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INTRODUCCION Cuando pensamos en la energía solar, la luz y el calor son dos manifestaciones fáciles de identificar. Lo que no es tan obvio es reconocer que la energía eólica (viento) depende, parcialmente, de la energía solar, ya que el viento es el resultado del movimiento de grandes masas de aire debido a: 1.

La rotación de la Tierra (de este a oeste) alrededor de su eje (nortesur). 2. Las diferencias térmicas en la atmósfera, y 3. El calentamiento (o enfriamiento) desigual entre el agua de los océanos y el de la masa continental debido a la presencia (o ausencia) del sol. El agua se calienta (y enfría) mucho más rápido que los terrenos cercanos a ella, creando durante el día (y la noche) una diferencia térmica entre ambos que provoca el movimiento del aire entre la tierra y el mar en direcciones opuestas durante esos períodos. Una parte de la energía solar que llega a la Tierra (Capítulo 1), puede ser transformada, directamente, en energía eléctrica. A este fenómeno se lo conoce como efecto fotovoltaico. A mediados del siglo XIX (1839) el físico francés Becquerel descubrió el efecto fotovoltaico, pero su mecanismo no fué entendido hasta 1905, cuando Albert Einsten presentó una explicación física para el mismo, la que fué corroborada experimentalmente por el físico norteamericano Millikan en 1920. Las aplicaciones prácticas (1954) aparecieron cuando los primeros satélites fueron lanzados al espacio. La necesidad de una fuente de energía eléctrica de larga vida y bajo peso sólo pudo ser resuelta con el uso de los paneles fotovoltaicos. Sin paneles fotovoltaicos sería imposible tener satélites de comunicaciones, la estación espacial o los robots que exploran hoy el planeta Marte. Hacia 1972 comienzan las primeras aplicaciones terrestres con instalaciones que proporcionan energía eléctrica a transmisores ubicados en lugares poco accesibles. Hoy día (2004) la producción, calidad, variedad y costo de los sistemas fotovoltaicos permite un uso más extendido de los mismos en los países desarrollados de Europa, Asia y América.

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INTRODUCCION Otro aspecto importante para el consumidor es que la industria que fabrica los componentes que se usan en un sistema fotovoltaico ha madurado muchísimo, ofreciendo productos de alta calidad y confiabilidad. El costo por watt instalado ha bajado a unos 5 dólares (EEUU), y nuevas tecnologías y métodos de fabricación disminuirán aún más este costo. Si bien este valor representa una reducción del 30% en los últimos 15 años, en países con bajo poder adquisitivo sigue siendo elevado. El problema se agudiza debido a la falta de créditos a largo plazo y bajo interés. Los inconvenientes económicos no deben demorar la oportunidad para difundir el conocimiento sobre el funcionamiento de estos sistemas, ya que en lugares remotos, donde la posibilidad de un servicio eléctrico es remota o inexistente, un sistema fotovoltaico es la única solución económica para tener energía eléctrica para bombear agua potable, activar un pequeño refrigerador que preserve medicamentos perecederos, o proveer un mínimo de iluminación y confort a poblados remotos. El conocimiento debe preceder la implementación de estos sistemas. Espero que este manual, cuya publicación es gratuita, permita a los lectores que tienen curiosidad sobre el tema, adquirir los conocimientos básicos que les permita experimentar con la construcción de sistemas de uno a varios paneles. Agradezco sinceramente el apoyo que me han brindado las compañías cuyos productos menciono en este manual, pero advierto a los lectores que la mención de un determinado producto no implica un endorso implícito del mismo.

Ing. Héctor L. Gasquet Austin, Texas

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ORGANIZACION DEL MANUAL Guía para su mejor utilización Este manual tiene catorce (14) capítulos y tres (3) apéndices. Mi intención fué la de proveer, en un solo libro, todo el material que un lector interesado en el tema podría necesitar, sin necesidad de obligarlo a recurrir a otros libros para reveer o aprender los conceptos esenciales sobre los circuitos de corriente continua (CC) o de corriente alterna (CA). El Apéndice I describe las leyes que gobiernan a un circuito eléctrico de CC y ofrece varios ejemplos de aplicación que facilitan el entendimiento de detalles que deben tenerse en cuenta en el diseño de un sistema FV de este tipo. El Apéndice II introduce el concepto de reactancia y desfasaje en los circuitos de CA, así como el de potencia útil y reactiva. El Apéndice III es totalmente complementario. Contiene temas sueltos sobre matemáticas (errores y aproximaciones, valores porcentuales y potencias de 10), unidades de medida del sistema inglés, aún usado en los EEUU, y sus correspondientes valores en el sistema métrico. Consideré que como una gran cantidad de productos son manufacturados en los EEUU, el conocimiento de estas unidades y sus factores de conversión era muy importante para entender las hojas de especificaciones de estos productos. De los catorce capítulos dedicados a entender un sistema FV, sólo el Capítulo 14 describe una aplicación en detalle: el bombeo de agua usando un sistema FV. El tema del agua, y en particular su carencia, me incitó a incorporar este capítulo. El Capítulo 1 es un capítulo de introducción, donde se explican los conceptos y unidades de medida de la radiación solar, incluyendo numerosos mapas que proporcionan datos sobre la radiación solar en las Américas. El Capítulo 2 introduce un diagrama en bloques para un sistema Fotovoltaico Básico (CC). Considero que la mejor manera de entender un sistema de este tipo es ir “de lo general a lo particular”. En este caso significa introducir el concepto de bloques funcionales, para luego seguir con la descripción detallallada de cada bloque. Los Capítulos 3 a 9 están dedicados a estas descripciones en detalles. En el Capítulo 10 se introduce los pasos que deben seguirse para diseñar un sistema FV básico como el descripto en el capítulo 2. El proceso de diseño no se presenta como un cartabón rígido, sino flexible, introduciéndose comentarios sobre posibles alternativas para el diseño, como la repercución de aumentar el número de baterías de acumulación o el de paneles. Entiendo que la introducción de estas variaciones, y su discusión, ayudarán al lector a desarrollar una capacidad de evaluación propia, la que le permitará introducir las variantes necesarias para abaratar su costo o incrementar su confiabilidad.

iii

ORGANIZACION El Capítulo 11 describe el diseño de un sistema fotovoltaico al que se añaden consumos de CA. El Capítulo 12 trata los detalles prácticos que deben tenerse en cuenta al instalar un sistema fotovoltaico (FV). El Capítulo 13 complementa los conocimientos de instalación describiendo cómo ésta debe ser mantenida. Cómo leer Si el lector no tiene ningún conocimiento técnico sobre circuitos, o desea este refrescarlos, debe comenzar con la lectura de los Apéndices I y II. manual Para aquellos lectores que ya poseen conocimientos técnicos sugiero que comiencen la lectura de este manual desde la Introducción, ya que en ella se vuelcan conceptos importantes. Como los capítulos que describen en detalle los componentes de un bloque son independientes entre sí, se tiene la oportunidad de reveer el contenido de cada uno de ellos en forma rápida. Agradecimiento

Quiero agradecer al Sr. Richard Perez, de la revista Home Power, así como al personal técnico de las compañías Trojan, Exeltech y muchas otras, las que colaboraron contestando mis pedidos de ayuda.

Nota Final

Espero que mi esfuerzo se vea compensado con la instalación, en algún lugar de Latino-América, de un sistema FV en acción, construído y mantenido por un técnico local, cambiando el estándar de vida de un hogar o un poblado.

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INDICE Páginas INTRODUCCION

i - ii

ORGANIZACION DEL MANUAL

iii - iv

INDICE

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CAPITULO 1-

LA RADIACION SOLAR

CAPITULO 2-

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

19 - 24

CAPITULO 3-

LA CELULA FOTOVOLTAICA

25 - 32

CAPITULO 4-

EL PANEL FOTOVOLTAICO

33 - 46

CAPITULO 5-

BATERIAS RECARGABLES

47 - 56

CAPITULO 6-

BATERIAS SOLARES

57 - 66

CAPITULO 7-

CONTROL DE CARGA

67 - 78

CAPITULO 8-

CABLES DE CONECCION

79 - 86

CAPITULO 9-

COMPONENTES AUXILIARES

87 - 104

CAPITULO 10-

DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC)

105 - 116

CAPITULO 11-

DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA)

117 - 128

CAPITULO 12-

INSTALACION DE SISTEMAS

129 - 144

CAPITULO 13-

MANTENIMIENTO DE SISTEMAS

145 - 156

CAPITULO 14-

BOMBEO DE AGUA

157 - 174

APENDICE I-

CIRCUITOS DE CONTINUA

AI 1

APENDICE II-

CIRCUITOS DE ALTERNA

AII 1 - AII 12

APENDICE III-

TEMAS SUELTOS

AIII 1 - AIII 12

v

1 - 18

- AI 16

1

CAPITULO 1

LA RADIACION SOLAR Advertencia

En este capítulo debo usar potencias de 10 y terminología asociada con esos valores. Si Ud no está familiarizado con el tema, o con el concepto de largo de onda, lea el material en el Apéndice III.

La luz, no importa su origen (solar, foco incandescente o fluorescente) es el Espectro visible resultado de radiaciones electromagnéticas de muy alta frecuencia. La parte visible de la luz solar está contenida dentro de un determinado grupo de frecuencias, al que se lo denomina espectro visible (Figura 1.1). La distinta tonalidad de blanco que se observa para la luz emitida por un foco incandescente, un tubo fluorecente o la luz solar obedece a que el espectro visible no es el mismo para esas tres fuentes luminosas (Figura 1.2). Como veremos en este capítulo, el espectro de la luz solar varía constantemente. Ultravioleta

Infrarojo

750

600

500

430

λ nm F THz

Figura 1.1- Longitud de onda y frecuencia (espectro visible)

La manera de presentar un espectro es usar un sistema cartesiano (dos ejes a Gráfica 90°), donde el eje horizontal muestra las longitudes de onda que lo integran, y el del espectro eje vertical la cantidad porcentual de la energía máxima que corresponde a una dada longitud de onda (Figura 1.2). En el Apéndice III se muestra que: λ= c / f

(1.1)

Donde c es una constante universal (la velocidad de propagación de la luz en el vacío). Esta expresión establece una relación inversa entre los valores de la longitud de onda y la frecuencia, ya que el valor de λ se incrementa cuando el de la frecuencia disminuye y viceversa. Las frecuencias más altas en la Figura 1.1 corresponden al color violeta; las más bajas al rojo. El rango de frecuencias visibles corresponde al orden de los THz (Tera hertzs).

2

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR Nota: La radiación de calor (no visible) corresponde a la radiación infraroja (por debajo de la frecuencia del rojo). La radiación (no visible) del violeta corresponden a la radiación ultravioleta (por encima de la frecuencia del violeta). Debo hacer notar que el espectro solar ilustrado en la Figura 1.2 está restringido al rango visible de la luz solar y corresponde al de un sol que ha alcanzado el zenit (posición más alta sobre el horizonte), con un cielo sin nubes.

Energía Porcentual

Lámpara incandescente (tungsteno)

Lámpara fluorescente

Luz solar al alcanzar el Zenit

λ (nanometros) Fig. 1.2- Diferentes espectros luminosos

Cuando la luz solar atraviesa la atmósfera, su espectro se ve alterado por la Variación espectral absorción, reflección y dispersión de los rayos solares que toma lugar debido al choque de los fotones con minúsculas partículas en suspensión, o átomos de diferentes gases, así como de agua (nubes). La luz del sol para un día nublado tiene menos energía pues algunas frecuencias han sido atenuadas o absorbidas. Este mecanismo se intensifica cuando los rayos solares deben atravesar mayores distancias, y explica el cambio tonal de la luz solar durante su recorrido diurno. El espectro solar que ven las células fotovoltaicas de un satétile espacial no sólo es diferente al de la luz que llega a la Tierra, pero más intenso. Terminología A) Términos usados en las especificaciones Masa de aire (M) Este térmico define, indirectamente, la distancia entre la altura del sol respecto al horizonte y un observador fijo sobre la Tierra. Cuando el sol ha alcanzado el zenit, la distancia entre el observador y el sol es mínima, ya que los rayos solares caen formando un ángulo de 90° respecto al horizonte. Cuando el sol está más cercano al horizonte, la masa de aire (M) crece, y la distancia que deben atravesar los rayos para alcanzar la posición del observador se incrementa. La Figura 1.3 ilustra este concepto.

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR M1,5

M1

M1,25

Zenit M3

M6

α Observador

NOTA: Las distancias no están en escala

Fig. 1.3- Masa de Aire A la posición del zenit se le asigna, como referencia, una masa de aire unitaria (M1). Para cualquier otra distancia la masa de aire estará dada por la expresión: Masa de Aire = 1 / cosα

(1.2)

donde α es el ángulo formado entre la posición de zenit y la posición del sol en el momento de la observación. Dado que el valor del coseno de un ángulo varía entre 1 y 0 cuando el ángulo varía entre 0 y 90°, cuando el valor de α crece, el valor de su coseno disminuye, siendo siempre menor que la unidad. La inversa de ese valor (1/ cosα) representa un valor que crece entre 1 e infinito. Si se conoce la masa de aire, el ángulo α puede ser calculado de la expresión anterior, obteniéndose que: cosα = 1 / Masa de Aire (1.3) y α = arc cos (1/M) (1.4) donde arc cos es el valor del êngulo cuyo coseno es el valor entre paréntesis. Se deduce así que una masa de aire de valor 1,5 corresponde a un ángulo cuyo coseno tiene un valor de 0,6666, o sea unos 48°. Los valores correspondientes a los ángulos (+/-) α tienen el mismo valor, ya que cos α = cos -α . El valor M0 está reservado para el espectro luminoso fuera de la atmósfera y no puede ser derivado de la expresión (1.2). La fuente luminosa usada para medir la potencia máxima de salida de un panel FV tiene un espectro luminoso correspondiente a M1,5. Este valor es uno de los parámetros de medición que han sido adoptado como éstandar para evaluar la potencia eléctrica máxima (pico) de salida de un panel FV. Irradiación Irradiación es el valor de la potencia luminosa (energía/unidad de tiempo) que recibe una superficie de 1m2 en un determinado instante. Cuando la masa de aire es de 1,5 la potencia de la radiación solar es de 1 KW/m2 (cielo claro). Este valor, conocido con el nombre de SOL, es otro de los parámetros de medición que han sido estandarizados para evaluar la potencia de salida máxima de un panel. Recordando que 1m2 = 10.000 cm2, y que 1 KW = 1.000 W, se tiene que:

3

4

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR 1 SOL = 1 KW/m2 = 100 milliwatts/cm2 Las dos cantidades son usadas, indistintamente, en las especificaciones de paneles FVs. B) Términos usados en el diseño Insolación. La cantidad de energía solar (directa y reflejada) que se recibe durante la duración del día, en un punto determinado del planeta, sobre una superficie colectora horizontal de 1m2, recibe el nombre de insolación. El término deriva de la palabra inglesa insolation, la que, a su vez, representa un acronismo derivado de tres palabras del mismo idioma: incident solar radiation (radiación solar incidente).

Se usan diferentes unidades para expresar el valor de la insolación de un Unidades de lugar. La más conveniente para nuestra aplicación es el Kilowat.hora por metro medida cuadrado (KWh/m2), o su valor equivalente en miliwat.hora por centímetro cuadrado (mWh/cm2). Si la energía del sol se utilizare para calentar agua, resultará más conveniente usar como unidad para el diseño las calorías por metro cuadrado (Cal/m2 ) o los Btu/f2 (British thermal unit por pié cuadrado). Consulte el Apéndice III para ver sus valores equivalentes.

La especificación de un panel FV nos dá el valor máximo de potencia que Valor promedio éste puede generar, pero la duración de la luz solar varía día a día y momento a momento, dificultando el cálculo de la energía diaria (potencia por tiempo) que puede generarse. Este obstáculo puede solucionarse si la duración del día solar se reduce a un valor promedio fijo que contemple las variaciones en el valor de la insolación para esa locación y estación del año. Por definición, un valor promedio debe ser obtenido llevando a cabo mediciones en ese lugar durante un largo período de tiempo. Esta última condición asegura que no habrá distorsiones cuando se midan variaciones estacionales desusuales para un determinado año. Un período mínimo de diez (10) años de mediciones diarias de la insolación son necesarios para generar un valor confiable, que posteriormente puede ser actualizado cuando la acumulación de mediciones posteriores indiquen que el promedio anterior necesita una corrección. Dado que es imposible medir todos los puntos en la Tierra, existen programas que calculan el valor promedio para zonas ubicadas entre locaciones donde se realizaron medidas. El Día Solar (DS) representa el valor promedio de horas, del total de horas Día Solar (DS) entre el amanecer y el anochecer, durante el cual un sol “equivalente” (con radiación constante de 1 SOL) es capaz de generar la misma cantidad de energía que el sol verdadero entrega, en promedio, en esa locación, para esa época del año. Como ejemplo, supongamos que en una locación el valor de insolación estacional promedio es de 5 KWh/m2/día. Desde el punto de vista energético (potencia por tiempo) podemos asumir un DS de 5horas, con una irradiación constante de 1KW/m2, ya que el producto 5hrs/día x 1KW/m2 representa el mismo valor energético de insolación.

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Irradiación: 1 Sol Energía promedio: 5KWh/m2/día

5

Horas

Fig. 1.4- Día Solar de 5 horas La Figura 1.4 ilustra, en forma gráfica, el significado de esta equivalencia. La superficie del rectángulo representa la energía solar promedio medida. Los valores de insolación promedio, para una dada locación, se obtienen Datos sobre usando colectores fijos con varios ángulos de inclinación (Figura 1.5) para la el DS superficie colectora: horizontal (0°), latitud del lugar menos 15°, latitud, latitud más 15°, y vertical (90°). Estos datos son complementados con mediciones tomadas usando superficies colectoras móviles, las que son montadas en aparatos que, automáticamente, siguen la trayectoria del sol. La información proporciona, asimismo, valores de insolación máxima y mínima registrados mensualmente en esa zona, así como datos metereológicos: temperaturas máxima y mínima para el lugar, porciento de humedad relativa, y velocidad promedio del viento. Un dato importante, el de los días consecutivos sin sol, no forma parte de la información, a pesar de su importancia para el cálculo del tamaño del banco de baterías, como veremos más adelante. Angulo de inclinación e incidencia

El ángulo de inclinación (α) es el formado entre la superficie colectora y la horizontal del lugar (Figura 1.5). Para un dado valor del ángulo de inclinación, dependiendo de la position del sol sobre el horizonte, existirá un valor para el ángulo de incidencia (β) que forma la perpendicular a la superfice de colección con los rayos incidentes. Rayo Incidente P β Panel FV

α

Horizontal

α Angulo de inclinación β Angulo de incidencia

P Perpendicular a la superficie del panel

Fig. 1.5- Angulo de inclinación y de incidencia

5

6

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR La energía a colectarse aumenta cuando β es cero (rayos incidentes perpendiculares al panel). En la práctica es imposible alcanzar este valor, durante todo el año, usando un panel fijo. Si asumimos que el ángulo de incidencia de la Figura 1.5 corresponde a la posición del zenit para una de las estaciones extremas (invierno o verano), el valor de β puede hacerse cero alterando la inclinación del panel. Esta proposición no es muy práctica en la mayoría de los casos. Es preferible dar al ángulo de inclinación (α) un valor igual al de la latitud del lugar más 15° (posición favorable para el invierno) y aceptar una pequeña pérdida energética durante el verano. Otro aspecto que debe tenerse en consideración es que, dependiendo de la latitud en donde Ud viva, la diferencia estacional en la altura del sol al alcanzar el zenit puede ofrecer cambios substanciales o mínimos, de manera que la necesidad de ajustar el ángulo de inclinación del panel puede no requerirse, o ser necesaria sólo dos veces al año. Un ejemplo de ajuste nulo se tiene cuando los paneles son instalados en zonas cercanas a los polos, como ocurre en el norte de los países escandinavos, o en la Antártida. Para estas instalaciones un ángulo fijo (cercanos a la vertical) es suficiente, dado que la altura del sol no cambia substancialmente durante el verano polar. Las Figuras 1.6 a 1.17 muestran los valores para el Día Solar Promedio en el Valores para continente americano, durante un año, para tres ángulos de inclinación: • Un ángulo igual al de la latitud del lugar. el DS • Un ángulo igual a la latitud del lugar más 15°. • Un ángulo igual a la latitud del lugar menos 15°. Estos valores permitirán al lector apreciar la necesidad de tener un colector fijo, adjustable o con seguidor automático. Nota: En estos mapas se usa el punto, en lugar de la coma, para separar la cantidad decimal, notación típica de los EEUU de América, donde esta information tiene origen.

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 6 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD Norte del Ecuador: Primavera Sur del Ecuador: Otoño

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 7 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD + 15° Norte del Ecuador: Primavera Sur del Ecuador:

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 8 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD - 15° Norte del Ecuador: Primavera Sur del Ecuador: Otoño

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 9 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD Norte del Ecuador: Verano Sur del Ecuador: Invierno

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 10 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD + 15° Norte del Ecuador: Verano Sur del Ecuador: Invierno

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1.11 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD - 15° Norte del Ecuador: Verano Sur del Ecuador: Invierno

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 12 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD Norte del Ecuador: Otoño Sur del Ecuador: Primavera

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 13 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD + 15° Norte del Ecuador: Otoño Sur del Ecuador: Primavera

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 14 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD - 15° Norte del Ecuador: Otoño Sur del Ecuador: Primavera

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 15 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD Norte del Ecuador: Invierno Sur del Ecuador: Verano

CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1.1 6 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD + 15° Norte del Ecuador: Invierno Sur del Ecuador: Verano

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CAPITULO 1- LA RADIACION SOLAR

Fig. 1. 17 - DURACION DE LA RADIACION SOLAR PROMEDIO Inclinación: LATITUD - 15° Norte del Ecuador: Invierno Sur del Ecuador: Verano

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CAPITULO 2

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Sistema Un sistema FV es el resultado de la integración de varios bloques funcionales, con Fotovoltaico el fin de suplir, diariamente, la energía eléctrica requerida por la carga (consumo). Esta definición es la misma que corresponde al servicio domiciliario de una usina generadora tradicional. La diferencia fundamental es que en un sistema FV el “combustible” es la energía solar. Por ahora es importante destacar dos conceptos que están implícitos en la definición: ¾ ¾

La carga eléctrica determina que bloques funcionales deben formar parte del sistema. Diariamente, el sistema deberá mantener un balance energético entre la cantidad generada y la consumida. Al analizar el diseño veremos que el costo del sistema se incrementa cuando el balance energético debe mantenerse durante períodos de insolación baja o nula.

Carga Dos valores, variables de sistema a sistema, determinan el valor de una carga eléctrica: eléctrica el tipo y el régimen de carga. Tipos de carga

Existen tres tipos de carga (consumo): CC, CA o mixta (CC y CA).

Régimen de carga

El régimen de carga estará definido cuando se conozcan los valores de tres variables: ™ ™ ™

Cantidad

La cantidad de energía que la carga requiere por día. El período del día durante el cual se usará esa energía. El valor máximo (pico) que alcance el consumo.

La cantidad de energía, medida en Wh/día ó KWh/día, dependiendo del consumo, estará determinada por la cantidad y tipo de aparatos a conectarse, así como también de las horas diarias en que permanezcan activos. La energía a generarse (acumularse) depende del período de consumo, el que puede

Período ser: ™ ™ ™

Diurno, el que no requiere un bloque de acumulación. Nocturno, el que requiere un bloque de acumulación. Continuo, día y noche, el que también requiere un bloque de acumulación.

CAPITULO 2- SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

20 Ejemplos

El bombeo de agua, el que se lleva a cabo durante el día, es un ejemplo de consumo diurno. Otra aplicación diurna es un sistema FV doméstico que está permanentemente conectado a la red domiciliaria. Estos sistemas son muy populares en Europa y los EEUU, donde existen leyes que les permiten a sus dueños vender el exceso de generación a la compañía proveedora de electricidad. La contabilidad energética es instantánea ya que se usan medidores que giran en ambas direcciones. El beneficio es mutuo; la compañía ahorra el costo de expansión de la usina generadora, el consumidor abarata el costo de su suministro. En lugares donde no existe una red eléctrica, el consumo diario suele ser nocturno. Estos sistemas generan, durante el día, la energía eléctrica que será utilizada durante parte de la noche para iluminar habitaciones y para recreación (televisión y radio). Una boya marina ó una cartelera iluminada al borde de un camino, son otros ejemplos de consumos nocturnos. Si un sistema FV debe abastecer un transmisor telefónico en un lugar remoto, o una refrigeradora eléctrica, el régimen de uso será continuo, ya que deberá proveer energía durante las 24 horas del día.

Por último, el diseñador debe analizar si el régimen de carga requiere una Consumo potencia constante, o si existen demandas temporarias donde varias cargas eléctricas pico deben ser alimentadas al mismo tiempo, durante un período de tiempo. Esta última característica (consumo pico), si no puede ser evitada, deberá ser satisfecha o el sistema tendrá un déficit energético. Nota: Más adelante introduciremos otra variación de consumo instantánea: el transitorio de línea. El más básico de los sistemas FVs es el de régimen diurno, donde no se Sistema nocturno requiere un banco de baterías de reserva. Sin embargo, una aplicación muy popular es la instalación de un sistema FV nocturno con cargas de CC y por ello comenzaré con la descripción de un sistema de este tipo. La Figura 2.1 ilustra los bloques funcionales que integran este tipo de sistema, así como los componentes usados comúnmente en cada bloque functional. Bloque de Generación

2

Bloque de Acumulación

3

1

Carga

5

7

+ -

+

4 6

1. Protección contra rayos 2. Paneles FVs

8

3. Control de Carga

5. Fusible de protección

7. Caja de entrada con fusibles

4. Banco de Baterías

6. Monitor de Carga

8. Toma de tierra

Figura 2.1- Sistema FV nocturno

CAPITULO 2 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS El análisis que haré en este capítulo es del tipo cualitativo, ya que el propósito es introducir las ideas fundamentales asociadas con cada bloque en el sistema. Debo destacar que un bloque que no es obvio es el Cableado de interconección, el que está distribuído en todo el sistema. Los paneles FVs forman este bloque. El número de ellos dependerá de varios Bloque Generador factores. Entre ellos, los más obvios, son: ⇒ El valor promedio de la insolación del lugar (DS), ⇒ La carga (régimen y tipo), ⇒ La máxima potencia nominal de salida del panel seleccionado. Los paneles deben tener una efectiva protección contra rayos, como veremos en detalle al hablar de la instalación del sistema. El bloque de generación actúa como un generador de CC, ya que un panel FV sólo genera voltaje de este tipo. Pérdidas

Cuando un tipo de energía (luz solar) se transforma en otro tipo (energía eléctrica) la transformación no puede llevarse a cabo sin que ocurran pérdidas. Al estudiar las baterías de acumulación (Capítulos 5 y 6), donde la energía química se transforma en eléctrica durante la descarga y la eléctrica en química durante la carga, veremos que ambas transformaciones de energía se llevan a cabo con pérdidas. Como las pérdidas son siempre parte de una transformación energética, sólo un porciento de la energía luminosa recibida se convertirá en energía eléctrica, de la cual sólo un porciento podrá ser acumulada como energía química en las baterías. De la energía acumulada, sólo un porciento podrá ser transferida a la carga como energía eléctrica, donde sólo un porciento se transforma en energía útil. A estas pérdidas de transformación deben sumarse las pérdidas de energía transformada en calor en los cables de conección y en los componentes que integran el sistema. Este párrafo aparece como desalentador, pero el lector debe tener presente que una usina de electricidad está afectada por pérdidas similares.

Nota: Es evidente entonces que el diseñador deberá estimar las pérdidas del sistema y agregarlas a la parte generadora, a fin de no perder el balance entre generación y consumo.

El bloque de Acumulación contiene tres componentes: el control de carga, Bloque de Acumulación el banco de baterías, y el fusible de protección. El monitor de carga, como veremos a continuación, puede formar parte del control de carga o convertirse en un componente adicional. Nota: Un sistema diurno, a pesar de no tener un bloque de acumulación, tiene un control entre los paneles y la carga, pero los requerimientos de diseño son diferentes, como veremos en el Capítulo 14. El control de carga usado en el sistema nocturno de la Figura 2.1 cumple varias funciones:

21

CAPITULO 2- SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

22

ƒ ƒ ƒ ƒ ƒ

Evita la descarga de las baterías a través de los paneles durante la noche, cuando el voltaje de salida del panel FV es nulo. Evita la sobrecarga de las baterías, lo que acorta la vida útil de las mismas. Provee el régimen de carga más apropiado para un dado tipo de acumulador. Mantiene abierto el circuito de carga si el voltaje de salida de los paneles es menor que el del banco de acumulación. Provee funciones auxiliares, como la del monitoreo del nivel de carga del banco de reserva y otras que son opcionales.

El banco de baterías usa un tipo especial de batería llamada batería solar (Capítulo 6). Estas baterías se ofrecen en versiones de 6 y 12V. Una batería solar es una batería diseñada para soportar niveles de descarga profundos durante muchos ciclos de carga y descarga. El diagrama de la Figura 2.1 muestra dos baterías de 6V conectadas en serie, en un sistema de 12V nominales. El fusible de baterías es incorporado al sistema como un elemento de seguridad. Aún cuando el banco consista de una sola unidad, un cortocircuito accidental entre los bornes de salida hará que la corriente que circula por la batería alcance valores de miles de amperes, por varios segundos. Este altísimo valor de corriente acelera la reacción química y la disipación de calor dentro de la unidad, la que varía con el cuadrado del valor de la corriente. Los gases generados no podrán escapar en su totalidad, llegando a producir una violenta explosión. Como las baterías utilizan electrolitos altamente corrosivos, las consecuencias pueden ser trágicas. Cortocircuitos que no terminan en explosiones acortan la vida útil de las baterías y pueden dañar, asimismo, la aislación de los cables de conección (excesivas pérdidas de calor). Nota: Si el control de carga no ofrece ninguna capacidad de monitoreo, desusual en la actualidad, Ud deberá incorporar un componente que performe esta función, ya que es imprescindible saber el estado de carga del banco de acumulación si se quiere extender la vida útil del mismo (Capítulo 13). El bloque de Carga comprende los circuitos de entrada y alimentación dentro Bloque de Carga de la casa. La caja de fusibles hace posible la fragmentación del consumo, permitiendo el uso de cables de menor diámetro (y costo), los que son más fáciles de instalar. Otra ventaja es que se evita quedarse sin electricidad en toda la casa cuando se produce un desperfecto eléctrico en una zona de la misma. La conección a tierra a la entrada de la carga es una norma de seguridad para los usuarios del sistema, así como una buena práctica de instalación para cualquier tipo de sistema. Cableado

El bloque de Cableado (Capítulo 8) es considerado uno de los bloques básicos del sistema porque el dimensionamiento del mismo tiene un rol muy importante en la reducción de pérdidas por calor. Deberá recordarse que para un dado régimen de carga (Watts), la corriente disminuye cuando el voltaje del sistema se incrementa. En la práctica muchos de los aparatos de CC son fabricados para 12 V, de manera que este voltaje se ha convertido, por necesidad, en el más popular en sistemas con cargas de CC.

