Impacto de las protecciones contra sobretensiones transitorias en la viabilidad financiera de sistemas fotovoltaicos con conexión a red
ESPECIALIZACIÓN EN ENERGÍA ELÉCTRICA
Impacto de las protecciones contra sobretensiones transitorias en la viabilidad financiera de sistemas fotovoltaicos con conexión a red
Disminuir el Retorno de Inversión en Plantas Solares Fotovoltaicas
Autor: Ing. Guillermo AGLIETTO
Mayo de
2019
Índice de contenido general
2.2.1 Contexto Energético
en Argentina
2.2.2 Contexto Solar
Fotovoltaico en Argentina
2.2.3 Contexto en la
Provincia de Santa Fe
2.3.1 Gases de efecto
invernadero
3.4 Recurso disponible y
Radiación
6.2.1 Sobretensiones de
maniobra y descargas indirectas
6.2.2 Sobretensiones
externas – rayos directos
6.3 Desarrollo específico
- tipificación
6.3.1 Caracterización de
un rayo
6.3.2 Formas de onda de
corriente estándar
6.3.3 Efectos sobre la
instalación solar Fotovoltaica
6.4.1 Etapa 1: Daños
potenciales
6.4.2 Etapa 2: Evaluación
de medidas instaladas
6.4.3 Etapa 3: Cálculo
del riesgo de impacto (software)
6.4.4 Selección de
protecciones
7. Análisis Económico de
Propuesta Integral
Índice de Figuras
Figura
2.1: Demanda total de energía
primaria en el mundo. Fuente: Agencia Internacional de Energía (IEA) 2017.
Figura 2.2: Potencia fotovoltaica mundial
instalada hasta 2018, en (GW). Fuente: EPIA Global Market Outlook for Photovoltaics 2014-2018.
Figura 2.3: Evolución de la energía solar en UE.
Fuente Solar Power Europe.
Figura 2.4: Evolución de la energía solar en
India. Fuente Solar Power Europe.
Figura 2.5: Cuota de
mercado de los principales países productores de células fotovoltaicas entre
1995 y 2013. Fuente: China grid-connects 34.2GW of solar in 2016.
Figura 2.6: Costo
total de un sistema FV. Fuente: IRENEA
Analysis and Photon Consulting.
Figura 2.7:
Evolución de costo FV vs Eólica. Fuente: IRENEA Analyisis and Photon Consulting.
Figura 2.8: Energías
primaria en Argentina 2017. Fuente Balance energética nacional.
Figura 2.9: Fuente
energías en Argentina. Fuente WEC.
Figura 2.10:
Consumo por sector productivo. Fuente WEC.
Figura 2.11:
Consumo Sector Comercial y público. Fuente WEC.
Figura 2.12:
Localización de recursos. Fuente WEC.
Figura 2.13:
Radiación solar en Argentina. Fuente WEC.
Figura 2.14:
Radiación solar en Santa Fe. Fuente UN.R
Figura 3.1: Vista
Frente Hotel.
Figura 3.2: Imagen satelital de la localidad de implementación de referencia.
Figura 3.3: Curva de
carga de consumo Hotel.
Figura 3.4: Curva de
radiación.
Figura 3.6: Curva de radiación
mensual.
Figura 3.7: Curva de
radiación.
Figura 3.8: Curva
iso-radiación Ejemplo Febrero y Diciembre.
Figura 3.9: Curva comparativa
de radiación (NASA vs Medición en campo).
Figura 3.10: Especificaciones Eléctricas de
paneles Solares.
Figura 3.11: Especificaciones Mecánicas de
paneles Solares.
Figura 3.12: Especificaciones Eléctricas del
inversor.
Figura 3.13: Disco
de irradiación solar (Bs As).
Figura 3.14: Distancia entre paneles.
Figura 4.1: Curva de retorno de inversión.
Figura 5.1: Esquema unifilar instalación solar FV.
Figura 6.1: Noticias
relacionadas al caso de estudio.
Figura 6.2: Noticias
relacionadas al caso de estudio.
Figura 6.3: Registro
general de eventos en lugar.
Figura 6.4:
Representación gráfica de una sobretensión. Imagen ilustrativa.
Figura 6.5: Estaciones de muestreo. Fuente: Red Mundial de
Colaboradores de Localización de
Descargas Atmosféricas (por sus siglas en WWLLN).
Figura 6.6: Mapa isoceráunico. Fuente: IRAM
2184-1/AEA 9305-1.
Figura 6.7: Regiones con igual días de
tormenta eléctrica. Fuente: IRAM 2184-1/AEA 9305-1.
