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creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ii
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACUTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN
DIGSILENT POWER FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS
DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
WILSON ISRAEL FONSECA MUÑOZ
DIRECTOR: Dr. ING. HUGO ARCOS
QUITO, JUNIO DE 2017
iii
DECLARACIÓN
Yo, Wilson Israel Fonseca Muñoz, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es
de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido
por la Ley de Propiedad Intelectual, por su reglamento y por la normatividad institucional
vigente.
Wilson Israel Fonseca Muñoz
iv
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Wilson Israel Fonseca Muñoz, bajo
mi supervisión.
Dr. Ing. Hugo Arcos
DIRECTOR DEL PROYECTO
v
AGRADECIMIENTO
A Dios por bendecirme durante toda mi carrera, al Dr. Hugo Arcos por su visión crítica
en el desarrollo del presente trabajo, a mis padres por estar junto a mí incondicionalmente
y a mi hermosa familia gracias por su apoyo.
vi
DEDICATORIA
A mis padres, Wilson y Mariana.
A mi inolvidable abuelita María Enriqueta (†).
VII
“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”
CONTENIDO
CAPÍTULO I. ................................................................................................................................................ 1
1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 1
1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 1
1.2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 1
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................... 1
1.3 ALCANCE .............................................................................................................................................. 1
1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO................................................................................................... 2
1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA ................................................................................................... 2
1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA .................................................................................... 2
1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA ................................................................................................. 2
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................... 3
2.1 ENERGÍA SOLAR. ............................................................................................................................... 3
2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR........................................................................................................... 4
2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. .......................................................................... 6
2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA. .................................. 6
2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA
FOTOVOLTAICA. .............................................................................................................................. 7
2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS. ............................................................................. 8
2.2.4 TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS. .......................................................................... 8
2.2.4.1 PANELES DE SILICÓN DE CRISTAL. ........................................................................ 8
2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA. ................................................................................. 9
2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS. ............. 9
2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA. ............................... 10
2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 10
2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS
FOTOVOLTAICOS [28]. .......................................................................................................... 12
2.3.2 INVERSOR. ............................................................................................................................ 13
2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES. ........................................... 14
2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES. ...................................................................... 18
2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. ................................... 21
VIII
2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS ...................................................................... 23
2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR .................................................................................................. 24
2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO ....................................................................................... 25
2.6.2 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS. .................................................................................... 26
2.7 POLÍTICAS Y REGULACIONES PARA LA OPERACIÓN DE GENERADORES NO
CONVENCIONALES EN ECUADOR. .................................................................................................... 29
2.7.1 REGULACIÓN ARCONEL 004/15. .................................................................................. 29
2.7.2 REGULACIÓN CONELEC 004/11. ................................................................................... 32
2.8 CÓDIGOS DE RED. ........................................................................................................................... 34
2.8.1 CÓDIGO DE TRANSMISIÓN ALEMÁN [1]. ................................................................... 34
2.8.1.1 CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ....................................................................... 34
2.8.1.2 INYECCIÓN DE POTENCIA REACTIVA. ............................................................... 35
2.8.1.3 COMPORTAMIENTO EN CASO DE PERTURBACIONES EN LA RED. ........... 35
2.9 ESTABILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. ............................................... 37
2.10. IMPACTO DE LA GENERACIÓN RENOVABLE EN LA ESTABILIDAD DE SISTEMAS
DE POTENCIA [29]. ............................................................................................................................... 39
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE MODELACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. ....... 40
3.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO FOTOVOLTAICO. .......................................................... 40
3.1.1 GENERADOR ESTÁTICO (BLOQUE 1). ........................................................................ 41
3.1.2 BLOQUE IRRADIACIÓN (BLOQUE 2). .......................................................................... 45
3.1.3 BLOQUE TEMPERATURA (BLOQUE 3)........................................................................ 45
3.1.4 BLOQUE MODELO FOTOVOLTAICO (BLOQUE 4). ................................................... 45
3.1.4.1 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE CORRECCIÓN DE
TEMPERATURA PARA VOLTAJE (AU) Y CORRIENTE (AI). ........................................ 47
3.1.4.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS [28] ............. 49
3.1.5 BLOQUE ENLACE DC (BLOQUE 5). ................................................................................ 50
3.1.6 BLOQUE REDUCCIÓN POTENCIA ACTIVA (BLOQUE 6). ........................................ 51
3.1.7 BLOQUE CONTROLADOR (BLOQUE 7). ...................................................................... 52
3.1.7.1 IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA. ..................... 55
3.1.8 BLOQUE MEDICIÓN PQ (BLOQUE 8). .......................................................................... 56
3.1.9 BLOQUE VOLTAJE AC (BLOQUE 9). ............................................................................. 57
3.1.10 MEDIDOR DE FASE (BLOQUE 10). ............................................................................. 57
3.1.11 BLOQUE MEDICIÓN DE FRECUENCIA (BLOQUE 11) ............................................ 58
3.2 PRUEBAS AISLADAS DEL MODELO FOTOVOLTAICO. ........................................................ 58
3.2.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 59
IX
3.2.2 RED EXTERNA. .................................................................................................................... 60
3.2.3 PRUEBAS EN CONDICIÓN DE ESTADO ESTABLE. ................................................... 61
3.2.4 PRUEBAS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ..................................................... 65
3.2.5 PRUEBAS DE SOPORTE DINÁMICO. ............................................................................. 67
CAPÍTULO IV. ANALISIS DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL Y RESULTADOS. ............................................................................................................... 69
4.1 SELECCIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN EL SNI. ................................................ 69
4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS CENTRALES FOTOVOLTAICAS. ............................................ 70
4.2.1 DATOS DEL TRANSFORMADOR. ................................................................................... 71
4.2.2 DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. .................................................................... 71
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI 1 50 MW. ............................................................. 72
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............................................................ 72
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25 MW. ....................................... 73
4.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. ........................................................ 74
4.3 BASE DE DATOS DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2018 DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO ECUATORIANO. ............................................................................................... 74
4.4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ..................................................................................................... 75
4.5 ESTUDIOS ELÉCTRICOS EN ESTADO DINÁMICO.................................................................. 75
4.6 INCORPORACIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS AL SNI. ................................ 76
4.6.1 CASO BASE SIN LA INCORPORACIÓN DE CENTRALES
FOTOVOLTAICAS. ......................................................................................................................... 76
4.6.2 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I-50 MW. ................. 77
4.6.3 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............... 77
4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25
MW. 78
4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. .................... 78
4.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................................. 79
CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 98
CAPÍTULO VI. BIBLIOGRAFÍA..........................................................................................................100
CAPÍTULO VII. ANEXOS .....................................................................................................................102
ANEXOS DE SIMULACIONES DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA. .......................103
7.1 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MEDIA. ..........................................................................104
7.1.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO
BASE. ...............................................................................................................................................105
7.1.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................112
X
7.1.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................122
7.1.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMAN 25 MW. PERIODO
LLUVIOSO DEMANDA MEDIA. ................................................................................................132
7.1.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................142
7.2 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ........................................................................152
7.2.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO
BASE. ...............................................................................................................................................153
7.2.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW-PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................160
7.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW- PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................170
7.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMÁN 25 MW- PERIODO
LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ..........................................................................................180
7.2.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW- PERIODO LLUVIOSO A
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................190
7.3 PERIODO SECO A DEMANDA MEDIA. ....................................................................................200
7.3.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO
BASE. ...............................................................................................................................................201
7.3.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA
MEDIA. ............................................................................................................................................208
7.3.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA
MEDIA. ............................................................................................................................................216
7.3.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25 MW-PERIODO SECO A
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................226
7.3.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO SECO A DEMANDA
MEDIA. ............................................................................................................................................236
7.4 PERIODO SECO A DEMANDA MÍNIMA. ..................................................................................246
7.4.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO
BASE. ...............................................................................................................................................247
7.4.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA
MÍNIMA. .........................................................................................................................................254
7.4.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA
MÍNIMA. .........................................................................................................................................264
7.4.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25MW-PERIODO SECO A
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................274
7.4.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA
MÍNIMA. .........................................................................................................................................284
XI
“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER
FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA”
RESUMEN
La disminución en la disponibilidad de combustibles fósiles y el elevado costo ambiental de
su uso implica la necesidad de buscar alternativas energéticas más económicas y
autosustentables que desplacen a la energía convencional basada en el consumo de este
tipo de combustibles, que en nuestro país representa cerca del 50% de la generación
nacional. En Ecuador la penetración de tecnología renovable fotovoltaica es mínima
comparada con el horizonte propuesto como meta, razón por la cual en el presente estudio
se analiza la incorporación paulatina de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional
Interconectado.