CAPITULO 2 - SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Cuando el consumo se incrementa, la corriente de carga también aumenta, necesitándose cables de mayor diámetro y costo, los que son más difíciles de conectar. Si se llega a esta condición, se necesita reveer el diseño. La selección del conductor a usarse debe ser hecha teniendo en cuenta varios factores. Los más importantes son: la capacidad del cable de manejar la corriente máxima que debe circular por el mismo, el tipo de aislación, el tipo de conductor (sólido o multi-alambre) y, por último, el material con que está hecho el conductor. Costo

El costo de los paneles y las baterías en este tipo de sistema son los que más influyen en el costo de adquisición (costo inicial). La vida útil de los paneles excede los 20 años, de manera que el costo a largo plazo estará influenciado por el costo de reemplazo del banco de baterías. Para estimar este costo asuma una vida útil de diez (10) años, lo que implica que en veinte (20) años de uso deberá cambiar el banco de baterías al menos una vez. Los diez (10) años estimados para la vida útil de las baterías sólo serán posible si éstas no sufren excesivo abuso y el sistema ha sido diseñado correctamente. La vida útil de los cables iguala a la de los paneles FVs, siempre que se tomen precauciones para evitar o dismunuír la acción de la radiación ultravioleta en los cables a la intemperie, la que deteriora la cubierta aisladora. La acción destructiva de roedores y algunas especies de hormigas, o la selección incorrecta del cable conductor son factores que contribuyen, en muchas instalaciones, a acortar la vida útil de los conductores. El resto de los componentes tienen, aproximadamente, la vida útil de los paneles. Muchos de estos componentes utilizan semi-conductores los que soportan una temperatura máxima de trabajo. Para alargar su vida útil siempre elija lugares con una temperatura ambiente cercana a la requerida por el fabricante, y permita la libre circulación del aire a su alrededor.

Economía

El costo inicial asociado con un sistema FV que reemplace el servicio que le brinda la usina eléctrica local es muy alto para que resulte económico. Tenga presente que cuando Ud instala un sistema FV se convierte en el dueño de una pequeña usina eléctrica, teniendo que enfrentar los costos iniciales de materiales e instalación, así como los de mantenimiento. La instalación de los sistemas diurnos mencionados al principio de este capítulo sólo resulta atractiva cuando cuando se ofrece una compensación promocional que cubra entre el 15 y el 20% del costo inicial. En la actualidad los sistemas FVs domésticos que resultan económicos son aquellos que se instalan en lugares remotos donde la posibilidad de una red de alimentación domiciliaria es prácticamente nula, o donde el costo de la extensión de una línea cercana es cercano al del sistema FV.

Comentarios

Para cerrar este capítulo de introducción a los sistemas FVs considero necesario comentar sobre actitudes erróneas tomadas por aquellos que instalan pequeños sistemas (uno a tres paneles). Como estos sistemas son usados por personas de bajos recursos, existe la tentación de considerar como redundantes algunos de los componentes descriptos en este manual, o substituír un componente por otro que no es el adecuado.

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CAPITULO 2- SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Esta actitud resulta en una falsa economía que se traduce en sistemas con altos costos de mantenimiento y, en algunas circunstancias, peligrosos. Irónicamente, en un sistema pequeño, debido a la falta de redundancia, el conocimiento del estado de carga de las baterías, así como la calidad de este componente, resultan ser más críticos que en un sistema con mayor reserva. Desde el punto de vista de la seguridad, el cortocircuito de una batería puede tener consecuencias desastrosas si ésta está ubicada dentro de la zona habitacional, sin protección alguna. Por favor! Use el sentido común y evalúe cuidadosamente las consecuencias asociadas con la supresión o substitución de componentes. Espero que este manual ayude con sus comentarios a desarrollar en el lector la capacidad para diseñar un sistema económico, sin comprometer la seguridad o la vida útil del mismo.

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CAPITULO 3

LA CELULA FOTOVOLTAICA Fotovoltaico

La palabra fotovoltaico(a) está formada por la combinación de dos palabras, una de origen griego: foto, que significa luz, y la otra voltaico que significa eléctrico. El nombre resume la acción de estas células: transfomar, directamente, la energía luminosa en energía eléctrica.

La transformación de la energía luminosa en eléctrica toma lugar en la Fenómeno naturaleza durante el proceso de fotosíntesis, pero desde el punto de vista práctico fotovoltaico (menores pérdidas) sólo tiene valor comercial la que toma lugar dentro de un diodo semiconductor. Como el proceso de elaboración de estos diodos precede al de la manufactura de las células FVs, las unidades tienen un alto grado de repetibilidad. Las células FVs son manufacturadas usando diferentes materiales y procesos para crear los diodos, ya que los fabricantes continúan explorando la manera de abaratar el costo o incrementar la eficiencia de conversión de las mismas. Cuando la luz solar incidente tiene la energía y el espectro luminoso necesario para alterar el estado de equilibrio de la juntura N-P en estos diodos, se genera un exceso de cargas libres, las que pueden sostener una corriente, si se cierra el circuito externo. Para aquellos lectores que quieren conocer el fenómeno con mayor detalle, paso a darles un resumen sobre el tema. Dado que el fenómeno FV toma lugar dentro de un semiconductor, se hace Conductores necesario entender que hace que un material sea un buen conductor, un buen aislante y aislantes (no-conductor) y, por último, un semiconductor. La corriente eléctrica, por definición, es la cantidad de cargas que circulan por unidad de tiempo. Cuando se aplica un voltaje entre los extremos de un material, se crea un campo eléctrico dentro del mismo. Los electrones ubicados en la órbita exterior del átomo de este material, la más lejana del núcleo, estarán sometidos a una fuerza cuyo valor está dado por la expresión: F=qxE

(3.1)

Donde q es el valor de la carga (en Coulombs) y E es el valor del campo eléctrico en V/m. ¿Qué determina la conducción (o no-conducción) en un material? La respuesta es: la estructura atómica de la substancia. En materiales conductores, como el cobre, el aluminio o el grafito, los electrones de la banda externa tienen mucha movilidad, ya que están saltando de átomo a átomo, aún a la temperatura ambiente.

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CAPITULO 3

- LA CELULA FV

Bajo la acción de un campo eléctrico (voltaje entre los extremos) la fuerza dada por la expresión 3.1 los pone en movimiento. El valor de la conductividad (inversa de la resistividad) es elevado en estos materiales . En materiales aislantes, como el vidrio, el diamante o la porcelana, aún con elevados valores del campo eléctrico (altos voltajes) la fuerza que se ejerce sobre los electrones de la órbita externa no es suficiente para desplazarlos y establecer una corriente, ya que su movilidad es prácticamente nula. Observe el lector que en los ejemplos he usado, a propósito, dos formas cristalinas distintas para el carbón: el grafito (conductor) y el diamante (aislante) para mostrar cómo la estructura interna de la substancia determina la movilidad de las cargas en la misma. Cuando el átomo de una substancia pierde un electrón, se transforma en una Par negativo/ carga positiva. La pérdida de un electrón crea, en efecto, dos cargas dentro del positivo material: una negativa (electrón libre) y otra positiva (resto del átomo). En substancias como el germanio (Ge) y el silicio (Si) los electrones de la Estructuras cristalinas capa exterior de un átomo son compartidos por átomos adjacentes (Figura 3.1) formando una estructura fija rígida (cristalina) en donde los electrones carecen de movilidad. Por eso el germanio y el silicio puro son substancias aislantes.

Figura 3.1- Estructura cristalina Si en un cristal de este tipo logramos incorporar átomos de otras substancias, Semi conductores aún en proporciones muy pequeñas, la conductividad de estos materiales varía drásticamente, convirtiéndolos en semiconductores. Estos materiales tienen un valor de conductividad que los sitúan entre los aisladores y los conductores de corriente. Si la substancia que se introduce tiene la capacidad de ceder electrones, Areas N y P éstos se convierten en la carga mayoritaria en esa zona (semiconductor tipo N). Si, por el contrario, los átomos de la substancia que se introduce son ávidos de electrones, la mayoría de los átomos en esta zona tendrán cargas positivas libres (tipo P). A estas cargas se las denominan hoyos (holes en inglés) ya que el electrón tomado deja un vacío (hoyo) en el átomo que lo cedió. A las substancias que se usan para alterar la conductividad del cristal puro se las conocen como dopantes (dopants, en inglés).

CAPITULO 3 - LA CELULA FV El proceso de introducción de átomos que ceden o toman electrones, difusión, Difusión por se ha convertido en un proceso robotizado, en donde los átomos de las substancias implantación dopantes se introducen usando cañones eléctrónicos que bombardean los cristales (proceso de implantación). La industria usa el cristal de silicio (Si) porque su comportamiento a altas temperaturas es superior al del germanio (Ge). Quizá en el futuro haya células FVs hechas con diamantes, ya que se han descubierto varios procesos para fabricarlos en cantidad y a bajo precio, pero no se ha investigado como llevar adelante el proceso de difusión. Este material, carbón, es superior al sicilio cuando la temperatura ambiente es elevada. Juntura N-P El proceso de difusión es repetitivo, de manera que pueden crearse zonas Juntura cuasi-conductoras, aisladoras o semiconductoras con diferentes cargas mayoritarias. N-P Esto permite crear dos zonas cuasi-conductoras en los extremos del diodo, las que sirven para anclar los conectores externos, así como dos zonas adyacentes, una del tipo N; la otra del tipo P. La zona entre estas dos regiones se denomina juntura (junction, en inglés). Nota: Observe el lector que la letra N se correlaciona con negativo y la letra P con positivo, Nota: indicando cual es la carga mayoritaria en cada zona. Estado de equilibrio La teoría muestra que las cargas mayoritarias (electrones de un lado y hoyos Estado de del otro) no permanencen inmóviles, desplazándose hacia la zona adjacente, donde equilibrio la concentración es baja. Este desplazamiento de cargas (corrientes de desplazamiento) acumula cargas positivas en la zona N y negativas en la zona P, creando una diferencia de potencial en la juntura, la que establece un campo eléctrico (E). El proceso migratorio continúa hasta que se vé interrumpido cuando el valor del potential alcanza lo que se denomina el nivel de Fermi para esa substancia. El campo eléctrico E (V/distancia) en esta zona tendrá un valor elevado, ya que la juntura tiene muy pequeño espesor, . La Figura 3.2 muestra el estado de equilibrio para una juntura N-P. Juntura (sin cargas) Cargas Negativas

Cargas Positivas

Zona cuasi-conductora

Tipo N

+

-

-

+

F= -e x E

Zona cuasi-conductora

+

Tipo P

F= +h x E E

V Diferencia de Voltaje 0

Fig. 3.2- Juntura N-P en Equilibrio

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CAPITULO 3

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- LA CELULA FV

Nota: En la expresión (3.1) la dirección de la fuerza depende del signo de la carga, de manera que los electrones y los hoyos se desplazan en sentidos opuestos. Cuando la luz solar que incide sobre la zona adyacente a la juntura tiene el Célula fotovoltaica espectro y nivel de energía requerido por el material (Si), el bombardeo de los fotones crea pares de cargas libres (Figura 3.3), los que se mueven libremente. Algunos de estos pares se recombinan (neutralizan) antes de migrar a la zona de juntura, pero un elevado porcentage de electrones del lado P y de hoyos del lado N serán impulsados a través de la juntura. La dirección del campo eléctrico E (Figura 3.2) hace que estas cargas no puedan volver, alterándose el estado de equilibrio. Las cargas libres están listas para sostener una corriente cuando se conecten el lado N y P a una carga eléctrica externa. Fotón

Fotón Rejilla de contacto

Zona cuasiconductora

Juntura N-P Material N Material P

Zona cuasiconductora

Substracto (sostén) Par de cargas libres

Par de cargas libres

Figura 3.3- Corte de una célula FV Eficiencia

La eficiencia de conversión (energía luminosa en eléctrica) está dada, en forma porcentual, por la expresión: ?%??= (Energía eléctrica de salida / Energía luminosa de entrada) x 100 (3.2) Donde ? (nu)??es el valor porcentual de la eficiencia.

El mercado ofrece numerosos tipos de células FVs. Algunas gozan de más Tipos de células FVs difusión que otras debido a que fueron introducidas hace largo tiempo atrás. Todas las células pertenecen a uno de los grupos mencionados a continuación: ‹ Mono-cristalinas. ‹ Poli-cristalinas. ‹ Amorfas. El orden dado es el mismo cuando se considera el costo o la eficiencia de conversión.

CAPITULO 3 - LA CELULA FV Estructura Las células de estructura mono-cristalina fueron las primeras en ser mono-cristalina manufacturadas, ya que se podían emplear las mismas técnicas usadas previamente en la fabricación de diodos y transistores. A este tipo de células, conocidas simplemente como cristalinas, se le asigna la abreviatura (cSi). El proceso de fabricación del cristal de silicio requiere un alto consumo de energía eléctrica, lo que eleva el costo de estas células, las que proporcionan los más altos valores de eficiencia. Recientemente, la compañía Sun-Power ha anunciado la introducción de una célula de cSi, sin rejilla de contacto frontal, la que tendría una eficiencia del 20% (máximo teórico: aprox. 25%). Estructura poli-cristalina La versión poli-cristalina (pSi) se obtiene fundiendo silicio de grado Estructura poli-cristalina industrial, el que se vierte en moldes rectangulares, de sección cuadrada. Como el costo del material y el procesado se simplifican, las células amorfas alcanzan un valor intermedio entre las cristalinas y las amorfas. La eficiencia ha ido creciendo, llegando a ofrecerse (Kyocera) células de pSi con eficiencia de conversión del 15%, un valor reservado pocos años atrás para las células de cSi. Identificación visual Las células de cSi se reconocen a simple vista, ya que su superficie es Identificación visual uniforme. Expuestas a la luz actúan como un espejo grisáceo. Las células policristalinas reflejan la luz en forma no uniforme, pudiéndose observar las imperfecciones en el cristal. Tienen, asimismo, una coloración azulada. La Figura 3.4 ilustra estos dos tipos, ambos con rejilla frontal de connección.

Cristalina (cSi)

Poli-cristalina (pSi) Figura 3.4- Células FVs

El otro tipo corresponde a las células amorfas (a=sin; morfo=forma). Como Estructura su nombre lo indica estas células no poseen una estructura cristalina. Precisamente amorfa esa simplificación en la estructura conduce a un abaratamiento drástico de las mismas. Es un hecho que cuando más se aleja la técnica de fabricación de una célula FV de la estructura cristalina pura, más defectos estructurales aparecerán en la substancia semiconductora, los que aumentan el atrapamiento de las cargas libres, disminuyendo la eficiencia de conversión. Para reducir este efecto, el espesor del material activo en estas células es diez (10) veces menor que el de una célula de cSi. Esto, a su vez, contribuye a bajar el costo.

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Multi Para compensar el bajo nivel de conversión los fabricantes adicionan junturas, junturas las que responden a diferentes frecuencias del espectro luminoso. La compañía UNISOLAR apila tres junturas. La primera responde a la zona del azul, la segunda al verde y la tercera al rojo, la de menor energía en el espectro. Los depósitos activos se hacen sobre una lámina continua de acero inoxidable de bajo espesor que permite que las células sean flexibles. Si se requiere una estructura rígida se les agrega un marco metálico. La compañía British Petroleum (BP) ofrece un modelo similar que usa dos capas conversoras en su línea Millennia™ . La Figura 3.6 muestra como las células de aSi pueden ser ofrecidas como paneles flexibles o rígidos.

Figura 3.5- Paneles hechos con células de aSi Estas pérdidas ocurren fuera del material semiconductor. Su mención y Pérdidas de energía análisis ayudarán al lector a entender algunos detalles auxiliares contenidos en las luminosa hojas de especificaciones. Consideraremos: ™ ¾

La reflectancia de la superficie colectora. El “sombreado” de los contactos.

™ La superficie colectora de una élula de cSi actúa como un espejo, reflejando hasta el 30% de la luz incidente. Para disminuír la reflectancia, la superficie de colección recibe una capa antireflectiva de monóxido de silicio (SiO), la que disminuye la reflectancia a un 10%. Una segunda capa baja la reflectancia a un 4%, pero incrementa el costo. La necesidad de una capa antireflectiva se extiende a todo tipo de células, si bien el tratamiento es diferente. ¾ El contacto ubicado sobre la superficie colectora utiliza una rejilla metálica, de trazos finos, la que contribuye a disminuír el área activa de la célula. A este problema se lo conoce como el “sombreado” de los contactos y no debe confundirse con el sombreado externo sobre el área colectora. Esta reducción, en células modernas, varía entre un 3 y un 5% de la superficie activa. Un fabricante ha anunciado la producción de células sin rejillas frontales (Sun Power).

CAPITULO 3 - LA CELULA FV

Voltaje, El voltaje de juntura depende exclusivamente del material usado (nivel de Corriente y Fermi para el cristal usado). Para las células de silicio este valor es de alrededor de Potencia 0,5 V. Como las cargas son impulsadas por un campo eléctrico fijo, el voltaje de una celda FV es de corriente continua (CC). Por lo tanto, hay un lado positivo (lado P) y otro negativo (lado N), asumiendo que la corriente circula en sentido opuesto al de los electrones. El valor de la corriente dependerá del valor de la carga, la irradiación solar, la superficie de la celda y el valor de su resistencia interna (Capítulo 4). En un instante determinado, la potencia eléctrica proporcionada por la célula FV está dada por el producto de los valores instantáneos del voltaje y la corriente de salida. Forma geométrica El método de fabricación determina, en gran parte, la forma geométrica de Forma geométrica la célula FV. Las primeras versiones de cSi eran redondas, pues el cristal puro tenía una sección circular. Versiones más recientes tienen forma cuadrada, o casi-cuadrada, donde las esquinas tienen vértices a 45°. Las células de pSi son cuadradas porque el molde donde se vierte el semiconductor fundido tiene esta forma. La forma cuadrada permite un mayor compactado de las mismas dentro del panel FV, disminuyendo la superficie que se necesita para colocar un determinado número de células (Figura 3.6).

Figura 3.6- Eficiencia de empaque

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- LA CELULA FV

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CAPITULO 4

EL PANEL FOTOVOLTAICO Panel FV

Debido a su fragilidad, las células FVs son vulnerables a la acción de los elementos naturales (lluvias, granizo, nieve, vientos, polvo, alta humedad, etc). Esta característica, sumada a la necesidad de ofrecer un voltaje de salida práctico (superior al ½V ), hacen necesario el uso de una estructura mecánica rígida y hermética que pueda contener un elevado número de células. El panel fotovoltaico cumple con ambos requisitos, facilitando además el transporte de la unidades, el coneccionado externo, y el montaje de la unidad a un sostén.

Estructura

Cada fabricante adopta una empaquetadura diferente al construír el panel FV. Sin embargo, ciertas características son communes a todos ellos, como el uso de una estructura “sandwich” (Figura 4.1), donde ambos lados de las células quedan mecánicamente protegidas. 1 2 3 5 4

6 7 8 3 Nota: Dimensiones no están en escala

Figura 4.1- Montaje típico de un panel FV El marco del panel (1) está hecho de aluminio anodizado, para evitar su oxidación. Su rigidez provee la presión necesaria para mantener juntas las partes que integran el “sandwich”. Los marcos tienen extensiones en ángulo recto, con perforaciones a lo largo del perímetro, las que facilitan su montaje a un sostén. La superficie colectora (2) tiene un vidrio templado o un plástico de alto impacto, con un alto valor de transmisividad para la luz incidente. Ambos materiales resisten severas granizadas y vientos portadores de arena o tierra. El uso del vidrio ofrece una acción autolimpiante, ya que la suciedad tiende a adherirse menos a su superficie.

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CAPITULO 4- EL PANEL FV Un material esponjoso (3) cumple con una doble función: proteger los bordes del vidrio y proveer un cierre hermético para el panel a lo largo del perímetro de la estructura. Todos los materiales expuestos a la luz solar son resistentes a la acción deteriorante de los rayos ultra-violetas. La junta selladora (4), colocada a lo largo del perímetro, contribuye a evitar la presencia de agua (humedad) dentro del panel, evitando que las conecciones internas se oxiden (mayor resistencia óhmica) o causen la apertura del contacto al semiconductor. Las células FVs (5) son cubiertas con un material encapsulante (6) de alta transparencia. Es común el uso del acetato de etil-vinilo (EVA, en inglés), el que se aplica en capas muy finas que, al hornearse, se polimerizan solidificando la estructura. La rigidez del panel se incrementa con el uso de un sostén rígido (7), plástico o metálico, al que se conoce como substracto. La cara posterior del panel (8) tiene una superficie de sostén, que en algunos modelos es plástica (Tedlar®) y en otros metálica (aluminio). La versión metálica mejora la disipación del calor al exterior, un factor muy importante, como veremos al tratar la potencia de salida de un panel FV. La vida útil de un panel trabajando como generador depende de la construcción del mismo y no de la vida útil de las células FVs, ya que no se conoce el límite de la vida útil de un semiconductor. Los paneles que usan láminas plásticas en la superficie colectora suelen perder hasta un 20% del valor inicial de transmisividad después de muchos años de uso (aprox. 20), mientras que los que usan vidrio templado pierden sólo un 5%, ya que este material resiste mejor la acción deteriorante de los rayos ultra-violetas. La alta calidad de los paneles ofrecidos a la venta se refleja en las amplias garantías ofrecidas por los fabricantes (limitadas a un uso correcto) las que se extienden entre 20 y 25 años de uso (ver las especificaciones al final de este capítulo). La industria de baterías precedió a la de los sistemas FVs, de manera que la Voltaje de adopción de 12V para el voltaje de salida del panel era una opción práctica. Por otra salida parte, este valor no demanda la conección de un número excesivo de células en serie. La industria de aparatos electrodomésticos usados en vehículos recreacionales (RVs, en inglés) adoptó asimismo el valor de 12V, de manera que el usuario de un sistema FV con este voltaje podrá incorporar electrodomésticos de CC diseñados para vehículos recreacionales en su sistema FV domiciliario.

En principio, se necesitaría conectar un mínimo de 24 células en serie para Número de células alcanzar un voltaje nominal de salida de 12V. Los paneles comerciales contienen un mayor número de ellas (36 o más). La explicación la tendrá el lector cuando se analice la curva I-V del panel. La potencia máxima de salida (potencia pico) de un panel FV es, sin duda Potencia de salida alguna, la característica eléctrica más importante del mismo. La implementación de un sistema FV doméstico requiere el uso de paneles con potencias de salidas entre 60 y 100 watts. El uso de paneles con baja potencia de salida (menor costo) no se justifica en muchos casos, ya que deberá usarse un mayor número de ellos.

CAPITULO 4- EL PANEL FV La tendencia de la industria es ofrecer paneles con potencias de salida elevadas (60 W mínimo). Ejemplos: Compañía: BP Compañía:Kyocera Modelo: BP4170 (170W/24V) Modelo: KC167 (167W/12V) Tipo: cSi Tipo: pSi. Los paneles FVs que usan células de cSi son los más populares (60% del mercado). Los que usan células de pSi tienen un 35% del mercado. El resto corresponde a los paneles que usan material amorfo (aSi), los que, a pesar de su bajo costo, no alcazan a competir con los dos tipos previamente mencionados ya que: 9 9 9

Tienen un bajo nivel de conversión (50% por debajo de los otros modelos). Sufren variaciones importantes de la potencia de salida con el uso. El valor inicial sobrepasa el 15% del nominal, obligando a un sobre-diseño de varios componentes, encareciendo el sistema. Se ofrecen escasos modelos con 12V nominales de salida.

Dada su flexibilidad, el uso de estos paneles está restringido a instalaciones FVs emplazadas sobre los techos de las casas en sistemas de generación diurna conectados al sistema de distribución (grid, en inglés). Este uso se refleja en el voltaje de salida (115V CC) de los modelos con altos valores de potencia pico, lo que facilita su conversión a 115V CA (estandard domiciliario en los EEUU). Es por ello que he restringido el resto de este manual a los dos tipos de paneles FVs más populares y, por el momento, con mayor estabilidad. Para poder entender los datos técnicos dados por el fabricante de un panel Datos técnicos FV, he incluído, al final de este capítulo, las hojas de datos para tres paneles similares, los que usan células de pSi y tienen potencias de salida pico del mismo orden de magnitud. Uno está fabricado por Kyocera Solar, Inc, y los otros dos por BP (British Petroleum). La presentación de los datos es similar en ambos casos. La información genérica (tipo de célula FV, modelo, garantía, porcentaje de conversión, etc) precede a las especificaciones eléctricas y mecánicas para la unidad. Para simplificar mi explicación eligiré el panel de Kyocera (KC70), haciendo hincapié en diferencias o similitudes entre éste, el BP375 o el BP380. Este ejercicio es importante, ya que desarrollará en el lector su capacidad de selección. Kyocera especifica la potencia de salida con un valor que denominan típico. Kyocera KC70 El significado se explica a continuación. Cuando un producto es fabricado en serie existen variaciones paramétricas entre unidades. El valor típico de un parámetro representa el valor más probable, dentro de un estrecho margen de variación, para ese parámetro. Esto significa que si Ud compra un panel Kyocera KC70, es casi seguro que la potencia pico de salida de ese panel será de 70W mínimo, si lo evalúa usando las mismas condiciones usadas por el fabricante.

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CAPITULO 4- EL PANEL FV Nota: La compañía BP opta por dar el valor pico e incorporar notas complementarias. La Nota 4 nos dice que las células de menor rendimiento son utilizadas en el modelo BP375, y de ahí que éste tiene 5W menos que el BP380. La Nota 2, común a ambos, especifica que la salida real es el 97% del valor pico. Este valor porcentual nos dá, en efecto, el valor típico para cada panel. Los valores óptimos para el voltaje (Vo) y la corriente de salida (Io) para el KC70 (16,9V y 4,14A) son los que proporcionan el valor típico para la salida (69,9966W). Este punto está situado en el comienzo de la zona de inflección (“codo”) en la curva I-V (Figura 4.2). Nota: Las dos compañías usan una nota para asegurar que las condiciones de medida son las estándard: y Irradiación de un Sol (1KW/m2) y Masa de aire de 1,5. y Temperatura ambiente de 25°C, y Viento de 1m/s (3,6 Km/h; 2,25 mph). Por ahora ignoraré las dimensiones, a fin de concentrar nuestra atención en los valores eléctricos. Dos de ellos, la tensión (voltaje) a circuito abierto (Vca) y la corriente de cortocircuito (Icc), se describen a continuación. Todo generador tiene una curva típica para la potencia de salida en función Curva I-V de la corriente de carga. El panel FV no escapa esta regla. La curva I-V de un panel FV proporciona, indirectamente, la relación mencionada, ya que asocia los valores de V e I para diferentes cargas. La potencia de salida para una dada condición de trabajo está dada por el producto de los valores de I y V correspondientes. Dos variables afectan la potencia de salida: la cantidad de irradiación (W/ 2 m ) y la temperatura de trabajo del panel (°C). La variación debida al nivel de irradiación sirve para estimar la acción de nubes pasajeras o de cielo totalmente nublado. Tenga presente, al respecto, que estas curvas contemplan la irradiación total (directa y reflejada) que recibe el panel. En la práctica, dependiendo del terreno, o de reflejos de la luz por otras nubes, el nivel de salida puede incrementarse temporariamente, en lugar de decrecer. Kyocera muestra estas dos variaciones por separado, mientras que BP omite la relacionada al nivel de irradiación. Esto no resulta ser un problema serio para los paneles de nuestro ejemplo, ya que todos usan células de pSi, lo que asegura un comportamiento similar. La Figura 4.2 muestra la curva I-V para el KC70 a 25°C. Esta curva es importante porque las especificaciones eléctricas se derivan de medicines hechas a esa temperatura.

CAPITULO 4- EL PANEL FV

Vp/Ip

Corriente de Carga (A)

Ic IcIcIc

Vo/Io

IcVcaIc

Voltaje de Salida (V) Figura 4.2- Curva I-V para el panel KC70 a 25°C

Corriente de Carga (A)

Cuando el circuito exterior no está conectado (corriente nula), el voltaje de Vca, Icc y Wp salida (Vca) alcanza el valor máximo (Voltaje/tensión a circuito abierto). Este máximo de voltaje corresponde a una corriente nula. Cuando el voltaje de salida es nulo (cortocircuito) la corriente de salida alcanza su valor máximo (Icc). Para ambos puntos la potencia de salida es nula. Consecuentemente, un cortocircuito entre los terminales de salida del panel no dañará al mismo. Entre estos dos valores, la potencia de salida alcanza el valor pico (Wp). Los valores de voltaje (Vp) y corriente (Ip) que generan el máximo a 25°C son llamados picos o máximos, dependiendo del fabricante. La Figura 4.3 muestra las curvas I-V para tres temperaturas de trabajo.

Voltaje de Salida (V) Figura 4.3- Curvas I-V vs. temperatura

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CAPITULO 4- EL PANEL FV

Se observa que cuando la temperatura de trabajo se incrementa, Icc se Vca y Icc vs. temperatura incrementa levemente, mientras que Vca disminuye sensiblemente. Como es importante que el panel sea capaz de mantener o incrementar la carga del banco de baterías cuando la temperatura de trabajo se eleva, se usan 36 (o más) células en serie por panel, en lugar de las 24 derivadas por cálculo. Un elevado valor para Vca a 25°C (más de 18V), garantiza que el voltaje de salida del bloque generador no cae por debajo del de baterías, cuando la temperatura ambiente es elevada. Nota: Nota: La compañía BP proporciona el valor de la corriente de cortocircuito a 50°C, lo que representa un valor intermedio entre 25 y 70°C. Una de las curvas I-V proporcionada por BP muestra el comportamiento del panel a 0°C. Esta curva no muy importante, como veremos al presentar el coeficiente de deterioro para la potencia. La Figura 4.4 muestra la variación de la potencia de salida (Kyocera KC70) en función de la corriente de carga, para tres temperaturas de trabajo: 25, 50 y 75°C. El trazo en rojo es el comportamiento a 25°, el negro a 50° y el de trazos en negro a 75°C.

Figura 4.4- Potencia de salida vs. corriente de carga

Notas: Los valores de la Figura 4.4 no fueron proporcionados por el fabricante, sino que los calculé leyendo los valores para V e I usando las respectivas curvas I-V, magnificadas varias veces a fin de obtener valores más fiables (Tabla I) Los valores están afectados por imprecisiones de lectura, sobre todo en el área donde la corriente es prácticamente constante.

CAPITULO 4- EL PANEL FV Tabla I- Potencia de salida vs. temperatura Rojo: Wp; Azul: Icc Corriente (A) 0 0,5 1,0 2,0 3,0 4,0 4,1 4,15 4,2 4,4 4,7

Potencia 25°C (Watts) 0 10,7 21,1 41,0 57,0 71,2 70,1 0

Potencia 50°C (Watts)

Potencia 75°C (Watts)

0

0

36,7 52,2 60,8 62,9

32,4 45,7 55,1

59,6 0

55,3 36,7 0

Dos características son evidentes: y La potencia pico de salida sufre una degradación cuando la temperatura de trabajo se incrementa (irradiación constante). y La potencia de salida disminuye abruptamente cuando la corriente de carga se incrementa levemente por sobre su valor pico (zona a la izquierda del “codo” en las curvas I-V). En la práctica son muy escasos los lugares donde la temperatura máxima Coeficiente de para el verano alcanza sólo 25°C (77ºF) y por lo tanto la potencia de salida nunca Degradación alcanza el valor pico especificado por el fabricante. La Tabla I muestra que el panel KC70 tiene una potencia pico de 71,2W a (Cd) 25°C, la que se reduce a 55,3W a 75°C. De estos valores se deduce que el coeficiente de degradación porcentual (Cd)es cercano a -0,45 %/°C. Como el incremento por sobre los 25°C de medida es de 50°C, se verifica, con un pequeño error porcentaual (0,18%), que: W (75ºC) = 71,2 (1- 50 x 0,0045) = 55,2 W o, en forma genérica, W(T) = Wp (1 - ∆ x Cd/100) donde T es la temperatura de trabajo para el panel en °C, ∆ es el incremento por sobre los 25°C y Cd es el valor porcentual del coeficiente de degradación a usarse. Notas: La compañía Kyocera no dá en sus especificaciones un coeficiente de degradación de potencia, el que posiblemente pueda obtenerse del representante de venta. La compañía BP dá lo que llaman un “coeficiente de temperatura de la potencia” el que, en el peor de los casos, alcanzaría un valor de -0,55 %/°C por sobre los 25°C. Si en la región donde Ud vive no hay brisas diurnas sostenidas durante el Valores prácticos verano, las que ayudan a disipar el calor, y la temperatura ambiente alcanza los 35 a 40°C (95 a 104°F) use un Cd de 0,8 % (0,008) para esa estación. Para temperaturas ambientes de verano de hasta 30°C (86°F) use un Cd de 0,6 %.