Figura 6.8: Curva densidad de rayos. Mapa isoceráunico.
Fuente: IRAM 2184-1/AEA 9305-1.
Figura 6.9: Zonas
riesgo Argentino por provincias. Fuente: Conicet Div LIDAR / CITEDEF.
Figura 6.10:
Forma de onda e intensidades de descargas positivas y negativas. Fuente IEC.
Figura 6.11:
Modelo de sobretensión transitoria de onda directa 10/350 Estándar. Fuente IEC.
Figura 6.12:
Forma de onda de corriente de impulso de rayo a 10/350 µs.
Figura 6.13:
Modelo de sobretensión transitoria de onda directa 8/20.
Figura 6.14:
Forma de onda de corriente de impulso de rayo a 8/20 µs.
Figura 6.15: Módulo
fotovoltaico abrasado por un rayo.
Figura 6.16:
Pasos para dimensionamiento de protecciones.
Figura 6.17:
Categorización de riesgo. Fuente IEC.
Figura 6.18:
Categorización de riesgo. Fuente IEEE.
Figura 6.19:
Categorización de riesgo. Fuente IEC, IEEE, VDE, UNE.
Figura 6.20:
Modos de protección.
Figura 6.21:
Cómo cambia la tensión residual en función de la impedancia.
Figura 6.22:
Esquema unifilar de protecciones.
Figura 6.23:
Esquema cascada y tensiones residuales admisibles
Figura 6.24:
Esquema unifilar de protecciones – simulación.
Figura 6.25:
Esquema unifilar de protecciones – simulación rayo.
Figura 6.26:
Esquema unifilar de protecciones – simulación rayo.
Figura 7.1: Curva de retorno
de inversión.
Figura 7.2: Curva de retorno de
inversión de las alternativas.
Índice de Tablas
Tabla 2.1 Análisis FODA.
Tabla 3.1: Radiación según aplicación
Global Solar Atlas.
Tabla 3.2: Recurso solar en plano
horizontal mensual y promedio anual utilizando la base de Cañada Rosquín.
Tabla 3.3:
Corrección de radiación plano horizontal. Fuente: Guía del recurso solar;
contribuciones de Cristian Wallace.
Tabla 3.4: Corrección de radiación plano horizontal. Fuente: Guía del recurso solar; contribuciones.
Tabla
4.1: Resumen general de Inversión y Ahorro.
Tabla
4.2: Detallo de análisis económico.
Tabla 6.1: Registros de sobretensiones.
Tabla
6.2: Coeficientes ambientales.
Tabla 6.3: Subcategorías de riesgo.
Tabla 6.4: Datos de cálculo del software.
Tabla 6.5: Resumen verificación por software.
Tabla 6.6:
Clasificación del tipo de protectores recomendado para rayos directos e
indirectos.
Tabla 6.7: Comparativa de características principales de
supresores.
Tabla 6.8:
Clasificación de protectores según equipo a proteger.
Tabla 6.9:
Corriente ruptura mínimos según uso. Fuente IEEE.
Tabla
6.10: Característica supresores. Fuente SineTamer.
Tabla 6.11:
Característica supresores. Fuente SineTamer.
Tabla
6.12: Tensiones residuales máximas.
Tabla 7.1: Resumen general de Inversión y Ahorro
de Planta Solar con protección
Tabla 7.2: Detalle
de análisis económico planta solar con protecciones
Tabla 7.3: Detalle
de análisis económico planta solar sin protecciones
1.1
Antecedentes
En la actualidad,
las empresas buscan alternativas a dos problemas crecientes, el costo de la energía
y la responsabilidad social empresaria (RSE) que demanda el consumidor.
En las empresas
de servicio del futuro, el cliente no solo elegirá como sucede hoy día, hoteles
que respeten normas de convivencia y respeto por el hábitat, sino que a su vez
buscarán lugares que hagan del medio ambiente y la responsabilidad social su
concepto de negocio y compromiso principal. Por este motivo, la industria hotelera
está cambiando, y la flexibilidad que cada uno de los actores tenga para adaptarse,
dictará el triunfo y la supervivencia en el futuro.
Una de las
falencias más grandes detectadas en las investigaciones preliminares, es la falta
de iniciativas de aplicación de Energías Renovables en la industria Hotelera en
general, por lo que el sector carece de referencias e incentivos de competencia.
En base a lo
expuesto, basaremos el presente proyecto en la Normativa de aplicación de
Argentina y la Provincia de Santa Fe en lo que respecta a Instalaciones Solares
Fotovoltaicas. Tanto la Distribuidora de Energía de Santa Fe como la Secretaría
de Energía de la Provincia de Santa Fe, poseen marcos regulatorios en lo que
respecta a generación distribuida y sus incentivos.