En los últimos años la inversión inicial requerida para la ejecución de proyectos fotovoltaicos
ha ido disminuyendo, por lo que la energía solar fotovoltaica se ha convertido en una
alternativa cada vez más competitiva. Para determinar la factibilidad de un proyecto
fotovoltaico se requieren estudios de radiación en las diferentes zonas de potencial
ubicación, obteniendo los niveles de radiación directa, difusa y global en los diferentes meses
del año, con este tipo de información estadística se define el mejor sitio para la
implementación del proyecto y la capacidad a ser instalada.
En el presente estudio se plantea la modelación de centrales fotovoltaicas, considerando
controles de potencia activa y reactiva con la finalidad de evaluar el efecto de la
implementación de este tipo de centrales en la estabilidad dinámica del sistema nacional
interconectado ecuatoriano, la modelación se las realizó bajo los escenarios de demanda
media y mínima haciendo uso de la herramienta computacional DIgSILENT Power Factory. Las
centrales de generación fotovoltaica escogidas para el presente estudio tienen una potencia
menor a 50 MW por lo que el estudio se basó en determinar si su entrada en operación
influye en la estabilidad del sistema eléctrico de potencia.
XII
PRESENTACIÓN
Por el alto recurso solar con la que cuenta Ecuador y frente al crecimiento de la tecnología
fotovoltaica a nivel mundial se ve la necesidad de realizar estudios dinámicos del Sistema
Nacional Interconectado (SNI) ante la posible incursión de centrales fotovoltaicas. Debido a
esto el presente trabajo ha sido desarrollado en 7 capítulos que describen los principios de
energía fotovoltaica, la modelación de las centrales fotovoltaicas en DIgSILENT Power Factory
y los diferentes estudios realizados.
En el CAPÍTULO 1 se presenta la introducción, motivación y las directrices para realizar el
presente trabajo.
En el CAPÍTULO 2 se describe los conceptos básicos de irradiación solar, energía solar
fotovoltaica, principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas, principales
componentes de una central solar y los diferentes códigos de red que países pioneros en esta
tecnología han desarrollado durante los últimos años para la incorporación de centrales
fotovoltaicas a sistemas eléctricos de potencia.
En el CAPÍTULO 3 se analiza el modelo genérico de un sistema fotovoltaico proporcionado
por DIgSILENT Power Factory, se implementa un nuevo modelo fotovoltaico incorporando
controles de potencia activa y reactiva y finalmente se realizan pruebas al sistema modelado
en redes aisladas considerando los diferentes códigos de red analizado en el capítulo 2.
En el CAPÍTULO 4 se presenta la selección de los lugares a nivel nacional para la simulación de
las diferentes centrales solares en DIgSILENT Power Factory, además de la descripción de
cada central, se definen los escenarios de operación y se presentan los estudios eléctricos en
estado dinámico de las simulaciones en la base de expansión del Sistema Nacional
Interconectado.
En el CAPÍTULO 5 se presenta conclusiones y recomendaciones.
En el CAPÍTULO 6 se presenta la bibliografía utilizada para el desarrollo del presente trabajo.
Finalmente en el CAPÍTULO 7 se adjunta los anexos de las deferentes simulaciones realizadas.
1
CAPÍTULO I.
1.1 INTRODUCCIÓN
Debido a la creciente demanda eléctrica del Ecuador, el cambio de la matriz energética es de
vital importancia para el desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, previéndose la
incorporación paulatina en mediano y largo plazo de energía eléctrica no convencional, como
es el caso de centrales fotovoltaicas. Este aspecto establece la necesidad de realizar estudios
estáticos y dinámicos en los que se considere la modelación de estas nuevas fuentes de
energía con la finalidad de asegurar resultados adecuados en estudios de planificación y
operación del Sistema Nacional Interconectado.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Modelar centrales fotovoltaicas incluyendo estrategias de control y evaluar su efecto en
sistemas eléctricos de potencia.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Realizar una revisión bibliográfica de los principios de funcionamiento y modelación de
centrales de generación fotovoltaica.
· Modelar centrales fotovoltaicas para la realización de estudios de estabilidad en sistemas
de potencia incluyendo estrategias de control de potencia activa y reactiva.
· Verificar mediante simulaciones dinámicas el correcto funcionamiento del modelo
propuesto.
· Evaluar el desempeño dinámico del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano (S.N.I.),
considerando diferentes escenarios de demanda para distintos niveles de penetración de
energía solar fotovoltaica.
1.3 ALCANCE
Se recopilará información sobre los distintos componentes que conforman una central de
generación fotovoltaica y sobre los diferentes parámetros que se necesitan para la
modelación de centrales de energía solar en el programa computacional DigSilent Power
Factory.
Se modelará centrales fotovoltaicas mediante métodos de agregación y se realizaran las
correspondientes pruebas de desempeño en DigSilent Power Factory. El modelo incluirá
estrategias de control de potencia activa y reactiva para mejorar la fidelidad de los resultados
de estudio.
Se verificará el funcionamiento de la modelación de centrales fotovoltaicas y su correcto
comportamiento dinámico ante contingencias, mediante pruebas de gabinete para un
sistema aislado, los resultados del modelo propuesto serán comparados con los resultados
del modelo genérico.
Se realizará la incorporación de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional Interconectado,
creando escenarios de estudios para diferentes estados de demanda y distintos niveles de
penetración de energía solar fotovoltaica.
2
Se determinará mediante índices de desempeño la respuesta estática y dinámica del sistema,
y se realizará la comparación de resultados del sistema antes y después de la inclusión de
centrales solares en la red.
1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
El cambio de la matriz energética en el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador plantea
como eje fundamental la inclusión de energías renovables no convencionales. En años
futuros se proyecta una considerable inserción de energía solar fotovoltaica dado el alto
potencial con el que cuenta nuestro país, requiriéndose en consecuencia la realización de
investigaciones vinculadas al modelamiento matemático de centrales fotovoltaicas para el
uso en programas computacionales especializados, mediante los que se realizan estudios en
estado dinámico en los que se evalúa la operación de este tipo de centrales en el Sistema
Nacional Interconectado.
1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA
En los diferentes códigos de red de los países pioneros en la incorporación de energía
fotovoltaica, se establece requerimientos específicos para los controles de potencia activa y
reactiva que deben cumplir las diferentes centrales fotovoltaicas, con la finalidad de asegurar
su desempeño al servicio del sistema eléctrico de potencia. El proyecto plantea la
investigación de metodologías de modelación que consideran técnicas de agregación en
centrales fotovoltaicas para emular respuestas aproximadas a las reales en el Sistema
Nacional Interconectado del Ecuador.
1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA
La justificación metodológica para desarrollar el presente estudio se basa en los siguientes
puntos:
· Se investigará sobre las diferentes características de centrales fotovoltaicas, sus
diferentes estrategias de control y sobre estudios de estabilidad de sistemas eléctricos de
potencia.
· Se recopilará información sobre el Sistema Nacional Interconectado (SNI), así como los
diferentes parámetros de centrales fotovoltaicas, los cuales serán utilizados para su
respectiva modelación.
· Se definirán escenarios de posibles proyectos de energía solar fotovoltaica en base al
atlas solar del Ecuador.
· Se incorporará al Sistema Nacional Interconectado, modelos de centrales fotovoltaicas
para diferentes escenarios de penetración de energía solar.
· Se realizarán estudios en estado dinámico para los diferentes escenarios planteados.
1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA
Por el alto potencial de generación de energía solar con el que cuenta el Ecuador, se deben
realizar estudios de estabilidad que sean relevantes para tareas futuras de planificación y
operación del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano.
3
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1 ENERGÍA SOLAR.
La energía solar fuente de vida y origen de las demás formas de energía (Figura 2.1) puede
satisfacer las diferentes necesidades si se sabe aprovecharla. La superficie del hemisferio
terrestre expuesta al sol crea una potencia superior a 50 TW, cantidad que es 10 mil veces la
energía utilizada en todo el mundo. En el núcleo solar se producen un sin número de
reacciones de fusión que producen grandes cantidades de energía en forma de radiación
electromagnética, cierta parte de esta energía llega a la atmosfera terrestre con una
irradancia media de 1.367 W/ m², valor que varía en función de la distancia entre el sol y la
tierra.
En el presente capítulo se describen los principios de funcionamiento de la energía solar
fotovoltaica y la evolución tecnológica que le ha permitido convertirse en una de las
principales fuentes de energía limpia a nivel mundial. Existen dos formas de
aprovechamiento de energía solar directa, la primera se basa en generación térmica
sustentada por la concentración de un haz de radiación que mediante espejos es dirigido
hacia una torre de energía para el calentamiento de agua generándose así energía eléctrica
mediante turbinas de vapor. La segunda forma se basa en el principio fotovoltaico teniendo
como elemento principal celdas fotovoltaicas que aprovechan las propiedades de un material
semiconductor para activar los electrones de sus átomos produciendo una corriente
continua; esta corriente se puede almacenar mediante baterías y a través de inversores
obtener corriente alterna.