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CAPITULO 4- EL PANEL FV Si la temperatura ambiente durante el verano no supera los 25°C, o la invierno es cercana o por debajo de los 0°C, use el valor de la potencia pico para el diseño.

Los primeros paneles FVs tenían en su parte exterior terminales de conección Contactos de salida sin protección ambiental. Esta realización no existe hoy día ya que ha sido remplazada por el uso de cajas ambientales (herméticas), donde se ubican los dos terminales. La tendencia en los modelos más modernos es el uso de cables de salida con conectores en el extremo libre diseñados para simplificar el coneccionado entre paneles a un simple enchufado de los conectores. Este diseño evita el uso de herramientas specializadas y proporciona protección ambiental al coneccionado externo.. Nota: El lector debe leer toda la información dada por el fabricante. Por ejemplo la compañía BP define dos tipos (A y B) para la caja de conección. Si aún tiene dudas sobre un parámetro o detalle, contacte al representante. La evolución de célula a panel FV es no sólo un paso lógico sino inevitable, Conjunto FV como expliqué al comienzo de este capítulo. El panel pasa a convertirse en el elemento primario de la parte generadora. Cuando el consumo se incrementa, el valor de la la corriente de carga requiere cables de mayor diámetro, los que son más costosos y difíciles de conectar. La solución es incrementar el voltaje de salida del sistema, conectando varios paneles usando una combinación serie. Si con el nuevo voltaje el consumo demanda un incremento de corriente, entonces deberán conectarse grupos de igual voltaje de salida en paralelo. Al agrupamiento serie-paralelo de paneles se lo denomina conjunto FV (array, en inglés). La Figura 4.5 muestra, en forma gráfica, los pasos de esta evolución. Volveremos a este tema durante el proceso de diseño.

Célula

Panel

Conjunto FV (Array)

Figura 4.5- Célula, Panel y Conjunto FV Hojas de datos A continuación se muestran, en detalle, las hojas de especificaciones para Hojas de datos los paneles que he usado como ejemplo, las que obtuvo de las páginas en la internet: www.kyocerasolar.com www.bpsolar.com

CAPITULO 4- EL PANEL FV

Figura 4.6

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CAPITULO 4- EL PANEL FV

Figura 4.7

CAPITULO 4- EL PANEL FV

Figura 4.8

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CAPITULO 4- EL PANEL FV

Figura 4.9

CAPITULO 4- EL PANEL FV

Figura 4.10

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CAPITULO 5

BATERIAS RECARGABLES Introducción

Si bien el sistema FV básico del Capítulo 2 muestra al control de carga a continuación de los paneles de generación, es importante familiarizarse primero con los tipos de baterías usados en los sistemas FVs, ya que los controles de carga deben ser elegidos considerando el tipo de acumulador que se usará en el sistema.

Existen varios, pero el que ofrece el mejor balance entre costo y performance Tipos de baterías es la batería de Plomo-ácido y, en particular, la que tiene electrolito líquido. Este tipo, con más de 140 años de existencia, ha evolucionado y continúa evolucionando tecnológicamente. Hoy día ya no es posible hablar de la “batería de Plomo-ácido” como si fuere un componente genérico que puede ser usado en distintas aplicaciones, ya que cada tipo representa un producto hecho para satisfacer un tipo específico de carga. Baterías diseñadas para ser usadas en automotores, o para suplir energía eléctrica durante períodos de interrupción del servicio eléctrico (stand-by power, en inglés), o para integrar el banco de acumulación de un sistema FV no son intercambiables. En particular, el uso de baterías para automotores en el banco de reserva de un sistema FV presenta problemas que se traducen en mayores costos, como veremos en el Capítulo 6, al hablar de las baterías solares. Los conceptos dados a continuación se aplican para cualquier tipo de batería Conceptos básicos recargable, sea ésta una AA para su linterna o una que es capaz de soportar mil amperes por dos (2) segundos. El mecanismo que permite la utilización de una batería recargable como una fuente portátil de energía eléctrica consiste en una doble conversión de energía, llevada a cabo mediante el uso de un proceso electro-químico reversible. La primera conversión, energía eléctrica en energía química, toma lugar durante el proceso de carga. La segunda, energía química en eléctrica, ocurre cuando la batería se conecta a la carga. Nota: Como en toda conversión de energía, los procesos de carga y descarga de una batería vienen acompañados de inevitables pérdidas de energía. Celda

El conjunto integrado por los electrodos y el electrolito constituyen una celda de acumulación. El voltaje de salida para esta celda depende, principalmente, de: « «

Los materiales usados para el electrolito y los electrodos. El estado de carga de la celda.

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CAPITULO 5

- BATERIAS RECARGABLES

La corriente máxima que la celda puede entregar a una carga fija, depende, entre otros parámetros, de: § § §

La capacidad de la batería. La superficie activa de los electrodos. La resistencia interna de la celda, la que depende, a su vez, del estado de carga de la celda y el diseño de la unidad.

Las baterías usadas en los sistemas FVs se demoninan baterías solares. Como Baterías solares estas baterías admiten un alto porcentaje de descarga, suelen llamarse, asimismo, baterías de ciclo profundo. Por ahora mencionaré algunas características genéricas de las mismas. Los voltajes nominales más comunes son 6 y 12 V. Sin embargo se ofrecen modelos con voltajes de salida de 24 y 48 V para sistemas con cargas de alto consumo. Las baterías solares usan diferentes tipos de celdas, pero todas tienen un bajo valor para el voltaje de salida, el que oscila entre 1,2 y 2 V nominales. Esto significa que, como en el caso de las células FVs, las celdas deberán conectarse en serie para alcanzar el voltaje nominal de salida, y en paralelo para aumentar el valor de la máxima corriente de carga que podrán sostener en forma continua. Las celdas se colocan dentro de cajas, las que están hechas con materiales plásticos resistentes al impacto y a la acción corrosiva de los electrolitos usados. Hay dos tipos de cajas: la hermética y la abierta. Las primeras proporcionan un alto grado de seguridad, ya que el electrolito no puede derramarse, no importa cual es la posición del acumulador. Las baterías abiertas tienen tapones de ventilación, los que liberan los gases formados durante el proceso de carga. La caja de batería está diseñada para minimizar el derrame del electrolito a través de ellos, como veremos en este capítulo. Abreviaré algo este nombre, usando el símbolo químico para el plomo (Pb), Batería plomo-ácido de manera que en adelante haré referencia a las baterías de Pb-ácido, las que se ofrecen en dos versiones: v v

Con electrolito líquido (baterías abiertas). Con electrolito gelatinoso (baterías herméticas).

Como el costo de la segunda versión es el doble de la primera, la batería de Pb-ácido con electrolito líquido es la más usada. El electrolito de estas baterías consiste en una solución con 64% de ácido Batería abierta sulfúrico (H2SO4) de alto grado de pureza y 36% de agua destilada (H2O). El agua disocia (rompe) las moléculas del ácido creando iones de sulfuro 2— (SO 4) y de hidrógeno (H)+ El proceso de electrólisis del agua durante la carga genera iones de hidrógeno (H)+ y oxígeno (O)2—. Ambos electrodos están hechos de plomo, pero al terminarse el proceso de fabricación (carga de la batería) el electrodo positivo se cubre con un depósito de dióxido de plomo (PbO 2).

CAPITULO 5- BATERIAS RECARGABLES Batería Las Figuras 5.1 a y b muestran, respectivamente, una celda de Pb-ácido Pb-ácido cargada y descargada.

+

2

4

1

_

3

5

+

6

4

_

1

_

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1- Electrolito

4- Tapón de ventilación

2- Electrodo con depósito de dióxido de plomo

5- Nivel del electrolito

3- Electrodo de plomo

Fig. 5.1a- Batería Cargada

6- Electrodo con depósito de sulfato de plomo

Fig. 5.1b- Batería Descargada

Descarga

El electrolito de una batería de Pb-ácido interviene en forma activa en el proceso electroquímico. Durante la descarga, el electrodo de plomo (Pb)2+ reacciona con el ión sulfato (SO 4)2—, creando un depósito de sulfato de plomo PbSO4. Esta reacción química se lleva a cabo con la cesión de dos iones positivos, lo que dá al electrodo su polaridad negativa (cátodo). Los iones de (SO 4)2— reaccionan con el dióxido de plomo (PbO 2) del otro electrodo, formando sulfato de plomo (PbSO4). Esta reacción química se lleva a cabo con la cesión de dos electrones, lo que dá a este electrodo su polaridad positiva (ánodo). Los iones de hidrógeno del agua se combinan con el de oxígeno del PbO2, formando nuevas moléculas de agua (H2O). Como en el caso de los semiconductores, se puede observar la creación de cargas libres de polaridad opuestas, las que posibilitan sostener una corriente de externa.

Carga

Al revertirse el proceso, el electrolito pierde agua y ambos electrodos vuelven a tener su composición química original.

Nota: El cambio porcental de la cantidad de agua en solución fuerza un cambio de densidad en el electrolito. Cuando la batería está cargada, la densidad aumenta, y cuando está descargada, disminuye. Estas variaciones de densidad permiten evaluar, con precisión, el estado de carga de las celdas. Observaciones

Teniendo en cuenta los detalles presentados hasta este momento, es importante recordar que: Ø Ø Ø

Como la proporción de agua en una batería cargada disminuye, siempre se debe observar el nivel del electrolito después que la batería ha sido cargada. Para restaurar el nivel correcto del electrolito sólo debe agregarse agua destilada. La remoción temporaria de los tapones de ventilación permite medir la densidad del electrolito.

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CAPITULO 5

- BATERIAS RECARGABLES

Es interesante observar los detalles de construcción de una batería de este Batería para automotor tipo, con electrolito líquido, ya que muchos de ellos se repiten en otros tipos de baterías. La Figura 5.2 proporciona estos detalles.

a)

b) Figura 5.2- Batería Pb-ácido para automotor

Las celdas (2) están agrupadas en particiones (4) dentro de la caja (1) , de Detalles de construcción manera que cada celda tiene una parte del electrolito. La Figura 5.2 (a y b) muestra el entrelazado de las placas positivas y negativas que componen una celda, con separadores intermedios porosos (3) los que dejan pasar las cargas, a la vez que evitan el cortocircuito entre placas adyacentes (polaridad opuesta). Este entrelazado permite aumentar la superficie activa de las celdas sin incrementar excesivamente el volumen de la caja. La letra E (Fig 5.2b) marca el nivel superior del electrolito, el que se muestra en forma ondulante porque el automotor lo agita durante su marcha. El nivel correcto se alcanza cuando éste cubre la parte superior de las placas, dejando un espacio libre entre el electrolito y el tope de la caja, el que sirve para acumular, temporariamente, los gases liberados durante la carga. Los bornes de salida (5) son de plomo y levemente cónicos, para facilitar el desmontaje de los terminales de cables, los que están hechos con sólidas abrazaderas de plomo, que se sujetan al terminal de batería con tornillo y tuerca. Como los vehículos al rodar agitan constantemente el electrolito, los tapones de ventilación se agrupan en dos recesos de la caja. Cada uno de ellos contiene tres tapones, los que están protegidos por una tapa que calza a presión (7). El moldeado de los agujeros para los tapones de ventilación se extiende dentro de la caja. Al alcanzarse el nivel correcto para el electrolito, la luz que entra se refleja con intensidad, ya que electrolito forma una superficie cóncava debido al efecto de capilaridad con los bordes moldeados. Las placas de igual polaridad dentro de una celda están conectadas en paralelo Coneccionado interno por las barras de conección (6). La barra de una polaridad, dentro de una celda, se conecta a la barra que une las placas de polaridad opuesta en la celda adyacente, estableciéndose una conección serie entre ellas como se muestra en la Figura 5.3.

CAPITULO 5- BATERIAS RECARGABLES Coneccionado interno (Cont.)

Barra de conección entre celdas

En negro: placas negativas En rojo: placas positivas Barra de conección entre placas

Figura 5.3- Coneccionado interno Para un voltaje nominal de 12 V de salida la caja contiene seis (6) celdas en serie. Placas Las Figuras 5.4 a y b muestran la estructura interna de una placa y su montaje. El material activo tiene una estructura esponjosa (1), la que se deposita sobre una rejilla de sostén de plomo (2). Las lengüetas (3) de cada rejilla sirven para conectar las placas de una polaridad a la barra correspondiente. La placa adjacente (diferente polaridad) del entrelazado tiene la lengüeta en el extremo opuesto, para poder separar las barras de diferente polaridad. El separador (4) envuelve a la placa como un sobre, proveyendo aislación en toda su superficie activa. Otros fabricantes usan un separador plano (Figura 5.4b).

a

b Figura 5.4- Detalle de construcción y montaje de las placas

Las baterías de Pb-ácido con electrolito líquido presentan problemas cuando Problemas típicos están en servicio activo o en almacenamiento. A continuación mencionaré los más comunes.

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CAPITULO 5

- BATERIAS RECARGABLES

Problemas Bajas temperaturas- Congelamiento del electrolito típicos La temperatura que alcanza el electrolito está determinada por la temperatura (Cont.) ambiente, ya que después de una hora la temperatura del electrolito alcanza un valor muy cercano al ambiental. Si bien la corriente que circula por la batería crea una leve disipación de calor, debido a la resistencia interna, este valor es sumamente bajo como para superar la acción de una temperatura ambiente muy por debajo de los 25°C (77°F), que es el valor de temperatura ideal de trabajo para una batería de cualquier tipo. Al bajar la temperatura del electrolito la actividad química disminuye y, consecuentemente, el número de cargas libres se reduce. En términos eléctricos esta menor actividad química se manifiesta en un aumento de la resistencia interna del acumulador (Apéndice I). Este aumento disminuye el voltaje de salida, y consecuentemente, la corriente en la carga. Cuando la temperatura ambiente alcanza valores por debajo de 0°C (32°F), el estado de carga de la batería (proporción de agua) determinará la posibilidad de congelamiento del electrolito. La Tabla VI-1 proporciona valores promedios para la temperatura de congelación del electrolito líquido en función del estado de carga. Tabla VI-1 Temperatura de congelación vs. estado de carga Estado de carga (% del máximo) 100 75 50 25 Descargada

Temperatura de congelación (°C) - 58,0 - 34,4 - 20,0 - 15,0 - 10,0

Nota: Para una batería en particular, el usuario debrá solicitar esta información del fabricante (o su representante). Al congelarse, el agua se expande. La fuerza de expansión distorsiona las placas, y hasta puede llegar a quebrar la caja. En ambos casos el daño es permanentemente y la batería debe ser descartada. Bajas temperaturas- Capacidad de almacenamiento La Tabla VI-2 muestra, en forma porcentual, los cambios en la capacidad de acumulación de una batería de Pb-ácido con electrolito líquido, cuando la temperatura del electrolito disminuye. Tabla VI-2 Capacidad de acumulación vs. temperatura Temp. del electrolito (°C) 30 25 16 4

Capacidad % 105 100 90 77

CAPITULO 5- BATERIAS RECARGABLES Problemas Altas temperaturas- Vida útil típicos Cuando la temperatura ambiente se eleva, la acción química se acelera, (Cont.) disminuyendo el valor de la resistencia interna. Algún lector puede concluír que las temperaturas ambientes elevadas son las ideales. La conclusión es errónea, pues la mayor actividad química se traduce en una reducción de la vida útil del acumulador, ya que se acelera el desgaste de la superficie activa de los electrodos. La Tabla VI-3 muestra la reducción porcentual de la vida útil en relación al valor máximo a 25°C, si la temperatura de trabajo de la batería se mantiene a la temperatura especificada en la tabla. Tabla VI. 2- Reducción porcentual de la vida útil vs. temperatura Temp. del electrolito (°C) 25 30 35 40 45 50 55

Reducción de la vida útil (%) 0 30 50 65 77 87 95

Sulfatación Este es el mayor problema cuando se usan baterías de plomo-ácido con electrolito líquido. Hemos visto que la descarga forma un depósito de sulfato de plomo en ambas placas. Normalmente, este depósito está constituído por pequeños cristales, que se descomponen fácilmente durante el proceso de carga, disolviéndose en el electrolito. Si el balance energético no puede ser alcanzado para la mayoría de los días en que el sistema permanence activo, el depósito de sulfato de plomo comienza a crecer en espesor. La corriente de carga no consigue desprenderlo totalmente, reduciéndose la superficie activa de las placas, lo que acorta rápidamente la vida útil del acumulador. A este mecanismo se lo denomina sulfatación de la batería. Notas: Este mecanismo toma lugar, asimismo, en baterías que permanecen en depósito por largo tiempo, sin ser recargadas. La posibilidad de sulfatación de las placas se incrementa, si el sistemas FV está instalado en un lugar donde los períodos nublados son de larga duración. El proceso de sulfatación se acelera cuando la temperatura del electrolito se eleva. Si el usuario de un sistema FV ignora la importancia de no sobre-descargar el banco de reserva durante períodos de baja irradiación solar, y no baja el consumo, la posibilidad de que las placas se sulfaten se incrementa substancialmente. ¿Existe un remedio para este problema? Hasta hace pocos años, se sugería el uso de una corriente entre 3 y 5 veces la de carga normal (corriente de ecualización), pero esta “solución”, trae aparejado problemas, ya que los depósitos cristalinos que se desprenden caen en pedazos al fondo de la batería, sin disolverse en el electrolito. Esto significa que una parte importante del material activo que interviene en el proceso químico se perderá con cada ecualización.

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CAPITULO 5

- BATERIAS RECARGABLES

La corriente de ecualización, siendo tan elevada, requiere el uso de un cargador auxiliar, complicando aún más el proceso de “recuperación”. Un procedimiento que da mejores resultados, pues actúa como preventivo, es el uso de un desulfatador electrónico, el que somete a los cristales a una agitación mecánica. Para aquellos que no pueden pagar por este tipo de desulfatador, la única solución es un cuidadoso uso del banco de reserva complementado por un riguroso plan de mantenimiento. Desulftadores Actualmente se ofrecen dos versiones. Una (Renew-IT Pulse Technology™) electrónicos usa pulsos de alto voltaje, de muy corta duración, a fin de reducir a un mínimo la corriente de agitación. La otra versión (Atlantic Solar Products™, Inc.) emplea un oscilador de alta frecuencia para llevar a cabo la agitación mecánica. La información técnica suministrada por las dos compañías indica que el modelo a pulsos consume más energía que el segundo, ya que fué originalmente diseñado para baterías de automotores, las que siempre están siendo cargadas. El segundo (Figura 5.5), tiene un consumo insignificante, comparado con el de la carga, y puede conectárselo, permanentemente, en paralelo con la salida. En este modelo las oscilaciones eléctricas ayudan a remover los depósitos durante el período normal de carga, de manera que su diseño parece ser más bien preventivo, aunque, con tiempo, puede recuperar una batería considerada descartable (descartada).

Figura 5.5- Desulfatador electrónico Nota: Si Ud puede leer inglés o interpretar un circuito electrónico, visite la página de la revista Home Power (www.homepower.com). El número 77 (pág. 84) tiene un artículo escrito por Alastair Cooper describiendo un circuito de este tipo. Gasificación Cuando una batería de Pb-ácido alcanza el 100% de su carga, su voltaje es muy cercano al del cargador. La diferencia de voltaje es mínima, disminuyendo la corriente de carga y, por ende, las reacciones químicas. Es entonces cuando los iones de oxígeno e hidrógeno formados por la electrólisis del agua no se combinan químicamente y escapan por los tapones de ventilación. Los de hidrógeno (H)+ irán al electrodo negativo, y los de (O)2— al electrodo positivo. Este escape de gases produce un burbujeo en el electrolito, al que se conoce como gasificación. Algo de gasificación es útil, pues contribuye a homogeneizar la solución electrolítica evitando la estratificación en capas con distintas densidades. Pero aún a bajos niveles, el oxígeno ataca los sostenes de plomo de las celdas, lo que puede ocasionar el derrumbe de una de las celdas. Este fenómeno, conocido como la “muerte súbita” de la batería, ocurre sin dar aviso previo.

CAPITULO 5- BATERIAS RECARGABLES Si el cargador tiene un voltaje elevado, la gasificación se incrementa y el burbujeo se hace tan intenso que los gases arrastran parte del electrolito fuera de la caja, a través de los tapones de respiración. El ácido sulfúrico que escapa daña los terminales de salida y disminuye la cantidad de ácido en solución. Autodescarga Una batería que está cargada y permanece inactiva, independientemente de su tipo, pierde su carga con el tiempo. Este fenómeno es conocido como autodescarga. La rapidez de descarga depende de: u u

El tipo de batería (Pb-ácido líquido o gelatinoso, Niquel-Cadmium, etc). La temperatura ambiente.

A las placas de las baterías de Pb-ácido para automotor se le agrega calcio (baterías de mantenimiento nulo) para reducir la pérdida de agua en el electrolito y la gasificación. La presencia del calcio retarda la autodescarga, lo que es importante si el vehículo permanence inactivo por un tiempo. Estas baterías, a temperaturas cercanas a los 25°C, tardan un año en perder el 50% de su carga. A las placas de las baterías de Pb-ácido de ciclo profundo (baterías solares) se le agrega antimonio, lo que permite incrementar la cantidad de material activo en las mismas, y, por ende, su duración. El antimonio aumenta la autodescarga, tardando sólo unos meses en descargarse totalmente a una temperatura cercana a los 25°C. Cuando la temperatura ambiente se eleva, la autodescarga se acelera, como se mencionó anteriormente. Los problemas enumerados muestran la necesidad de:

Comentarios F F F F F F %

Ubicar las baterías en un lugar donde la temperatura ambiente se mantenga cercana a los 25°C durante todo el año. Mantener las baterías cargadas. Vigilar constantemente el estado de carga de una batería de Pb-ácido (electrolito líquido) que debe permanencer en depósito por largo tiempo. Alternar, cada semana, la batería en depósito con otra unidad en uso. No someter el banco de baterías a descargas excesivas. Mantener el balance entre carga y descarga. La sulfatación destruye, según la information técnica proporcionada por la asociación de fabricantes de acumuladores de Pb-ácido de los EEUU, ocho (8) de cada diez (10) baterías de Pb-ácido en uso.

Si bien el voltaje de batería no representa una medida absoluta del estado de Voltaje vs carga de la misma, éste es el único indicador que nos queda cuando debemos evaluar Carga el estado de carga de una batería hermética con electrolito ácido. La medida de este valor debe tomarse con la batería descansada, es decir, no durante la carga, o cerca de haber terminado la misma. Como un proceso químico toma lugar en ambos casos, el voltaje experimenta variaciones. La página siguiente proporciona una tabla que relaciona el voltaje de batería y la densidad del electrolito (25°C) con el porciento del estado de carga.

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CAPITULO 5

- BATERIAS RECARGABLES

La tabla incluye valores para baterías de 6 y 12 V, los que guardan una relación de 2:1.

ESTADO DE CARGA

DENSIDAD

100% 75% 50% 25% DESCARGADA ** 6,00 V o algo por debajo de ese valor

1,265 1,225 1,190 1,155 1,120

VOLTAJE 12 V 6V 12,70 12,40 12,20 12,00 11,90

6,35 6,20 6,10 6,00 **

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CAPITULO 6

BATERIAS SOLARES Introducción

Batería solar: Parámetros eléctricos

Este capítulo está dividido en tres secciones. La primera introduce los parámetros eléctricos típicos de dos baterías: la usada en un sistema solar y la usada en los automotores. El significado de estos parámetros es analizado en detalle. Basados en valores típicos para cada uno de ellos, la segunda sección establece las diferencias entre los dos diseños. La información en esta sección incorpora, asimismo, la descripción de dos baterías, una de cada tipo, para familiarizar al lector con los nuevos diseños en acumuladores de Pb-ácido. En la última sección introduzco las baterías de Pb-ácido herméticas y las de nickel-cadmio (Ni-Cd). Aunque la batería de Pb-ácido con electrolito líquido es el diseño menos costoso, considero que el lector debe conocer otros tipos de baterías, así como sus características principales. ƒ ƒ ƒ ƒ

Cuatro parámetros definen una batería solar: El máximo valor de corriente que puede entregar a una carga fija, en forma continua, durante un determinado número de horas de descarga. Su capacidad para almacenar energía. La profundidad de descarga que puede soportar, sin dañarse, en forma repetitiva. La vida útil de la unidad, vale decir, el máximo número de ciclos de cargadescarga (u otro parámetro equivalente).

La industria ha estandarizado la prueba que determina el valor de la máxima Corriente máxima corriente de descarga. Esto permite comparar distintos modelos de baterías. El valor de la corriente máxima es aquel que permite una descarga continua de 20 horas de duración, al cabo de la cual la energía en reserva representa el 20% de la máxima con la que comenzó. Los dos parámetros usados: corriente y tiempo, determinan que el valor derivado de la prueba esté dado en amper.horas (Ah). Este valor representa la capacidad de la batería y de él se deriva el valor de la corriente máxima, para un dado régimen de descarga. Ejemplo Si la capacidad de una batería solar es de 200 Ah, la máxima corriente que el acumulador puede sostener durante la descarga es de 10A (200/20). Esta forma de dar el valor de la corriente parece arbitraria, pero no lo es si Valores fraccionarios recordamos que la máxima corriente de descarga, por definición, requiere un número específico de horas.

CAPITULO 6- BATERIAS SOLARES

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Si la batería del ejemplo se descarga con un régimen de C/40, la corriente de descarga es de 5A. Todo valor fraccionario para el cual el denominador es mayor que veinte (20), debe interpretarse como una descarga (o carga) que demanda menos corriente que el valor máximo. El lector puede interpretar que la corriente máxima de la batería, para Errores de interpretación menores tiempos de descarga puede, en efecto, ser mayor que la máxima medida para una descarga de 20 horas. Esta contradicción no existe, ya que corrientes de descarga en exceso del máximo determinado por la prueba hacen incrementar la resistencia interna en forma substantial, disminuyendo severamente el voltaje de salida. Cuando este valor disminuye, la capacidad de sostener una corriente constante sobre la carga desaparece. Corrientes en exceso de C/20, si no son debidas a transitorios en la carga de corta duración, generan una disipación de calor (I2 x ri) que daña a la batería en forma permanente. En particular, la batería de nuestro ejemplo no puede entregar 200A, durante una hora, en forma continua, ya que el proceso químico no puede ser acelerado por sobre un máximo. Observación

En este momento, muchos de los lectores se preguntarán si un banco de acumulación que use las baterías de nuestro ejemplo puede proporcionar corrientes superiores a C/20. La respuesta es afirmativa, ya que pueden conectarse, en paralelo, varias de ellas. Cada una contribuirá 10 A. Otra solución es elegir una batería con mayor número de Ah.

Notas: La especificación del valor en Ah se extiende a las pequeñas baterías recargables. Lógicamente, en estos casos, los valores se reducen a mAh y el tiempo de descarga se reduce substancialmente. Recuerde que el valor dado en mAh para estas baterías sólo tiene un valor práctico cuando se conoce el tiempo de descarga con el cual fué derivado. Capacidad de La cantidad de energía que puede ser acumulada por una batería está dada acumulación por el producto del voltaje nominal por el número de Ah, este producto se mide en watthoras (Wh) o KWh, dependiendo de su valor. Por lo tanto: Wh = Voltaje nominal x Ah Si la batería solar de nuestro ejemplo tiene un voltaje nominal de 6V, la cantidad de energía que puede ser acumulada es de 1.200Wh (1,2KWh). La Profundidad de Descarga (PdD) representa la cantidad de energía, dada Profundidad de descarga en forma porcentual, que se extrae de una batería. Si la batería del ejemplo anterior entrega 600 Wh a la carga, la PdD es del 50%. Nota: Cuando se efectúa la prueba para determinar el valor en Ah de una batería solar la PdD alcanza el 80%.

CAPITULO 6 - BATERIAS SOLARES Vida Hemos visto que el proceso químico de una batería recargable es reversible. útil Sin embargo, por experiencia propia, sabemos que los acumuladores tienen una vida finita (vida útil). Con cada descarga las placas pierden algo del material activo, el que se deposita en el fondo de la caja. Cuando la superficie activa de las celdas se reduce, la vida útil de la batería disminuye. El número de ciclos que el acumulador puede entregar durante su vida útil depende del porcentaje de descarga y del modelo elegido. Si la PdD es elevada, el número de ciclos se reduce. Nota: En la práctica, la vida útil de una batería solar suele verse acortada debido a un uso indebido (sulfatación prematura). Cuatro parámetros definen a este tipo de batería. Usaré las abreviaturas en Batería automotriz: inglés ya que la literatura técnica las usa profusamente. Parámetros eléctricos ƒ Amperes de arranque en frío, CCA en inglés (Cold Cranking Amps). ƒ Amperes de arranque, CA en inglés (Cranking Amps). ƒ Nivel de reserva, RC en inglés (Reserve Capacity) ƒ Amperes horas (20hrs de descarga). CCA Amperes de arranque en frío. Este valor corresponde al máximo número de amperes que la batería puede entregar, con una temperatura ambiente de 0°F (-17,77°C), durante 30 segundos, sin bajar el voltaje por celda por debajo de 1,2V (7,2 V de salida para una batería de 12V). CA Amperes de arranque. Este valor corresponde al máximo número de amperes que la batería puede entregar, con una temperatura ambiente de 32°F (0°C), durante 30 segundos, sin bajar el voltaje por celda por debajo de 1,2V. RC Nivel de reserva El nivel de reserva representa el tiempo, en minutos, que la batería puede entregar una corriente de 25A con una temperatura ambiente de 80°F (26°C). Este parámetro, pocas veces mencionado, tiene el mismo significado que Ah (20hr) para una batería solar. Las especificaciones dadas para una batería para automotor apuntan a un solo objetivo lógico: asegurar el arranque del vehículo cuando la temperatura ambiente es baja, es decir, cuando la actividad química disminuye. Los dos primeros parámetros (CC y CA) sólo difieren en el mínimo valor para la temperatura ambiente. El nivel de reserva tiene un solo fin: seguridad. Una corriente de 25A no permite el arranque del vehículo, como veremos de inmediato, pero es sufiente como para mantener activas las luces parpadeantes de seguridad por varias horas. Lea en el Apéndice I como un consumo intermitente (pulsos) baja el requerimiento energético. Diferentes requerimientos Las baterías de un sistema FV doméstico para uso nocturno deben entregar Diferentes requerimientos una corriente cercana o igual a su máximo, durante varias horas, sin poder ser recargadas. Análisis

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Diferentes La batería en un automotor debe entregar, en menos de 30 segundos, una requerimientos corriente transitoria cuyo valor pico alcanza 1.000 A (por unos 3 segundos), pero (Cont.) tiene asegurada una recarga inmediata, que continúa mientras el motor funcione. Vemos entonces que el régimen de las cargas son completamente distintos, y por lo tanto, los parámetros eléctricos que son importantes en una batería solar, como el número de Ahr y la PdD, no tienen importancia en una batería automotriz. La calidad de una batería solar está determinada por la capacidad de acumulación (Ah x V) y entrega (PdD) de energía durante largos períodos de actividad. La calidad de una batería automotriz está relacionada con los valores de corriente que puede entregar durante el arranque, a temperaturas bajas (CCA y CA). Baterías solares de 250 Ah son frecuentemente usadas en sistemas FVs de bajo consumo para uso doméstico, mientras que la batería automotriz de mejor calidad sólo alcanza los 60 Ah. . Distintos requerimientos se traducen en distintas técnicas de construcción Construcción interna para las placas que forman las celdas. Las de una batería solar tienen una mayor cantidad de material activo por unidad de volumen, para alargar la vida útil de las mismas. En las baterías para automotor lo que importa es obtener una baja densidad de corriente (A/cm2) para minimizar la caída de voltaje por celda cuando circula la corriente de arranque. Por ello usan placas de plomo esponjoso, el que ofrece la mayor superficie de conducción para un dado volumen de caja. Esta diferencia de diseño hace que una batería solar de 6V (3 celdas), con volumen muy similar a la de 12 V para un automotor (6 celdas), pese más de 28 Kgs (62 lbs). El incremento del material activo explica, asimismo, el mayor costo asociado con las baterías solares. Conclusiones

Es evidente que una batería solar y otra de automotor son versiones totalmente diferentes. El análisis llevado a cabo refuerza el concepto dado en el capítulo anterior, donde se indicó que cada tipo de batería satisface las necesidades de una carga específica. Si Ud usa para el banco de reserva baterías de automotores, su duración será extremadamente corta, viéndose obligado a cambiarlas frecuentemente, y comprometiendo el grado de confiabilidad del sistema.