Dentro del
análisis global del proyecto, incluimos el estudio detallado de protecciones
eléctricas específicas. Dicho desarrollo pretende integrado al sistema
Fotovoltaico y las instalaciones eléctricas del hotel para mantener un tiempo
la continuidad del servicio. En este caso particular, y al no haber desarrollos
de normas específicas para tal fin, realizaremos en el presente una adaptación
de normas internaciones como IEC e IEEE a sistemas de generación solar, y
desarrollaremos su forma de aplicación práctica como medida de aporte de
innovación.
1.1.1 Aporte previsto
Se pretende
brindar a las empresas del sector hotelero referencias y lineamientos
preliminares para que puedan comenzar las aplicaciones en el marco de la RSE con
un plan de inversión en Energías Renovables que sea sustentable técnica y económicamente.
Como aporte de
innovación del presente, se incluirá un estudio de las protecciones en la línea
de Energías Renovables (EE.RR.) para asegurar que tanto las sobretensiones
directas e indirectas generadas por descargas atmosféricas, como las generadas
por conmutación de cargas, no pasen al circuito de Corriente Alterna (CA /AC),
y asegurar valores de tensiones residuales cercanas a cero en los equipos
sensibles, para cuidar a las personas que se hospedan, eliminar el riesgo de
explosión e incendio y resguardar la electrónica de la línea para lograr
fiabilidad y continuidad de servicio.
Es menester
remarcar que el TFI tiene un grado de desarrollo de innovación importante, ya que
en la actualidad hay poca normativa de protecciones específicas para este tipo
de instalaciones, solo lo que los fabricantes recomiendan.
Como la aplicación
será normalmente implementada en edificios de altura donde las probabilidades
de descargas de rayos directas aumentan sensiblemente, el presente proyecto de
desarrollo cobra vital importancia para asegurar las inversiones en EE.RR.
realizadas por los hoteles.
1.1.2 Objetivos
Objetivos Generales
Diseñar un SISTEMA
DE GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE EN UN HOTEL a escala de generación en línea,
aplicado a un entorno de cargas eléctricas sensibles y riesgo de descargas
atmosféricas directas e indirectas elevado.
Objetivos Específicos
Proponer un
sistema de EE.RR. sustentable técnica y económicamente, capaz de ser replicable
a las limitaciones de la industria hotelera en general.
Proponer un
sistema de protección electrónica adaptando los conceptos generales de
normativa internacional a plantas de generación solar fotovoltaica y los equipos
electrónicos conectados a la misma red eléctrica.
1.2 Metodología
1.2.1 Actividades
Se realiza el estudio analítico basado en la normativa de referencia,
información comercial de fabricantes y aplicaciones similares.Posteriormente,
se procede al diseño basado en protocolos la Empresa Provincial de la Energía
de Santa Fe (EPESF) y programas de Secretaría de Estado de la Energía de Santa
Fe.
Las actividades a realizar consisten en el estudio de la Normativa,
generando un marco teórico inicial, recopilación de la información de
fabricantes y normas nacionales e internacionales, actividades de campo como
relevamientos de instalaciones, planimetrías, mediciones y análisis de curvas
de carga y calidad de energía en acometida eléctrica general con equipos de
medición específicos.
Una vez concluidos estos trabajos, se realizará el diseño propiamente
dicho del sistema de EE.RR. en interacción con la red eléctrica existente del edificio,
para luego diseñar el sistema de protecciones.
1.2.2 Factibilidad:
Para la
realización del presente trabajo se tiene acceso a las hojas de datos de
fabricantes, distribuidores de componentes de EE.RR. e información oficial de Reglamentación
Nacional de la Asociación Electrotécnica Argentina (RAEA) e Internacional, como
IEC e IEEE.
Además, se cuenta
con toda la información de posgrado en Energía Eléctrica y la experiencia del
alumno en el desarrollo y aplicación de protecciones en la industria.
Finalmente, el
director de proyecto, Dr. Ing. Diego M. Ferreyra, es Ingeniero Electromecánico y
Doctor en Ingeniería, con una vasta experiencia en energía y particularmente en
energías renovables, donde además dicta la cátedra de Energía Solar en la Especialización
de Energía Eléctrica de la UTN Santa Fe.
2.1
Resumen
El presente Trabajo Final tiene por finalidad
la contribución técnica a la
sustentabilidad energética en hoteles mediante la aplicación de generación
solar fotovoltaica con protecciones eléctricas específicas que aseguren la
sostenibilidad técnica y económica de los proyectos de inversión.