FIGURA 2.1 RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES DISPONIBLES EN EL PLANETA [17].
Energía Solar
Energía Solar Directa
Captación Térmica
Pasiva
Arquitectura Solar Pasiva
Activa
Termosolar térmica
Baja-media-alta
temperatura
Captación Fotónica
Captación Fotoquímica
Biomasa Fotoquímica
Captación Fotovoltaica
Energía Solar Fotovoltaica
Energía Solar Indirecta
Eólica Mareomotriz Hidraúlica
4
La ventaja de la tecnología fotovoltaica se debe a sus cualidades intrínsecas, por ejemplo
para su funcionamiento el combustible es gratis, su mantenimiento es limitado, se trata de
un sistema fiable, silencioso y muy fácil de instalar. Por otra parte, este tipo de tecnología
para algunas aplicaciones autónomas es muy conveniente al compararlas con otras fuentes
de energía, sobre todo en lugares remotos donde el acceso con redes tradicionales de
electricidad es complicado y costoso. Una desventaja que se presenta es que cada celda
fotovoltaica produce poca cantidad de electricidad, requiriendo un arreglo considerable para
generar grandes cantidades de energía influyendo esto en el costo de su inversión inicial [17].
El objetivo principal de la utilización de energía limpia, en especial la producida por la energía
solar, es la reducción de emisiones de gas de efecto invernadero y sustancias contaminantes.
La explotación de fuentes de energías renovables permite la reducción del uso de
combustibles fósiles, aprovechando el sol y en beneficio del medio ambiente.
2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR.
Los valores de irradiación medidos en la superficie de la Tierra son por lo general más bajos
que la energía solar que recibe nuestro planeta, debido a diversas influencias de la
atmósfera.
· Reducción debido a la reflexión por la atmósfera.
· Reducción debido a la absorción en la atmósfera (principalmente O3, H2O, O2 y CO2).
· Reducción debida a la dispersión de Rayleigh1.
· Reducción debida a la dispersión de Mie.
La absorción de la luz por diferentes gases en la atmósfera, como el vapor de agua, ozono y
dióxido de carbono, es altamente selectiva y sólo influencia en algunas partes del espectro.
La figura 2.2 muestra el espectro fuera de la atmósfera AM0 y en la superficie de la Tierra
AM 1.5. El espectro describe la composición de la luz y la contribución de las diferentes
longitudes de onda para la irradiación total.
El 7% del espectro terrestre cae en el rango ultravioleta, el 47% en el rango visible y el 46%
en el rango infrarrojo. El espectro terrestre AM 1.5 muestra significativas reducciones en
ciertas longitudes de onda causadas por la absorción por diferentes gases atmosféricos. Las
partículas moleculares de aire con diámetro más pequeño que la longitud de onda de la luz
causan la dispersión de Rayleigh. Las partículas de polvo y otros tipos de contaminación de
aire provocan la dispersión de Mie, el diámetro de estas partículas es mayor que la longitud
de la onda de luz. La dispersión de Mie depende en gran medida de la ubicación; en las
regiones de alta montaña es relativamente baja, mientras que en regiones industriales por lo
general es alta.
La tabla 2.1 muestra la contribución de la dispersión de Rayleigh y Mie.
1 Dispersión de Rayleigh: Es la dispersión de la luz visible o cualquier otra radiación electromagnética por partículas cuyo tamaño es mucho menor que la longitud de onda de los fotones dispersados. Ocurre cuando la luz viaja por sólidos y fluidos transparentes, pero se ve con mayor frecuencia en los gases. La dispersión de Rayleigh de la luz solar en la atmosfera es la principal razón de que el cielo se vea azul.
5
FIGURA 2.2 ESPECTRO DE LA LUZ SOLAR [5].
TABLA 2.1 INFLUENCIA DE REDUCCIÓN DE IRRADIACIÓN SOLAR [29].
Altura del sol ( !)
Masa del aire
(AM)
Absorción (%) Dispersión de Rayleigh (%)
Dispersión de Mie (%)
Reducción total (%)
90 ° 1.00 8.7 9.4 0-25.6 17.3-38.5
60 ° 1.15 9.2 10.5 0.7-29.5 19.4-42.8
30 ° 2.00 11.2 16.3 4.1-44.9 28.8-59.1
10 ° 5.76 16.2 31.9 15.4-74.3 51.8-85.4
5 ° 11.5 19.5 42.5 24.6-86.5 65.1-93.8
Es muy importante tener en cuenta la diferencia entre los términos de irradancia e
irradiación solar, la irradancia solar se refiere a la intensidad de radiación electromagnética
incidente en una superficie de un metro cuadrado [kW/ m²], mientras que la irradiación solar
es la integral de la irradancia solar durante un periodo de tiempo específico [kWh/ m²]. La
radiación que cae sobre una superficie horizontal, está constituida por una radiación directa,
una radiación difusa en la que incide el medio ambiente y por una radiación reflejada, la cual
depende de la superficie del suelo y el medio ambiente circundante. En la figura 2.3 se puede
observar diferentes tipos de radiaciones.
FIGURA 2.3 TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR [5].
La radiación reflejada depende de la capacidad de la superficie y se mide por el coeficiente de
Albedo. En la siguiente tabla se presentan valores del coeficiente para algunas superficies.
6
TABLA 2.2 VALORES DE ALBEDO SEGÚN SUPERFICIE [5].
Tipo de superficie Albedo
Caminos de Tierra 0.04
Superficies acuosas 0.07
Asfalto desgastado 0.10
Techos y terrazas 0.13
Arcilla 0.14
Pasto seco 0.20
Concreto desgastado 0.22
Césped verde 0.26
Superficies oscuras de edificios 0.27
Superficies brillantes de edificios 0.60
2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA.
2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA.
Una celda fotovoltaica se puede considerar como un generador de corriente y su circuito
equivalente se lo puede observar en la Figura 2.4. La corriente (I) en los terminales de salida
es igual a la corriente generada por el efecto fotovoltaico (Ig), menos la corriente del diodo
(Id) y la corriente de fuga (Ii). La resistencia serie Rs representa la resistencia interna que se
opone al flujo de corriente generada y depende del espesor de la unión P-N y la resistencia
de contacto.
La conductancia de fuga (Gi) toma en cuenta la corriente de tierra bajo las condiciones
normales de operación. En una celda ideal se puede tener Rs=0 y Gi=0, en una celda de silicio
de alta calidad se puede tener Rs=0.5 Ω y Gi=0.6mS. La conversión eficiente de energia de las
celdas fotovoltaicas se ve afectada por pequeñas variaciones de Rs, mientras que es poco
sensible a las variaciones de Gi.
FIGURA 2.4 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5].
El voltaje a circuito abierto Voc ocurre cuando la carga no absorbe corriente y se representa
por la relación.
"#$ % &'(' [2.1] La corriente del diodo está dada por:
)* % )+,-./012 4/5/6 7 19 [2.2]
Dónde:
7
· )+ = Es la corriente de saturación del diodo. · Q = Es la carga del electrón (1.6×10¯19 C).
· A = Es el factor de identidad del diodo y depende de los factores de recombinación
dentro del propio diodo (para el diodo de silicio cristalino es aproximadamente igual
a 2).
· K = Es la constante de Boltzmann (1.38·10-23 J/K ).
· T = Es la temperatura absoluta en grados kelvin.
Por lo tanto la corriente suministrada a la carga viene dado por:
) % ): 7 )* 7 ); % ):7)+ ; ∗ "@A [2.3]
En las celdas normales la corriente de fuga (Ii) es insignificante con respecto a las otras dos
corrientes. La corriente de saturación del diodo se puede determinar experimentalmente;
mediante la aplicación de voltaje a circuito abierto Voc a una celda sin iluminación y
midiendo la corriente que fluye dentro de la misma.
2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA FOTOVOLTAICA.
La curva característica de voltaje-corriente de una celda fotovoltaica se muestra en la Figura
2.5 En condiciones de cortocircuito la corriente generada es la más alta (Isc), mientras que en
circuito abierto, el voltaje (Voc) se encuentra en lo más alto. Bajo las anteriores condiciones
la energía eléctrica producida en la celda es nula, mientras que en las demás condiciones;
cuando el voltaje aumenta la energía producida se eleva hasta que llega al máximo punto de
potencia Pm y luego cae rápidamente cerca del voltaje sin carga.
FIGURA 2.5 CURVA CARACTERÍSTICA V-I DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5].
Los datos característicos de una celda solar son los siguientes:
· Isc = Corriente de cortocircuito.
· Voc = Voltaje a circuito abierto.
