Orientación e inclinación y sombras - Arturo Lara

Vista previa del material en texto

2.1. Orientación e inclinación y sombras
La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras so-
bre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites establecidos
en la tabla 5.5. Se consideran tres tipos de instalación para los módulos y dife-
rentes porcentajes de pérdidas para cada caso:
· General: módulos instalados con la única función de generar energía.
· Integración arquitectónica: cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una do-
ble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o som-
breado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales:
· Revestimiento: los módulos constituyen parte de la envolvente de una cons-
trucción arquitectónica.
· Cerramiento: los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construc-
ción arquitectónica (figura 5.8), debiendo garantizar la debida estanqueidad
y aislamiento térmico.
· Sombreado: los módulos protegen a la construcción arquitectónica de la so-
brecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el
tejado o en la fachada del mismo.
· Superposición de módulos: colocación de los módulos paralelos a la envol-
vente del edificio sin la doble funcionalidad definida en el apartado de inte-
gración arquitectónica. No se aceptarán, dentro del concepto de superposición,
módulos horizontales.
En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación
e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites es-
tipulados en la tabla 5.5 respecto a los valores óptimos.
caso práctico inicial
En este apartado se explica cómo
influyen las sombras en la produc-
ción de energía eléctrica de un sis-
tema fotovoltaico.
T Figura 5.8. Ejemplo de módulos fotovoltaicos integrados en la fachada (Schott Solar).
	Tipo de instalación de los módulos
	Orientación e inclinación (OI)
	Sombras
(S)
	Total (OI + S)
	General
	10 %
	10%
	15%
	Superposición
	20 %
	15 %
	30%
	Integración arquitectónica
	40 %
	20%
	50%
T Tabla 5.5. Valores límite de las pérdidas por orientación e inclinación y sombras.
Pérdidas por orientación e inclinación diferentes de las óptimas
El cálculo de estas pérdidas determina si la orientación e inclinación de un generador fotovoltaico, que por diferentes razones no puede adoptar los valores óptimos, está dentro de unos límites que hacen razonablemente rentable el generador.
Se parte del dato del ángulo de acimut (a) del generador fotovoltaico y se calculan los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima fijadas en la tabla 5.5. Para ello se utiliza el diagrama de la figura 5.9 que es válido para una latitud de 41°.
174
Unidad 5
En dicho diagrama, Los ejes radiales representan todos los posibles ángulos de acimut (a) del generador, desde la orientación Sur (0o) hasta la Norte (180°), pasando por Los valores negativos de orientaciones Este y los valores positivos de orientaciones Oeste. Las elipses concéntricas representas todas las posibles inclinaciones (p), desde la horizontal (0o) hasta la vertical (90°).
100%
95%-100%
90% - 95%
80% - 90%
70% - 80%
60% - 70%
50% - 60%
40% - 50%
30% - 40%
< 30%
t Figura 5.9. Rendimiento de un generador fotovoltaico en función de la orientación e inclinación con respecto a la orientación e inclinación óptimas.
Para determinar las inclinaciones límite, sobre la línea o eje radial que coincide con el ángulo de acimut (a) se buscan las intersecciones con los bordes del área que indica las pérdidas máximas admisibles por orientación e inclinación según sea el tipo de instalación de los módulos (ver tabla 5.5):
· General. Pérdidas máximas del 10%. Corresponde con el borde exterior de la región de rendimiento del 90-95%.
· Superposición. Pérdidas máximas del 30%. Corresponde con el borde exterior de la región de rendimiento del 80-90%
· Integración arquitectónica. Pérdidas máximas del 40%. Corresponde con el borde exterior de la región de rendimiento del 60-70%.
Instalaciones fotovoltaicas (II)
175
Dichas intersecciones corresponden con los valores límite de inclinación. Si no hay intersecciones las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites admitidos.
Si la latitud del lugar es diferente de 41°, los valores obtenidos se corrigen utilizando las siguientes expresiones:
Inclinación máxima: [2] pmáx = pináx . 4)» - (41 - <»
Inclinación mínima: [3] Ptnín = Pm(n| - 41’ - (41 - $); con un mínimo de 0o
Pmáx 0 - 41°: inclinación máxima para latitud 41° (°)
Pmrtx • inclinación máxima para latitud 0 (°)
Ptníné = 41’: inclinación mínima para latitud 41° (°)
Ptn(n:	inclinación mínima para latitud ó (°)
0:	latitud del lugar (°)
Cuando el resultado de la inclinación obtenida está muy cerca del límite establecido se puede comprobar con las expresiones:
[4] Pérdidas (%) = 100-[1,2- 1O^(P~0+ 10)2 + 3,5- 1CT5 •a2]; para 15°<p<90°
[5] Pérdidas (%) = 100 • [1,2 • 10^(p - 0 + 10)2 ]; para p< 15°
P :	inclinación del generador fotovoltaico (°)
a:	orientación o acimut del generador fotovoltaico (°)
0:	latitud del lugar (°)
EJEMPLO
Comprobar si un generador fotovoltaico instalado sobre el tejado de una vivienda situada en Albacete, latitud 39°, con una orientación de 30° hacia el Oeste y con una inclinación de 45° cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación.