La superficie de la Tierra recibe una gran
cantidad de energía solar, aproximadamente 122 PW (pentawatts) de potencia. Es
de esperar entonces que la energía solar se convierta en la principal fuente de
energía de la humanidad en un futuro cercano. Además, la generación eléctrica fotovoltaica
(FV) presenta la mayor densidad energética de todas las fuentes renovables
(promedio de 170 W/m2). [5]
Podemos confirmar en el avance de cada apartado
de este trabajo, cómo la elevada potencialidad de generación solar en nuestro país
contrasta con la imposibilidad de acceso a fomentos para implementación de
energía solar, y cómo la industria
hotelera no está tomando acciones que permitan ofrecer experiencias de RSE a
los usuarios cada vez más exigentes.
A su vez, vamos a especificar en detalle la
posibilidad de implementar plantas de generación que a través del aporte de
este trabajo, desarrollando protecciones contra sobretensiones de maniobra y de
descargas atmosféricas directas e indirectas, sean sustentables en su aspecto
técnico y económico que permitirá animar e impulsar a las empresas hoteleras a
transitar este camino; y a los organismos del estado incluir en incentivos a la
generación verde en hoteles.
2.2 Conceptos preliminares
El mercado FV mundial tiene un crecimiento
constante que alcanza los últimos años (EPIA, 2013; Renovables, 2014). Esto es
debido a las políticas de promoción implementadas por diversos países
desarrollados, que impulsaron la instalación de sistemas FV conectados a la red
de distribución eléctrica (On-Grid).
El mundo está enfrentando nuevo cambio de
paradigma, los problemas medioambientales y el crecimiento de la población
mundial ponen a la sociedad de cara a nuevos desafíos, a una necesidad de
migrar a fuentes de energías más sustentables que las energías provenientes de
fuentes fósiles. Aún sigue siendo el carbón y el gas la mayor fuente de energía
primaria del mundo según de la Agencia Internacional de Energía (IEA).
Figura 2.1: Demanda total de energía primaria en el
mundo. Fuente: Agencia Internacional de Energía (IEA) 2017.
En este contexto, se abre un nuevo paradigma del uso racional
de la energía, la eficiencia energética y las fuentes de energías renovables. Es por ello que la generación FV está en constante crecimiento a
nivel mundial, como puede observarse en la figura 2.2, donde se analiza la
potencia mundial instalada hasta el 2018 y la previsión futura (F).
Figura
2.2: Potencia fotovoltaica mundial instalada hasta 2018, en
(GW), expresada por región. Fuente: EPIA Global Market Outlook for
Photovoltaics 2014-2018
La Unión Europea (UE) es donde se
desarrolla con más fuerza esta tecnología de manera sostenida, aunque desde
2018 la mayor capacidad total instalada la tiene China, alcanzando una potencia
instalada a principios de 2019 superior a los 170 GW. Dentro de la UE, Alemania
es el país con mayor crecimiento y el mayor desarrollo en la fabricación de
esta tecnología.
Figura 2.3:
Evolución de la energía solar en la
UE. Fuente
Solar Power Europe Company
¨India está
densamente poblada y tiene también una gran irradiación solar, lo que hace del
país uno de los mejores candidatos para el desarrollo de la fotovoltaica. En
2009, India anunció un programa para acelerar el uso de instalaciones solares
en los edificios gubernamentales, al igual que
en hospitales y hoteles lo que provocó el crecimiento constante
de esta potencia instalada¨, según [1].
Figura 2.4: Evolución de la energía solar en
India. Fuente: Solar Power Europe Company.
Una de las consecuencias más importantes del
ingreso de China al mercado de fabricación de paneles e inversores, es la disminución
de costos asociados, lo que permite la masividad en su uso. La capacidad de
producción de paneles solares chinos se multiplicó por 4 entre 2009-11.
Figura 2.5: Cuota de mercado de los
principales países productores de células fotovoltaicas entre 1995 y 2013. [2] Fuente: Wikipedia
Figura 2.6: Costo total de un sistema FV. [12]
Si comparamos la evolución del
costo de la energía solar con la eólica, podemos observar que ésta última logró
cambiar la tendencia y es ahora más económica. No se analizan en este caso las
limitantes climáticas, como tampoco las del suelo o el valor que tiene la
tierra que en muchos casos con valor superior que la FV.
Figura 2.7: Evolución de costo Fotovoltaico vs Eólica.