· Pm = Máxima potencia producida bajo condiciones estándar (STC).
· Im = Corriente producida en el máximo punto de potencia.
· Vm = Voltaje en el máximo punto de potencia.
· FF = Factor de forma, el cual determina la forma de la curva característica de V-I y es
la razón entre la potencia máxima y el producto entre Voc y Isc. En la celdas solares
más habituales, los valores típicos de FF son 0.7 y 0.8 [5]
8
2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS.
Los tipos de paneles solares vienen dados por las tecnologías de fabricación de las celdas
fotovoltaicas y se constituyen fundamentalmente de: Silicio cristalino (monocristalino y
multicristalino) y silicio amorfo. En la tabla 2.3 se presenta los tipos de celdas fotovoltaicas
así como el rendimiento tanto en el laboratorio como en funcionamiento directo.
TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6].
Celdas Silicio Rendimiento Laboratorio
Rendimiento
Directo Características Fabricación
Monocristalino 24% 15-18%
Tiene conexión de celdas individuales entre sí.
Se obtiene de silicio puro fundido y dopado con boro.
Policristalino 19-20% 12-14%
La superficie está estructurada en cristales y contiene distintos tonos azules.
Igual que el del monocristalino, pero se disminuye el número de fases de cristalización.
Amorfo 16%
9
con un registro de laboratorio de 24.7%), además se prevé un reducción de los costos con
productos de mayor tamaño y más delgados.
2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA.
Las celdas de película fina se componen de material semiconductor depositado, por lo
general la capa de semiconductor tiene un espesor de pocas micras con respecto al de celdas
de silicio cristalino teniendo un notable ahorro de material, entre los principales materiales
usados están: Silicio Amorfo, Telenuro de cadmio- sulfuro de cadmio (CdTeS), Arseniuro de
galio (GaAs). El silicio amorfo el cual es depositado como una película fina sobre un soporte
por lo general de aluminio, ofrece la oportunidad de tener tecnología fotovoltaica a costos
reducidos, pero la eficiencia de estas celdas tienden a empeorar con el tiempo. El silicio
amorfo puede ser también proyectado en una hoja delgada de plástico o de material flexible,
se utiliza sobre todo cuando es necesario reducir al máximo el peso del panel y adaptarlo a
superficies curvas. La eficiencia del silicio amorfo es muy baja con valores entre el 5% y 6% y
con tendencia a empeorar con el tiempo.
FIGURA 2.6 PANELES DE PELÍCULA FINA [5].
Las celdas solares de CdTeS consisten en una capa P (CdTe) y una capa N (CdS) que forman
una unión heterogénea P-N, con una mayor eficiencia que las celdas amorfas sus valores
oscilan entre el 10% y 11% con ensayos en laboratorio del 15.8%. La producción a gran escala
de la tecnología CdTeS tiene un especial problema en la capa CdTe debido a que no es
soluble en agua y es más estable que otros compuestos que contienen cadmio,
convirtiéndose en una dificultad cuando no se reciclan o utilizan correctamente. En la
actualidad la tecnología GaAs es la más interesante debido a que su eficiencia es alta, sus
valores están entre el 25% a 30%, pero con una limitación en la producción por los elevados
costos y escasez de material [5].
Los módulos de película delgada tienen una menor dependencia de la eficiencia con la
temperatura de operación y presenta una mejor respuesta cuando el componente de la
radiación difusa es más marcada y los niveles de radiación directa son bajos, sobre todo en
los días nublados.
2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS.
Las celdas que forman un panel fotovoltaico se encapsulan en un sistema de ensamblaje con
las siguientes características.
· Aislamiento eléctrico de celdas FV hacia el exterior.
· Protección de las celdas contra agentes atmosféricos y contra tensiones mecánicas.
· Resistencia a los rayos ultravioletas, bajas temperaturas, cambios de temperatura.
10
En la Figura 2.7 se muestra la sección transversal de un módulo estándar de silicio cristalino
el cual está compuesto por:
· Una lámina protectora en la parte superior expuesta a la luz, caracterizado por una
alta transparencia (el material más utilizado es el vidrio templado).
· Un material de encapsulación para evitar el contacto directo entre el vidrio y la celda
FV, el material más utilizado es el Etileno Acetado de Vinilo (EVA).
· Un sustrato secundario que puede ser de vidrio metal o plástico.
· Un marco resistente generalmente de aluminio.
FIGURA 2.7 SECCIÓN TRANSVERSAL DE UN MÓDULO ESTÁNDAR DE SILICIO CRISTALINO [5].
2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA.
En la actualidad la contribución de energía fotovoltaica en comparación a las otras fuentes de
energía renovable es muy baja, pero debido a la disminución de los precios del sistema, el
mercado fotovoltaico se está convirtiendo en uno de los más estables y de mayor
crecimiento en el mundo. Una planta fotovoltaica transforma directamente la energía solar
en energía eléctrica sin usar ningún combustible, la tecnología fotovoltaica explota el efecto
fotoeléctrico debido a que los semiconductores adecuadamente dopados generan
electricidad cuando se exponen a la radiación solar. Las principales ventajas de las plantas
fotovoltaicas son las siguientes:
· Generación distribuida cuando sea necesario.
· No emisión de materiales contaminantes.
· Ahorro de combustibles fósiles.
· Mayor fiabilidad de las plantas fotovoltaicas debido a que no tienen partes rotativas.
· Reducción de los costos de operación y mantenimiento [5].
Asimismo la ubicación apropiada de los proyectos solares fotovoltaicos ayudara al Sistema
Eléctrico Ecuatoriano a mejorar la calidad y confiabilidad del sistema especialmente en zonas
alejadas a los centros de consumo [5].
2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO.
El componente fundamental de un generador fotovoltaico son las celdas fotovoltaicas, las
cuales están construidas de material semiconductor que tiene cuatro electrones de valencia,
el material semiconductor más utilizado para la fabricación de celdas fotovoltaicas es el
silicio, con un espesor de 0.3 mm y una superficie de 100 a 225 cm². El silicio es dopado
mediante la adición de átomos trivalentes en la capa P y con átomos pentavalentes en la
11
capa N2, la región tipo P tiene un exceso de huecos mientras que la región tipo N tiene un
exceso de electrones.
En el área de contacto entre las dos capas dopadas de diferente manera (unión P-N), los
electrones tienden a moverse de la capa con mayor cantidad de electrones a la capa de
menor cantidad de electrones creándose un campo eléctrico en dicha unión; mediante la
aplicación de un voltaje desde el exterior, la unión permite que la corriente fluya en una sola
dirección. Cuando las celdas son expuestas a la luz, debido al electo fotoeléctrico algunas
parejas de electrón-hueco surgen tanto en la región N como en la región P, el campo
eléctrico interno permite que el exceso de electrones sean separados de los huecos y se
coloquen en dirección opuesta, mediante la conexión de un conductor externo en la unión se
obtiene un circuito cerrado, en el cual la corriente fluye desde la capa P hacia la capa N [8].
En el mercado existen módulos fotovoltaicos para la venta constituidos por un conjunto de
células, entre los más comunes están los módulos de 36 celdas en 4 filas paralelas conectadas
en serie con una superficie de 0.5 a 1 m². Varios módulos conectados mecánica y
eléctricamente forman un panel fotovoltaico, varios paneles conectados en serie constituyen
una matriz y varias matrices conectadas en paralelo se consideran un generador fotovoltaico,
esto se lo puede apreciar en la figura 2.8.
FIGURA 2.8 GENERADOR FOTOVOLTAICO [5].
Las celdas que conforman un módulo fotovoltaico no son exactamente iguales debido a los
diferentes procesos de fabricación; como consecuencia de esto al conectar dos módulos en
paralelo no van a tener el mismo voltaje, creándose una corriente que fluye desde el módulo
de mayor voltaje hacia el módulo de menor voltaje, por lo que una parte de la energía
generada se pierde en el propio módulo conociéndose a estas pérdidas como de
desequilibrio. Cabe mencionar que por la presencia del efecto nube a la que está expuesto el
módulo FV también se produce una desigualdad de voltaje. Un método de mitigar este efecto
es utilizar diodos de by-pass en cada módulo.
2 Los elementos más utilizados para el dopaje en la capa P es el Boro y para la capa N es el Fósforo.
12
2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
[28].
Es evidente que el sombreado de las celdas solares reduce el rendimiento de los módulos
drásticamente, por ejemplo en situaciones de sombreado en altas irradiancias puede
incrementar la potencia disipada en la celda, esto calienta a la celda significativamente y
puede incluso destruirla a esto se lo conoce como la creación de puntos calientes, dichos
puntos se pueden producir cuando el material de la celda se funde o la encapsulación es
dañada.