Es interesante observar, después de más de 140 años de existencia, cómo Nuevas baterías siguen evolucionando las baterías de Pb-ácido. Un nuevo diseño para baterías de auto es el ofrecido por la compañía OPTIMA® Batteries (Figura 6.1). En estas baterías los electrodos se reducen a hojas metálicas, las que son enrolladas, formando un cilindro. El separador, de muy poco espesor, tiene depresiones, donde se coloca el electrolito, el que tiene una estructura pastosa. Los cilindros así formados constituyen las celdas en esta nueva batería.

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Nuevas baterías (cont.)

Válvula de Seguridad

Electrodos metálicos enrollados

Conecciones sólidas hechas con piezas fundidas

Celdas compactadas dentro de la caja

Reja de plomo de alta pureza

Separador vítreo absorbente. Retiene al electrolito esponjoso

Figura 6.1- Batería automotriz OPTIMA® El diseño del separador y el alto grado de compactación entre electrodos, ayudan a crear una estructura mecánica monolítica, la que se vé reforzada por el diseño de la caja, la que sigue las curvaturas de los cilindros internos. El uso de un electrolito pastoso, un empaquetado ceñido y una caja hermética, la convierte en el diseño ideal para vehículos sometidos a continuo ajetreo, como los tractores agrícolas, autos, camiones, embarcaciones marinas o vehículos militares. Desde el punto de vista eléctrico estas baterías ofrecen valores elevados para los cuatro parámetros que he descripto anteriormente. El reducido espesor del separador baja drásticamente la resitencia interna de la batería, permitiendo corrientes de arranque elevadas. El costo de estas batería es mayor que el de una batería de Pbácido con electrolito líquido de muy buena calidad (30 al 50% mayor) . Nuevos La compañía Troyan™ Battery Co ha fabricado baterías de Pb-ácido con modelos electrolito líquido por muchos años, pero en el presente ofrece tres versiones: solares y Pb-ácido con electrolito húmedo. y Pb-ácido con caja hermética. y Batería tipo AGM.

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Nuevos Como los dos útimos tipos son de mayor precio, pasaré a describir la del modelos primer tipo. Trojan™ introdujo cambios substanciales en el diseño de las placas, los solares separadores y el electrolito. Los nuevos separadores, patentados con el nombre de Maxguard™, combinados con un nuevo electrolito pastoso (Alpha Plus™) que se deposita en el nuevo diseño de la placa, contribuyen, según el fabricante, a reducir las pérdidas de material activo (mayor vida útil), a una menor estratificación del electrolito y a una sensible disminución de la resistencia interna del acumulador. Las cajas de estas baterías no son herméticas y tienen tapones de ventilación (Figura 6.2). La caja incorpora el moldeado de costillas de refuerzos en su superficie externa, incrementando su resistencia mecánica (modelo Polyon™). Dependiendo del peso de la unidad, el moldeado de ésta contempla la incorporación de manijas o agarres especiales, los que facilitan su manejo cuando la unidad deba ser ubicada en el banco de acumulación. La compañía Troyan está propiciando el uso de un nuevo parámetro eléctrico Nueva unidad: para definir la vida útil de un modelo. Introducen para este fin lo que ellos llaman LEU unidad de energía de vida, LEU en inglés (Life Energy Unit). El número de LEUs dado para un determinada unidad, representa el número de KWh que ésta será capaz de entregar durante su vida útil. Esto representa una desviación respecto a la forma tradicional de especificar las baterías de ciclo profundo, donde la vida útil es dada por dos parámetros interdependientes: el máximo número de ciclos y el porcentaje de la PdD. Durante años este fabricante dió la especificación de la vida útil de sus baterías solares usando la combinación de ciclos y PdD, pero ahora auspician la nueva unidad, reduciendo los dos parámetros a uno. El número de KWh (o LEUs) es equivalente a tener un monto inicial de energía. Cuando la PdD aumenta (mayor uso), su reserva se reduce. Esta especificación asume que la batería será recargada diariamente, conservando el balance energético mencionado repetidas veces. Son muchos los fabricantes que ofrecen baterías de ciclo profundo con Fabricantes y electrolito de Pb-ácido (así como los otros ya mencionados). Citaré, entre ellos, US modelos Battery™, Trojan™ y Concorde™. La tabla dada a continuación muestra el amplio rango en Ah que ofrecen los modelos en venta. La información corresponde a baterías de 6 y 12 V, pero debe tenerse en cuenta que algunas de las compañías ofrecen baterías con mayores voltajes de salida. COMPAÑIA US Battery Concorde Trojan

Ah (12 V) 250 - 414 104 - 258 85 - 450

Ah (6V) 105 - 415 138 - 224 210 - 420

Como ilustración, y para dar para dar idea de la variación en tamaños, la Figura 6.2 ilustra dos modelos de Trojan™: el T-105 y el L16-H. La tabla a continuación resume las características eléctricas y físicas (dimensiones y peso) de estos dos modelos.

CAPITULO 6 - BATERIAS SOLARES

Figura 6.2- Troyan T-105 y L16-H Modelo T-105 L16-H

Voltaje V 6 6

Ahr 225 420

LEU KWh 438 1.148

Ancho cm 26,4 29,5

Espesor cm 18,1 17,8

Alto cm 27,6 42,5

Peso Kgs 28 55

Figura 6.2- Troyan T-105 y L16-H Si los gases generados en la batería de Pb-ácido pueden ser parcialmente o Baterías gelatinosas totalmente recombinados, la caja de la batería puede ser hermética. Esta solución es la usada en las baterías con electrolito gelatinoso (gel cell batteries, en inglés). El grado de recombinación depende de la actividad química en el electrolito (valor de la corriente). Para situaciones de emergencia, como un cortocircuito externo, estas baterías poseen una válvula de seguridad, y de allí que también se las conozcan por la abreviatura inglesa VRLA (Valve Regulated Lead Acid) o Pb-ácido regulada por válvula. Los vendedores de baterías herméticas ofrecen, hoy día, un sólo tipo de Baterías tipo construcción, el que se conoce por las sigla inglesa AGM (Aggegated Glass Mat). AGM La mejor traducción sería conglomerado (aggregate) con alfombrilla (mat) “vitrosa” y electrolito. La alfombrilla es el separador de placas, el que está hecho de una estructura fibrosa fina de silicio y boro, la que tiene una apariencia vitrosa (fiberglass). El electrolito, que ha sido reducido a una densa estructura gelatinosa, pasa a formar parte del conglomerado.

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Baterías Las baterías de este tipo usan un electrolito de ácido y agua, pero la solución tipo tiene un grado de saturación menor que la del electrolito líquido. AGM Ventajas Estas baterías: (Cont.) ; Toleran más abuso que las primeras baterías del tipo hermética, ya que el grado de recombinación de los gases de carga es algo superior al 99 %. ; Tienen una auto-descarga que no excede el 3% por mes (25°C). ; Pueden ser recargadas al 100%, aún si han perdido completamente su carga. ; Nunca desparramarán el electrolito (aún si se rompiere la caja), conviertiéndose en la solución ideal para instalaciones en donde el movimiento constituye un problema (boyas, embarcaciones o aviones). Resultan muy seguras cuando son instaladas dentro del hogar. ; No dejan escapar grandes cantidades de gases al ser cargadas (menos del 4% del total), siendo ideales en aviones o en instalaciones fotovoltaicas donde el banco de baterías debe ubicarse en un lugar habitable. ; Como no requieren mantenimiento (agregado de agua), se las usa en instalaciones donde la supervisión es infrequente o nula, como la iluminación de carteles de propaganda en lugares remotos o repetidores telefónicos en la montaña. Esta característica puede ser útil cuando el usuario de un sistema FV no quiere o puede mantener el banco de batería. Muchos sistemas FVs integrales (sistemas listos para ser usados) incluyen este tipo de batería. ; Resisten mejor las bajas temperaturas ambientes. ; Abataran el costo de envío, ya que son clasificadas como substancia no peligrosa. ; No necesitan ecualización. Desventajas / El costo es dos a tres veces superior al de una batería Pb-ácido con electrolito líquido. / La corriente y el voltaje de carga son más bajos que para la de electrolito líquido (mayor tiempo de carga). No podemos concluír este capítulo sin mencionar las baterías de Nickel Baterías de Cadmio (Ni-Cd) de ciclo profundo. Debido a su alto costo inicial (6 a 8 veces el de Ni-Cd una batería de Pb-ácido con electrolito líquido), este diseño no ha podido suplantar a ese tipo, a pesar que el el costo operacional (costo a largo plazo) es mucho menor (5 veces) al de una batería del tipo Pb-ácido de igual capacidad . Las baterías solares de Ni-Cd se fabrican con un procedimiento completamente diferente del usado para las versiones pequeñas (hoy descontinuadas), evitando el efecto “memoria” de las pequeñas y medianas baterías (herramientas portátiles) de Ni-Cd. Las baterías solares de Ni-Cd usan un diseño llamado “placas con bolsillos” (pocket plate, en inglés). Las placas son de acero inoxidable, con depresiones (bolsillos) donde se coloca el material activo. El electrolito de estas baterías es una solución de agua e hidróxido de potasio, el que requiere una fina capa de aceite en la superficie superior para evitar su oxidación por el oxígeno del ambiente.

CAPITULO 6 - BATERIAS SOLARES

Baterías de Ventajas Ni-Cd Las baterías de Ni-Cd que usan este método de fabricación: (cont.) ; Toleran más abuso que su equivalente de Pb-ácido, ya que soportan, sin dañarse, cargas y descargas excesivas, y pueden trabajar con bajo estado de carga sin deteriorarse. ; Toleran una mayor PdD (cerca del 100%). ; Tienen una mayor eficiencia con bajas y altas temperaturas y soportan, sin problemas, una alta combinación de temperatura y humedad ambiente. Esta última característica las convierte en la solución ideal para climas tropicales. ; No tienen problemas de sulfatación de las placas o congelación del electrolito. ; La autodescarga, inicialmente elevada, disminuye con el tiempo, permitiendo largos períodos de almacenamiento con una retención considerable de la carga inicial. ; La vida útil es de más de dos veces la de una batería solar de Pb-ácido de igual capacidad. Uno de los fabricantes de más experiencia con este tipo de baterías (SAFT-NIFE) las garantiza por 20 años. Desventajas / La característica de descarga es la mayor desventaja, ya que el voltaje de salida permanece prácticamente constante (extremadamente baja resistencia interna) hasta que, súbitamente, su capacidad de almacenaje se ve agotada. En ese momento el voltaje de salida cae en forma vertiginosa, no permitiendo al usuario tener un “aviso previo”. / La evaluación del EdC (estado de carga) requiere medir el voltaje de salida con un voltímetro que tenga la suficiente resolución y presición para que la lectura contenga dos decimales significativos, ya que la diferencia en voltaje entre una celda cargada o otra descargada es muy pequeña (1,4V cargada; 1,1V descargada). / El electrolito de una batería de Ni-Cd tiene un rol pasivo. Sólo actúa como transportador de cargas, y por lo tanto, no hay variación alguna en su densidad entre una celda cargada o descargada. No es posible usar un densímetro para determinar el EdC. / El bajo voltaje por celda obliga a la incorporación de un mayor número de celdas/batería para obtener voltajes cercanos a los 12V. La Figura 6.3 muestra la construcción de una batería solar de este tipo.

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Baterías de Ni-Cd: Construcción

CAPITULO 6- BATERIAS SOLARES

Cubierta del connector (Plástico PVC)

Grupo de placas conectadas a uno de los terminales

Retardador de llama (polipropileno)

Caja exterior de polipropileno transparente

Separador entre grillas

Retén contra salpicaduras del electrolito

Armadura de placa (sellador para los bolsillos)

Contacto de la placa (soldado a la rejilla con soldadura de punto)

Placa con bolsillos horizontales

Figura 6.3- Batería de Ni-Cd (SAFT-NIFE)

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CAPITULO 7

CONTROL DE CARGA Introducción

La pregunta lógica es ¿porqué se necesita un control de carga? La respuesta es: para implementar un proceso de carga que sea altamente eficaz para el tipo de batería a usarse, durante el reducido tiempo en que el sistema de carga permanence activo (duración del día solar promedio). Si el sistema FV no requiere un banco de reserva, el control de carga no se necesita.

Nota: Cuando mencione la palabra batería(s), el lector deberá asumir que me refiero al tipo Pbácido, con tapones de ventilación, de 6 o 12 V nominales. De lo contrario, el nuevo tipo será identificado. Existen dos formas de trabajo para el Control de Carga (CdC): control en serie y Tipos de control control en paralelo. La Figura 7.1 ilustra cómo las dos versiones varían el valor de la corriente de carga. Control en serie

Control en paralelo 4

5

1

2

3

1

1- Paneles FVs

4- Diodo de bloqueo

2- Control de Carga

5- Carga ficticia

2

3

3- Banco de baterías

Figura 7.1- Controles de carga en serie y en paralelo Nota: Las llaves interruptoras en la Figura 7.1 sólo tienen, por el momento, un significado conceptual. Control En esta versión, la acción de control toma lugar en serie con el circuito de carga, serie abriéndolo y cerrándolo intermitentemente, dependiendo del voltaje de batería. Durante la noche, el circuito de carga permanence abierto, evitando que las baterías se descarguen a través de los mismos (diodo N-P polarizado para conducir por el voltaje de batería).

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CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA La acción de control en estos modelos actúa desviando, en forma intermitente, Control paralelo la corriente de carga a una carga ficticia (dummy load, en inglés) la que queda conectada en paralelo con el circuito de carga. Como el circuito de carga no se abre, para evitar la descarga de las baterías, se conecta un diodo de bloqueo del lado de batería. La presencia del mismo crea pérdidas de potencia y reduce el valor máximo del voltaje de carga. Esto hace que los controles paralelos sean menos eficientes que la versión en serie, y por ello la mayoría de los controles ofrecidos a la venta son del tipo serie.

Un circuito de control tiene dos secciones: la que ejerce el control, y la que Circuito de control lo recibe. Ambas están vinculadas, en todo momento, a través del circuito de monitoreo (feedback, en inglés), el que completa el circuito de control (control loop, en inglés). La señal de monitoreo permite que la sección de control pueda ejercer su acción en el momento y forma apropiada. El monitoreo vigila el Estado de Carga (EdC) del banco de baterías, mandando al CdC información sobre el voltaje de batería. Si bien este voltaje no representa la mejor manera de conocer con precisión el EdC de la batería, es el parámetro más fácil de monitorear y desde los primeros diseños se lo utilizó como señal de feedback. Por otra parte, hacia el final del ciclo de carga, el voltaje de batería se mantiene casi constante, proveyendo una información más satisfactoria sobre el EdC del acumulador. La Figura 7.2 muestra tres voltajes de monitoreo: el de batería, el del generador de entrada y el de un sensor de temperatura, como explico a continuación. CdC Voltaje del generador

Circuito de Control

* Voltaje de batería

*

Batería

Sensor de Temperatura

Figura 7.2- Control de carga La batería está conectada permanentemente a la salida del CdC. En sistemas con altas corrientes de carga, a fin de eliminar el error introducido por la caída de voltaje en los cables de conección, se utilizan cables adicionales de monitoreo por los que circula una corriente negligible (marcados con un asterisco en la Figura 7.2). La incorporación de un sensor de temperatura provee un voltaje suplementario, el que se conecta al terminal especialmente provisto en el CdC. El sensor, que a veces está adherido a la caja de batería y en otras atornillado a uno de sus terminales, envía un voltaje variable de corrección, el que se adiciona o substrae al valor del voltaje máximo de carga, dependiendo de la temperatura del electrolito. El monitoreo del voltaje de batería continúa durante la noche y puede utilizarse para interrumpir el circuito de carga, cuando éste alcanza alcanza un valor excesivamente bajo (low voltage disconnect, en inglés).

CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA Un criterio similar se aplica al voltaje de salida de los paneles, el que puede ser desconectado cuando alcanza un valor menor al voltaje de carga de la batería. Estos ejemplos los he traído a colación para que el lector advierta que los CdC modernos son utilizados para llevar a cabo funciones adicionales, las que se agrupan bajo el nombre genérico de opciones. Algunas de ellas están directamente relacionadas con el proceso de carga (control de temperatura), mientras que otras tienen una acción indirecta (ecualización o monitoreo del sistema ). La posición que tiene el CdC dentro del circuito FV (entre la parte generadora y el resto del circuito), dicta que las opciones se incorporen en este punto. Algunas pasan a formar parte del control de carga (control de temperatura y ecualización), mientras que las que guardan relación con el monitoreo del sistema requieren el uso de unidades adicionales, las que estarán dedicadas a una función específica (desconectado por bajo voltaje de carga, etc). Evolución El grado de complexidad del circuito de control determina la calidad de su acción. del diseño Los primeros CdC, los que aún hoy son ofrecidos a la venta, utilizan dos tecnologías: los semiconductores discretos (diodos y transistores) para determinar cuando la acción de control debe tomar lugar, y un componente electromecánico, el relevador (relay, en inglés) para ejercer la acción de control. El resultado es una muy pobre acción reguladora, la que se traduce, de acuerdo con observaciones hechas en varias instalaciones que los usaban, en baterías que son cargadas entre un 50 y un 60% de su capacidad máxima, muchas de ellas con placas sulfatadas. Como si esto fuere poco, cuando los contactos del relevador se abren, se produce un arco eléctrico, ya que se interrumpe una CC, la que nunca pasa por cero. Los arcos dañan la superficie del contacto, aumentando su resistencia y disminuyendo rápidamente la vida útil del relevador. Si un CdC de este tipo va a ser ubicado cerca del banco de acumulación, el relevador debe tener los contactos dentro de una caja hermética, ya que los arcos pueden iniciar la combinación química entre el oxígeno y el hidrógeno que la batería libera al cargarse, la que es altamente explosiva. Primera mejora Con la introducción de los semiconductores de potencia, los relevadores fueron reemplazados por componentes de estado sólido (FET de potencia), alargando la vida útil del CdC. Desgraciadamente, la parte de control no cambió, de manera que los nuevos productos no mejoraron la capacidad de carga del banco de baterías. Modelos recientes Cuando los microprocesadores bajaron su costo, estos fueron incorporados en el circuito de control. Estos microprocesadores son controlados por programas específicos, llamados algoritmos de carga los que tienen varios pasos (etapas). Los CdC que los usan se denominan multi-etapas, para distinguirlos de los que no incorporan un microprocesador (controles de una etapa) . Ventajas El algoritmo de carga permite diseñar un CdC que ofrece una adaptación muy eficaz entre el EdC de la batería y el generador de carga. Otra ventaja adicional es que el microprocesador requiere un bajo consumo y los FETs de potencia, debido a su elevada resistencia de entrada (106 Ω), permiten el cierre y apertura del circuito de carga con un consumo negligible.

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CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA Estos dos factores se traducen en CdC que pueden controlar corrientes de decenas de amperes, consumiendo solamente decenas de mA. Por otra parte, la resistencia interna de los FETs de potencia durante el período de conducción es baja, lo que disminuye las pérdidas por disipación interna.

Este es el corazón de los CdC modernos, de manera que me detendré en Algoritmo de carga sumarizar las versiones que se ofrecen. Independientemente de cuántas etapas se ofrezcan, los factores considerados en el diseño de las dos primeras es el mismo para todos los fabricantes. Todos los diseños tienen en cuenta la necesidad de cargar al banco de baterías Primera etapa lo más rápido possible, ya que la duración del día solar promedio es limitada. La alta cantidad de iones libres presentes en la solución electrolítica cuando la batería está descargada, hace possible acelerar al comienzo el proceso de carga. Se consigue así una carga bruta substantial (bulk charge, en inglés) durante las primeras horas del día. La implementación del proceso de carga es la misma para todos los fabricantes y consiste en elegir un voltaje de referencia lo suficientemente alto como para asumir que cuando el voltaje de batería alcanza ese valor, el EdC es cercano al 80% del máximo. Durante este período la corriente de carga tiene un valor igual al máximo que el sistema puede entregar en un dado instante. Al respecto, debe tenerse en cuenta que los paneles solares no proporcionan una corriente constante durante el día, ya que el máximo valor sólo se alcanza cuando el sol llega al zenit. A partir de este punto, su valor disminuye constantemente. Las diferencias entre diferentes modelos tienen que ver con detalles como: Ø El valor elegido para el voltaje de referencia, o Ø La posibilidad de alterar (o no), manualmente, el valor del voltaje de referencia. Cuando el voltaje de batería iguala al de referencia, a veces con un error entre 20 y 30 mV, el circuito de control inicia la segunda etapa. Todos los fabricantes reconocen la necesidad de desacelerar el proceso de Segunda carga, ya que el EdC de la batería es lo suficientemente alto como para asumir que etapa la cantidad de iones libres ha amenguado, y seguirá amenguándose durante esta etapa. Se hace necesario disminuír, paulativamente, el valor de la corriente de carga. A esta etapa se la denomina de absorción (absorption stage, en inglés). Algoritmos para la segunda etapa Cómo llevar a cabo la disminución de la corriente durante esta etapa, es lo que diferencia a un modelo del otro. Una solución es mantener el valor del voltaje usado como referencia en la primera etapa. Como la diferencia entre el voltaje de batería y el del generador de carga disminuye constantemente, la corriente de carga se reduce paulatinamente. La otra solución consiste en disminuir la corriente de carga usando un generador de carga pulsante, de amplitud constante (valor de referencia) y tiempo de conducción variable. Este tipo de generador se conoce, en inglés, con la abreviatura PWM (anchura de pulso modulada). Lea en el Apéndice I sobre el tema.

CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA Durante esta etapa los incrementos en el voltaje de batería se traducen en reducciones en el tiempo de conducción, disminuyéndose así el valor de la corriente de carga. La duración de la segunda etapa está determinada por el algoritmo de carga CdC de y no por un voltaje de referencia. Al terminar esta etapa el fabricante estima que la dos etapas batería está cargada, interrumpiéndose el proceso de carga. Cuando una batería permanence en reposo, su voltaje disminuye lentamente. Es por ello que los CdC de dos etapas ofrecen dos opciones al terminar la segunda etapa: ¬ ¬

El reinicio automático de la carga o La posibilidad de ecualizar las baterías.

Reinicio automático Cuando el valor del voltaje de batería decrece por debajo de un segundo voltaje de referencia, llamado voltaje de reinicio (re-starting voltage, en inglés), el ciclo de dos etapas se repite automáticamente. Ecualización Como alternativa al reinicio automático, estos CdC ofrecen la posibilidad de elegir una tercera etapa: la de ecualización. Esta opción permite a los fabricantes de estos modelos considerarlos como CdC de tres etapas, aún cuando la etapa de ecualización no constituye una extensión del proceso de carga. El proceso de ecualización puede trabajar, a elección, en forma automática o manual. Es importante observar que la corriente de ecualización usada en estas unidades no es excesiva, ya que el el proceso usa un voltaje de sólo 1 V por sobre el de referencia (sistemas de 12V). Esto evita una excesiva gasificación del electrolito. En estos modelos la etapa optativa de ecualización no existe. En su lugar el CdC de tres etapas algoritmo de carga convierte al generador de carga en un generador del tipo PWM, como he descripto anteriormente. En esta etapa el valor del voltaje del generador disminuye (2V en sistemas de 12V; 4 en sistemas de 24V) con respecto al de referencia de la etapa anterior. Este voltaje, llamado de flotación, debe disminuir porque la cantidad de iones libres en el electrolito es muy escaza, evitándose así una excesiva e innecesaria gasificación del electrolito. La sigla inglesa MPPT (Maximum Power Point Tracking ) significa: seguidor CdC del tipo MPPT del punto de potencia máxima. El “punto” al que se hace mención es el que corresponde a los valores óptimos para el voltaje y corriente de salida que proporcionan la máxima potencia de salida. Como vimos al tratar los paneles FVs, ese punto varía con la temperatura de trabajo del mismo. La ventaja inmediata es el mayor aprovechamiento de la energía solar, pero otra no obvia, es que este tipo de control permite usar un voltaje de generación más elevado que el nominal del sistema, dado que incorpora un conversor de CC a CC, el que mantiene el voltaje de carga dentro del rango requerido por el voltaje nominal del sistema.

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CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA CdC del Para ilustrar esta ventaja piense que si Ud necesita dos paneles en un sistema tipo de 12V nominales, puede optar por conectarlos en serie (24 V) y reducir la corriente MPPT entre los paneles y el CdC a la mitad, lo que le permitirá usar cables de menor diámetro (y costo). Si asumimos que las pérdidas del conversor de CC a CC no son elevadas, la potencia de salida del conversor será cercana a la de entrada. Como el voltaje de salida es menor, la corriente de salida debe ser mayor que la de entrada, y por ello este tipo de control incorpora un limitador de corriente, a fin de no sobrepasar la corriente máxima tolerada por las baterías cuando la potencia de entrada sube transitoriamente.

Criterios de La máxima corriente de carga y el máximo voltaje del sistema son dos criterios selección obvios de selección pero, como el lector podrá apreciar al tratar el diseño de un sistema, las consideraciones del diseño determinan finalmente el tipo de control a usarse. Asumiendo que el mercado local ofrece alguna variedad de modelos, el costo inicial de la unidad deberá ser balanceado considerando las características del sistema. Fabricantes Es imposible describir todos los modelos que se ofrecen a la venta, de manera y modelos que he decido incorporar alguno de ellos para dar idea de la variedad de modelos. Esta compañía (ex RV Power Products), entre otras, ofrece CdC del tipo Blue Sky Energy™ MPPT. Su serie Solar Boost™, tiene dos modelos: uno para 25A de carga máxima, y otro para 50 A. La Figura 7.3 muestra el modelo para 25A/12V.

Batería cargada Batería cargando

Figura 7.3- Solar Boost™ modelo 2000E Ambos son del tipo serie, tienen entradas para monitorear la temperatura de batería y ofrecen un algoritmo de carga de dos etapas (carga bruta y absorción) más la posibilidad de implementar una etapa de ecualización manual. Como muestra la fotografía, el modelo 2000E tiene un medidor digital, el que permite monitoriar varias variables del sistema. El monitoreo se ve complementado por dos indicadores gráficos, iluminados por lámparas LEDs: batería en carga y batería cargada.

CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA Cuando el voltaje de carga disminuye por debajo de un valor mínimo, el generador comienza a buscar el punto de potencia máxima. Estos controles usan FETs de potencia para la función interruptora. Morningstar™

Esta compañía ofrece modelos para corrientes de carga entre 4,5 A (SunGuard™) y 60 A (TriStar™), los que pueden usarse en sistemas con voltajes nominales de 12, 24 y 48 V, dependiendo del modelo. Todos los controles son del tipo serie, usan FETs de potencia para abrir o cerrar el circuito de carga y ofrecen la posibilidad de controlar la temperatura del electrolito. Los algoritmos de carga varían con cada modelo. La mayoría tienen dos etapas de carga más la opción de ecualización, aunque los de mayor corriente ofrecen dos etapas opcionales: ecualización o flotación. La figura 7.4 muestra los CdC manufacturados por esta firma.

Sun Guard (4,5A 12V)

Sun Saver 6,5 o 10A para 12 o 24V

Pro Star (15A o 30A / 12 o 24V)

Tri-Star (45 o 60 A / 12-24-

Figura 7.4- Modelos ofrecidos por Morningstar™

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Notas: La compañía Morningtar ofrece el modelo SHS, diseñado bajo contrato con el Banco Mundial (World Bank) para ser usado en sistemas de 12V para 6 o 10A de corriente de carga, el que sólo puede adquirirse fuera de los EEUU. Puede leer sus especificaciones en español al final de este capítulo. Xantrex™

Esta compañía adquirió otra (Tracer) que se había establecido en el mercado de energía renovables con varios productos, y por eso ofrece una vasta variedad de productos. Todos los modelos de controles de carga llevan el prefijo C. Analizando las especificaciones, puede observarse que el modelo C-12 ha sido diseñado para ser usado en sistemas FVs de 12V con corrientes de hasta 12A, mientras que los restantes C-35, C-40 y C-60 forman una línea separada, para corrientes medias y elevadas (35, 40 y 60A respectivamente). Estos productos pueden se seleccionados para trabajar con voltajes de 12 o 24V. El modelo C-40 puede, asimismo, ser usado en sistemas de 48V. La descripción y especificaciones del modelo C-12 pueden obtenerse, en español, visitando la internet (www.xantrex.com). Seleccione “Languages” (idiomas) y elija la palabra “Bienvenido”. Todos los modelos son del tipo serie y los elementos de control en serie usan FETs de potencia. La Figura 7.5 muestra dos de los modelos mencionados.

C-60 C-12 Figura 7.5- Controles de carga Xantrex (Serie C) Consideraciones Eléctricas adicionales Un control de carga: þ Deberá tolerar, con algún margen de exceso, los valores de voltaje y corriente especificados para la unidad. þ Deberá tener protección contra descargas eléctricas. Mecánicas Un control de carga: þ Deberá tener una caja con cubierta inoxidable. þ Deberá ofrecer un montaje simple.

CAPITULO 7- CONTROL DE CARGA Consideraciones adicionales (Cont.)

þ Deberá tener un fácil acceso a los contactos de entrada y salida, ajustes, o puntos de prueba, si estos son parte del diseño. þ Deberá proveer terminales sólidos, resistentes a la oxidación, y con capacidad para conectar cables del diámetro demandado por la corriente máxima del diseño. Ambientales Un control de carga: þ Deberá ofrecer un amplio rango para la temperatura de trabajo.

Notas: Los diseños son vulnerables a la alta humedad y temperatura ambiente, de manera que no exceda los límites especificados por el fabricante. Evite la acción de gases nocivos, como las emanaciones de la batería durante la carga. Algunos modelos tienen el circuito inmerso dentro de una substancia del tipo acrílico, la que proteje los componentes contra la acción ambiental. Por obvias razones, los contactos de amarre para los cables permanecen expuestos. Costo El costo de un CdC depende de: § La máxima corriente de carga que debe controlar. § Las opciones que se elijan. § El tipo de monitoreo incorporado en la unidad. Nota: El número de opciones ofrecidas por el fabricante se incrementa con el valor de la corriente de carga, dado que los sistemas de mayor consumo requieren más salvaguardias. Opciones Control de temperatura Esta opción es muy práctica, y de ser posible, adóptela. Ecualización Si no usa un control con tres etapas de carga, elija un CdC con esta opción. Otras opciones Hay opciones que debo considerarlas más adelante, ya que están relacionadas con el tipo de sistema FV (híbridos, de CA, etc).