[12]
De Acuerdo con [3], ¨en Latinoamérica, la energía fotovoltaica ha comenzado a despegar
en los últimos años. Se ha propuesto la construcción de un buen número de
plantas solares en diversos países, a lo largo de toda la región, aunque
todavía queda mucho camino por recorrer. A la cabeza se encuentra México,
siendo el país latinoamericano con mayor capacidad instalada, y tiene aún un
enorme potencial en lo que respecta a energía solar con un 70 % de su
territorio presenta una irradiación superior a 4,5 kWh/m²/día, lo que lo
convierte en un país muy soleado.
Chile lideraba la
potencia instalada hasta hace unos años y Perú comenzó un plan para instalar
plantas solares. Es curioso el caso de Brasil, que está
experimentando un crecimiento más lento que el resto del sector, en parte
debido a la elevada generación mediante energía hidráulica¨.
2.2.1 Contexto Energético en
Argentina
La situación en nuestro país es diferente,
donde aún hay una fuerte dependencia con la generación térmica basada en
combustibles fósiles, como puede verse en el gráfico de la figura 2.8. La
contribución de las energías renovables, excluyendo la generación
hidroeléctrica de gran escala, ha sido insignificante. (Durán, et al.,
2015)
Figura 2.8: Energías primarias en Argentina
2017. Fuente Balance energética nacional
A partir del año 2015, con la aplicación de un
nuevo programa de incentivo, se ha favorecido la posibilidad de una mayor
generación de energía a partir de fuentes renovables, aunque el nivel de
desarrollo en este ámbito es reducido y queda mucho por hacer.
De acuerdo con la figura 2.9, la proporción de fuentes térmicas es muy
importante o la oportunidad de reemplazo de fuentes convencionales a renovables
es amplia.
Figura 2.9: Fuentes de energías en
Argentina. [6]
Analizando el uso energético final (figura
2.10), podemos observar cómo los consumos de energía residencial e industrial
tienen una gran preponderancia si despreciamos el transporte, que no podemos
intervenir en esta úlitmo con ER. Se destaca que el 8,5% del consumo de
recursos energéticos responde al sector comercial, de interés para el presente
trabajo.
Figura 2.10: Consumo por sector productivo. [6]
Figura 2.11: Consumo del sector comercial y público.
[6]
Podemos
rápidamente identificar en la figura 2.11, cómo es necesario focalizar los
esfuerzos de mejora en el
vector energético que tiene mayor predominio sobre la matriz comercial de
nuestro país (ascendiendo a un consumo de energía eléctrica de 2,758 miles de
TEP). Por ende, en comercios en general y particularmente hotelería es muy
importante tomar acciones de mejoras.
2.2.2 Contexto Solar Fotovoltaico
en Argentina
A pesar de que Argentina posee un gran
potencial en generación de energía a través de fuentes renovables debido a su
diversidad de climas y regiones (como el potencial de radiación solar de la
figura 2.13), no ha logrado un crecimiento sostenido de éstas debido a causas
político-económicas y técnicas.
Dentro de los desafíos técnicos más importantes
para la Argentina, están las grandes distancias que separan la localización de
los recursos y los centros de consumo (Figura 2.12).
Figura
2.12: Localización de recursos. [6]
La ley
25.019 fue la primera en referir a un régimen nacional de energía eólica y
solar. En 2006, la ley 26.190 tenía como objetivo en un plazo de 10 años
generar el 8% del consumo mediante fuentes renovables. En 2009 la capacidad fotovoltaica instalada
en la Argentina estaba mayormente ubicada en áreas rurales dispersas y alejadas
de las redes eléctricas de distribución, como solución a la imposibilidad de
llegar con línea de energía a puntos de consumo muy chicos. En 2010 y como consecuencia
de políticas Nacionales y provinciales de promoción que favorecieron
fundamentalmente la instalación de centrales de potencia basadas en fuentes
renovables, la capacidad FV instalada en la Argentina ha crecido sustancialmente,
según fuentes especializadas [7]. En tal sentido, El primer logro fue
la puesta en operación de la planta FV de 1,2 MW en la localidad de Ullúm, San Juan,
en el año 2010. Luego, en 2012, la empresa 360 Energy inauguró la primera
planta solar de 5 MW en Cañada Honda, San Juan y un año después entró en
operación otra planta de 2 MW en un predio contiguo.
En el año 2015,
la ley 27.191 estableció un régimen de fomento nacional para el uso de fuentes
renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica que dio un
nuevo impulso a las generaciones renovables, aunque no se cumplió con lo que
imponía la ley de un total de generación del 8% de la matriz energética con
fuentes renovables. Se estima, que dadas las condiciones actuales será muy
difícil cumplir con el objetivo del 20% de dicha matriz en 2025, aunque ésta
ley puso en discusión la necesidad de establecer una política de estado de largo
plazo.