Los diodos de bypass no están activos durante el funcionamiento normal, pero en caso de
sombreado una corriente fluye a través de estos. Por lo tanto la integración de los diodos de
bypass elimina la posibilidad de altos voltajes negativos y también el aumento de la
temperatura de las celdas sombreadas.
FIGURA 2.9 INTEGRACIÓN DE DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE CELDAS INDIVIDUALES O CADENAS DE CELDAS.
Los diodos de bypass suelen estar conectados a través de cadenas de 18 a 24 celdas, la razón
de esto es principalmente lo económico. Dos diodos son suficientes para un módulo solar con
una potencia nominal de aproximadamente 50 W que contiene de 36 a 40 celdas solares.
Estos pueden ser integrados en la caja de conexiones del módulo, sin embargo no pueden
proteger completamente a todas las celdas, solo el uso de un diodo de bypass para cada
celda puede proporcionar una protección óptima.
En la figura 2.9 se muestra la integración de diodos de bypass a través de celdas y cadenas de
celdas solares. El objetivo de estos elementos es conmutar tan pronto como un pequeño
voltaje negativo de aproximadamente de -0.7 V se aplique, según el tipo de diodo. En la
figura 2.10 se muestran las formas de las características I-V de los diodos de bypass a través
de un número variable de celdas. En la gráfica se puede ver que el 75% de la celda es
sombreada, es evidente que existe una caída significativa en las características I-V, movida
hacia voltajes más altos con la disminución del número de celdas por diodos de bypass. Esto
se produce porque el diodo switchea rápidamente reduciendo la perdida de potencia en las
celdas individuales.
13
FIGURA 2.10 CARACTERÍSTICAS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO CON DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE DIFERENTES NÚMEROS DE CELDAS.
2.3.2 INVERSOR.
El inversor es el vínculo clave entre el generador y la instalación fotovoltaica conectada a la
red. Actúa como una interfaz que convierte la corriente continua producida por las celdas
solares en corriente alterna. Los inversores en su salida deben asegurar una onda sinusoidal
de voltaje, sincronizarse al voltaje y frecuencia de la red y extraer la máxima energía de las
celdas solares con la ayuda del control MPPT.
El inversor representa aproximadamente el 15.25% del costo del sistema fotovoltaico por lo
que es importante realizar un análisis cuidadoso de los inversores, sus topologías y sistemas
de control. Los inversores son usados en los sistemas fotovoltaicos para convertir corriente y
voltaje DC generadas en campo, en corriente y voltaje AC disponible para conectar el
generador a la red. El inversor asegura que el sistema fotovoltaico opere en un punto de
funcionamiento de modo que siempre dé su máxima potencia, para lograr esto se
implementa el control de seguimiento del punto de máxima potencia que en sus siglas en
ingles se conoce como MPPT (Maximun Power Point Tracker).
Los parámetros más importantes del inversor son:
· Voltaje nominal: Es el voltaje que se debe aplicar a los terminales de entrada del
inversor.
· Potencia nominal: Es la potencia suministrada al inversor de forma continua, su
rango comercial oscila entre 1 kW a 5 kW aunque para sistemas eléctricos de
potencia existen de potencias superiores.
· Capacidad de Sobrecarga: Es la capacidad del inversor para suministrar una potencia
superior a la nominal así como el tiempo en el que puede mantenerse en este
estado.
· Forma de onda: En los terminales de salida del inversor aparece una señal alterna,
caracterizada por su forma de onda, frecuencia y valor de voltaje eficaz.
· Eficiencia: Su valor depende de la potencia de la carga a la cual debe abastecer en
relación con su potencia nominal.
Entre las principales protecciones con las que cuenta el inversor se tiene: protección contra
sobrecargas, cortocircuito, térmica, contra inversión de polaridad, estabilización del voltaje
de salida, arranque automático, señalización de funcionamiento y estado.
14
2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES.
Los inversores para la conexión a la red eléctrica de los sistemas fotovoltaicos debe producir
energía con una determinada calidad por ejemplo: baja distorsión armónica, elevado factor
de potencia y bajas frecuencias electromagnéticas. Cinco funciones básicas son las que el
inversor puede brindar para el funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos.
CONTROL DE SEGUIMIENTO DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (MPPT).
El inversor controla el voltaje DC con el fin de operar los módulos fotovoltaicos en su punto
de máxima potencia. Con el propósito de maximizar la potencia entregada por la planta
fotovoltaica, el generador deberá adaptarse a la carga de modo que el punto de
funcionamiento corresponda siempre al de máxima transferencia, esto se logra con el control
del seguimiento del MPPT el cual calcula en tiempo real los valores medios de voltaje y
corriente de los módulos fotovoltaicos.
Si en el inversor se introduce un voltaje de rizado en los terminales, este voltaje tiene que ser
lo más pequeño posible, de lo contrario el punto de funcionamiento del generador no se
mantendrá estable en el máximo punto de potencia en todo momento. El MPPT corresponde
al punto entre la curva de corriente-voltaje para un valor de radiación dado y la curva
característica del generador que el fabricante proporciona [5]. Esto se lo puede observar en
la Figura 2.11.
Los sistemas con control de segimiento de MPPT que ofrece el mercado, identifican el
máximo punto de transferencia de potencia comparando si los valores de corriente y voltaje
establecidos anteriormente son mayores o menores a los valores de corriente y voltaje
producidos por una variación de carga en intervalos regulares.
FIGURA 2.11 MÁXIMO PUNTO DE POTENCIA PARA UN GENERADOR FOTOVOLTAICO [5].
Puesto que el MPPT cambia con las variaciones de radiación y temperatura, se requiere un
ajuste continuo del voltaje en los terminales del inversor para abastecer la máxima potencia
hacia la carga, además hay que considerar que para aplicaciones acopladas a la red eléctrica
las cargas son abastecidas con voltajes constantes por lo que es necesario encontrar el MPPT
de las celdas FV independiente del voltaje de la carga. En la figura 2.12 se muestran las curvas
características de voltaje y corriente de un sistema fotovoltaico para distintos niveles de
radiación y temperatura, aquí se puede observar el lugar geométrico del punto máximo de
potencia para distintas condiciones en donde la celda fotovoltaica genera a su máximo
rendimiento. La parte izquierda se define como una región de fuente de corriente la cual se
15
aproxima a un valor constante y la parte derecha se define como una fuente de voltaje en
donde el voltaje varía dentro de cierto rango.
FIGURA 2.12 CURVA CARACTERÍSTICA DE UN SISTEMA FV PARA DISTINTAS CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS.
El control de MPPT es un algoritmo de búsqueda que está programando en los inversores,
existen varios métodos los cuales se diferencian ya sea por la velocidad de búsqueda del
óptimo, precisión y costo. Los siguientes algoritmos son los más utilizados para el control de
MPPT [22].
A) Voltaje fijo: A partir de los datos de placa de los paneles y de las condiciones
climatológicas de la planta FV se determina el máximo punto de potencia y este queda
fijo Este método considera que las condiciones ambientales no son muy relevantes, lo
cual se convierte en su principal desventaja.
B) Voltaje de circuito abierto: Este método se basa en que el voltaje del máximo punto de
potencia se encuentra en un porcentaje del voltaje de circuito abierto de los diferentes
paneles fotovoltaicos, este valor es medido periódicamente a lo largo de todo el día y
oscila en un valor entre el 73% y 80% de valor de voltaje a circuito abierto, siendo el más
usado el 76%.
C) Corriente de cortocircuito: Este método se basa en que la corriente de cortocircuito del
máximo punto de potencia se encuentra en un porcentaje de la corriente de
cortocircuito de los diferentes paneles fotovoltaicos, este valor es medido
periódicamente a lo largo de todo el día y oscila en un valor entre el 78% y 92% de la
corriente de cortocircuito.
D) Perturbar y observar (P & O): Este método consiste en aplicar perturbaciones de voltaje
o corriente cada determinado tiempo a la salida del panel y observar las variaciones de
potencia.
E) Conductancia Incremental: Este método compara los valores de conductancia
incremental con los valores de conductancia para saber a qué lado del MPP de la curva P
-V se encuentra el punto de operación y así alcanzar el máximo punto de potencia.
CAMBIO DE LA AMPLITUD DE VOLTAJE.
Si el inversor utiliza un VSI (Voltage Sourced Inverter) como interfaz de red este tiene una
característica reductora, esto significa que su voltaje de salida siempre es menor que el
voltaje de entrada. Si el generador fotovoltaico suministra un voltaje menor al valor máximo
de la red, un aumento de voltaje es necesario, esto se lo puede obtener con un
16
transformador o con un conversor elevador DC/DC, el conversor más utilizado para lograr
esta finalidad es el conversor Boost, en el cual siempre su voltaje DC de salida es mayor que
su voltaje de entrada [22].