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CABLES DE CONECCION Introducción Capítulo 8- CABLES DE CONECCION Introducción La selección de los cables de conección en un sistema de distribución de bajo voltaje (sistema FV), es importante porque: El nivel de la corriente de carga es elevado. Estos cables están expuestos a condiciones ambientales extremas (calor, frío, humedad, rayos ultra-violetas, etc), y, en algunos casos, al ataque de roedores. La caída de voltaje entre la entrada y la salida debe mantenerse baja (entre un 3 y un 4% del valor nominal). Cuando se instala el cableado de distribución en una casa, la corriente total se divide en varios sectores de carga, de manera que los cables pueden ser dimensionados para corrientes menores que el total dictado por la carga. Cuando se vinculan los paneles FVs al bloque de carga, la corriente no puede ser dividida, de manera que por estos cables circulará la corriente total del sistema, incluyendo las pérdidas. En sistemas de 120V de CA, cuando una carga es muy elevada (secadores de ropa o calentadores eléctricos de agua) se tiene el recurso de usar un voltaje más elevado (voltaje entre fases de 208 V), lo que disminuye la demanda de corriente. Las condiciones ambientales de los cables de distribución domésticos, salvo el calor Aspectos del y la humedad relativa, suelen ser menores que para cables expuestos a la intemperie. Aspectos del cableado cableado El análisis del cableado de un sistema FV comprende dos aspectos diferentes: Las características físicas del conductor (metal usado, longitud, y superficie de la sección conductora). El tipo de aislación requerida por las condiciones de uso. Las características físicas definen la resistencia eléctrica y mecánica del conductor, los diámetros para varios tipos, así como la variación de la resistencia cuando aumenta la temperatura de trabajo. El tipo de aislación contempla, para las condiciones ambientales en donde el cable va a ser usado, cual es el material aislante más adecuado.

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80 Resistencia eléctrica

- CABLES DE CONECCION

La resistencia eléctrica de un conductor está dada por la expresión: Ω) = (L . ρ) / S R (Ω

(8.1)

donde L es la longitud del conductor (m), ρ (rho) es la letra griega que representa Ω.m) y S la superficie de la sección conductora (mm2 la resistividad del material (Ω = 10-6 m2). La expresión (8.1) muestra que la resistencia de un conductor es directamente proportional al valor de ρ (metal usado), y su longitud, e inversamente proportional a la superficie de su sección transversal. Cuando el conductor tiene una sección circular, el valor del área varía con el cuadrado del diámetro, ya que: S = π . r2 = π/4 . D2

(8.2)

donde r es el radio y D el diámetro de la sección circular (D = 2 . r). El valor de ρ depende no sólo del material usado para fabricar el conductor, pero de la temperatura de trabajo del mismo. Nota: La gran mayoría de los conductores tienen una sección circular, pero existen asimismo conductores en barra, de sección rectangular o cuadrada. La Tabla I proporciona los valores de ρ para los cuatro mejores conductores metálicos, a una temperatura de 20°C. TABLA I Resistividad en Ω.m a 20°C METAL Plata Cobre Oro Aluminio

SIMBOLO Ag Cu Au Al

RESISTIVIDAD ( x 10-8 Ω.m) 1,629 1,724 2,440 2,828

Como el valor del oro y la plata es muy elevado, el cobre y el aluminio son los metales de mayor interés. De la tabla se deduce que el valor de ρ a 20°C para el aluminio es 1,64 veces más alto que el del cobre, y de allí que este metal sea el más usado de los dos. Pero la menor resistividad del cobre no es la única característica favorable de este metal, ya que, además: ☺ Es fácil de soldar. ☺ Tiene un alto valor de tensión mecánica, lo que facilita el proceso de extrusión* usado para fabricar alambres redondos y el tendido de cables entre soportes fijos. * Tirado de una barra a través de varias formas cónicas huecas. Su costo, superior al del aluminio, no ha sido un impedimento que restringiera el alto grado de aceptación alcanzado hasta el presente. En este manual las datos publicados son válidos sólo para este tipo de material.

CAPITULO 8 - CABLES DE CONECCION El valor dado por la inversa del valor de ρ representa la conductividad del material, la que se mide en Siemens (Si = 1/ Ω). La letra griega σ (sigma) se utiliza ρ = σ. para identificar este parámetro, de manera que 1/ρ Notas: En un mercado dominado por el cobre, el uso del aluminio requiere que los contactos de amarre sean tratados para que no se cree una diferencia de voltaje entre el cable (Al) y el terminal (Cu). Si estos materiales establecen un contacto directo, se creará un par galvánico, y la presencia de la humedad ambiente establecerá una corriente del ánodo (Cu), al cátodo (Al) la que deteriora al metal con menor potencial galvánico* (cátodo de aluminio). *Tomando al hidrógeno como referencia (V=0), se puede medir el potencial galvánico de varios metales. Este valor, para algunos metales, es positivo (ánodos), y para otros, negativos (cátodos).

La resistencia de un conductor a temperaturas superiores a los 20°C (Rt) Resistencia vs está dada por la expresión: temperatura Rt = R20 (1 + α.∆ α.∆t)

(8.3)

donde R20 es la resistencia a 20°C, α es el coeficiente de temperatura por grado °C y ∆t es el incremento de temperatura por sobre los 20°C. Para el cobre, el valor de α (0,0043/C) se mantiene constante entre 0 y 100°C. La expresión (8.3) nos indica que por cada 10°C de aumento en la temperatura α.∆t se incrementa 0,043, lo que representa un 4,3% de del conductor, el producto α.∆ aumento para el valor inicial de la resistencia. AWG

En los EEUU al diámetro de un cable conductor se le asigna un número, al que se conoce con la sigla AWG (American Wire Gauge) que significa calibre de cables americano. Originalmente, esta nomenclatura numérica guardó una relación directa con el número de pases que eran requeridos por la barra de cobre a través del orificio de extrusión, para poder obtener un diámetro determinado. Esto explica porqué los diámetros mayores están asociados con los números más bajos. Cuando aparecieron calibres superiores al AWG 1, se debió recurrir a la identificación de los mismos usando un número variable de ceros. Se tienen así los cables 0, 00, 000 y 0000, cada uno de ellos con diámetros cada vez mayores. Estos diámetros suelen ser escritos, en forma abreviada, como1/0, 2/0, 3/0 y 4/0.

Notas: Muchas de las tablas para cables provienen de los EEUU. En ellas la unidad usada para la longitud es el pié (ft) y el diámetro del conductor suele ser dado en circular mils (milésimas circulares). Un diámetro de un circular mil corresponde a un conductor cuyo diámetro es de 0,001” (” es la abreviación inglesa para la pulgada). Diámetros superiores a 4/0 están dados en Kcircular mils (1.000 mils). La Figura 8.1 muestra los diámetros relativos (no absolutos) para cables desde el 00 (o 2/0) hasta el número 18.

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- CABLES DE CONECCION

Figura 8.1- Diámetros relativos para cables desnudos La Tabla II resume varios de los parámetros eléctricos y dimensiones para cables desnudos de cobre con diámetros entre AWG 18 y 4/0. Los mayores diámetros son alcanzados agrupando conductores de menor diámetro, lo que permite incrementar la flexibilidad del conductor, ya que los conductores externos podrán deslizarse con respecto a los internos cuando el conductor es curvado. Los conductores multi-cables tienen una menor tendencia a cortarse cuando se los flexiona durante el coneccionado, y resultan más fáciles de manipulear. Notas: Tablas originadas en los EEUU dan los valores para una longitud de 100’ (donde ’ es la abreviación inglesa para el pié). Para conocer el valor métrico equivalente lea el Apéndice III. TABLA II Calibre AWG

Diam. mm

Area mm2

Resistencia a 20°C ohm/Km

Tipo

18 1,020 0,823 21,8 Sólido 16 1,290 1,310 13,7 Sólido 14 1,630 2,080 8,6 Sólido 12 2,050 3,310 5,4 Sólido 10 2,590 5,260 3,4 Sólido 8 4,775 8,403 2,2 49/25* 6 5,334 13,575 1,5 133/27* 4 6,257 21,587 0,80 133/25* 2 8,331 34,327 0,50 133/23* 1 9,271 43,282 0,40 133/22* 1/0 11,786 54,581 0,31 133/21* 2/0 12,700 68,858 0,25 133/20* 3/0 12,928 84,286 0,20 259/22* 4/0 15,392 106,289 0,16 259/21* * Estos tamaños son ofrecidos con otras combinaciones de hilos(número y AWG del “strand”). Cuando se tiene un solo conductor, se habla del alambre de conducción, Alambres y cables cuando se tienen varios alambres retorcidos (o paralelos), se habla del cable de conducción. Los cables tienen más flexibilidad que los alambres, como ya se indicó, y se venden con o sin aislación (cables desnudos), dependiendo de la aplicación. Por ejemplo el típico cable a tierra nunca lleva aislación. La Figura 8.2 muestra un alambre y un cable, ambos con aislación exterior.

CAPITULO 8 - CABLES DE CONECCION

Figura 8.2- Alambre y cable conductor Debo destacar que los cables son ofrecidos, asimismo, en diámetros pequeños, los que suelen usarse en lugares donde la connección necesita cierto grado de flexibilidad mecánica Para estos cables se proporciona no sólo el valor AWG correspondiente a su diámetro, pero dos valores complementarios: la cantidad de alambres usados y el valor del AWG de los mismos. Así, por ejemplo, un cable AWG 26 - 7/34 alcanza su diámetro (AWG 26) usando siete alambres retorcidos de calibre 34. Cada alambre que forma el cable se llama, en inglés, strand (hilo). A un cable de este tipo se lo lama “stranded cable”. Los materiales aislantes que cubren a los conductores no sólo proveen Cubertura aislante aislación eléctrica, pero proporcionan protección ambiental y resistencia mecánica a la fricción (tirado de cables dentro de un conducto o expansión y contracción con variaciones de temperatura). Al respecto, cuando la protección mecánica debe mejorarse, se usa una capa adicional, la que se conoce, en inglés, como “jacket”. Nylon suele ser el material más usado para este propósito. En aplicaciones industriales la aislación debe, a veces, evitar que salte un arco a través de ella, o proveer una protección ambiental contra la acción corrosiva de substancias químicas (gasolina, aceites, ácidos). En sistemas FVs de bajo voltaje la protección ambiental es la más importante ya que los cables exteriores estarán expuestos a la radiación solar (rayos ultravioletas) así como a altas o bajas temperaturas y/o humedad ambiente. De ser posible, entierre el cable, a fin de protegerlos de temperaturas extremas. Para estos casos se requiere una aislación especial, la que se reconoce por las designaciones UF (Underground Feeder), alimentador bajo tierra o SEU (Service Entrance Underground), cable de entrada de servicio bajo tierra. Otro tipo de cable, usado para interconectar las baterías en un banco de reserva, debido a su flexibilidad y ampacidad, es el cable para máquina de soldar eléctrica, el que se ofrece en AWG 4 o 2 (Battery jumper). Como era de esperar existen varias marcas de identificación, impresas sobre Marcado de cables la superficie aisladora, a intervalos regulares a lo largo del material aislante, que sirven para definir sus propiedades, así como el tipo y número de conductores. Mencionaré las más communes. Voltaje máximo Este valor puede ser dado en volts de CA, CC o CA/CC. El valor de CA corresponde al valor pico de la onda sinusoidal (Apéndice II).

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- CABLES DE CONECCION

Máxima temperatura Este valor, dado en general en grados centígrados (°C), representa la máxima temperatura de trabajo que puede soportar el material aislador sin deteriorarse. Este parámetro, en circuitos FVs, es extremadamente importante, como acabo de indicar. Los cables modernos soportan fácilmente los 90°C, pero el usado para instalaciones hogareñas de 120V, conocido como cable ROMEX, sólo tolera los 60°C. Cuando el cable tiene una aislación que tolera los 105°C se lo marca XHHW (XHH = eXtra High Heat), temperatura muy alta. Material aislante Con el advenimiento de los materiales plásticos, el algodón impregnado o la goma fueron remplazados por compuestos sintéticos (plásticos), los que ofrecen características especiales, ya sea para resistir agentes corrosivos, altas temperaturas y humedad ambiente, o altos voltajes de aislación. Para indicar el tipo o propiedad de estos materiales, se utilizan letras que corresponden, en general, a la primera letra de una palabras inglesa asociada con esa característica. Por ejemplo, la letra T significa termoplástico (Thermoplastic). La Tabla III dá una lista de las más communes. TABLA III Tipos de aislaciones T H W A

(Thermoplastic) (Heat resitant) (Weather-resistant) (Asbestos)

M N NM

(Mineral oil) (Nylon) (Non-Metalic)

R S

(Rubber) (Silicon rubber)

Material termoplástico Resistente al calor (heat). Resistente a la humedad. Asbesto. Este material está prohibido en la actualidad. Resistente a los aceites. Cubertura exterior de nylon. Cubertura exterior de nylon (no metálica). Goma. Goma siliconada.

FEP TFE

(Teflon) (Teflon)

FET y TFE representan dos formulaciones del Teflon

PVC UF/USE

(Polyvinyl Chloride) (Underground Feeder/ Underground Service Entrance)

Cloruro de polivinilo. Cables que permiten ser enterrados bajo tierra.

El PVC es sin duda el más usado por su alta resistencia a las temperaturas y voltajes de aislación (600 V/1.500°C, así como a la humedad ambiente. Nota: Los negocios especializados en vender componentes y cables para la industria renovable ofrecen cables para altas temperaturas y con protección contra la radiación ultra-violeta.

CAPITULO 8 - CABLES DE CONECCION Ejemplos de marcaciones 1. La cubierta tiene la marcación THWN. Esto indica que se ha usado un material termoplástico para la cubierta aislante (T), la que es resistente al calor (H) y la humedad ambiente (W) y tiene una cubierta exterior de nylon (N). Los límites de temperatura y humedad están dados en las especificaciones del producto, aunque es común que haya una segunda marcación con el máximo para la temperatura de trabajo. 2. La cubierta tiene la marcación 12/3W/G NM. Esto indica que dentro de una aislación no metálica (NM) hay tres cables AWG12 (12/3), uno de ellos siendo el de tierra (W/G) (with ground) el que no tiene aislación. 3. La cubierta tiene la marcación 4/0-3 SEU. Esto significa que dentro de la isolation hay tres cables AWG4/0 y que su aislación permite enterrarlo bajo tierra. Usualmente un metro, más hondo si el clima es muy frío, para evitar la zona de congelación. Las tablas para conductores suelen agregar, para cada valor de AWG el de la Corriente máxima: ampacidad, o máximo valor para la corriente que puede circular por el mismo. El ampacidad lector debe observar que condiciones se han tenido en cuenta al derivar los valores presentados. He observado que algunas tablas no especifican las condiciones de medición, mientras que otras proporcionan valores para un solo conductor al aire libre, lo que no es muy práctico. Las normas eléctricas de los EEUU definen a la ampacidad como el máximo valor de la corriente que puede sostener el conductor, en forma continua (o con breves intermisiones) sin dañarse. Esta última condición implica que el límite máximo de temperatura para la aislación usada nunca es sobrepasado. La definición dada tiene una consecuencia práctica: la temperatura máxima de la aislación, así como el valor de la temperatura ambiente determinan la ampacidad de un alambre o cable de conducción. La Tabla IV proporciona los valores de ampacidad para diferentes tipos de cables y aislaciones, para una temperatura ambiente de 30°C, cuando se tienen hasta tres (3) conductores por conducto o dentro de una aislación. La Tabla V muestra el coeficiente de corrección que deberá aplicarse para temperaturas por debajo o superiores a los 30°C. Ambas Tablas están ubicadas al final de este capítulo.

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CAPITULO 8

- CABLES DE CONECCION TABLA IV Valores de Ampacidad a 30°C en Amperes Máxima Temperatura de la Aislación 60°C 75°C 90°C Tipos

AWG

TW UF

14 12 10 8 6 4 3 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0

20 25 30 40 55 70 85 95 110 125 145 165 195

Tipos

Tipos

RHW THW THWN XHHW USE

FEP FEPB RHH THHN THWN XHHW

20 25 35 50 65 85 100 115 130 150 175 200 230

25 30 40 55 75 95 110 130 150 170 195 225 260

TABLA V Rango de Temperatura Ambiente (°C) 21 - 25 26 - 30 31 - 35 36 - 40 41 - 45 46 - 50 51 - 55 56 - 60 61 - 70 71 - 80

Factores de corrección aplicables para cada grupo de aislación de la Tabla IV 1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41 NU NU NU

1,05 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,58 0,33 NU

NU: No Usable a esta temperatura ambiente

1,04 1,00 0,96 0,91 0,87 0,82 0,76 0,71 0,58 0,41

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CAPITULO 9

COMPONENTES AUXILIARES Introducción

Hasta este momento he analizado los diferentes bloques que componen un sistema FV de CC, haciendo especial hincapié en el componente eléctrico que define un bloque en particular, como los paneles FVs (bloque generador), la batería solar o el control de carga (bloque acumulador), o los cables de conección (bloque de distribución). Es obvio que estos elementos deben integrarse eléctrica y mecánicamente entre sí para que el sistema pueda trabajar adecuadamente. Ejemplos: los paneles FVs necesitan sostenes mecánicos, ya que deberá optimizarse el ángulo de inclinación; el banco de baterías necesita tener protección ambiental, ya que el rendimiento y vida útil de las baterías varía con la temperatura del electrolito; el circuito debe tener componentes de protección (fusibles), para evitar la destrucción total o parcial de componentes del sistema. Al distribuirse la energía eléctrica a la carga (casa habitación) se necesita un centro de distribución que separe las cargas dentro del hogar y sirva para aislar a éstas del voltaje de entrada, lo que facilita cualquier reparación. Dentro del hogar se necesitarán tomacorrientes, llaves interruptoras y enchufes eléctricos, para poder distribuir, controlar o conectar la energía eléctrica a una carga que no es constante (luces, TV, radio, etc). Vemos entonces que la selección de estos elementos auxiliares es tan importante en la práctica como la selección de un panel generador o una batería. En este capítulo se describen varios componentes auxiliaries básicos, dejando para más adelante la introdución de otros que dependen enteramente del tipo de sistema FV a construirse.

Como los circuitos de CC de bajo voltaje (12V nominales) sólo han alcanzado Algunos problemas difusión en la industria automotriz y la de vehículos recreacionales (RVs, en inglés), procurar componentes como tomacorrientes, llaves interruptoras y enchufes para este voltaje, capaces de manejar corrientes elevadas (10 - 20A), no es una tarea sencilla. En este capítulo analizaré soluciones alternativas para estos componentes. Cuando se necesita instalar una llave interruptura o un tomacorriente dentro de una Cajas de casa, el cableado de distribución debe bifurcarse. Las cajas de conección son utilizadas no conección sólo para este fin, pero para proporcionar un anclaje mecánico efectivo para llaves, tomacorrientes, luces o ventiladores de techo. Estas dos últimas suelen ser redondas o hexagonales. Una cubierta (plástica o metálica) evita la posibilidad de tocar accidentalmente las conecciones internas, proporcionando a la vez, una terminación estética para el cableado.

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- COMPONENTES AUXILIARES Partes removibles Entradas para cable Lengüeta de retención

a

b Figuras 9.1- Cajas de conección

La Figura 9.1 (a y b) muestran, respectivamente, dos cajas de conección, una hecha de plástico de alto impacto; la otra de metal. Ambas están diseñadas para ser embutidas dentro de una pared hueca, como se acostumbra en los EEUU, donde son sujetas a los batientes de madera usando clavos o tornillos. La caja plástica admite la entrada de cables en las cuatro esquinas ubicadas en el fondo de la misma, las que tienen una lengüeta flexible que facilita la entrada del conductor, pero que lo retiene si se lo quiere sacar. Las cajas metálicas tienen perforaciones laterales que están tapadas por partes metálicas que son fácilmente removibles (knock outs, en inglés). Este tipo de entrada deja bordes filosos y por ello la abertura debe estar protegida, como veremos al hablar de la instalación del sistema. Las tapas tienen perforaciones cuya forma y número depende del tipo de componente que se instale (llave simple o doble, tomacorriente simple o doble, o combinaciones de ambos). La Figura 9.2a ilustra el tipo de tapa usada para acomodar un tomacorriente doble. La Figura 9.2b, muestra una “tapa ciega”, llamada así porque no tiene ninguna abertura. Este tipo se usa cuando se bifurcan cables en distintas direcciones, pero resultan útiles cuando se monta una llave del tipo automotriz, para la que no existe una tapa pre-perforada.

a)

b)

Figura 9.2- Tapas (metal y plástico)

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES La tapa éstandard (pre-perforada) utiliza para su sujeción uno o dos tornillos, los que se enroscan en la parte metálica del sostén del componente (tomacorriente o llave). La tapa ciega, en cambio, puede montarse usando los agujeros existentes en la caja, los que normalmente son utilizados para sostener el soporte de una llave o un tomacorriente. Para instalar una llave de CC para automotor use una tapa ciega y perfore un agujero en el centro con un diámetro levemente superior al de la parte roscada del interruptor. Si el cuerpo de la llave ofrece una superficie plana, la tuerca y arandela que vienen con la misma permitirá el anclaje a la tapa sin quebrarla. De lo contrario, use un montaje tuerca-arandela/arandela-tuerca, en la parte superior e inferior de la tapa. La Figura 9.3 muestra una llave de alto amperaje (20 A) del tipo usada en automotrices.

Figura 9.3- Llave interruptora tipo automotriz Coneccionado

Los terminales del interruptor de la Figura 9.3 tienen un agujero en cada contacto, por donde pasa el cable, el que luego se suelda al terminal. En otros modelos, el terminal tiene un bloque de amarre con un tornillo (a 90°), el que retiene anclado el cable al conector. Por último, existen llaves cuyos terminales son lo suficientemente gruesos como para acomodar un tornillo cuya cabeza, paralela al mismo, ejerce la presión necesaria para retener el cable en posición.

Varios criterios definen una llave interruptora. Los más usados son enunciados Tipos de llaves a continuación: y Tipo de voltaje que tolera y Valores nominales y máximos de uso y Cantidad de circuitos que abre y Movimiento de la llave interruptora y Tipo de interrupción que produce Tipo de voltaje que tolera Este criterio separa las llaves interruptoras que pueden usarse en circuitos de CC de las usadas en circuitos de CA. Valores nominales y máximos de uso El valor nominal para el voltaje debe igualar al del circuito donde se aplica. Ejemplos: 12 VCC, 120 VCA, 230VCA. Los valores máximos, de voltaje y corriente no deberán ser superados en forma continua. El voltaje máximo de los interruptores para automotores excede los 12V nominales. La corriente máxima puede ser tan baja como 5 A, o tan alta como 60A. Cantidad de circuitos que abre Este criterio de clasificación toma en cuenta el número de conecciones que una llave puede interrumpir con su acción. Si interrumpe la corriente de un circuito, la llave es del tipo unipolar (Single Pole, en inglés). Si interrumpe dos, es bipolar (Double Pole).

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- COMPONENTES AUXILIARES

La representación esquemática de estos dos tipos son, respectivamente,

Unipolar (SP - ST)

Bipolar (DP - ST)

Movimiento de la llave interruptora Si el movimiento acciona sólo una llave, ésta es del tipo Single Throw. Si esta llave es unipolar, la abreviatura en inglés corresponderá a la sigla SP-ST (Single Pole - Single Throw). Cuando el interruptor tiene dos llaves mecánicamente acopladas, puede interrumpir dos circuitos simultáneamente. Este tipo se conoce en inglés como Double Pole- Double Throw o DP-DT. La representación esquemática se ilustra a continuación.

Bipolar (DP - DT) Acople mecánico

Notas: Para nuestra aplicación es suficiente interrumpir el positivo del circuito, de manera que una llave unipolar es suficiente. Si sólo consigue llaves bipolares, puede dejar uno de los pares sin conección, o conectar los dos en paralelo. Para el tipo de cargas que anticipamos en sistemas de CC de 12V, llaves que toleren un valor de corriente mayor que el valor nominal de la carga (entre + 25 y + 30%), son suficientes. Este criterio de selección extiende la vida útil del componente. Tipo de interrupción que produce Si el movimiento no tiene un punto de detención intermedio, y pasa de conectar a desconectar, la llave es del tipo ON-OFF, sin detención en el medio de su recorrido. Este es el tipo que nos interesa en nuestros circuitos. Si la llave conecta (o desconecta) un circuito mientras se la mantenga accionada, pero desconecta (o conecta) el circuito si esta acción se interrumpe, se la denomina llave temporaria. El primer tipo es una llave temporaria On; el segundo temporaria Off. Notas: Los criterios mencionados no abarcan la infinidad de detalles que separan un tipo de llave de otra, de manera que existen llaves sumergibles (o no-sumergibles), llaves de nivel de líquido, llaves de acción sensible (mínima presión), etc. Recuerde que un interruptor de automotor no tiene protección ambiental, y sólo puede ser utilizado dentro de la casa o en un lugar exterior que ofrezca esta protección. Polaridad

Esta es la característica que define a una corriente de continua, de manera que es extremadamente importante conectar la carga con la polaridad adecuada. Si el negativo del cableado está conectado a tierra, éste cumplirá una doble función: cerrar el circuito y eliminar cualquier diferencia de voltaje entre el usuario y el aparato que se conecte a ese cable.

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Polaridad

Para asegurar la correcta polaridad entre los tomacorrientes y los enchufes se usan unidades de CA del tipo polarizado. En estas unidades la construcción mecánica del par enchufe-tomacorriente sólo permite un tipo de inserción. Las más convenientes son las ilustradas en la Figura 9.4.

Figura 9.4- Par tomacorriente/enchufe (tipo comercial) En los EEUU tanto el tomacorriente de tipo comercial para 120VAC como el usado en circuitos trifásicos (230VAC) ofrecen la posibilidad de aceptar un enchufe que tenga uno de los contactos planos rotado 90° respecto al otro, garantizando una inserción correcta. El tercer contacto (tierra en circuitos de CA) refuerza esta seguridad. El grado de complejidad de un Centro de Distribución (CdD) de cargas Centro de Distribución depende del tipo de voltaje que se usa (CC o CA), y la magnitud de la carga (consumo). Un CdD cumple tres funciones básicas: ‹ Interumpir, a voluntad, el voltaje de entrada al mismo. ‹ Dividir el valor de la corriente de carga total en secciones, independizando un grupo de cargas de las restantes. ‹ Proteger cada sección por separado, incorporando una caja de fusibles o una llave interruptora automática, como se verá más adelante. ¾ Una interrupción voluntaria de la entrada facilita hacer las reparaciones en el circuito de carga. ¾ Al disminuir la corriente por sección se pueden utilizar cables de menor calibre en cada una de ellas, los que no sólo son más económicos, pero más fáciles de instalar y conectar. ¾ El uso de fusibles para cada sección facilita no sólo el servicio, pero evita que el usuario se quede sin energía eléctrica en toda la casa cuando se produce un desperfecto. Un CdD con el que el lector puede estar familiarizado es el usado en una casa conectada a una red eléctrica comercial de CA, que siga las recomendaciones de los códigos eléctricos más modernos. Este centro tiene una llave maestra que interrumpe el voltaje de entrada y usa llaves automáticas (fusibles no destructibles) para proteger las diversas secciones de alimentación. En este CdD puede obtenerse salidas monofásicas (120V) y trifásicas (230V).

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- COMPONENTES AUXILIARES

Centro de En sistemas FVs que alimentan cargas de CA el voltaje monofásico es el Distribución común, ya que proviene de la salida de un inversor. Sistemas más complejos suelen usar un CdD que consiste de una caja metálica con puerta, la que está diseñada para facilitar el montaje e interconección de los componentes auxiliares, así como los de monitoreo. Estas cajas proporcionan protección ambiental. La Figura 9.5 muestra un centro de distribución de cargas manufacturado por la compañía Square D de los EEUU, el que está diseñado para trabajar con voltajes de CA o CC. El modelo ilustrado puede usarse en circuitos de hasta 48VCC, y admite llaves automáticas entre 10 y 70A, del tipo ilustrado (unipolar).

Figura 9.5- Centro de distribución modelo QO (Square D Corp)

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Detalles de La puerta exterior tiene una cerradura. Al ser abierta, se advierte que los construcción conectores internos están protegidos por una chapa metálica, para evitar que el usuario toque, accidentalmente, el cableado interno. Para tener acceso a las llaves desde el exterior, el fabricante provee partes rectangulares removibles (knock outs), los que se ilustran en la Figura 9.6a. La Figura 9.6b muestra dos tamaños diferentes de terminales para cables y la Figura 9.6c una típica barra de conección.

a

b

c

Figura 9.6- Knock outs, conectores y barra de coneccionado (Square D Corp) La Figura 9.7 muestra otro CdD de carga, el que puede acomodar tres llaves automáticas. Esta caja tiene una palanca exterior que actúa sobre una llave interruptora de acción rápida, la que permite desconectar el voltaje de entrada. Los CdD de carga usados en sistemas de CC tienen uno o dos bloques de conección para el negativo, similares al ilustrado en la Figura 9.7c, los que están eléctricamente aislados de la caja metálica.

Figura 9.7- Centro de distribución de carga

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Nota: En cajas para CA, al menos en los EEUU, el neutro está conectado a tierra, ya que éste es el esquema de distrución en este país (ver Apendice II). En sistemas FVs de uno o dos paneles el centro de distribución se reduce a una tabla de madera, bien seca y varnizada, para protejerla de la humedad, en donde se montan los fusibles y la llave de entrada, que bien puede ser una llave como la usada para los automotores. Este sostén se ubica dentro de la vivienda para proveer protección ambiental. He mencionado con anterioridad las llaves automáticas. Estos interruptores Llaves actúan sin provocar la destrucción física del elemento protector. El circuito puede automáticas ser restaurado a mano, después que se ha solucionado el problema que la hizo actuar. El nombre en inglés de estas llaves es circuit breaker. La acción de apertura en algunos modelos es múltiple: deformarción mecánica de un par térmico más la acción de una bobina. La Figura 9.8 ilustra los detalles internos de una llave automática donde el mecanismo de apertura se debe, únicamente, al aumento de la fuerza de atracción ejercida por una bobina, la que normalmente está en equilibrio con la ejercida por un resorte en sentido contrario. Cuando la corriente alcanza el valor de corte, el mecanismo abre el circuito muy rápidamente (60ms max.).

ON

OFF

Contacto 1 Resorte acelerador

Contacto Movible

Resorte retén Bobina

Contacto 2

Figura 9.8- Llave interruptora automática (circuit breaker) Los contactos (1 y 2) permiten insertarlas, a presión, entre las dos hileras adjacentes de contactos (buses, en inglés). Las dos ilustraciones que forman la Figura 9.8 corresponden a las posiciones de conectado (On) y desconectado (Off). El gatillo está diseñado para actuar como una palanca al pivotar sobre su eje de sostén, asegurando que el contacto superior se abra. Esta acción es complementada por la acción de un resorte, permitiendo una rápida interrupción. Existen dos tipos de llaves automáticas. En uno de ellos la interrupción del circuito es independiente de la posición de la llave externa; en el otro la interrupción del circuito sólo ocurre cuando la llave está conectada (ON). Este último modelo es el que se usa en los Centros de Distribución de los sistemas FVs.

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Protección En este momento una pregunta pertinente es: ¿a quien protege un fusible?. eléctrica La respuesta depende de la locación del mismo. Si el fusible está en serie con el cableado de uno de los sectores de alimentación de la carga, entonces protege al cable usado en esa sección. Si el fusible está en serie con toda la carga, entonces actúa como protector de último recurso. La corriente de apertura, para una carga estacionaria, no debe superar la máxima tolerada por el AWG del cable. Si el fusible forma parte de un equipo, la corriente de apertura no debe superar el valor de la máxima corriente que tolera el mismo. Teniendo en cuenta estos criterios, es fácil elegir la corriente de apertura de un fusible cuando la carga es estacionaria. A continuación veremos que, sin cambiar este valor, pero eligiendo la rapidez de apertura más conveniente, podremos acomodar valores transitorios de corriente, los que tienen un valor más elevado. Dado que la mínima corriente de interrupción para las llaves automáticas es Fusibles destructibles de 10A, los circuitos que consumen por debajo de este valor son protegidos con fusibles destructibles. Fusibles cilíndricos La Figura 9.9 ilustra este tipo de fusible, así como un típico soporte. Dentro del cuerpo de vidrio el fabricante coloca un alambre que, al alcanzar el valor de corriente de corte se funde, abriendo el circuito. Los terminales metálicos sirven para anclarlos, a presión, a los contactos flexible del sostén. El dibujo mecánico de la Figura 9.9 muestra el agujero central que permite atornillar el sostén a un soporte de madera. Los cables de conección deben ser soldados a los terminales del soporte. El fabricante marca el amperaje de corte, el máximo voltaje de trabajo y el tipo de fusible sobre las áreas metálicas del fusible. Este tipo de fusible se vende en varios largos, dependiendo de su uso, pero uno de los más comunes es el tipo AGC de ¼”x 1¼”. Tanto los fusibles como los sostenes pueden ser adquiridos en negocios de electrónica o de venta de repuestos para el automotor.