Con la sanción de la Ley 27.270/2016, Argentina ratificó el acuerdo de Paris y asumió
una meta de reducción especifica en relación a la emisión de gases de efecto
invernadero.
Figura
2.13: Radiación solar en Argentina. [6]
2.2.3 Contexto en la Provincia de
Santa Fe
Centrando nuestro estudio en la Provincia de Santa Fe, el desarrollo de EE.RR. se vio
fuertemente influenciado por políticas de fomento que hicieron de Santa Fe una Provincia
pionera en el País en la aplicación concreta de energía renovables, y
particularmente Solar Fotovoltaica de tipo generación distribuida (a baja
escala).
La primera
orientación a estas políticas se remonta al año 2005, con la ley 12.503, declarando
de interés provincial la generación y el uso de energías alternativas o blandas,
a partir de la aplicación de las fuentes renovables en todo el territorio santafesino.
Luego, en
el año 2006, la ley 12.692 otorga un régimen promocional provincial para la
investigación, desarrollo, generación, producción y uso de productos
relacionados con las energías renovables no convencionales.
Finalmente,
en el año 2013, el plan PROSUMIDOR y GENERFE la convierte en la primera
provincia argentina en habilitar la conexión a la red de sistemas distribuidos
de energía renovable. Para solventar este programa, la EPESF cobra en su
factura un monto fijo para el fomento de energías renovables, recaudando bimestralmente
efectivo proveniente de su más de 1 millón de usuarios bimestrales.
De la
misma forma que se realizó en el país, podemos comparar radiaciones en nuestra
provincia, según un estudio de la Universidad Nacional de Rosario (UNR) en
conjunto con la provincia, a partir del cual se obtiene los siguientes
resultados (Figura 2.14
Valores de Enero:
§
Reconquista
§
Entre 6,75 y 6,85 kWh/m2/día
§
Firmat
§
Entre 6,95 y 7,05 kWh/m2/día
§
Tostado - Elisa - Cañada Rosquín
§
Entre 7,05 y 7,25 kWh/m2/día
Valores de Junio:
§
Reconquista - Tostado
§
Entre 2,70 y 2,80 kWh/m2/día
§
Elisa
§
Entre 2,50 y 2,60 kWh/m2/día
§
Cañada Rosquín
§
Entre 2,30 y 2,40 kWh/m2/día
§
Firmat
§
Entre 2,20 y 2,30 kWh/m2/día
Figura
2.14: Radiación solar en Santa Fe. Fuente UNR
Para concluir, analizamos el
recurso solar y el aprovechamiento fotovoltaico en la matriz FODA de la Tabla
2.1.
Tabla 2.1 Análisis FODA:
|
FORTALEZAS |
OPORTUNIDADES |
DEBILIDADES |
AMENAZAS |
|
Fuente
energética gratuita (sol). Disminución
de contaminación. No
daña al medio ambiente. Genera
mano de obra local. Está
muy probada. Es
segura y fácil de instalar. Es
complementaria. |
Capacitación
y experticia local. Ahorro
energético. Avances
tecnológicos para su desarrollo. Menor
dependencia de fósiles. |
Instalación aun costosa. Necesidad de divisas para sus
materiales. Restricción de espacio en
tierras productivas. |
Intermitencia
del recurso. Problema
de almacenamiento de la energía. Cambios
políticos y económicos del país. |
2.3 Entorno Medioambiental
A
diferencia de las tecnologías de generación de energía convencionales, la
energía solar FV no produce ningún tipo de emisiones nocivas durante su
funcionamiento, y al terminar su vida útil mediante un correcto sistema de
gestión de residuos que puede reciclarse casi en su totalidad.
Cabe
destacar que no existe ninguna generación sin impacto ambiental. En el caso de
la energía fotovoltaica, los residuos generados mediante la producción
presentan un impacto ambiental a tener en cuenta, así como las emisiones de las
fábricas de los componentes necesarios, aunque éstas pueden gestionarse
mediante controles de contaminación ya existentes.
2.3.1 Gases de efecto invernadero
Las emisiones de gases de efecto invernadero de la energía FV, que
corresponden a la energía necesaria para su fabricación, se estima que llegará
a valores 15 g/kWh en el total de su vida útil. Es una emisión mayor que la
energía hidráulica, eólica y nuclear, pero sensiblemente menor a las emisiones
de las plantas generadoras que contamos en nuestro país como fuente principal
de generación. Por ejemplo, una planta generadora de gas con tecnología de ciclo
combinado como el caso de la central Timbues, emite 400-599 g/kWh de gases de
efecto invernadero, o una planta de gasoil como se instalaron en nuestra
provincia con generadores CATERPILLAR a gasoil, 893 g/kWh, o una de carbón como se construyó en Rio
Turbio (915-994 g/kWh).