La potencia de salida del módulo solar puede aumentar si un conversor DC-DC está
conectado entre el generador y la carga como se muestra en la Figura 2.13. La potencia de
salida puede aumentar si el voltaje del generador solar varía con la temperatura, es decir si el
voltaje aumenta con el descenso de las temperaturas. Los conversores DC-DC tienen una
eficiencia de más del 90%, ya que solamente una pequeña parte de la energía generada se
disipa como calor.
FIGURA 2.13 GENERADOR SOLAR CON CARGA Y CONVERSOR DC-DC [22].
INTERFAZ DE RED
El bloque principal del inversor es la interfaz de red y se tiene dos tipos los cuales se clasifican
en: Voltaje Source Inverters (VSI) y Current Source Inverters (CSI). En el VSI la fuente DC
aparece como fuente de voltaje y como característica principal tiene un condensador en
paralelo con la entrada. En el CSI la fuente DC aparece como una fuente de corriente y como
característica principal tiene un inductor en serie con la entrada DC.
La interfaz VSI es la más utilizada, con el inversor PWM voltaje-source inverters que domina
la onda senoidal de las diferentes configuraciones del inversor. En la Figura 2.14 se muestra
un puente completo bidireccional monofásico con la interfaz VSI con control de voltaje y
control de ángulo (δ). La transferencia de potencia activa a partir de los paneles
fotovoltaicos se logra mediante el control del ángulo delta (δ) entre el voltaje del inversor y el
voltaje de la red.
FIGURA 2.14 INTERFAZ DE RED PARA INVERSORES [22].
DESACOPLAMIENTO DE POTENCIA ENTRE EL LADO DC Y AC.
Debido a las fluctuaciones de potencia entre el lado DC y AC de un sistema fotovoltaico, que
son provocados por efectos de conmutación del inversor, fluctuaciones de voltaje en el lado
17
DC o por cambios en la radiación incidente, se hace necesario incorporar un sistema de
desacoplamiento de potencia mediante el almacenamiento de energía. Los sistemas más
comunes son los condensadores electrolíticos que en sistemas fotovoltaicos se conocen
como DC-link, lo más usual es ubicar al DC-link en paralelo al generador FV para suavizar el
voltaje manteniendo el rizado a un nivel bajo para tener un mejor control en el MPPT [12].
Un tipo de condensador comúnmente utilizado es el condensador electrolítico de aluminio
debido a su bajo precio pero con un tiempo limitado de vida; esto es un factor de gran
importancia para asegurar un funcionamiento adecuado en sistemas fotovoltaicos. Con el
mejoramiento de la tecnología fotovoltaica se han venido incorporando Film-capacitors, los
cuales ofrecen manejo de mayores valores de corriente y menor disipación de energía en
comparación con los capacitores de aluminio [13].
AISLAMIENTO GALVÁNICO ENTRE LA ENTRADA Y LA SALIDA.
El aislamiento galvánico se lo puede obtener mediante el uso de transformadores.
Clásicamente los transformadores operan con la frecuencia de la red, pero tienen grandes
inconvenientes como el elevado peso, alto costo y pérdidas adicionales por un factor de
potencia no unitario, en especial en condiciones de baja carga.
En la Figura 2.15 se muestra un diagrama clásico de un inversor, este contiene un DC-link,
inversor y un transformador que funciona a la frecuencia de la red. El transformador cumple
con la función de cambiar la amplitud de voltaje y aislamiento galvánico, mientras que el
inversor cumple con la función del control de MPPT. Cuando la potencia suministrada a la red
es constante el DC-link se carga o descarga, cambiando así el voltaje de los terminales del
generador fotovoltaico. El DC-link (desacoplamiento de potencia) es conectado en paralelo al
generador para obtener un voltaje de rizado pequeño y lograr un buen MPPT. Esto significa
que la capacidad del DC-link de esta topología tiene que ser alta, estableciendo valores de
uso común alrededor de 0.5 mF/kW [11].
FIGURA 2.15 INVERSOR CLÁSICO [22].
CARACTERISTICAS DEL INVERSOR PARA SISTEMAS FV CONECTADOS A LA RED.
1. Tiempo de respuesta: Tiene que ser extremadamente rápido, el cual es gobernado
por el ancho de banda del sistema de control.
2. Factor de Potencia: Tiene que estar cerca de la unidad de acuerdo con los códigos de
red.
18
3. Salida de armónicos: Si los armónicos se inyectan a la red, aumentarán las pérdidas,
y la potencia podría tener una calidad muy pobre. Mediante el uso de un PWM de
frecuencia de conmutación suficientemente alta, se puede obtener una mejor
calidad de las ondas senoidales.
4. Sincronización: Por lo general utiliza la detección de cruce por cero de la onda de
voltaje para la sincronización con la red.
5. Distribución de la corriente de falla: La corriente es proporcional a la cantidad de
radiación, los paneles son generalmente fabricados para producir 1 kW/ m². En estas
condiciones, la corriente de cortocircuito posible para estos paneles es normalmente
solo 20 veces superior a la corriente nominal.
6. Requisitos de protección: Cuatro requisitos de protección tienen que ser tomados en
cuenta; sobretensión, subtensión, sobre frecuencia y subfrecuencia [14].
2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES.
Al tener un rápido desarrollo en la generación fotovoltaica, los inversores también renuevan
su tecnología con mejoras en celdas, paneles y módulos. En sistemas fotovoltaicos la fuente
de corriente continua está formada por arreglos de paneles, por lo que es evidente que la
topología del inversor en este tipo de tecnología dependerá del tipo de arreglos de los
paneles. En los siguientes puntos se muestra el desarrollo de los inversores y su relación con
los paneles y módulos solares [22].
INVERSORES CENTRALES.
En el comienzo del desarrollo de la tecnología fotovoltaica, la mayoría de los inversores
disponibles eran los centrales auto-conmutados o conmutados, esta clase de inversores
tienen como fuente de generación DC arreglos de paneles solares conectados en serie
formando cadenas y las distintas cadenas conectadas en paralelo con lo que se establece el
módulo fotovoltaico (Figura 2.16).
FIGURA 2.16 SISTEMA FOTOVOLTAICO CENTRAL [22].
Se considera que los sistemas FV basados en inversores centrales son una tecnología barata,
con un alto grado de madurez, robustos, eficientes, alta confiabilidad y con los que se genera
energía a bajo precio, además cuando se forma un arreglo de paneles solares se puede
generar el voltaje necesario para excluir el uso del transformador.
Una de las desventajas de sistemas FV centrales es que se requiere de cableado de alta
tensión, lo cual incrementa el costo y disminuye la seguridad. No existe una operación
independiente de secciones dentro del arreglo de paneles lo que impide lograr el punto
19
máximo de potencia. Con respecto a la conexión de paneles en serie, si la radiación solar
disminuye en algunos de ellos este operara como carga y la potencia generada en la cadena
disminuirá, además el sombreado parcial de un panel en cadena ocasiona un incremento de
temperatura provocando sobrecalentamiento del panel y la disminución del tiempo de vida.
Asimismo por la poca flexibilidad debida a la baja potencia 1-5 kW que proporciona el panel
fotovoltaico no es factible realizar modificaciones en el sistema.
INVERSORES POR CADENA.
Los inversores empleados en sistema fotovoltaicos de cadena tienen como fuente de
generación DC un arreglo en serie de paneles fotovoltaicos. El voltaje generado por el arreglo
puede ser suficiente para evitar el uso del transformador sin embargo en la mayoría de los
casos se emplea un transformador de alta frecuencia (Figura 2.17).
FIGURA 2.17 SISTEMA FOTOVOLTAICO EN CADENA [22].
Emplear topologías con transformador de frecuencia de línea tiene algunas ventajas, entre
las principales es que permite emplear dispositivos semiconductores de bajo voltaje en la
implementación del puente y en cuanto al control permite que se realice en el lado de bajo
voltaje con lo cual se simplifica su implementación. Las principales ventajas de utilizar
sistemas FV en cadena son:
· Cada cadena de paneles fotovoltaicos se puede controlar de forma que opere en el
punto de máxima potencia.
· Alta flexibilidad y posibilidad de incrementar el tamaño del sistema.
· Minimiza el cableado en CD.
· Existe la posibilidad de producción en masa.
· Eficientes.
Entre las desventajas se tiene:
· Alto costo por potencia generada.
· En caso de falla resulta costoso el reemplazo del inversor.
· No se elimina el problema del aumento de temperatura en los paneles en los cuales
disminuye la radiación solar
Actualmente la industria de los inversores tiene avances en el campo de semiconductores y
de filtros que han permitido lograr una mejor eficiencia para los inversores de cadena
llegando al rango del 94% al 97%. Con el fin de tener una mejor eficiencia y disminuir los
costos de producción se está implementando sistemas fotovoltaicos multicadena que
20
básicamente se trata de una cadena de inversores con dos o tres entradas que proporcionan
control MPPT independiente, además de sistemas fotovoltaicos con operación amo esclavo
(Figura 2.18 y 2.19) [22].