Solución:
Una orientación de 30° hacia el Oeste corresponde con un acimut a = +30°.
El montaje de tipo general sobre el tejado, según la tabla 5.5, im-
plica un límite del pérdidas del 10%. Según esto, los límites de
inclinación hay que buscarlos en el diagrama de la figura 5.9 en
los bordes de la región de rendimiento del 90-95%. En la figura
5.10 se ve un detalle dicho diagrama.
El eje radial de a = 4-30° corta a la región de rendimiento del 90-
95% en los ángulos de inclinación de 55° y 8o como se puede ver
en la figura 5.10. Luego los límites de inclinación para una lati-
tud de 41° son: pmíx|_41= = 55° y Pmín0=41°= 8o.
Se corrigen los valores de inclinación para la latitud del lugar que es 39°:
Pm4x = Pmíx0-4i’-(41 -0) = 55-(41 - 39) = 53°
pm(n = pmfn0 = 4i’-(41 -0) = 8-(41 -39) = 6°
Si se calculan las pérdidas con la expresión [4] se obtiene:
Pérdidas (%) = 100 • [1,2 • 10AP - 0 4- 10)2 -f 3,5 ■ 10’5 • a2] =
100-[1,2 • 10-4 (45 -39 4- 10)2 4- 3,5 - 10 5 • 302] = 3,34 %
w
Acimut (a) = 30'
T Figura 5.10. Detalle del diagrama de
rendimiento para el caso del ejemplo.
que efectivamente son inferiores al límite del 10% establecido para este tipo de instalación.
176
Unidad 5
v cabulario
Teodolito
Instrumento de medición que sirve
para medir ángulos verticales y
horizontales. Con el auxilio de otras
herramientas puede medir distan-
cias y desniveles. Básicamente, con-
siste en un telescopio montado
sobre un trípode, con dos escalas
circulares graduadas, una vertical y
otra horizontal, sobre las que se
miden los ángulos con ayuda de
lentes.
Pérdidas por sombras
Las pérdidas por sombras de un generador fotovoltaico se expresan como por-
centaje de la radiación solar global que incidiría sobre su superficie de no exis-
tir sombra alguna.
El procedimiento para estimar estas pérdidas consiste en comparar el perfil de los
obstáculos que afecta a la superficie del generador fotovoltaico con el diagrama
de trayectorias del Sol recogidos en la carta solar del lugar de instalación (véase
el apartado 3 de la unidad 1). Los pasos que hay que seguir para completar este
procedimiento se describen a continuación:
1) Se obtiene un perfil de los principales obstáculos que afectan a la superficie del
generador especificados por sus coordenadas de posición: acimut (ángulo de
desviación con respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de inclinación
con respecto al plano horizontal). La obtención de las coordenadas se puede
realizar con un teodolito (figura 5.11) situado en el lugar de instalación del ge-
nerador fotovoltaico. Por ejemplo, para obtener las coordenadas de un punto
A del perfil de un obstáculo, se mide el ángulo de elevación(P) sobre el hori-
zonte y el ángulo de acimut (a) respecto de la dirección Sur.
-* Figura 5.11. Obtención de los ángulos de elevación y acimut de un punto A con un teodolito.
2) Se llevan las coordenadas obtenidas del perfil a la carta solar que recoge las trayectorias del Sol del lugar de instalación. En el apartado Mundo Técnico, al final de la unidad, se incluye un diagrama de trayectorias válido para localidades de la península Ibérica y Baleares (para las islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12° hacia aniba). Dicho diagrama se encuentra dividido en porciones referenciadas como A l, A2, ..., DI 3 y DI 4 que representan las trayectorias del Sol en una hora determinada durante un grupo de días. Cada una de Las porciones representa una parte de la contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Si un obstáculo cubre total o parcialmente una de las porciones significa una pérdida de irradiación interceptada por el obstáculo. Para determinar el porcentaje de pérdidas de cada porción se debe elegir una de las tablas de referencia del apartado Mundo Técnico, al final de la unidad, seleccionando aquella con los ángulos de elevación (P) y acimut (a) más próximos a los de la instalación.
3) Una vez seleccionada La tabla de referencia, se suman las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil del obstáculo. Si la ocultación es parcial se aplica el factor de llenado más próximo a los valores: 0,25, 0,50, y 0,75.