Para tener de referencia, un sistema FV de 15 kW como el
proyectado, ahorra la combustión de aproximadamente 1155 kg de carbón, evita la
emisión a la atmósfera de unos 2,1 Tn de dióxido de carbono, y ahorra
mensualmente el uso de unos 6000 litros de agua. Fuente de referencia: Durbin
Husher, John (23 de junio de 2009).
2.3.2 Reciclaje
Al final de su vida útil, la mayor parte de los paneles
fotovoltaicos se pueden recuperar, hasta el 95 % de materiales semiconductores
y el vidrio, así como grandes cantidades de metales ferrosos y no ferrosos
utilizados en los módulos.
Los países
con mayor proliferación de esta tecnología ya cuentan con empresas y
organizaciones que se dedican al reciclado de estas plantas, como el caso
de la organización PV CYCLE Association en la Unión Europea, que
trabaja en la recolección y reciclaje de
paneles al final de su vida útil.
En el marco de lo expuesto, se proyecta un sistema ambientalmente
sostenible en la explotación hotelera (como se muestra en la figura 3.1),
aportando eficiencia y ahorro de energía al vector de uso comercial. Para cumplir
con el objetivo del trabajo, se realizarán los cálculos y desarrollos para
proyectar una planta FV con conexión a la red de distribución.
Figura
3.1: Vista frente de la explotación hotelera
3.1 Marco legal
Siguiendo las políticas
medioambientales actuales, en la explotación hotelera se realizaron acciones
que tienden al ahorro y la eficiencia energética, promoviendo el uso eficiente
de la energía y la incorporación de tecnologías de energías renovables.
En el análisis del apartado anterior se resaltaron los esfuerzos
nacionales y provinciales por promover la implementación de energías
renovables, a la vez que se vio la necesidad en el sector que nos compete
(Comercio). Aprovechando estas leyes y programas, realizamos el presente
estudio para lograr una inversión en equipamiento técnicamente factible y
económicamente rentable en el tiempo.
Se basará el estudio en el marco del Plan PROSUMIDOR de la provincia
de Santa Fe (Decreto 1718/18), el cual como vimos anteriormente, tiene
como objetivo incentivar la generación de energía distribuida renovable
conectada a la red de baja tensión (220/380 V).Este programa, facilita los
retornos de inversión fundamentales para que las empresas puedan invertir en
esta tecnología. Finalmente, las protecciones eléctricas se realizan siguiendo las
normas IEC-61643-1, IEC-60364-4-443 e IEEE C62.41.2-2002,
y contrastando con las referencias nacionales AEA e IRAM 90364 y
2184, respectivamente.
3.2 Ubicación
El inmueble se encuentra en la ciudad de Rafaela, provincia de Santa Fe. Para
referencia, la Figura 3.2 ubica la plaza 25 de Mayo (plaza principal).
Figura 3.2: Imagen
satelital de la localidad de implementación de referencia
Coordenadas:
Latitud: 31°15'8.01"S
Longitud: 61°29'30.87"O
Norte geográfico:
8,46 grados Oeste. Esto quiere decir que debemos rotar 8,5 grados
los paneles respecto a la normal al eje medianero.
3.3 Análisis de consumo
Actualmente, la instalación cuenta con un consumo de energía anual
que puede ser estimable según los registros de las facturas de EPESF o bien con
un analizador y sus curvas de carga. Siguiendo la reglamentación vigente de
PROSUMIDORES, este dato servirá para verificar cuál es la potencia máxima que
podría generarse con un medio solar.
Como el programa PROSUMIDOR permite hasta 15 kW de
potencia para este tipo de instalaciones, nuestro inversor no podrá
superar este valor. Además, la energía generada anual proyectada, al estar
limitada por la potencia máxima del inversor, no superará el 80% de la energía
consumida por el establecimiento (valor máximo que permite el programa).
Figura 3.3: Curva de carga de consumo del Hotel
En la figura 3.3 se observa como el consumo depende de la época
del año, debido a que la principal carga corresponde a generación de frío para
confort. En invierno, al disponer de gas, este consumo baja sensiblemente, pero
aun así el consumo de base supera la generación solar proyectada.
3.4 Recurso disponible y
Radiación
Utilizando la aplicación de Global Solar
Atlas, podemos conocer los detalles de radiación además de brindarnos la
orientación óptima de los paneles.