Figura 9.9- Fusible cilíndrico y sostén Los fusibles cilíndricos se ofrecen con una amplia gama de corrientes de Slow y fast blow corte, desde 1/100A hasta varias decenas de amperes. Otra característica importante es la rapidez con que pueden interrumpir un circuito. Los dos tipos de acción (lenta y rápida) se los conoce en inglés como slow y fast blow (SB, FB), respectivamente.

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Los primeros (slow blow) se usan en circuitos que tienen que soportar un transitorio de corriente que es normal para el tipo de carga, como ocurre cuando se arranca un motor eléctrico (pico de corriente al iniciar su rotación). Los más rápidos (fast blow) son necesarios cuando la protección requiere una acción inmediata, como en un aparato eléctrico de medición. En estos circuitos no debe existir altos valores de transitorios de carga. Para ilustrar la diferencia entre el comportamiento de un fusible rápido (fast Tiempos de apertura blow) y uno lento (slow blow) he incorporado la tabla mostrada a continuación. Valor nominal de corte A 1/100 - 10

Corriente de sobrecarga % 110 135 200

Tiempo de Apertura 4 hrs mínimo 1 hr máximo FB: 5 seg máx. SB: 5 min máx.

Nota: Es interesante destacar que cuando se elige un fusible, siempre que el voltaje máximo especificado sea igual o menor al de uso, sólo importa tener en cuenta el valor de la corriente de apertura. El voltaje sólo será importante si se sobrepasa el máximo especificado. Bloque Consideraciones generales El tipo y número de componentes auxiliaries que se usan en este bloque de carga dependerá del consumo, ya que éste dicta el número de baterías, el tipo de coneccionado del banco de reserva (12, 24 o 48V) y la necesidad de agregar un inversor (CC a CA). La introducción de este componente, a su vez, exige el uso de un control automático de bajo voltaje, el que abre la entrada al inversor cuando este voltaje no alcanza el mínimo permitido por las especificaciones. Es lógico que un mayor consumo requiera componentes auxiliares adicionales, como los de monitoreo, ya que debe resguardarse el mayor costo inicial y de mantenimiento. Al hablar de los sistemas híbridos, donde se adiciona otro tipo de generador para incrementar o reemplazar la energía eléctrica que no puede entregar el sistema FV (generador a viento o combustible) se necesitarán componentes que aislen eléctricamente un sistema del otro, o conecten automáticamente el generador auxiliar al banco de reserva. Aún en sistemas de una o dos baterías, dependiendo del tipo que se use, hay detalles que dictan cambios en los componentes auxiliaries. Por ejemplo, si el banco de reserva tiene baterías con electrolitro líquido, éstas necesitarán ventilación al exterior para no acumular los gases (oxígeno e hidrógeno) generados durante la carga. Si en cambio se usan baterías selladas, la ventilación no es necesaria. En sistemas de bajo consumo (una o dos baterías) el banco de reserva podrá Caja aislada acomodarse dentro de una caja de madera con aislación térmica. La Figura 9.10 dá una idea de cómo puede construirse este tipo de caja.

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TAPA

Batería

Espaciador Terminales de Salida

Terminales de Entrada

Bandeja Plástica (Baterías con electrolito líquido)

Aislación Madera

Soportes / guías de madera

Figura 9.10- Sugerencia para una caja de batería aislada La idea es tener dos cajas, una dentro de otra, separadas unos 5 cm como mínimo. Este espacio se rellena con material aislante. Dependiendo de lo que pueda conseguir localmente, éste podrá ser: espuma esponjosa, la que viene en “sprays“, papel de diario seco cortado en tiras finitas, o material aislante del tipo lana de vidrio. Si usa el papel o la lana de vidrio, evite apelmazarlos, ya que las burbujas de aire atrapadas dentro del material proveen la aislación térmica. En el caso de la espuma esponjosa, como ésta se expande unas tres veces en volumen, siempre crea zonas muy pequeñas donde quedan atrapadas burbujas de aire. Al aplicar este material comience con la base y complete el rellenado hacia arriba. Con una navaja puede recortar cualquier exceso, de manera de tener bordes planos en donde descansará la tapa. La aislación de la tapa requiere un molde de cartón para contener el material. Nota: En lugar de usar tornillos como terminales, puede insertar los cables de conección a través de la caja por un agujero bien ceñido, el que deberá sellarse. Estanterías

Cuando el número de baterías crece, la caja es reemplazada por una estantería. Si usa baterías de electrolito líquido verifique que la separación entre estantes es lo suficientemente amplia como para permitir el uso de un densímetro. Independientemente del tipo de batería usarse, asegúrese que tiene suficiente espacio entre estantes para poder ajustar o cambiar los cables de baterías. Recuerde que en sistemas de mayor carga el coneccionado entre baterías suele requerir un cableado serie-paralelo para alcanzar el voltaje y corriente demandado por la carga. La estantería comercial usa metales (hierro o aluminio), los que son tratados contra la acción corrosiva del electrolito, lo que encarece el costo de los mismos. El uso de la madera abarata este costo, pero la protección contra la acción destructiva del ácido del electrolito es inevitable. Para controlar escapes o pequeños derrames, coloque las baterías dentro de bandejas plásticas, como las usadas con el mismo fin en los automotores. De ser posible, use baterías selladas, las que simplifican el problema.

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La Figura 9.11 muestra una estantería metálica. Existen, asimismo, armarios de baterías.

Figura 9.11- Estantería típica para un banco de baterías Nota: Instalaciones que tengan un número elevado de baterías necesitarán un cobertizo de protección, el que debe tener aislación ambiental y ventilación al exterior, si ésta es requerida. En sistemas de una o dos baterías el control de carga puede compartir el mismo recinto que el de las baterías si se usan las selladas. De lo contrario, es conveniente proteger el control de carga (CdC) dividiendo la caja en dos secciones. Ambas soluciones simplifican el cableado entre el CdC y el banco de baterías. Cuando el sistema FV es más complejo (inversor, protector por bajo voltaje de entrada, llaves interruptoras, Centros de Distribución de carga con varias entradas, así como elementos de monitoreo) es conveniente el uso de una caja comercial, con protección ambiental, la que está especialmente diseñada para simplificar el montaje y la interconección de estos componentes. Para facilitar el acceso, esta caja suele ser ubicada en una zona de la casa habitación que normalmente se la utiliza para almacenaje. Dado que un cortocircuito accidental a la salida del banco de reserva se Fusible de baterías traduce en una corriente de miles de amperes durante varios segundos, por razones de seguridad se debe incorporar un fusible en serie. Niveles tan elevados para la corriente de carga requieren que el fusible de batería sea capaz de interrumpir el circuito sin que se fundan sus contactos o su sostén. Estos requerimientos se logran con los fusibles del tipo T, los que se ofrecen para corrientes de apertura entre 100 y 600 A. La Figura 9.12a ilustra un fusible de este tipo, amontillado a su soporte. Este último suele tener una cubierta plástica de protección (Figura 9.12b).

a b Figura 9.12- Fusible tipo T para salida de baterías

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Nota: Si opta por colocar este fusible sobre uno de los costados de la caja de baterías, interrumpa el lado negativo del circuito, de manera que el positivo nunca quede expuesto. Es siempre aconsejable usar una llave interruptora bipolar doble, la que Bloque permite la interrupción simultánea de los dos cables de salida del conjunto (array) generador de paneles generadores. En pequeños sistemas esta llave interruptora será del tipo automotriz. Ubíquela dentro de la casa para compensar su falta de protección ambiental. Los paneles FVs necesitan ser colocados sobre soportes rígidos, lo que permite Soportes para mantener el ángulo de inclinación óptimo, aún cuando soplen vientos fuertes o caigan paneles nevadas. Existen tres tipos: 1. El soporte fijo 2. El soporte ajustable 3. El soporte automático ¿Cuál es el tipo más indicado? La respuesta correcta debe contemplar el costo máximo para el sistema y el incremento porcentual de energía que se obtendría usando alguno de los otros tipos. La latitud del lugar determina el grado de variación entre la posición del sol al amanecer y cuando alcanza el zenit. Si esta variación es extrema y el bloque generador tiene una gran cantidad de paneles, el soporte automático debe ser contemplado en el diseño. Si, por el contrario, la potencia a generarse está por debajo de los 300 a 360W, un panel ajustable será la solución más económica. Si la variación en la altura del sol es mínima, un panel fijo será suficiente. Estos soportes son usados en lugares donde la latitud permite elegir un ángulo Soportes fijos de inclinación fijo (latitud más 15°) cuyo valor incrementa las horas de generación durante el invierno, cuando el consumo nocturno aumenta, y disminuye la eficiencia de colección durante el verano, cuando los días son más largos. Las diferencias de diseño y costo entre un soporte fijo y otro ajustable son Suportes ajustables mínimas, y por ello estos últimos son los más usados. Si el lector puede construirlo, la diferencia de costo se anula. La Figura 9.13 muestra varios soportes de este tipo. Los soportes comerciales están hechos de aluminio, a veces anodizado, a fin de evitar la formación de óxido, y usan ferretería de acero inoxidable para evitar su deterioro por efecto galvánico. El lector puede substituir el aluminio por madera o por tiras metálicas en ángulo (pre-perforadas), las que facilitan tanto la construcción como el ajuste del ángulo de inclinación. La madera simplifica el problema de la elección de la ferretería, y si se la pinta o varniza puede durar varios años sin problemas. Notas: Los cables de salida del (o los) paneles deben tener suficiente “juego” como para permitir el ajuste del ángulo de inclinación dos veces por año. Tenga en cuenta al diseñar su soporte la rigidez requerida para soportar, sin problemas, la máxima velocidad del viento. Recuerde que la superficie de colección es equivalente a la vela de un barco.

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Figura 9.13- Soportes adjustables con diferentes anclajes Este tipo de soporte permite seguir la trajectoria del sol, durante todo el año, Soporte desde el amanecer al atardecer. Existen dos tipos: automático 1. El seguidor automático pasivo (un eje de rotación) 2. El seguidor automático activo (uno o dos ejes de rotación) Este tipo se lo conoce como pasivo porque su único movimiento, de este a Seguidor pasivo oeste (movimiento azimutal) no consume energía eléctrica. El desplazamiento azimutal se consigue usando el calor del sol, el que, como veremos a continuación, altera la distribuición del peso entre los lados que miran al este y oeste. La Figuras 9.14 (a y b) ilustran la construcción de esta unidad, la que posee dos tanques, uno en el lado este; el otro en el oeste, los que están comunicados entre sí. Estos tanques están llenos de una substancia de bajo punto de ebullición (freón), y tienen placas metálicas que exponen un lado al sol, mientras que, simultáneamente, sombrean al opuesto. El lado sombreado (frío) conserva al freón en forma líquida. El lado que recibe el calor del sol lo vaporiza. Estos gases se desplazan al lado contrario, donde se condensan, provocando un aumento de peso. El desequilibrio inicia el movimiento azimutal. Al comienzo del día, el seguidor tiene la posición indicada en la Figura 9.14a, la que corresponde al de la noche anterior, y necesita ser “despertado” por el sol saliente para exponer los paneles hacia esa dirección.

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Tanque sombreado

Sentido de rotación

Tanque asoleado

OESTE

ESTE

Figura 9.14a- Despertando al seguidor (Zomeworks Corporation)

Amortiguador Placa de sombreado Contrapeso

Figura 9.14b- Seguidor automático pasivo (Zomeworks Corporation) A partir de ese momento el calor del sol y el sombreado de los tanques permite que el seguidor siga el movimiento azimutal con relativa precisión. El tiempo de despertado se alarga en climas fríos y para la versión diseñada para vientos fuertes. Estas unidades tienen amortiguadores para minimizar la acción del viento. La compañía Zomeworks ha sacado una nueva serie, la F, que minimiza el período de espera al amanecer. El ángulo de inclinación se ajusta manualmente. Este diseño se ofrece en dos versiones: seguidor de un eje y seguidor de dos Seguidor activo ejes. Algunos modelos son exclusivamente diseñados para seguir el movimiento azimutal y permiten, como en el anterior, un ajuste manual del ángulo de inclinación. Otros modelos ofrecen la opción de poder incorporar el movimiento de inclinación a posteriori. Por último, los modelos más elaborados incorporan los dos movimientos automáticos. Esta variedad de modelos permite abaratar los costos cuando no se necesita seguir la altura del sol con precisión. A diferencia del modelo pasivo, los activos utilizan pequeños motores eléctricos (24V), los que están comandados por una unidad de control que actúa respondiendo a la información recogida por el correspondiente sensor. Para llevar a cabo el movimiento toman un mínimo de energía (5 Wh/día), ya sea del banco de batería, o de los paneles, según el modelo usado.

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Seguidor activo

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La Figura 9.15 muestra un seguidor activo de un eje. Rotación azimutal Ext ens ione s Sop ort pan es de eles

Control

Actuador azimutal lineal

Panel FV

Ajuste de altitud

Suporte telescópico Mástil de acero 2-½”

Figura 9.15- Seguidor activo Wattsun® (Array Technologies)

Ventajas y SEGUIDOR PASIVO desventajas Menor mantenimiento Menor costo Seguimiento suceptible al viento Error de alineamiento* : +/-10° Grados de variación azimutal: ~90° Grados de variación en altura: 43° Un eje de seguimiento Contruído con acero pintado** Necesita ser despertado No consume energía eléctrica

SEGUIDOR ACTIVO Mayor mantenimiento Mayor costo Seguimiento no susceptible al viento Error de alineamiento* : +/-0,5° Grados de variación azimutal: 180° Grados de variación en altura: 75° Uno o dos ejes de seguimiento Construído con aluminio*** No necesita ser despertado Consumo máximo: ~ 5Wh/d

*

El error representa la desviación angular respecto a la caída vertical de los rayos sobre la superficie colectora. ** Ensamblado en fábrica, es más pesado y voluminoso, pudiendo requerir equipos para levantarlo cuando se usan numerosos paneles. *** Más liviano. Puede ensamblarse en el lugar de uso, reduciendo el costo de envío e instalación. La incorporación de un seguidor, independientemente del tipo a usarse, sólo Consideraciones prácticas se justifica si existe la posibilidad de incrementar substancialmente (10 - 25%) el valor de energía a generarse usando soportes más económicos. Si un sistema necesita incrementar el valor de la energía a generarse adicionando paneles FVs, deberá tenerse en cuenta que este costo puede aplicarse a la acquisición de un seguidor automático.

CAPITULO 9 - COMPONENTES AUXILIARES Por último, si en una explotación agropecuaria se utiliza el bombeo de agua solar, la extensión del tiempo de bombeo justifica el costo de un seguidor de dos ejes, sobre todo en latitudes donde su introducción puede representar un aumento del 25% para la duración del día solar. En algunas aplicaciones puede presentarse el requerimiento de tener que Otros componentes encenderse luces de iluminación en forma automática, como en el caso de un cartel de propaganda en una carretera. Para esta aplicación se venden llaves solares automáticas que conectan la carga cuando el sol baja. Un fotoresistor cambia el valor de su resistencia, aumentándola cuando la radiación solar disminuye. El circuito de control utiliza este cambio para actuar sobre un relay, el que conecta la carga. Al día siguiente, al salir el sol, el fotoresistor disminuye su valor resistivo, y el relay abre los contactos.

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CAPITULO 10

DISEÑO DE UN SISTEMA FV Objetivo

El diseño óptimo de un sistema FV es aquel que incorpora el menor número de componentes, al menor costo, sin sacrificar la confiabilidad del sistema.

Confiabilidad

La confiabilidad anual de un sistema generador/distribuuidor de energía eléctrica está dada por el cociente entre el número de días que prestó servicio y 365, que es el total de días que el sistema debió suministrar servicio. Por ejemplo, el coeficiente de confiabilidad (Conf ) anual para un sistema que tuvo 200 días de servicio en el año será de: Conf = (200 / 365) = 0,5479 ~ 0,55 Como siempre, este valor suele darse en forma porcentual. En nuestro caso, 55%. Un valor unitario para la confiabilidad es un valor inancanzable en la práctica, ya que siempre existirán fenómenos metereológicos (vientos intensos, hielo, lluvias, rayos, etc.), así como desperfectos de componentes (transformadores de distribución, cables, etc.) que precluden alcanzar el valor unitario. Si un sistema alcanza un factor de confiabilidad de 0,99 (99%), esto significa que sólo ha dejado de proveer servicio 4 días del año.

Nota: Las redes de distribución eléctricas en muchos países están interconectadas entre sí, de manera que la confiabilidad de una región depende de la confiabilidad del resto de las redes. Aparte de los factores ya mencionados, la confiabilidad de un sistema depende Conf. Vs. carga del valor pico que tome la carga, ya que la capacidad del sistema generador/ distribuidor es finita. Si el valor máximo de consumo (pico) excede el nivel de seguridad, el sistema dejará de abastecer a la carga. En la práctica el sistema falla primero en forma parcial (bajo voltaje) antes de alcanzar el punto de desconección. Las usinas eléctricas sufren estos problemas durante veranos muy calurosos. La interdependencia entre el valor del consumo pico y la confialiabilidad de un sistema generador/distribuidor se extiende a los sistemas FVs. En un sistema FV usado sin exceso, a diferencia de una usina eléctrica Sistemas FVs comercial, la carga pico se determina “a priori” y permanence constante. Sin embargo la confialidad que puede alcanzarse sigue dependiendo de los factores metereológicos y de posibles fallas de sus componentes.

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Lo que es nuevo es un factor que raramente afecta un sistema comercial: la falta de combustible. Los generadores comerciales suelen recibir gas natural o productos derivados del petróleo para su funcionamiento, los que pueden guardarse en tanques de reserva dentro de la planta de generación. Un sistema FV usa la radiación solar como combustible, la que es más que variable. Su reducción o ausencia total afecta drásticamente el grado de confiabilidad del sistema, el que puede ser restaurado si el sistema FV tiene un banco de baterías, el que pasa a convertirse en el equivalente a un “tanque de reserva”.

Costo vs. Conf.

El costo de un sistema generador/distribuidor de energía eléctrica (FV o no) aumenta exponencialmente cuando el valor de la confiabilidad se incrementa. Es así que el costo asociado con una confiabilidad entre 0,7 y 0,8 es menor que el que se alcanza cuando este valor varía entre 0,8 y 0,9 y muchísimo menor que cuando se diseña para un valor de confiabilidad entre el 0,95 y el 0,98.

Incidencia del costo

Para un sistema FV que usa un banco de reserva (régimen nocturno), el incremento en la confialidad del servicio se traduce en un mayor banco de batería. Como indiqué anteriormente, el número de baterías en el banco de reserva guarda una relación directa con el número de días sin radiación solar. Al analizar el mecanismo del banco de reserva el lector comprobará que este número se vé afectado, asimismo, por la duración del período de “recuperación”. En sistemas FVs donde la carga debe ser abastecida las 24 horas del día (régimen diurno), un aumento en el valor de la confiabilidad se traduce, asimismo, en un aumento de la capacidad del banco de reserva, ya que los días nublados exigen que la carga sea alimentada por la reserva. Estos razonamientos explican porqué algunas usinas eléctricas comerciales ofrecen tarifas más bajas durante las horas del día en que no se alcanza el consumo “pico”.

El gráfico de la Figura 10.1 muestra el proceso de carga/descarga para el Banco de reserva banco de reserva que toma lugar durante dos días con plena radiación solar, durante tres días sin radiación solar, y al comienzo del período de recuperación, al retornar la radiación solar. Wh

Whmáx 100%

80% 20%

20%

20%

20%

20%

20%

%xtra 20% D

N

D

1 D = Día

N= Noche

N

D

2

N

D

3

N

D

4

N

D

5

N

D

6

N

D

7

N

D

8

Número de días de uso

Día de sol

Figura 10.1- Carga-Descarga y recuperación de un banco de reserva.

N

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Observe el lector que el banco de reserva debe soportar cuatro (4) descargas consecutivas, ya que el último día soleado terminó con la descarga nocturna del día 2. En este ejemplo se asume: ð Que la carga nocturna consume el 20% de la capacidad de reserva. ð Que no se quiere sobrepasar el límite del 80% para la profundidad de descarga. ð Que los días nublados tienen radiación solar nula. Observaciones v La cantidad de descargas que deben considerarse es igual al de días sin sol más uno. v La capacidad de generación debe exceder el valor del consumo diario para poder recuperar la energía perdida durante el período de radiación nula. v La duración del período de recuperación dependerá del exceso de generación, así como de la ausencia de un nuevo período sin radiación solar mientras el banco de reserva se repone. Concluciones Ø La confiabilidad del sistema cuando la radiación solar se anula depende, enteramente, del banco de reserva. Su tamaño (y costo) está directamente relacionado con la cantidad de días consecutivos sin sol que se asuman en el diseño. Ø Si se aumenta la capacidad de reserva se disminuirá (carga constante) el porcentaje de descarga diario, alargándose la vida útil de las baterías. Los pasos enumerados a continuación no constituyen un esquema rígido, Pasos de diseño sino una guía para el diseño, ya que usualmente se necesita reveer los cálculos. El diseño comienza con la determinación del régimen y valor de la carga. El régimen determina si el sistema tendrá o no un banco de reserva. El valor se determina adicionando los consumos individuales, los que están dados por el producto de la potencia requerida por cada artefacto por las horas de uso que se le asigne. Este valor energético estará dado en Wh/d. El cálculo del bloque de generación debe considerar el valor de las pérdidas en el sistema, ya que éstas deben ser compensadas si se quiere mantener un equilibrio energético. Una vez que se conoce este valor deberá contemplarse el caso más desfavorable durante el año, para asegurar el mayor grado de confiabilidad. Como los paneles sufren una degradación en su potencia de salida con la temperatura de trabajo (Capítulo 4), el verano será la estación más desfavorable. Durante esta parte del diseño resulta imprescindible conocer los diferentes valores (temperaturas máximas, mínimas, etc) correspondientes al lugar donde el sistema va a ser instalado. Si el régimen del sistema dicta que debe contarse con un banco de reserva, éste es el paso siguiente. Por último, debemos elegir los componentes auxiliares que integrarán este sistema.

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Al llegar a esta parte del diseño es extremadamente importante verificar si el sistema va a ser ampliado en un futuro cercano, ya que el usuario puede incorporar componentes auxiliares que satisfagan la carga futura, en lugar de tener que remplazarlos. Ejemplo 1 Régimen y tipo de carga En nuestro primer ejemplo consideraremos que la carga, un humilde hogar en un lugar remoto, tendrá un régimen nocturno, con carga de CC. Esta carga consistirá de: Dos luces de 16W. Un TV de 5½”, con radio de FM y AM (8W) Justificación: En este ejemplo el autor justifica los componentes elegidos de esta manera: F La necesidad de tener un tipo de iluminación que no dependa del consumo de substancias inflamables. Estas, además de ser peligrosas, suelen ser caras y pueden requerir viajes especiales para comprarlas. F La necesidad de romper la aislación del propietario del sistema del resto de su sociedad justifica considerar un pequeño TV con radio. Observaciones Las luces, para reducir el consumo, serán del tipo fluorescentes de bajo voltaje (12V), las que poseen un arrancador eléctronico. He optado por dos de ellas para asegurar que el hogar nunca quedará totalmente a oscuras. Como una tendrá un uso intermitente, las horas de uso serán diferentes. Nota: Recientemente han aparecido luces de estado sólido (LEDs) pero su costo es, por el momento, muy elevado. Para el TV consideré que las horas de uso no varían substancialmente entre estaciones. La Figura 10.2a muestra un TV (B&N) como el mencionado. La 10.2b ilustra uno de los modelos de luz fluorescente de bajo voltaje.

a

b Figura 10.2- TV y luz fluorescente de 12V CC

CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Las luces fluorescentes de 16W tienen una luminosidad (800 lúmenes) que es 1,63 veces mayor que la de una lámpara incandescente de 40 W (490 lúmenes). Valor de la carga Se contemplan dos consumos estacionales: invierno y verano. Aparato Fluor. 1 Fluor. 2 TV TOTAL

Potencia 16W 16W 8W

Consumo invernal 5hrs/d x 16 W = 80Wh/d 0,5hrs/d x 16W = 8Wh/d 6hrs/d x 8W = 48Wh/d 136Wh/d

Consumo estival 2,5hrs/d x 16W= 40Wh/d 0,5hrs/d x 16W= 8Wh/d 6hrs/d x 8W = 48Wh/d 96Wh/d

Nota: Los valores de consumo dado por el fabricante de un producto, los que están impresos en una etiqueta metálica, son los que deben usarse para calcular el valor de la energía consumida por la carga. La estimación de las horas de uso requieren un análisis de los hábitos de los integrantes del grupo familiar que utilizará el sistema. Locación Respecto a la locación, diré que los mejores lugares del mundo para el uso de la energía solar son los desérticos y, en particular, los ubicados en la alta montaña. Los desiertos tienen pocos días nublados o semi-nublados, debido a la falta de humedad, y no tienen forestación que sombree los paneles. La altura sobre el nivel del mar hace al clima más frío, lo que aumenta la eficiencia de los paneles FVs. Si el lector observa las páginas 11 y 17 de esta publicación, las que dan la duración del día solar para el verano e invierno al norte y sur del Ecuador, podrá observar que en la zonas desérticas de los EEUU (Arizona, Nuevo Mejico), Méjico (desierto de Chihuaha y la Baja California), norte de Chile (desierto de Atacama), noroeste de Argentina y el oeste de Bolivia, el día solar promedio no sólo tiene elevados valores, pero éstos no cambian drásticamente entre las dos estaciones para la inclinación elegida (L+15°). Para nuestro ejemplo tomaré valores correspondientes a una de estas zonas, la ciudad de El Paso, en Texas (o Ciudad Juarez, en Méjico). Latitud: Longitud: Elevación: Día Solar Promedio (L+15°): Días nublados (estimados): Angulo de inclinación: Tipo de soporte: Vientos: Temperaturas:

31,80° Norte 106,40° Oeste 1.194 m Verano: 6 hrs Invierno: 5 hrs Verano: 4 Invierno: 5 45° (Soporte fijo) Fijo o adjustable. Verano: prácticamente inexistentes Invierno: ocasionales ~50Km/hr máximo Verano: 43°C máxima Invierno: - 20°C mín.

Comentarios El valor de la latitud y longitud de un lugar permiten localizar con mayor precisión la locación en uno de los el mapas de radiación provistos en el Capítulo1.

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Para los propósitos de cálculo consideraré que en un día nublado la radiación solar es totalmente nula. En las zonas desérticas los días nublados raramente anulan totalmente la radiación solar y como el terreno es altamente reflectivo, se recibe energía solar indirecta. La información sobre los vientos y las temperaturas ambientes se utilizan para estimar el valor de la máxima temperatura de trabajo para el panel, el que nos permitirá calcular la mínima potencia de salida durante el verano. La decisión sobre el tipo de soporte está dictada por la escasa diferencia entre el día solar promedio de invierno y verano para el ángulo de inclinación elegido. Pérdidas de energía Las pérdidas a considerar son: F La de disipación en los cables que conectan los paneles al resto del sistema. Ø Es común asumir una pérdida igual al 2% del valor de la carga en un sistema en donde se anticipa distancias relativamente cortas (Ver la Nota 1). F Las del banco de reserva durante la carga. Ø Asumiremos que representan un 2% del valor de la carga. (Ver la Nota 2). F Las de los componentes auxiliares. Ø En nuestro ejemplo la mayor pérdida estará asociada con el CdC. Asumiremos, hasta su elección, que es un 0,5% del valor de la carga. Nota 1 La estación invernal es la de mayor consumo, y representa el caso más desfavorable, ya que si bien el valor de la resistencia óhmica es menor en el invierno (menor temperatura), el valor de la corriente será el más elevado. Recuerde que la pérdida varía con el cuadrado del valor de la corriente (R I2). Nota 2 Si bien la pérdida de energía durante la carga depende de numerosos factores (Capítulos 5 y 6), consideraremos que el banco de reserva recibirá un mantenimiento adecuado y protección ambiental. Bajo estas condiciones el valor elegido es aceptable. El porcentaje para la profundidad de descarga toma en consideración las pérdidas asociadas con el proceso de descarga. Valor de las pérdidas Los valores porcentuales mencionados anteriormente representan, en total, un 4,5% del valor máximo para la carga (caso más desfavorable). En nuestro ejemplo, aprox. 6Wh. Bloque generador Se necesitará generar durante el invierno 142Wh/d (136+6). Dado que el día solar promedio es de 5hrs, la potencia mínima a instalarse deberá ser de 28,4W. Para reducir el costo, analizaremos si un panel de 40Wp (25°C) con 12V nominales de salida, puede satisfacer la demanda. El fabricante garantiza que, a largo plazo (~ 20 años), este máximo puede reducirse un 5%, de manera que para nuestros cálculos consideraremos que el panel tiene una salida de 38Wp. La alta temperatura ambiente y la ausencia de viento, hacen que la temperatura máxima de trabajo para el panel, durante el verano, alcance los 75°C. La potencia máxima de salida (Capítulo 4) se reducirá a 23W (coeficiente de degradation de 0,8%).

CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) La capacidad de generación estival alcanzará un mínimo de 138Wh/d. Este valor es 38Wh/d mayor que el máximo que debe ser generado en verano (consumo más 4,5% de pérdidas). Durante el invierno, aún si la temperatura es relativamente alta (25°C) la generación mínima será de 190Wh/d (38x5). Este valor cubre el de demanda (142Wh/ d) con un surplus de 48Wh/d. Banco de reserva- Capacidad Si asumimos que la reserva debe suministrar a la carga energía por 6 días de consumo máximo, la mínima reserva deberá ser de 816Wh/d (6 x 136Wh). Como no queremos exceder el margen máximo del 80% para la PdD, ni el del 20% para el consumo diario, este valor representa el 60% del máximo (Figura 10.1). El banco de reserva deberá tener, instalado, un mínimo de 1,360Wh (816 / 0,6). Banco de reserva- Número de baterías Este número depende: u De la capacidad de acumulación de cada unidad. u Del voltaje de la misma. u Del voltaje nominal del sistema. Esto significa que si elegimos una batería Troyan T-105 (o un modelo equivalente) de 6V/225Ah (1.350Wh) nos vemos obligado a conectar dos en serie para satisfacer el voltaje nominal de 12V. La capacidad del banco de reserva será entonces de 2.700Wh. Aún considerando el consumo de invierno (136Wh), la PdD será de sólo 5% (136/2.700), un valor económicamente muy bajo. Si elegimos una batería de 12V, como la Trojan 27TMX (12V/105Ah), o un modelo equivalente, el banco de reserva tendrá 1.260Wh. Este valor es ~7,4% más bajo que el mínimo requerido. Sin embargo exploraremos su comportamiento, ya que queremos mantener el costo a un mínimo. El nuevo valor para el PdD será del 11% (136/1.260), el que satisface ampliamente el límite de 20% para el PdD diario. Las seis (6) descargas invernales (816Wh) representan un PdD máximo del 65%, el que sumado al 11% del día anterior, llevan el valor máximo del PdD al 75%. Vemos entonces que con esta batería cumplimos con los tres objectivos de diseño: J La PdD nocturna es menor que el 20% de la capacidad máxima de reserva. J La PdD máxima al final del período sin radiación solar no supera el límite del 80% . J El banco de reserva puede abastecer la demanda durante cinco (5) días sin radiación solar durante el invierno, asegurando un alto valor para la confiabilidad del sistema. Período de recuperación ¿Cuántos días tardará el sistema en recuperar la energía entregada? Asumiendo que durante este tiempo no hay días sin radiación, el exceso de generación invernal (48Wh/d) tardará ~ 17 días en devolver los 816Wh consumidos.