Instalaciones fotovoltaicas (II)
177
EJEMPLO
Se han medido con un teodolito las coordenadas del perfil de los obstáculos que afectan a un generador fotovoltaico, situado en la azotea de un edificio ubicado en Toledo, con una inclinación de 30° y un acimut de 0o. La relación de coordenadas medidas son: Punto 1: a = -59° , p = 16°. Punto 2: a = -16° , p = 32°. Punto 3: a = 22° , p = 32°. Punto 4: a = 31° , p = 16°. Trazar el perfil de los obstáculos sobre un diagrama de trayectorias y calcular las pérdidas por sombras que se producen.
Solución:
La figura 5.12 muestra los cuatro puntos dibujados sobre el diagrama de trayectorias válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares, y el perfil de los obstáculos resultante:
Elevación (°)
T Figura 5.12. Trazado del perfil de los obstáculos del ejemplo.
Los factores de llenado estimados para cada una de las porciones de la figura 5.12 son:
A9 = 0,25 , A7 = 0,5, A1 = 0,5, A2 = 0,5, A4 = 0,25.
Para una inclinación de 30° y un acimut de 0o la tabla de referencia del apartado Mundo Técnico que más se aproxima es la de inclinación p = 35° y acimut a = 0o, de donde se obtienen los porcentajes de pérdidas de irradiación solar global anual siguientes: A9 = 0,13%, A7=1,00%, A1=3,15%, A2 = 3,17%, A4 = 2,70%.
Multiplicando por los factores de llenado y sumando se obtienen las pérdidas totales por sombreado:
Pérdidas por sombreado (%) = 0,13 • 0,25 + 1,00 ■ 0,5 + 3,15 • 0,5 + 3,17 • 0,5 + 2,7 • 0,25 = 4,37 %
El factor de sombreado FS vale:
FS = 1 - Pérdidas por sombreado = 1 - 0,0437 = 0,9563
Distancia mínima entre filas de módulos
Cuando se instala un generador fotovoltaico con varias filas de módulos si no se
deja la distancia suficiente entre filas se produce el sombreado de las filas poste-
riores por las delanteras. Es necesario dejar una separación mínima entre filas que
garantice un mínimo de 4 horas de Sol en los días de menor elevación solar que
corresponden al solsticio de invierno. Este requisito también es aplicable para
cualquier obstáculo que se sitúe paralelo a las filas de módulos, por ejemplo como
sucede en las instalaciones sobre azoteas con los petos perimetrales (figura 5.13).
d
T Figura 5.13. Distancia mínima entre módulos y peto perimetral.
178
Unidad 5
T Figura 5.14. Distancia mínima entre filas de módulos instalados en el mismo plano.
Módulo
t Figura 5.15. Distancia mínima
entre filas de módulos instalados
en diferentes planos.
La distancia mínima entre la parte superior de una fila y la parte inferior de la si-
guiente (figura 5.14) que cumple el requisito anterior es:
161	d’J(6T^)
d: distancia mínima (m)
Ji: altura del obstáculo proyectada sobre la vertical (m)
0: latitud del lugar (°)
La altura proyectada sobre la vertical de una fila se calcula a partir del ángulo de
inclinación y la longitud del módulo (figura 5.14):
[7] h = L • sen p
h: altura proyectada sobre la vertical de un módulo (m)
L: longitud del módulo (m)
p: inclinación del modulo (°)
La distancia mínima entre la parte inferior de las filas de módulos, que es un pa-
rámetro de instalación más práctico, se calcula con la expresión siguiente:
[8] Dmfn = d + L • eos p
Dmín: distancia mínima entre filas de módulos (m)
d: distancia mínima (m)
L:	longitud del módulo (m)
P:	inclinación de los módulos (°)
En los casos en los que las filas se sitúen en diferentes planos (figura 5.15), la al-
tura proyectada del obstáculo es la diferencia entre la altura proyectada del mó-
dulo y la diferencia de alturas x entre una fila y la siguiente.
Cuando se dispone de poco espacio para el generador fotovoltaico, se puede ele-
gir una inclinación menor que la óptima para disminuir la distancia mínima en-
tre módulos. La ligera pérdida de rendimiento que se produce se recompensa con
la posibilidad de instalar mayor cantidad de módulos y por lo tanto aumentar la
potencia instalada.
ejemplo				 _____
Un generador formado por varias filas de módulos de 1,2 m de longitud, se quiere instalar con una inclinación de 31° en un lugar de latitud 41°. Determinar la distancia mínima entre la parte inferior de las filas de módulos.
Solución:
Altura proyectada sobre la vertical de una fila:
h = L • sen P = 1,2 • sen 31° = 1,2 • 0,515 = 0,62 m
Distancia entre la parte superior de una fila y la inferior de la siguiente:
d = _h	=	0,62 _ _ 0,62 = <] 7 m
tg(61°-<p) tg(61-41) 0,3639
Distancia entre la parte inferior de las filas de módulos:
Dmíri = d + L • eos p = 1,7 + 1,2 -cos31 =2,73 m