FIGURA 2.18 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS MULTICADENA [22].
FIGURA 2.19 SISTEMA FOTOVOLTAICO OPERACIÓN AMO-ESCLAVO [22].
INVERSORES PARA MÓDULOS DE CA.
Un módulo de CA está formado por un panel y un inversor, cabe mencionar que un panel
típico está formado por 36 o 72 celdas solares, con un voltaje de salida en circuito abierto de
18-26 V y 38-46 V respectivamente. Esta topología ayuda a reducir costos de producción con
lo cual se favorece la producción en masa, la principal ventaja es que para cada módulo se
puede obtener la máxima potencia con un rango de 0.1-0.5 kW y para poder incrementar
dicha potencia se conecta varios módulos de CA en paralelo (Figura 2.20).
Estos módulos pueden ser conectados directamente a la red del sistema, con la ventaja de
que no es necesario el cableado DC, con lo que se reduce el riesgo de descargas eléctricas y
formación de arcos al mínimo.
A pesar de estas ventajas el módulo integrado inversor tiene poca aceptación debido a varias
desventajas:
· Alto costo de producción de potencia.
· En caso de falla resulta costoso reemplazar el inversor.
· Dependiendo de las normas de seguridad, el costo del sistema se puede incrementar.
· Bajo nivel de potencia por unidad con poca eficiencia.
21
FIGURA 2.20 MÓDULOS DE CA CONECTADOS EN PARALELO [22].
Entre las diferentes desventajas que se ha mencionado se indica que el desarrollo de los
sistemas fotovoltaicos debe continuar en cuanto a disminución de costo y aumento de la
confiabilidad. Las tendencias indican que el futuro de sistemas fotovoltaicos en alta y baja
potencia son los esquemas multicadena y operación amo-esclavo debido a su mejor
eficiencia y alta confiabilidad.
2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA.
Los principales factores que influyen en la producción de energía eléctrica producida por
instalaciones fotovoltaicas así como la operación en el máximo punto de potencia son:
irradiación, temperatura del módulo y las condiciones de sombreado.
IRRADIANCIA.
La irradancia es el factor más importante que afecta a un sistema fotovoltaico porque la
potencia máxima que puede entregar el panel varía en función de esta. En general la
irradiancia afecta principalmente a la corriente de forma que se puede considerar que la
corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico es proporcional a la irradiancia [23].
Una función característica de la irradiancia incidente en un panel fotovoltaico, se la puede
observar en la Figura 2.21. La variación de la irradiancia hace que la corriente producida por
el panel aumente o disminuya considerablemente en comparación con el voltaje, ya que para
este caso el voltaje casi permanece constante. Esta dependencia de la producción de energía
FV hace que en días lluviosos o nublados la potencia que se pueda suministrar caiga
drásticamente a valores casi despreciables por lo que es importante tener una adecuada
ubicación geografía, orientación e inclinación de los paneles para tener un mejor
rendimiento.
FIGURA 2.21 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE IRRADIACIÓN [23].
22
TEMPERATURA.
La temperatura es un factor que afecta la producción de energía pero en una medida menor
a la irradiancia, la temperatura afecta principalmente a los valores de voltaje en la curva
característica V-I y tiene una mayor influencia en voltaje a circuito abierto, con un menor
rango también afecta al punto de máxima potencia y a la corriente de cortocircuito.
Existen tres coeficientes α, β y γ que representan la variación de los parámetros de la curva
característica V-I del generador FV con la temperatura. Así, α representa la variación de
corriente de cortocircuito, β variación de voltaje a circuito abierto y γ variación de potencia
máxima. Como consecuencia del aumento de temperatura el generador entrega una menor
potencia máxima a su salida, para reducir este efecto es conveniente colocar módulos
fotovoltaicos en lugares con ventilación y que tengan una ligera brisa de aire, de este modo
es posible reducir las pérdidas a un valor del 7% en comparación con la temperatura a
condiciones estándar 25°C. La reducción en la eficiencia cuando aumenta la temperatura
puede estimarse con un valor de 0.4 a 0.6 por cada °C.
FIGURA 2.22 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE TEMPERATURA [5].
SOMBREADO PARCIAL.
El efecto de sombreado parcial además de generar una disminución de la radiación en los
paneles fotovoltaicos, con lo que se produce una disminución de corriente, también puede
provocar que las celdas reciban distintas radiaciones, inyectando corrientes distintas dentro
de un mismo panel. Debido a esto se puede distinguir sombras homogéneas y no
homogéneas, el caso crítico se presenta en el sombreado no homogéneo ya que algunas
celdas inyectarán menos corrientes que otras. Para el caso en el que las celdas FV estén
conectadas en paralelo y produciendo corrientes distintas, el efecto será la suma de
corrientes al estar al mismo voltaje no producen mayores problemas. Para el caso en el que
estén conectados en serie el efecto de sombreado parcial puede llevar a operar en un punto
forzado a las celdas de menor producción de corriente lo que genera un desgaste para el
panel.
Producto del sombreado parcial, la fijación del máximo punto de transferencia de potencia
MPPT en el inversor será más complejo y al no operar en este punto se produce mayores
pérdidas de potencia y desgaste en los paneles, la solución para este problema es realizar un
buen seguimiento de MPPT y un adecuado uso de diodos de by-pass entre los paneles [24].
23
FIGURA 2.23 IMPLEMENTACIÓN DE DIODOS DE BY-PASS PARA PANELES FOTOVOLTAICOS [24].
2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS
Los sistemas de energía fotovoltaica se pueden clasificar en tres grupos diferentes.
1. Sistemas fotovoltaicos aislados (Stand-alone): Estas plantas no están conectados a la
red, se componen de paneles fotovoltaicos y sistema de almacenamiento que garantiza
el suministro de energía eléctrica. Dichas plantas son ventajosas desde la perspectiva
técnica y financiera por ejemplo cuando la red eléctrica no esté presente. Las
aplicaciones más comunes son usadas para el suministro de:
· Equipos de bombeo de agua.
· Estaciones de transmisión de datos.
· Sistema de iluminación.
· Señalización de carreteras.
· Refugios a gran altura.
2. Sistemas fotovoltaicos híbridos: Son sistemas que también se utilizan en zonas remotas.
Estos sistemas combinan generadores a diésel con paneles fotovoltaicos; lo que asegura
una alimentación las 24 horas al día en forma más económica y eficiente. El principal
objetivo de estos sistemas es ahorrar combustible y reducir mantenimiento y costos de
operación.
3. Sistemas conectados a la red: Estos sistemas fotovoltaicos son conectados a la red a
través de un inversor. Cuando el sistema fotovoltaico está integrado con la red del
sistema eléctrico se establece un flujo de potencia bidireccional, además de estar
sincronizados con el voltaje y frecuencia de operación [14].
24
2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR
El Ecuador al estar situado sobre la línea ecuatorial tiene la ventaja de una irradiación
perpendicular y constante, con niveles globales promedio de 4.575 kWh/ m² al día o 1.650
kWh/ m² al año. El nivel de irradiación diaria en el territorio ecuatoriano al ser constante y
homogénea, hace que este recurso se pueda aprovechar de forma sostenible, los sitios que
más radiación promedio tienen en el año son: Galápagos, Manabí (Pedernales), Sto.
Domingo, Pichincha (Mindo, Nanegalito), Imbabura (Ibarra), Loja (Zapotillo, Célica, Macará) y
Santa Elena (La Libertad).
FIGURA 2.24 ATLAS SOLAR DEL ECUADOR.
El Plan Maestro de Electrificación plantea el desarrollo del sistema eléctrico ecuatoriano,
considerando disponibilidad de suficientes reservas energéticas para garantizar el normal
abastecimiento a la demanda existente, sin dejar de lado la optimización de costos
operativos que brindan las actuales interconexiones internacionales [16].
En el Volumen IV del Plan Maestro de Electrificación 2013-2022 trata sobre los “Aspectos de
Sustentabilidad y Sostenibilidad Social y Ambiental”, determinándose la necesidad de
implementar planes de eficiencia energética así como un sistema de gestión sustentable y
que integre los esfuerzos de los agentes del sector eléctrico en todas las etapas funcionales,
bajo este contexto el Plan Maestro de Electrificación busca un Desarrollo Sustentable3 del
país mediante la producción de energía cuya producción o consumo, tiene un mínimo
impacto negativo sobre la salud humana y el funcionamiento de los sistemas ecológicos.