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) ¿Es esta solución satisfactoria? Sólo si la situación real coincide con las asunciones hechas. De lo contrario, deberá remediarse el problema adicionando otra batería en paralelo y cambiando el tipo de soporte a uno adjustable, para optimizar la generación durante el invierno. Debido al alto costo de los paneles FVs, sólo como última instancia se debe incrementar la potencia de salida del panel FV (60Wp). Componentes auxiliares Hay dos que debemos considerar en nuestro ejemplo: el CdC y el cableado. El centro de distribución fué discutido en el Capítulo 9. En el Capítulo11 (Instalación), daré detalles sobre la protección contra rayos y la toma de tierra, dos detalles que forman partes de cualquier tipo de sistema FV. Control de carga El control de carga deberá: % Sostener el máximo valor que pueda alcanzar la corriente de carga. Ÿ El valor de la corriente máxima (invierno) está dado por el cociente entre la potencia máxima y el voltaje nominal. En nuestro ejemplo 3,33A (40/12). % Tener un amplio margen de sobrecarga. Ÿ El nivel de sobrecarga debe ser un 100 a 150% superior al nominal (~7 a 12A en nuestro caso). % Ser compatible con el voltaje nominal del sistema y con el tipo de batería a usarse. Ÿ En nuestro ejemplo el voltaje nominal es de 12V y las baterías de Pb-ácido, con electrolito líquido o selladas. Un nuevo control de carga (2006), llamado SunKeeper™ en inglés, manufacturado por la compañía Moningstar™, diseñado para sistemas de 12V, ofrece características muy interesantes. No quiero oficiar de agente de ventas, pero me llamó la atención algunos de sus parámetros, tanto mecánicos como eléctricos, de manera que decidí incorporar sus hojas de especificaciones, en español, al final de este capítulo. Mi objeto, al mencionarlo, es mostrar al lector los diseños más modernos e interesantes para que pueda comparar modelos similares que estén a su alcance. Notas Mecánicamente, el acople entre el CdC y el panel es muy simple, si este último tiene una caja de conección con “knock-outs” (Capítulo 9). La salida de la unidad está diseñada para pasar por una de estas aperturas y tiene una termination roscada. Una tuerca desde la parte interior hace presión sobre una aransela selladora, permitiendo un cierre hermético entre el CdC y la caja de conección del panel, lo que proporciona protección ambiental. Este montaje deja una capa de aire entre el CdC y la parte posterior del panel, la que provee aislación térmica entre ambos, a la vez que deja al CdC a la sombra. La cercanía entre las dos unidades permite el uso de cables de conección de muy pequeño diámetro (AWG #14). Los conectores de salida pueden acomodar un AWG máximo del #8. El lector puede verificar que el máximo voltaje de entrada es de 30V (150% mayor al del voltaje nominal).

CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) La unidad cuenta, asimismo, con varias protecciones automáticas, con un algoritmo de carga de tres etapas y con un amplio margen para la temperatura ambiente (-40°C a +70°C). Su consumo máximo es de 7 mA, lo que representa un máximo de 0,5Wh por día durante el verano. Para nuestro ejemplo este valor resulta ser un 0,5% del valor de la carga. En sistemas de mayor consumo (12A), dado que la pérdida se mantiene constante, ésta puede ser despreciada. Cables externos Largo y AWG El 2% de la energía máxima consumida por la carga representa una pérdida de 2,72Wh/d. Como este valor es un valor invernal, si lo dividimos por la duración del día solar (5hrs) obtendremos el valor para la potencia disipada en todo instante: 0,544W. Durante el proceso de cálculo de la longitud máxima, y dado que trabajaremos con cantidades decimales pequeñas, usaremos cinco decimales (Apéndice III). El valor resistivo (Apéndice I), asumiendo una corriente máxima de 3,33A (ya calculado), es de 0,04905Ω , el que corresponde a los dos cables de coneccionado. En teoría, la distancia entre el bloque generador y el de reserva dependerá de la distancia entre estos dos bloques. En la práctica hay limitaciones en el tamaño de cable que un modelo de CdC puede admitir. En nuestro ejemplo, si adoptamos el CdC descripto, el AWG no puede sobrepasar el AWG #8. La Tabla II (Capítulo 8) muestra que la resistencia por Km para este calibre es de 2,2Ω/Km, o 0,0022Ω/m. La máxima resistencia óhmica por cable, en nuestro ejemplo, es de 0,024525. Este valor, dividido por el de resistencia por metro para el AWG #8, nos dice que la máxima distancia permissible será de 11,15m. Observaciones § El panel debe ser ubicado lo más cerca posible del banco de reserva. § Si se lo ubica en el techo de la casa el cable de ser protegido de los rayos ultra violetas (UV) y debe ser capaz de trabajar a altas temperatures ( > 75°C). § Si los cables van a ser enterrados, se tienen dos ventajas: temperaturas cercanas a los 25°C y acción UV nula. Sin embargo, la distancia “real” se acorta ya que existen: una bajada, una subida y dos tramos de conección exteriores, uno en cada extremo. Cables externos Tipos La Tabla IV y V del Capítulo 8 nos servirán de guía para elegir el tipo adecuado de cable. Dado el bajo valor de consumo, no existe problema alguno con la ampacidad. La temperatura ambiente es el factor determinante, así como la protección contra los rayos UV. La tabla IV agrupa los tipos de cables que pueden trabajar con aislaciones que soportan los 75 y 90°C. La Tabla V muestra que entre los 71 y los 80°C sólo puede usarse cables cuya aislación resista los 90°C. Para estos cables el valor para la ampacidad es 0,41 del valor a 30°C. La ampacidad a 90°C, para un AWG #8, se reduce a 22,55A, un valor que es 6,5 veces más alto que el de la máxima corriente en nuestro ejemplo.

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CAPITULO 10- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CC) Si no consigue cables que pueden trabajar a 90°C es preferible enterrar el cable un metro bajo tierra y usar el tipo UF para 60°C. Cables internos AWG En nuestro ejemplo la carga toma, en el caso más desfavorable, 3,5A, de manera que el AWG a usarse para el coneccionado interno no es crítico, sobre todo si se divide la carga en dos circuitos separados. Un AWG #16 será satisfactorio. Tipo El tipo llamado “ROMEX” es el indicado. Este cable es del tipo THNM, y fué descripto en el Capítulo 8. Observaciones prácticas Si no consigue cable de un determinado calibre, como el AWG #8, recuerde que puede usar dos cables con el doble de resistencia por metro, soldados en los extremos, o tres con el triple de resistencia por metro, etc. Con calibres de diámetro menor puede intentar un ligero enroscado (alrededor de 2 vueltas por metro de longitud). Espero que el lector aprecie las “idas y venidas” durante el proceso de cálculo. A propósito, quise evitar dar pasos inflexibles, ya que la realidad impone las condiciones del diseño. Dos observaciones: 1. Es imprescindible elegir algunos componentes durante el proceso de diseño. Las hechas por el autor sólo tuvieron un fin: finalizar un proceso de diseño. El lector, estoy seguro, optará por otros componentes. 2. Tenga a mano las hojas de especificaciones de los productos que va a usar. Lea con atención el contenido de estas especificaciones, y complemente su información con preguntas al representante o al fabricante.

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Figura 10.3- Control de Carga SunKeeper™ (Cortesía de Moningstar Corp.)

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Figura 10.4- Control de Carga SunKeeper™ (Cortesía de Moningstar Corp.)

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CAPITULO 11

DISEÑO DE UN SISTEMA FV Introducción

Nuestro primer ejemplo, un sistema con carga de CC que sólo consume 200Wh/día (< ¼ KWh), muestra que un consumo reducido no garantiza un diámetro muy reducido para el cable que une el bloque generador con el resto del sistema.

Las Figuras 11.1 y 11.2 nos permiten analizar las opciones de diseño a tener en Opciones de diseño cuenta cuando se desea reducir los diámetros de los cables de conección en dos sistemas: uno de CC y otro de CA. En cada caso analizaremos las consecuencias que se derivan. Sistema de CC Entre el Bloque Generador y el CdC. En este tramo un control del tipo MPPT (Capítulo 7) permite elevar el voltaje de salida de paneles y conservar el de salida a 12V. Esta opción, debido al mayor costo, se justifica en sistemas de CC de 12V con un consumo cercano a 1KWh/d. Consecuencias: L Se necesitarán más paneles en serie para satisfacer el mayor voltaje. L El control elegido es más costoso. J Un control MPPT maximiza la potencia de salida del conjunto (array). J Podemos usar aparatos diseñados para 12V. Entre el CdC y el Banco de Reserva. Manteniendo la distancia entre ambos componentes lo más corta posible evitará el uso de un diámetro excesivo. Entre el Banco de Reserva y la Carga. La observación anterior es válida en este caso. BloqueGenerador de alto voltaje

Banco de CdC

Reserva

Carga de CC de 12V

Figura 11.1- Cableado de menor diámetro Mayor Hemos visto que el aumento del voltaje de generación representa la solución más voltaje práctica cuando el consumo de la carga aumenta, ya que las pérdidas dependen del cuadrado de la corriente. Para el lector que quiere explorar todas las posibilidades, si optáramos en nuestro ejemplo por permitir una mayor disipación en los cables entre el panel y el CdC, el valor de la energía a generarse deberá incrementarse, ya que debemos mantener el balance energético, reduciendo el surplus de generación, lo que alarga el período de recuperación del banco de reserva.

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- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA)

Si se quiere mantener el nivel de confiabilidad del sistema, necesitaremos agregar otra batería en paralelo, de lo contrario debemos conformarnos con una reducción en el valor de la confiabilidad. En sistemas de bajo consumo, donde el costo debe ser mantenido tan bajo como sea posible, un incremento en el voltaje de generación no sólo dificultaría al extremo conseguir lámparas de iluminación o aparatos de radio o TV, pero forzaría la adición de uno o más paneles. Voltaje de CA

La Figura 11.2 muestra el esquema en bloques de un sistema de CA.

BloqueGenerador de alto voltaje

Banco de CdC

Reserva

Inversor

Carga 120VCA

Figura 11.2- Esquema en bloques de un sistema de CA De inmediato se observa que la introducción de un inversor, si bien aumenta el voltaje que alimenta la carga, no altera los bloques precedentes. Sin embargo existe ahora un mayor grado de flexibilidad para elegir el voltaje de generación, el del CdC y el del banco de reserva. La elección de un voltaje de CA está dictada en gran parte por el tipo de carga. Si ésta representa un hogar que incorpora electrodomésticos para los que no existen una versión de CC (lavadoras de ropas, aspiradoras, equipos de audio o TV de alto consumo, etc), la necesidad de tener una salida de CA es más que obvia. Cuando el dueño del sistema FV decide estar conectado a la red comercial, a fin de generar créditos durante las horas del día en que el núcleo familiar está ausente (consumo propio muy bajo), un voltaje de salida de CA es obligatorio. La opción de un mayor voltaje de generación permite, en sistemas de alto consumo, que éste consista de varios bloques interconectados entre sí, cada uno con su CdC. Se tiene, efectivamente, varios arrays (conjuntos) conectados en paralelo, los que alimentan el banco de baterías. El voltaje de este último podrá ser de 24, 48 y hasta 120 VCC, dependiendo del valor de la carga, aunque el de 48V, por el momento, es el que más se adopta. Una razón práctica es el número de baterías que deberían ser conectadas en serie. Una alternativa que no varía el esquema eléctrico de CA presentado en la Figura 11.2, es agrupar todos los componentes enmarcados dentro del rectángulo de puntos dentro de un cobertizo cercano a los paneles. Al hacerlo se consigue: J J J J

Protección ambiental para todos los componentes. Reducción de las distancias para todo el cableado de CC. Seguridad, ya que el cobertizo estará distanciado de la carga. Flexibilidad para tender la línea de alimentación, dado el alto voltaje de salida.

Los sistemas FVs que son conectados a la red comercial deben satisfacer Conección a la red requisitos muy estrictos, a fin de conservar la calidad de la forma de onda y la frecuencia del voltaje de CA.

CAPITULO 11 - DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA) Otra consideración en estos sistemas es la seguridad del personal que debe reparar un tramo de la red de distribución, el que permanece inactivo durante este tiempo. Este tramo constituye una “isla” dentro del sistema. Cualquier sistema FV que esté conectado a este tramo debe desconectarse automáticamente cuando el voltaje de línea desaparece, para evitar la muerte del personal de servicio. A esta situación se la conoce, en inglés, como islanding (efecto islas). Inversor Siendo ésta la pieza clave de un sistema FV de CA, deberemos familiarizarnos Inversor con sus especificaciones. ¿Cuáles son los parámetros más importantes? Sin querer establecer un orden preciso de importancia, debemos considerar: Ø Ø Ø Ø Ø

La máxima potencia que pueden manejar. El margen de sobrecarga que pueden tolerar. La eficiencia de transformación. La forma de onda de salida. El máximo error de frecuencia.

A estos parámetros se adicionan otros de caracter práctico, como: ü ü ü ü

El montaje mecánico. El rango tolerado para la temperatura ambiente de trabajo. El máximo diámetro de cable que admiten los conectores de entrada (CC). El grado de protección automática que incorpora un determinado modelo.

El avance tecnológico de los componentes solares ha seguido la trajectoria Forma de onda marcada por la rápida evolución de los semiconductores. Los nuevos componentes son más rápidos, trabajan a voltajes más elevados, y manejan mayores potencias. Si a ello se agrega el abaratamiento de los microprocesadores, no es una sorpresa tener Controles de Carga (Capítulo 7) e Inversores con características técnicas que, unos quince (15) años atrás sólo podían imaginarse. Los primeros inversores, que han desaparecido del mercado, proporcionaban una onda cuadrada para el voltaje de salida de CA (Figura 11.3a). Demás está decir que el contenido armónico (Apéndice II) era elevadísimo, provocando problemas de recepción (interferencias) en equipos de radio y TV, haciendo imposible su uso cuando se necesitaba conectar una computadora. V

T

t

Cortesía de la revista Home Power a b Figura 11.3- Voltajes de salida de un inversor

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- DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA)

La primera evolución, que representa la línea más económica de inversores en la actualidad, es la que genera una onda casi-sinusoidal, a veces denominada sinusoidal modificada (o sintetizada). Esta forma de onda se genera con un número discreto de escalones de voltaje, los que tratan de seguir las variaciones en el voltaje de CA durante un ciclo. La Figura 11.3b muestra el oscilograma a la salida de un inversor de este tipo. Los modelos más modernos son los que proporcionan una forma de onda sinusoidal a la salida, con un mínimo error para la frecuencia de línea. Una categoría muy especial, los inversores que conectan su salida a la red comercial, proporcionan en algunos casos formas de onda sinusoidales de mayor calidad que la de la red a la que son conectados, con un alto grado de estabilidad en la frecuencia de línea. Usos

La forma más práctica para clasificar a los inversores es por su uso, ya que no todas las cargas requieren inversores con una onda de salida sinusoidal. Cuando la carga es resistiva, o muy cercano a serlo, un inversor casi-sinusoidal es apropiado. Por ejemplo, el de la Figura 11.4 es un pequeño inversor que tiene un adaptador para ser conectado directamente a la salida para encendedores en un automóvil.

Figura 11.4- Inversor miniatura con voltaje de salida casi-sinusoidal (Cortesía de Xantrex™ Technology Inc) La hoja de especificaciones de este modelo ha sido incluida al final de este capítulo como referencia. ¿Qué podemos conectar a este inversor? Una máquina de afeitar, un teléfono móvil o una computadora portátil. La Figura 11.4 muestra un inversor con forma de onda sinusoidal modificada (casi-sinusoidal), el que puede manejar 1.500W. Las especificaciones de este modelo forman parte de este capítulo. Este tipo de inversor, debido a su mayor manejo de potencia y capacidad para absorber transitorios, podrá usarse para accionar motores eléctricos de CA monofásicos. Existen, asimismo, otros modelos con menores capacidades.

CAPITULO 11 - DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA)

Figura 11.5- Inversor con salida casi-sinusoidal de 1.500W (Cortesía de Xantrex™ Technology Inc) Para tener una idea de las especificaciones de un inversor con onda sinusoidal he incluido las del modelo 100i de la compañía Xantrex™. La especificación en español describe un modelo para 230V, que es el estándard para el voltaje en España.

Figura 11.6 Inversor de salida sinusoidal de 1,000W (Cortesía de Xantrex™ Technology Inc) ¿Cuándo se justifica un inversor de salida sinusoidal? La respuesta es: toda vez que se quiera evitar el recalentamiento innecesario de motores de CA monofásicos o se necesite proporcionar energía a equipos que son sensibles al contenido armónico. Creo que con el tiempo el costo de estos equipos continuirá reduciéndose, hasta convertirse en el único tipo a instalarse.

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Comentarios sobre las especificaciones Valores de potencia Las hojas de especificaciones para un inversor, no importa la capacidad de manejo del mismo, dan dos valores para la potencia: un valor que corresponde a la potencia que el aparato puede manejar en forma continua; el otro el de la máxima potencia que toleran, durante un tiempo especificado. Para los modelos mencionados en este capítulo este tiempo es de 5 minutos máximo. El valor para la potencia para uso continuo sólo es válido si: v La máxima temperatura ambiente especificada no es sobrepasada. v El mínimo voltaje de CC de entrada está dentro de las especificaciones. v La carga es resistiva pura, o casi resistiva.1 1

Cuando la carga incorpora varios motores, luces fluorescentes de CA con balastro, y otras cargas inductivas, la corriente y el voltaje no estarán en fase, variando el valor del cos ??del circuito (Apéndice II). En estos casos el valor de la potencia en watts que la unidad puede manejar en forma continua debe ser disminuido. Excepcionalmente el usuario cuenta con el instrumental y conocimiento necesario para medir el cos ??de un circuito de CA. Es por ello que al calcular el número de Wh/d que toma una carga de CA, se agrega a este valor un 25%. Con esta precaución se trata de factorear la presencia de la componente reactiva de la potencia, la que está asociada con las pérdidas por calor. Transitorios Cuando se conectan motores a una carga, cuando éstos arrancan, producen un pico en el valor de la corriente (transitorio). Dependiendo de cuantos de ellos son accionados simultáneamente, y de su valor en HP, el transitorio puede representar un incremento substancial en el valor de la potencia que el inversor debe entregar. Las especificaciones muestran que el modelo XPower 1740 tolera un valor adicional de 250W (5 min.), mientras que para el modelo 1800i este valor puede llegar a los 1.110 W (5 min.). Ambos modelos manejan, en forma continua, potencias con valores comparables, lo que muestra que los inversores con onda sinusoidal toleran un mayor porcentaje de sobrecarga. Consumo interno-Eficiencia Para el inversor miniatura la corriente de batería es nula cuando el inversor no tiene carga. Cuando se lo conecta a una carga de 60W, de acuerdo a las especificaciones, toma 15A. Observe el lector que la eficiencia de conversión es baja, ya que toma de la batería 180W y entrega 60W. Las unidades que manejan mayores valores de potencia tienen siempre una mayor eficiencia de conversión. Los dos modelos de alto consumo incorporados como ejemplos alcazan valores de eficiencia pico > 90%. La eficiencia varía con la carga. Si el valor del consumo es muy bajo o muy alto, la eficiencia decrece. A pedido, los fabricantes proporcionan la curva que relaciona estos dos valores. Dado que los modelos que manejan mayores valores de potencia tienen circuitos de seguridad que deben estar conectado las 24 horas del día, existe un consumo aún cuando la unidad permanence inactiva (idle, en inglés). Para el modelo XPower 1740 el consumo sin carga es < 0,4A (< 4,8W). Para el modelo 1800i (salida sinusoidal de 230V), se dan dos valores.

CAPITULO 11 - DISEÑO DE UN SISTEMA FV (CA) El valor más bajo ( significa mayor que. Voltaje

V=RxI

V2 Cateto Opuesto

V1

α

Cateto Adjacente

I1

Corriente

Figura AI.3- Gráfica V-I en un circuito lineal Si dividimos el valor V2 / I1 obtenemos el valor de R 2 en el circuito. Como el valor de V2 representa, asimismo, el valor del cateto opuesto del ángulo α, y el de I1 el del cateto adjacente, el valor de la resistencia R 2 resulta ser la tangente del ángulo α (tang α). Componentes no lineales

Cuando el voltaje a través de un componente o un generador no puede ser representado por una variación lineal (elementos no lineares), es evidente que la resistencia no permanence constante.

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC Este es el caso del voltaje a través de un diodo semiconductor o el de un panel FV. ¿Qué pasa con la ley de Ohm en estos casos? La respuesta es que sólo es válida en pequeños trozos de la curva. Pequeñas variaciones de voltaje y corrientes se expresan como ∆v y ∆i, respectivamente, donde la letra griega ∆ (delta) tiene el significado de “pequeña variación de”. En cada fragmento de la curva V-I (o I-V) el valor de la resistencia para esa pequeña zona está dado por: r = ∆v / ∆i (1.4) Panel FV

Si analizamos la curva I-V para un panel FV considerando, en distintos puntos de la misma, la variación que experimenta la corriente para un valor constante de ∆v, observamos que en la zona donde la corriente se mantiene prácticamente constante, los valores de ∆i son muy pequeños. La resistencia equivalente, o resistencia interna del panel, de acuerdo con la expresión 1.4 tiene un valor muy elevado. Al llegar al codo, y a partir de este punto, para el mismo valor de ∆v corresponderán valores crecientes para ∆i, es decir, la resistencia interna del generador disminuye rápidamente. Un análisis similar para la curva I-V de un diodo, en la zona de conducción, muestra que al incrementarse el voltaje, la corriente crece en forma no lineal, mostrando una fuerte reducción de la resistencia interna. Por ello se utilizan los diodos como interruptores serie. El símbolo usado para un diodo semiconductor es el ilustrado. Consiste en una flecha, que marca la dirección de la corriente cuando el ánodo tiene un voltaje más alto que el cátodo (0,6 V aprox.), y de una barra que indica el bloqueo de la corriente a través del diodo si la polaridad se invierte. Anodo

Catodo

+ Resistencia Mencioné este término en el párrafo anterior. Pasaré ahora a describirlo en interna más detalle. La mejor forma de considerar los valores de resistencia dentro del generador (o batería) es agrupar un generador ideal (sin resistencia alguna y voltaje constante) con una resistencia externa cuyo valor es igual al de la resistencia interna del generador real. Esta combinación representa el circuito equivalente del generador (o batería), ya que el voltaje entre los bornes de salida del circuito equivalente son iguales a los medidos a la salida del generador (o batería). Este voltaje puede calcularse usando la ley de Ohm: Voltaje de salida = Voltaje ideal - (ri x I) Al producto ri x I se lo conoce como la caída interna de voltaje. Circuito Este concepto es importante porque la resolución de circuitos está asociada, cerrado como veremos pronto, con la circulación de la corriente en el mismo. Un circuito se dice que es cerrado si, partiendo de un determinado punto en el mismo, al asumir un sentido de circulación arbitrario, la corriente vuelve al punto de salida.

A I- 5

A I- 6

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

Conecciones Es evidente que sólo puede establecerse una corriente en un circuito cerrado. serie y Se dice que un elemento de circuito está conectado en serie, cuando por él paralelo circula toda la corriente del circuito. Se dice que un elemento de circuito está en paralelo cuando sólo una porción de la corriente total circula por el mismo. Como veremos a continuación para el caso de los resistores, la porción de la corriente total que circula en un resistor conectado en paralelo con otro, es inversamente proporcional a su valor resistivo. Esta ley establece que un circuito cerrado la suma total de los voltajes es 1ra ley de Kirchhoff igual a cero. Esta ley física implica que existen voltajes positivos y negativos, los que se cancelan entre sí. Para establecer el signo del voltaje se necesita establecer un sentido de circulación para la corriente. El adoptado por este manual es el más aceptado en la literatura técnica: la corriente sale del positivo de la FEM y regresa a este punto, como se muestra en el circuito de la Figura A.I.4. I

+

Vr1

Vr2

R1

R2

Vfem

I

Figura AI.4- Circuito de continua Si recorremos imaginariamente el circuito, comenzando por el negativo (mínimo voltaje), al ir al positivo por dentro de la batería el voltaje se incrementa, ya que la batería representa la FEM del circuito. A este voltaje creciente le asignaremos el signo positivo. Al pasar la corriente por R1 y R2, el voltaje disminuye hasta igualar al del negativo de batería. En cada resistencia se produce una caída de voltaje, cuyo valor estará dado por el producto de la corriente (I) por el valor de la respectiva resistencia. Como el voltaje cae, le asignaremos un signo negativo. La ley de Kirchhoff para los voltajes puede escribirse como: FEM - (Vr1 + Vr2) = 0

(1.5)

o, pasando las cantidades en paréntesis al otro lado de la ecuación: FEM = Vr1 + Vr2

(1.6)

Esta expresión significa que la FEM es igual a la caída total de voltajes en el circuito. Ambas expresiones representan la ley de Kirchhoff para los voltajes. Substituyendo los valores de Vr1 y Vr2 por los respectivos productos, la expresión (1.6) se convierte en:

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC FEM = I (R1 + R2)

(1.7)

La suma de las dos resistencias representa la resistencia total del circuito. En este ejemplo se asume que la resistencia interna de la batería es nula, por simplicidad. Más adelante se incorpora este valor en un ejemplo. La expresión 1.5 no está limitada a la presencia de dos resistencias, de manera que la expresión 1.7 puede contener la suma de varias resistencias en serie. Esto nos permite generalizar los resultados y concluír que: El valor de la resistencia equivalente serie en un circuito es igual a la suma de los valores de las resistencias en serie en el circuito.

Ejemplo

Tomemos en consideración el circuito de la Figura AI.5, en donde consideramos que la FEM (batería) tiene una resistencia interna (ri), que los dos valores R1 y R2 representan las resistencias ómhicas de los cables que unen la carga con el generador, y que los cables están conectados a una carga, cuyo valor resistivo es rc. Como los dos tramos de cable que unen el generador a la carga son del mismo tipo y largo, se deduce que R1 = R2. Como sabemos que la resistencia serie (total o parcial) es igual a la suma de las resistencias en serie, la resistencia del cable estará dada por Rcable = 2R1 = 2R2. Esta igualdad muestra que para el cálculo de la resistencia en el cableado debe considerarse una distancia igual al doble de la real. La resistencia ri representa la resistencia interna de la batería. El circuito equivalente de batería en la Figura AI.5 se muestra en azul. I

Vri Vfem

Vr1

Vr2

R1

R2

ri

+

rc

(Vc)

Figura AI.5- Circuito de CC con carga Asignaremos valores a los componentes del circuito. Vfem = 12 V ri = 0,01 Ω R1 = R2 = 0,1 Ω rc = 7 Ω La resistencia del cable será de 0,2 Ω. Como el voltaje de salida de la FEM depende del valor de la corriente, debemos primero calcular este valor. I = 12 / (0,01 + 0,2 + 7 ) = 12 / 7,21 = 1,66 A

A I- 7

A I- 8

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC En este ejemplo puede apreciarse que el valor de ri representa el 0,14 % del valor del valor de la resistencia del resto del circuito, reduciendo el voltaje de batería (Vb) a: Vb = 12 - (0,01 x 1,66) = 11,9834 V , lo que representa un 0,14% de reducción en el voltaje de salida. El voltaje a través de la carga será de: 7 x 1,66 = 11,62 V La caída de voltaje en los cables puede calcularse de dos maneras diferentes: como el producto de su resistencia por la corriente, o como la diferencia entre el voltaje de salida de batería menos el de la carga (1ra ley de Kirchhoff). Es decir: Vcable = 0,2 x 1,66 = 0,332 V

o = 11,9834 - 11,62 = 0,3634 V

La diferencia entre las dos cantidades (menos del 1%) se debe al redondeo hecho en los cálculos. En la práctica dos decimales son suficientes para los cálculos, pero he considerado más de dos para obtener una mínima diferencia en los valores. Esta es la ley de Kirchhoff para las corrientes. Se aplica cuando en alguna 2da ley de Kirchhoff parte del circuito se crean pasos múltiples para la corriente, como en el caso de la Figura AI.6, donde se adiciona otra carga al circuito considerado anteriormente. I Nodo de Entrada Rc Vri Vfem

rc1

ri

rc2

I1

+

I

I2

Vc

Nodo deSalida

Figura AI.6- Resistencias en paralelo Cuando dos (o más) resistencias en un circuito tienen conectados sus extremos entre sí (rc1 y rc2 en nuestro ejemplo), se dice que entán en paralelo. Al compartir el mismo potencial en cada extremo, las resistencias tienen la misma diferencia de potencial (Vc) entre sus extremos. La segunda ley de Kirchhoff establece que la corriente que entra a la bifurcación (I) tiene el mismo valor que la que sale de la bifurcación (I1 + I2). Al punto de entrada se lo llama nodo de entrada. Al de salida, nodo de salida. Como la ley de Ohm establece un solo valor para la corriente (V/Rt), es obvio que no se puede perder o ganar corriente Por lo tanto: I = I1 + I2

(1.8)

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

A I- 9

Reemplazando los valores de I1 e I2 por los correspondientes en función de Vc, rc1 y rc2 se tiene que: I = Vc / rc1 + Vc / rc2 = Vc ( 1/rc 1 + 1/rc 2) = Vc / St

(1.9)

Los términos 1/rc 1 y 1/rc 2 representan los valores de conductancias Sc1 y Sc2, en Siemens (unidad de conductancia). Por simplicidad en la presentación, la Figura AI.6 sólo considera la existencia de dos resistencias, pero si hubiere un número mayor de ellas, la expresión (1.9) tendría términos adicionales correspondientes a las conductancias de las nuevas resistencias. Esto nos permite generalizar los resultados y concluír que: La conductancia total (St) de dos (o más) resistencias en paralelo es igual a la suma de las conductancias parciales. La expresión en negrita en (1.9) proporciona una forma de calcular el valor de la conductancia total en paralelo. En la práctica resulta más práctico determinar el valor de la resistencia equivalente en paralelo, el que está dado por el valor de 1/ St. Para dos resistencias en paralelo la suma de las conductancias, luego de reducir la suma a un denominador común, se convierte en la expresión: rc1 x rc2 Rp =

(1.10) rc1 + rc2

Se deduce que el valor equivalente de dos resistencias en paralelo está dado por el producto de sus valores individuales dividido por el valor de su suma. Si se desea calcular el valor de varias resistencias en paralelo puede reducirse el problema a un cálculo repetitivo, agrupando las resistencias en pares y luego los valores equivalentes entre sí. Si el número de resistencias es impar, el cálculo se reduce al valor equivalente del último par en paralelo con una resistencia. El lector puede verificar, usando dos valores arbitrarios, que el valor equivalente de dos resistencias en paralelo es siempre menor que el menor de los valores individuales. Esto se debe a que el valor del denominador en la expresión (1.10) es siempre mayor que la mayor de ellas. En particular, el valor equivalente en paralelo para dos resistencias de igual valor es la mitad del valor de una de ellas. Resolveremos ahora el circuito de la Figura AI.6. Para ello asumimeros que: Rc = 0,2 Ω

ri = 0,01 Ω

Vfem = 12 V rc1 = 7 Ω

rc2 = 5 Ω

El primer paso es calcular la resistencia equivalente en paralelo, rcp, el que permitirá considerar a todas las resistencias en serie. Este valor está dado por: rcp = (rc1 x rc2) / (rc1 + rc2) = 2,92 Ω.

A I- 9

A I- 10

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

Luego debemos calcular la resistencia serie total, Rt. Este valor está dado por: Rt = 0,01 + 0,2 + 2,92 = 3,13 Ω Conocemos ahora dos valores, FEM y Rt, de manera que la ley de Ohm nos permite calcular el tercero, la corriente (I) en el circuito. Este valor está dado por: I = 12 / 3,13 = 3,834 A El voltaje entre los bornes de batería (Vb) está dado por: Vb = FEM - (ri x I) = 12 - 0,038 = 11,962 V Como el valor de Rc + rcp es menor que el de Rc + rc del circuito anterior, el porcentaje de ri respecto al resto del circuito es mayor, y el voltaje Vb disminuye levemente respecto del anterior (Pág.8). Otra manera, quizá más directa y fácil de razonar, es considerar que al disminuír el valor de Rt, la corriente I se incrementa y, por ende, la caída interna de voltaje en la batería. Ambas maneras de razonar son útiles, ya que alertan al diseñador sobre la disminución del voltaje de batería. Verificaremos, como ejercicio, la segunda ley de Kirchhoff. El voltaje a través de la carga está dado por: Vc = 2,92 x 3,834 = 11,195 Los valores para las corrientes I1 e I2 serán, respectivamente: I1 = 11,195 / 7 = 1,599 A

e

I2 = 11,195 / 5 =2,239 A

I = I1 + I2 = 3,838 A La diferencia de valores, como antes, se debe al redondeo de cifras, de manera que hemos verificado la 2da ley de Kirchhoff. Los cálculos de los respectivos valores para las corrientes de las ramas en paralelo, muestran que el mayor valor de corriente corresponde a la rama con menor resistencia. La Figura AI.7 muestra como disminuye el valor de la resistencia interna de un banco de acumulación, cuando se usan baterías en paralelo.

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC BATERIAS EN PARALELO

Bancos de baterías

ri

ri

ri ri

ri

ri

12V

BATERIAS EN SERIE-PARALELO ri'

ri' ri'

ri'

6V ri'

ri' ri'

6V

ri'

Figura AI.7- Bancos de baterías En ambos ejemplos asumo que el sistema es de 12V y que las baterías de un grupo en particular tienen la misma resistencia interna. Como las baterías de la Figura AI.6 son ideales, ninguna de ellas tiene una resistencia interna, ya que este valor está incorporado en ri. Por eso el circuito equivalente (3 rayas paralelas significan equivalente) sólo contempla el valor de ri en cada rama. El lector puede verificar que: Ÿ Para dos baterías la resistencia interna equivalente es igual a ri/2 Ÿ Para tres baterías este valor baja a ri/3 Ÿ Para n baterías el valor será de ri/n Si el banco de 12 V está hecho con dos baterías de 6 V en serie en cada rama, lo único que cambia es el valor resistivo en cada rama, de manera que para tres baterías se tendrá un valor equivalente en paralelo de 2ri’/ 3. He usado ri’ para indicar que la resistencia interna de la batería de 6 V no es necesariamente igual a la de 12 V. El valor de potencia (generada, disipada o consumida) está dado, en cada instante, por el producto del voltaje por la corriente. Si el consumo es el de la carga se usan los valores correspondientes a la misma. Si se considera la potencia generada, deberá considerarse el voltaje a la salida del generador equivalente. Se tiene, en general, que la potencia eléctrica en un dado instante está dada por: W=V.I

(1.11)

Si se reemplaza el valor del voltaje o el de la corriente (ley de Ohm), se obtienen otras expresiones para la potencia. W = R . I2 = V2 / R

(1.12)

A I- 11

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

A I- 12

Como en el caso de la ley de Ohm, dependiendo de las variables (parámetros) que se conozcan, se usará una u otra expresión. La unidad para la potencia es el Watt, el que se abrevia con la letra W. El valor de la potencia entregada por la batería al circuito de la Figura AI.6 está dado por: W = Vb x I = 11,962 x 3,834 = 45,86 W La potencia disipada en los cables está dada por: Wdis = 0,2 x (3,834)2 = 0,2 x 14,70 = 2,94 W La potencia disipada en los cables representa el 6,4 % de la potencia entregada al circuito. En la práctica el cable se elige para no sobrepasar el 4 % de la potencia generada (aprox.1,8 W en nuestro ejemplo). La ley de conservación de la energía dicta que la potencia generada debe igualar a la consumida. Basados en esta ley física, la carga consume: Wc = W - Wdis = 45,86 - 2, 94 = 42,92 W o, asimismo: Rp . I2 = 2,92 x (3,834)2 = 42,92 W La dispación de energía dentro de la batería está dada por: ri . I2 = 0,01 x 14,7 = 0,15 W Nota: Un problema práctico se presenta cuando queremos usar una resistencia de la que conocemos su valor y capacidad de disipación, es determinar el valor de la máxima corriente que puede tolerar. La expresión 1.12 puede resolverse para la corriente I. Su valor está dado por: 2

I= Energía eléctrica

W.R

Por definición, el valor de la energía generada o consumida está dado por: E=W.t

(1.13)

donde t es el tiempo transcurrido. Es fácil comprender que la energía resulte medida en Watts.hrs, o Wh. Vemos ahora el vínculo entre energía y potencia y porqué en el párrafo anterior se infiere que en todo instante la potencia generada debe igualar a la consumida. En el Apéndice III se dan otras unidades para la energía y la potencia, así como su relación cuantitativa. Las Figuras AI- 8 a) y b) muestran dos voltajes de CC pulsantes. En ambos el voltaje máximo de los pulsos (V1), y la duración del período de repetición (T), es el mismo. El valor de T dá el tiempo de repetición del voltaje. La inversa de este valor 1 / T representa la frecuencia de repetición, la que, en este ejemplo, es de un ciclo por segundo.

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC Nota: Observe el lector que puede hablarse de frecuencia aún en un circuito de CC. Ambos voltajes se caracterizan por tener un período de no-conducción (NC) y otro de conducción (C), ya que ésta es la característica esencial de un voltaje pulsante. La diferencia entre los dos voltajes ilustrados es la duración del tiempo de conducción del pulso. La relación tC / T se llama, en inglés, duty cycle (ciclo activo), y la abreviaremos con las letras CA. Como la unidad es la misma para el numerador y denominador, el CA resulta ser una fracción, ya que T >tc. A veces este valor está dado en forma porcentual, el que se tiene multiplicando el valor fraccional por 100. T = 1seg

T = 1seg

tnc = tc = 0,5seg

tnc = 0,2seg tc = 0,8seg

Voltaje

Voltaje T

T

T

T

T

T

C

C

C

V1

V1 C

C

C

Veq

Veq

Circuitos de CC pulsantes

NC

NC

NC

tnc tc

Tiempo

tnc tc

a)

Tiempo

b)

Figura AI. 8- Voltajes pulsantes con diferente ciclo activo Para el primer voltaje, el valor del CA (duty cycle) es 0,5. Para el segundo es 0,8. El valor de CA es importante porque permite calcular,en ambos casos, el voltaje equivalente durante el período T, el que está dado por: Veq = CA . V1 (1.14) Para el primer circuito este valor es 0,5 V1; para el segundo, 0,8 V1. El voltaje equivalente (Veq) representa el valor de voltaje constante que, conduciendo durante todo el período T, se comporta de la misma forma que el pulso activo. Esto nos permite reducir un circuito pulsante a un circuito de CC de voltaje constante durante el período T, lo que facilita enormemente los cálculos. Extrapolación

El concepto de CA se aplica tanto a pulsos de voltaje como de corriente, de manera que si un voltaje pulsante alimenta a una carga resistiva, establecerá en el mismo una corriente pulsante de igual CA. La potencia disipada en esa carga tendrá un valor equivalente constante durante el período T que está dado por: Wcarga = Veq . Ieq = V2eq / Rcarga = I2eq . Rcarga

(1.15)

La variación de la potencia consumida es, asimismo, un fenómeno pulsante con el mismo valor para el ciclo activo (CA).

A I- 13

A I- 14

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

Controles Para que el Veq se haga cada vez menor se hace necesario reducir el valor de carga del CA, lo que implica que el tiempo de conducción debe disminuír (período de repetición constante). Este es el principio usado en los controles de carga para variar el voltaje efectivo que sostiene la corriente de carga. Como la disminución es dinámica, ya que responde al valor del voltaje de batería, se tiene una variación (modulación) de su ancho, y por eso se llaman PWM (modulación de ancho de pulso).Conección a tierra La teoría de circuitos muestra que sólo puede definirse una diferencia de Conección a tierra voltaje. Este concepto es muy importante porque cualquier punto en un circuito, digamos el negativo de batería, sólo puede definirse en relación con otro voltaje, pero no en forma absoluta. Es por ello que se adopta el concepto de conección a tierra, o simplemente tierra (ground, en inglés) al que se le asigna el potencial cero (0 V). La lógica para esta elección es que la superficie de la tierra es lo suficientemente grande como para asumir que la densidad de carga (cargas/m2) es muy baja. De lo expresado, se deduce que si un punto, y solamente un punto, del circuito es conectado a tierra, el circuito no se altera, ya que lo único que hemos hecho es establecer una referencia de voltaje (0 V) la que permite evaluar todos los voltajes. Por simplicidad, el punto a tierra elegido es el negativo del circuito. El lector podría preguntarse porqué he enfazado que solamente un punto debe conectarse a tierra. La respuesta es que si hay dos (o más) se establecen circuitos cerrados entre una tierra y la otra. La Figura AI.9 muestra un simple circuito de CC, con dos conecciones a tierra, las que se simbolizan de distinta manera para evidenciar que puede haber diferencias entre los dos puntos conectados a tierra. No olvidemos que la tierra es un conductor y que, por lo tanto, dependiendo de la conductividad del terreno puede ser representada por un valor resistivo (RT).

I1

Vr1

Vr2

ri

R1

R2

+

RT

Vfem

I2

Referencia

I1

Figura AI.9- Dos tierras en un circuito Al incorporarse la segunda tierra se establece un circuito cerrado, en paralelo con el existente, donde el valor de la corriente (I2) dependerá del valor de RT. La caída de voltaje en ri se incrementará debido a la presencia de I2, alterando el valor del potencial de salida de batería.

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC Doble La luminosidad de una luz parpadeante de prevención o guía, puede hacerse pulsación más llamativa si se incrementa, brevemente, la intensidad de la misma durante el período activo. Esta técnica se usa en boyas marinas y luces de alerta, pero puede ser extendida a un cartel luminoso en una carretera. Tomemos la boya marina como ejemplo. Asumamos que la boya permanece 3 segundos apagada y un segundo prendida. El período T de repetición es de 4 segundos. Un cuarto de segundo después de encenderse la luz, la potencia entregada a la carga, durante 0,4 seg, crece un 15%. La variación de potencia descripta está ilustrada en la Figura AI.10. Como hay dos pulsos en este ejemplo, existe una doble pulsación durante el período T de repetición. t'c

Potencia

T

t'c

Wx WL

Tiempo

tc T

Figura AI.10- Doble pulsación Resumiendo, en nuestro ejemplo: tc = 1 seg; t’c = 0,4 seg, T = 4 seg, WL = 20 W, Wx = 3 W Donde tc es el tiempo activo de la lámpara con iluminación normal, t’c el tiempo activo del brillo más intenso, T el período de repetición del fenómeno, WL la potencia requerida para emitir normalmente y Wx la potencia extra sumistrada al foco (15% de 20W). El período de repetición es el mismo para los dos valores pulsantes, ya que ocurren con una diferencia de 0,25 seg entre los dos. Energía El problema es calcular la energía que la batería debe entregar diariamente, requerida si la boya permanence activa un máximo de 13 hrs por noche. La potencia equivalente por ciclo para la iluminación normal, dado que el CA es de 0,25 (1 / 4) resulta ser de 5 W. Para el segundo pulso el valor de CA es 0,1 (0,4 / 4), de manera que la potencia equivalente entregada durante T es de 23 x 0,1 o 2,3 W. La potencia equivalente total, por ciclo, es la suma de ambas, o: 5 + 2,3 = 7,3 W / c La energía en Wh entregada en 4 segundos (4 / 3.600 de hora) resulta ser el producto de la potencia equivalente total durante esa fracción de hora. Es decir: 7,3 W x (4 /3.600) hr = 0,00811 Wh

A I- 15

A I- 16

APENDICE I- CIRCUITOS DE CC

En cada hora se generan 900 pulsos (3.600/4), y en las 13hrs: 13 x 900 = 11.700 pulsos La energía que debe entregar la batería es, entonces de: 11.700 x 0,00811 Wh = 94,9 Wh

AII- 1

APENDICE II T

CIRCUITOS DE ALTERNADA Introducción

La mayoría de los sistemas FV de baja o mediana capacidad usan voltajes de CC. Sin embargo, cuando el diseño incorpora el uso de aparatos electrodomésticos en cantidad, suele ser más sencillo convertir la CC en CA. Al hacerlo se tienen dos ventajas: la corriente para un dado consumo baja (mayor voltaje), y la selección de electrodomésticos para CA es más variada y de menor costo. Otra situación práctica se plantea al querer utilizarse bombas sumergibles de irrigación de alto consumo, ya que bajos valores de voltaje implica el uso de cables muy pesados. Los sistemas de distribución de gran capacidad deben reducir las pérdidas en el medio conductor a un mínimo. Para ello se necesita elevar el voltaje de transmisión a cientos de miles de volts. La CA es la única solución económica, ya que permite la incorporación de transformadores, los que elevan o reducen los voltajes de acuerdo a la extensión de la línea de transmisión o a los requerimientos del uso domiciliario.

Nota Importante

La ley de Ohm y las dos leyes de Kirchhoff descriptas en el apéndice anterior, rigen en los circuitos de CA.

Los valores de voltaje de una Corriente Alternada (CA) son repetitivos, de Voltaje de CA manera que existirá un período de duración (T) y una frecuencia de repetición dada por el cociente 1/T. Pero, a diferencia de los voltajes pulsantes, durante el período T el voltaje cambia de polaridad. La variación de polaridad más útil es la que toma lugar cuando el voltaje instantáneo (v), durante el período T, varía siguiendo una forma sinusoidal. Esto implica que, en todo instante (t) dentro del período, el valor de v está dado por la expresión: v = Vp x sen (2πt / T)

(2.1)

donde Vp es el valor pico (máximo), t es el tiempo transcurrido desde el comienzo del ciclo, y π una constante cuyo valor aproximado es de 3,1416. Como la función sen α , durante el período T, oscila entre dos valores máximos (+1 y -1) y otro mínimo (0), el voltaje instantáneo v variará, en forma continua, entre esos valores extremos. La Figura AII.1 muestra un voltaje sinusoidal de CA, como el que se utiliza para alimentar cargas residenciales.

AII- 2

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA V

T

t

Figura AII.1- Voltaje sinusoidal de CA En sistemas de origen europeo la frecuencia suele ser de 50 c/s, o 50 Hz Valores de frecuencia (Herts). En sistemas originados en los EEUU, la frecuencia es de 60 c/s (60 Hz). El tiempo T (1/f ), es de 20 y 16,6666 ms (milisegundos), respectivamente. Nota: El cambio de polaridad dicta que el voltaje debe pasar por el valor cero. Esta característica hace que no pueda ser mantenido un arco eléctrico entre los contactos de una llave interruptora de CA al abrir el circuito. Valor A diferencia de un circuito de continua, donde el valor de la FEM suele ser eficaz constante o puede reducirse a un valor constante (voltaje pulsante equivalente), el voltaje de CA varía constantemente durante el período T. Para poder calcular los valores de corriente y potencia en un circuito de CA se necesita definir un nuevo valor, al que se conoce como valor eficaz. Este representa un valor constante que genera (o disipa) la misma potencia que el valor sinusoidal variable. Esta definición implica que el valor de un voltaje de continua que cree la misma disipación en un resistor que otro de CA es, en efecto, igual al valor del voltaje eficaz de la onda sinusoidal. El valor eficaz en la literatura técnica en inglés se abrevia con las letras rms (raiz cuadrada del valor medio al cuadrado). En este manual lo abreviaremos con las letras ef. Relación El valor máximo, o pico, de una onda sinusoidal está relacionado con su Vp/Vef valor eficaz por la expresión: 2

Vp = Vef x

2 = Vef x 1,4142

(2.2)

El valor pico es importante cuando se toma en consideración problemas de aislación. La resolución de circuitos de CA se llevan a cabo considerando los valores eficaces. Los sistemas de distribución domiciliaria en los EEUU usan un valor de 120 Vef, lo que se traduce en un valor de 169,7 Vp. Los sistemas europeos usan un valor de 220 Vef, lo que se traduce en un valor de 311,13 Vp. Nota: El valor efectivo de un voltaje de CA depende de la forma de onda o, dicho de otra manera, de cuánto se aparta la forma de onda del voltaje de la sinusoidal pura.

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA Voltajes Cuando la forma de onda se aleja de la sinusoidal pura, la teoría muestra que no la nueva forma de onda es equivalente a la suma, en cada instante, de un número sinusoidales infinito de ondas sinusoidales, las que tienen frecuencias y amplidudes diferentes. A la onda sinusoidal cuyo valor pico y período es igual al de la forma no-sinusoidal, se la denomina onda fundamental, o simplemente, fundamental. El resto de las sinusoides tienen mayor frecuencia (múltiplos de la fundamental) y sus valores picos disminuyen al aumentar la frecuencia. A estas sinusoides se las conoce como las armónicas de la fundamental. Como el valor pico de las armónicas disminuye, sus valores efectivos resultan cada vez menores. El valor efectivo de una onda no-sinusoidal está dado por la expresión: 2

Vef = V2 ef1 + V2 ef2 + V2 ef3 + V2 ef4 + …….+ V2 efn

(2.3)

donde Vef1 es el valor efectivo de la fundamental, y Vef2,3,4,..n son los valores efectivos correspondientes a la segunda, tercera, cuarta y enésima armónica. Como los valores efectivos están asociados con la potencia, una onda nosinusoidal genera más disipación que una sinusoidal pura. Además las armónicas tienden a afectar el comportamiento de radios y TVs, ya que irradian frecuencias mucho más altas que la fundamental. Los voltímetros de CA (digitales o no) tienen limitaciones de frecuencia, de manera que para medir el voltaje efectivo de una onda de voltaje no-sinusoidal se utiliza la definición física dada en este capítulo, aplicando ese voltaje a una resistencia de valor conocido. La disipación de calor generada por el voltaje efectivo de la onda no-sinusoidal crea un voltaje de CC en una termocupla, proporcional a esa disipación. Una vez que se conoce la disipación (W), el valor efectivo de esa forma 2 de onda está dado por: Vef = R x W Distorsión Los primeros inversores (CC a CA) utilizaban ondas de voltaje que eran porcentual sólo una aproximación de la sinusoidal pura. Algunos, descontinuados en el presente, generaban una onda cuadrada. Esta pobre imitación fué reemplazada por un voltaje que variaba en escalones (conversores cuasi-sinosoidales). Los inversores modernos generan salidas de voltaje sinusoidales de alta calidad (baja distorsión), sobre todo los que se conectan a la red de distribución. El factor de distorsión ? relaciona el contenido armónico al valor de la fundamental. La relación suele darse en forma porcentual. Se tiene que: δ % = (VefA / VefF) x 100 (2.4) Donde δ % es el porcentaje de distorción armónica, VefA es el valor efectivo de las armónicas y VefF es el valor efectivo de la fundamental. Los inversores modernos generan voltajes sinusoidales con una distorsión porcentual menor al 1% (< 1%). Como veremos al tratar de resolver los circuitos de CA, no se puede evaluar Números imaginarios la corriente en el circuito sin usar los números imaginarios, los que se caracterizan por tener un valor y una dirección, es decir un ángulo asociado con el valor. Esta situación no es nueva en física, ya que la reacción de una fuerza ejercida en un objecto dependerá no sólo de su magnitud, pero de la dirección en que se aplica.

AII- 3

AII- 4

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA Un número imaginario consiste de dos valores, dados en forma de suma. La expresión general es del tipo: M=R+iI donde R es la parte real e I la parte imaginaria de M. Nota: En la nomenclatura de los EEUU se utiliza la letra minúscula i para identificar la parte imaginaria. En la literatura europea es común la letra minúscula j.

La representación gráfica de un número imaginario se hace usando un sistema Suma vectorial cartesiano de dos ejes: x e y. La parte real (R) se representa a lo largo del eje x y la imaginaria (I) a lo largo del eje y. La figura AII.2 muestra la representación gráfica del número imaginario M. Puede observarse que las dos componentes (real e imaginaria) usan flechas, cuyas puntas indican la dirección en el eje x e y respectivamente. A estas flechas se las denomina vectores, de manera que un número imaginario representa la suma vectorial de las dos componentes. La longitud del vector M es el valor de su magnitud, y corresponde a la diagonal del paralelograma que forman las puntas de los vectores (Figura AII.2). Si el gráfico está hecho en escala, el valor aproximado de la suma vectorial puede leerse del gráfico. La solución matemática es la preferida. La magnitud del vector [M], indicada entre corchetes para distinguirla del vector M, se calcula aplicando el teorema de Pitágoras: 2

[R]2 + [I]2

(2.5)

tang Φ = [I] / [R]

(2.6)

Φ = arctang( [I] / [R] )

(2.7)

[M] = y, por trigonometría:

De (2.6) se deduce que:

Nota: El ánguloΦ es positivo cuando gira, desde el eje x, en sentido contrario a las agujas de un reloj. y Q2

Q1 M

iI [M] [I]

φ x [R]

Q3

R

Q4

Figura AII.2- Representación gráfica del vector M

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA El sistema cartesiano define cuatro cuadrantes (Q1 - Q4). Dependiendo de los signos de los vectores R e I, el vector M ocupará uno de los cuatro cuadrantes. Producto vectorial

Cuando dos vectores V1 y V2 cuyas componentes son: V1 = R1 + iI1 y V2 = R2 + iI2 son multiplicados vectorialmente (V1 * V2), el vector producto P tiene una magnitud [P] y un ángulo ? dados por las expresiones: [P] = [V1] x [V2]

y

Φ = Φ 1 + Φ2

donde ?1 y ?2 son los ángulos asociados con los vectores V1 y V2, respectivamente, cuyos valores están dados por la expresión (2.7), aplicada a cada vector. El cociente (Q) de los vectores V1 y V2 tendrá una magnitud [Q] y un ángulo División Φ ’ dados por las expresiones: vectorial [Q] = [V1] / [V2]

y

Φ’ = Φ1 -Φ2

Lo que facilita la resolución de los circuitos de CC es que el voltaje y la En corriente en el circuito ocurren al mismo tiempo, es decir están siempre en fase. En y fuera de fase los circuitos de CA esta situación es sólo posible si el circuito tiene componentes resistivos, ya que sus valores no son afectados por la frecuencia. Componentes como los motores eléctricos, los relays, los transformadores y muchos otros que tienen bobinados se comportan de manera tal que la corriente y el voltaje no están en fase. Algo similar ocurre con el uso de capacitores. Reactancia Reactancia es el nombre que se dá a la oposición al paso de la corriente en e un circuito de CA. Este valor depende no sólo del valor del componente, pero de la Impedancia frecuencia de la CA. Para identificar los valores de reactancia se utiliza la letra X mayúscula. Existen dos tipos de reactancias. Una es la reactancia ofrecida por un bobinado hecho alrededor de un circuito magnético. A este tipo se la llama reactancia inductiva (XL) porque la CA induce en el componente un voltaje que siempre se opone a la acción creada por la corriente. El circuito magnético se hace usando hojas superpuestas de un hierro especial, las que están eléctricamente aisladas entre sí para evitar pérdidas. Este circuito magnético (cerrado) captura el campo magnético generado por la CA. El segundo tipo de reactancia es el capacitivo (XC), el que se genera cuando se incorpora un capacitor al circuito de CA. Cuando se toman en consideración la resistencia óhmica y los dos tipos de reactancias, se tiene el valor total de oposición al paso de la corriente. A este valor vectorial se lo denomina la impedancia (Z) de CA. Unidades

La inductancia de un inductor se mide en Henrys (Hy) y la capacitancia de un capacitor en Faradios (F).

AII- 5

AII- 6

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA El Faradio representa un valor elevado de capacidad, de manera que es común encontrar valores de capacidad en microFaradio (? F). El lector encontrará más información sobre múltiplos y submúltiplos de unidades en el Apéndice III.

Expresión Es evidente que los valores de las reactancias tendrán en consideración la de frecuencia de línea, así como el valor del inductor o el capacitor, respectivamente. valores Pero en estas expresiones aparece la necesidad de mostrar el valor del desfasaje entre el voltaje y la corriente introducido por el componente. Esta necesidad lleva al uso de los números imaginarios, los que fueron descriptos anteriormente. El valor del inductor (L) en un circuito de CA de frecuencia f, genera una Reactancia inductiva reactancia inductiva que está dada por la expresión: (XL) XL = i (2πf) L = i ω L = i 377 L (2.8) El valor 2πf se lo conoce como ω, la velocidad angular de la rotación del vector y es constante para una dada frecuencia. Cuando la frecuencia es de 60 Hz se tiene el valor aproximado de 377 (314,16 para los sistemas de 50Hz). El valor de XL está dado en ohms (Ω ). En este manual, cuando doy ejemplos de cálculo, asumo que la frecuencia es de 60 Hz.y el valor eficaz del voltaje 120 V. La Figura AII.3 muestra un circuito como el descripto. Si el inductor tiene una inductancia de 0,9 Hy el vector reactancia XL será: XL = i 339,3 Ω La expresión (2.8) asume que el inductor no tiene resistencia alguna, lo que en la práctica es imposible, ya que el alambre del bobinado tiene resistencia. Por el momento lo más importante es destacar que si el valor de XL >> r (mucho mayor que el de su resistencia) podemos asumir que el vector XL está asociado a un vector sin componente real, y con una componente imaginaria positiva en el eje y (Φ = +90°). i XL Generador de CA V

~

I = -i [ I ]

Figura AII. 3- Corriente atrasada 90°

L

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA Se acostumbra a considerar al vector voltaje como de referencia para los ángulos de fase (Φ = 0). La corriente en este circuito tendrá una magnitud y fase dada por las expresiones: [I] = [V] / [XL]

Φ I = 0 - 90° = - 90°

y

Usando los valores del ejemplo anterior, el vector corriente está dado por: I = -i (120 / 339,3) = -i 0,35 A Si observamos la representación vectorial en la Figura AII.3, vemos que cuando el voltaje está en cero, la corriente está atrasada respecto al voltaje en 90°. Atrasada es correcto pues la rotación de los vectores es en sentido contrario a las agujas del reloj. En la Figura AII.4 tenemos un circuito de CA con capacidad. El valor de la Reactancia capacitiva reactancia capacitiva está dado por: (XC) XC = - i (1/ 2πf C ) = - i (1 / ωC) = -i (1/ 377C) (2.9) Asumiendo que el capacitor tiene una capacitancia de 8 µF (8.10-6 F), el vector XC está dado por: XC = -i { 106 / (377 x 8)} = -i 331,6 Ω En este circuito el vector corriente I está dada por las expresiones: [ I ] = [V] / [XC]

Φ ’I =

y

0 - (-90°) = 90°

En nuestro ejemplo: I = i (120 / 331,6 ) = i 0, 36 A I=i[I] V Generador de CA

~

C

-i XC

Figura AII. 4- Corriente adelantada 90° La nueva representación vectorial muestra que si un circuito de CA contiene sólo capacitancia, la corriente se adelanta respecto al voltaje.

AII- 7

AII- 8

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA

Notas: La resistencia del inductor puede ser integrada a la resistencia total del circuito si el inductor y el resto de la resistencias están en serie. Puede observarse que, teóricamente, si un inductor y un capacitor se conectan en serie, los valores iXL e -iXC pueden tener el mismo valor de magnitud, cancelándose los dos vectores, lo que daría un valor infinito para la corriente en el circuito. Esta condición se llama resonancia serie. En la práctica el valor de la corriente estará limitado por el valor resistivo del circuito. Impedancia

Asumiremos a continuación que tenemos un circuito de CA donde están conectados, en serie, un resistor (R) un inductor (L) y un capacitor (C). Para determinar el valor del vector corriente (V/Z ) debemos primero calcular la impendancia (Z) de este circuito. En este nuevo circuito asumiremos R = 30 Ω, valor que representa la suma de la resistencia interna de los alambres del bobinado del inductor, la de los cables de connección, más la resistencia que representa las pérdidas en el capacitor. Los valores de inductancia y capacitancia serán los mismos que los usados anteriormente. Aplicando la ley de Ohm, podemos sumar, vectorialmente, las reactancias (XL y XC) y encontrar el valor serie equivalente. En el circuito de nuestro ejemplo la reactancia serie Xs está dada por: Xs = i 339,6 + (-i 331,6) = i 8 Ω Como XL>XC, el vector Xs resulta ser inductivo. Ahora nos quedan dos vectores Xs y R cuya suma vectorial nos dará el valor de Z y su ángulo de desfasaje.

i Xs

Z

R

Generador de CA

C

~

Φ

L

R

Figura AII.5- Circuito de CA con R, L, C Medir la diagonal del paralelograma formado por las puntas de esos vectores. Solución gráfica Esta solución no es la más precisa, sobre todo cuando las magnitudes son muy dispares.

Solución matemática

Como se vió al tratar la suma vectorial, magnitud y fase de Z están dadas por las expresiones: 2

[Z] =

[XLs]2 + [R 2 ]

y

Φ = arctang [XLs] / [R]

(2.10)

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA Para los valores de nuestro ejemplo: [Z] = 31 Ω Potencia

Φ = arctang (8 / 31) = 14,5°

Como este valor está dada por el producto vectorial V * I, debemos calcular el vector I. El vector corriente se obtiene dividiendo los vectores V y Z. La magnitud y fase para la corriente están dadas por: [I]=[V]/[Z]

y

Φ = 0 - ΦZ = - ΦZ

Para los valores de nuestro ejemplo, Φ = 0 - 14,5 = - 14,5°

[I] = 120 / 31 = 3,87 A El vector potencia (P) está dado por: [P] = [V] x [I]

Φ = Φ V + ΦI

y

En nuestro ejemplo: [P] = 120 x 3,87 = 464,4 VA

Φ ?= 0 + (-14,5) = - 14,5°

El valor de la magnitud del vector potencia debe darse en VA (voltamper) porque este vector no está en fase con el voltaje y tiene, como se observa en la Figura AII.6, una componente real positiva y otra reactiva (imaginaria) de valor negativo . Sólo el módulo de la componente real puede darse en watts. La componente reactiva sólo genera calor, y representa las pérdidas en el circuito de CA. Z I

Φ

V

Pútil = 449,607 W

-Φ P = 464,4 VA

Preactiva= 116.276 VA

-y

Figura AII. 6- Vector Potencia El ángulo Φ define los valores de las componentes útil y reactiva. Como el valor de [Pú] está dado por la projección del vector sobre el eje x, se tiene: [Pú] = [P] cosΦ

(2.10)

[Preac] = [P] sin ( -Φ )

(2.11)

y

AII- 9

AII- 10

APENDICE II- CIRCUITOS DE ALTERNADA

Factor de que: Potencia

La expresión (2.10) es válida ya que: cos (-?) = cos?. Se verifica, asimismo 2

[P] =

[Pú]2 + [Preac]2

(2.12)

El valor del cos? recibe el nombre de factor de potencia (fp). Para un ángulo de 0° el coseno es 1 y toda la potencia será útil (caso resistivo puro). En nuestro ejemplo, cosΦ = cos 14,5 = 0,96 = fp En instalaciones industriales se mide cosΦ para saber con que eficiencia se usa la la energía eléctrica entregada al sistema de alimentación. Cuando el valor del coseno Φ es bajo, se lo corrige incorporando cargas capacitivas, las que decrecen el valor de XL, haciendo a su vez decrecer el ángulo Φ , si R permanece constante (ver Figura AII.5). La compañía que le suministra energía eléctrica cuida que el factor de potencia sea muy cercano a la unidad, de manera que la energía medida a la entrada pueda ser estimada en KWh. Se deduce que los consumidores privados o industriales, pagan por la cantidad de energía que reciben y no por la que usan (fp