En Ecuador, el desarrollo energético sustentable debe contemplar el aumento de la eficiencia
de la producción y uso de energía, la optimización del consumo y el fortalecimiento de la
participación de tecnologías basadas en energías renovables, así como la disminución gradual
de las operaciones de generación que utiliza combustibles fósiles. En la Figura 2.25 se
muestran diferentes aspectos para lograr la sustentabilidad en el sector eléctrico ecuatoriano
[17]. 3 Desarrollo Sustentable (Definición por la comisión de Brundtland): “El desarrollo que satisface las necesidades del presente sin poner en peligro la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades”.
25
FIGURA 2.25 ASPECTOS PARA OBTENER LA SUSTENTABILIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO [17].
2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO
El artículo 26 de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica, establece que el
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable promoverá el uso de energías limpias y
energías alternativas4, en este contexto el CONELEC ha puesto a disposición el “ATLAS SOLAR
DEL ECUADOR CON FINES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA”, el cual fue generado por el Nacional
Renewable Energy Laboratory (NREL) de los Estados Unidos. La información corresponde al
periodo entre el 1 de enero de 1985 y el 31 de diciembre de 1991, obteniendo los siguientes
datos.
TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6].
Valor Máximo Valor Mínimo Valor Promedio Desviación Estándar
Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día
Enero 5523 3089 4411.18 415.7527
Febrero 5817 3315 4480.31 334.7997
Marzo 5855 3572 4655.19 291.5249
Abril 5421 3188 4360.21 315.9972
Mayo 5213 3288 4276.06 325.6587
Junio 6349 796 2519.9 910.4708
Julio 5842 3216 4308.48 392.9003
Agosto 6254 3117 4624.62 429.5265
Septiembre 6492 3835 4974.44 390.9649
4 La constitución de la república del Ecuador del 2008, propone desarrollar un sistema eléctrico sostenible, sustentable aprovechando los recursos de energía renovable.
a) Aumento de la participación de energías renovables en laproducción nacional.
b) Reducción de la importación de los derivados de petróleo.
c) Cambiar el perfil actual de exportaciones de derivados depetróleo a productos de mayor valor agregado.
d) Mayor eficacia y eficiencia del sector de transporte.
e) Reducción de las pérdidas de transformación y distribucióonde energía.
f) Uso eficiente de la energía (consumo energético eficiente yresponsable).
26
Octubre 6323 3748 4888.34 324.2121
Noviembre 6484 4059 4943.48 306.6717
Diciembre 6089 3537 4837.51 333.9529
Promedio 5748 3634 4574.99 301.4093
En la Tabla 2.3 se puede observar que Ecuador tiene un valor de radiación promedio de
4.57499 kWh/ m² al día, por lo que en regiones favorables es posible generar alrededor de
1.7 MWh por año por cada metro cuadrado de territorio. En la Tabla 2.4 se presentan los
valores de irradiación por provincia de Ecuador, las provincias con mayores valores
irradiación promedio son: Loja, Cotopaxi, Pichincha, Santo Domingo.
TABLA 2.4 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN POR PROVINCIAS [19].
Provincia
V. Min kW/m2
V. Max kW/m2
V. Med kW/m2
Provincia
V. Min kW/m2
V. Max kW/m2
V. Med kW/m2
Azuay 4.05 4.80 4.425 Los Ríos 4.65 4.65 4.650
Bolívar 4.80 4.95 4.875 Manabí 4.20 5.25 4.725
Cañar 4.05 4.65 4.350 Morona Santiago 3.75 4.50 4.125
Carchi 3.90 4.20 4.050 Napo 4.20 4.80 4.500
Cotopaxi 4.80 5.25 5.025 Pastaza 4.50 4.65 4.575
Chimborazo 3.75 4.95 4.350 Pichincha 4.05 5.25 4.650
El Oro 4.20 5.10 4.650 Orellana 4.50 4.80 4.650
Esmeraldas 3.90 4.35 4.125 Tungurahua 4.20 4.30 4.250
Guayas 4.20 4.80 4.500 Santa Elena 4.50 4.35 4.425
Imbabura 4.00 5.10 4.550 Santo Domingo 4.65 5.25 4.950
Loja 4.50 5.70 5.100 Sucumbíos 4.05 4.80 4.425
2.6.2 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS.
Las estrategias para motivar el mayor uso de energías limpias y renovables que fomenta
especialmente el desarrollo en zonas rurales se argumenta en la cuantificación,
disponibilidad y distribución estacional en el territorio. El empleo práctico de energía solar
tiene como objetivo principal ayudar a reducir la emisión de gases de efecto invernadero,
ahorro en combustibles fósiles y la ventaja de alimentar de energía eléctrica a zonas alejadas
de las redes de distribución.
El Ecuador al tener una ubicación geográfica sobre la línea ecuatorial tiene un potencial solar
con niveles muy importantes. Los datos de radiación solar en Ecuador presentan valores
homogéneos5 a lo largo de todo el año, reduciendo así en forma significativa el problema de
variaciones aleatorias de este parámetro, lo que hace muy confiable y rentable el uso del
recurso tecnológico fotovoltaico para diversas aplicaciones.
5 Valores de radiación solar diarios oscilan entre los 3.35 kWh/ m² en el mes de mayo y los 4.33 kWh/ m² en el mes de septiembre.
27
FIGURA 2.26 PROYECTOS SOLARES EN CONSTRUCCIÓN EN ECUADOR [17].
En la tabla 2.5 se muestran los proyectos de generación solar con interés de empresas
privadas con una capacidad mayor de 1 MW.
TABLA 2.5 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS CON CAPACIDAD MAYOR A 1 MW [17].
Empresa Gestora Proyecto Capacidad (MW) Ubicación
Desarrollos Fotovoltaicos del Ecuador S.A. Shyri 1 50 Quito-Calderón
Martifer Solar 50 Loja
Cóndor Solar S.A. Cóndor Solar 30 Cayambe-Tabacundo
Solar Connection S.A. Solar Connection 20 Cayambe-Tabacundo
Milenio Solar Milenio Solar 20 Loja
Ecuador Energético S.A. Imbabura - Pimán 25 Imbabura-Pimán
Atlantic Chongón 80 Chongón
Illapa EP Illapa 49.9 Ibarra-Cotacachi
Guitarsa SA Vaiana 20 Guayas-Cerecita
Enersol Enersol 50
Las Ballenas SA Ballensa 17.95
Racalser y Asociados Cía. Ltda. Chota - Pimán 20 Imbabura-Ibarra
Cayambe CA ENERCAY Mitad del Mundo 25 Pichincha-Cayambe
SUPERGALEON S.A. San Alfonso 15 Imbabura-Ibarra
EMETRICPLUS S.A. 10 Santa Elena
ENERGIASMANABITAS S.A. Los Bajos 30 Manabí-Montecristi
SUN ENERGY ECUADOR S.A. ENERGYEC
Rancho Solar Villa Cayambe 20 Pichincha-Cayambe
GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 20 Loja-Zapotillo
GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 10 Loja-Gonzanamá
GALAPAGOSPOWER Proyecto Fotovoltaico GPSA 10 Imbabura-Ibarra
SOLMANTAG S.A. San Eloy 15 Imbabura-Urcuqui
Energía Solar SA Los Bajos 30 Manabí-Montecristi
COLIMBUELA S.A. Colimbuela 15 Imbabura-Cotacachi
Proyectos fotovoltaicos
Proyecto FV Puerto Ayora
Este proyecto estaubicado en la ciudad dePuerto Ayora, Isla SantaCruz, tiene unacapacidad de 1,5 MWp
Proyecto Híbrido Isla Isabela
El proyecto híbridoconsta de 1,1 MWpfotovoltaico, 0,7 MWde almacenamiento deenergía y 1,32 MW degeneración térmicadual.
Proyecto FV Baltra
Es un proyecto de 200Wp mas un sistema dealmacenamiento deenergía de 1 MW.
28
COTACACHI ENERGÍA SOLAR S.A. 49.9 Imbabura-Cotacachi
ATLANTIC ENERGY ECUADOR S.A. Lagarto 25 Esmeraldas
GRANSOLAR Salinas 5 Imbabura-Salinas
Atlantic Energy Ecuador Tonchigue 25 Esmeraldas-Atacames
Solar Energy Ecuador S.A. Rancho Solar Catamayo 20 Loja-Catamayo
Ecuador Energético S.A. Santa Elena Primera Fase 25 Santa Elena
AMAZON SOLAR S.A. Juan Montalvo 10 Santa Elena
COSTANERA SOLAR COSSOLAR S.A. Guabillo 10 El Oro-Arenillas
GUJOMA SOLAR S.A. Zapotal 10 Santa Elena
Total 812.75
Para la obtención del Título Habilitante de proyectos de generación mayor a 1 MW el
gen
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