Tabla 3.1: Irradiación anual acumulada. Fuente: aplicación Global Solar
Atlas
Figura 3.4: Curva de
radiación, altura solar. Fuente: Global Solar
Atlas
Podemos obtener valores preliminares de generación para una planta
de 15 kW y 360 Wp de paneles. La radiación se puede obtener de diferentes
fuentes, como los datos recopilados en estudio de la Provincia de Santa Fe (mediciones
en campo realizadas por la UNR, Universidad Nacional de Rosario), o los estudios
realizados por la Universidad de Luján.
Figura 3.6: Curva de radiación mensual. Fuente: Global Solar Atlas
Figura 3.7: Energía mensual por radiación solar en la ciudad
de Rafaela (Argentina). Fuente: Global Solar
Atlas
En la imagen 3.6 podemos se puede observar la constancia en la
radiación máxima y la forma de generación, no habiendo grandes variaciones en
cada mes durante el año. De igual manera en la figura 3.7 se observa la
generación mensual y una variación no superior al 30%e entre máximos y mínimos.
Utilizaremos como mapas nacionales similares a los utilizados por
el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) en una escala de 1:7.500.000 (en
proyección cónica conforme Lambert, con meridiano central 60°W y conos secantes
de -30° y -60°). Se volcó la información de los promedios mensuales del valor
diario que integran la base de datos, diferenciando los que fueron obtenidos
con pirómetros de la Red Solarimétrica de los que lo fueron con piranómetros
del SMN, o de alguna otra institución a fines de la década del ’60 , y dentro
de ellos, los registros que presentan mayor extensión temporal.
Además, se debe considerar las condiciones de variabilidad
espacial de los promedios mensuales provenientes de mediciones piranométricas
diarias en regiones homogéneas (suponiendo isotropía), lo que permite
extrapolar sus valores hasta aproximadamente 200 km, sin exceder un error del
10% dentro de un nivel de confidencia del 90%.
Figura 3.8: Curva iso-radiación kWh/m2-día.
Febrero (izquierda) y Diciembre (derecha). Fuente: UNR
La provincia de Santa Fe tiene con GENERFE un análisis hecho en
distintas ciudades, con su análisis de sol e irradiaciones que también es un
importante material de consulta. Las mediciones realizadas por la provincia se
pueden comparar con los datos obtenidos de NASA y se puede observar que las
diferencias no son sustanciales, a excepción de lo que ocurre con localidades
del Norte, como ser Tostado y Reconquista (Figura 3.9).
Figura 3.9: Curva comparativa de irradiación (NASA vs
Medición en campo). Fuente: UNR
Podemos constatar que Argentina, y Santa Fe poseen muy buenos
estudios de irradiación media anual para estimar los usos potenciales del
aprovechamiento energético de la radiación solar. También se concluye que puede
utilizarse las referencias de la NASA mediante el software de Ret Screen sin
mayores variaciones en nuestra zona.
Tabla 3.2: Recurso
solar en plano horizontal mensual y promedio anual (kWh/m2-día),
utilizando la base de Cañada Rosquín (kWh/m2-día). Fuente UNR.
3.5 Desarrollo Técnico
3.5.1 Inclinación
Para realizar el desarrollo técnico de cálculo de inclinación de
paneles debemos realizar una serie de pasos:
En primer lugar, determinar la radiación solar.
Luego se realiza la corrección por norte geográfico de los paneles
respecto a la cuadrícula de calles de la ciudad.
Con los datos de software referimos el ángulo de inclinación a 29°,
el cuál se específica para la zona donde estarán instalados los paneles.
Para obtener los valores de corrección de tabla debemos calcular
la irradiación en plano horizontal, y el resultado es el cociente entre el
plano inclinado y el horizontal
Tabla 3.3:
Irradiación en el plano horizontal y corregida. Fuente: Guía del recurso
solar; contribuciones de Cristian Wallace
Ordenando los datos en una columna adicional que multiplica la radiación
por el coeficiente obtenido a 29 grados (en este caso se toma el valor más
cercano de 30), obtenemos la radiación corregida (Tabla 3.4).
Tabla 3.4: Corrección de
radiación plano horizontal. Fuente: Guía
del recurso solar; contribuciones
|
Mes |
Radiación Solar horizontal (kW/m2/día) |
Radiación Solar Corregida (kW/m2/ día) |
|
Ene |
6,76 |
6,1516 |
|
Feb |
5,76 |
5,5872 |
|
Mar |
5,18 |
5,439 |
|
Abr |
3,33 |
3,8961 |
|
May |
2,57 |
3,3924 |
|
Jun |
2,51 |
3,4889 |
|
Jul |
2,27 |
3,1099 |
|
Ago |
3,53 |
4,3419 |
|
Sep |
4,45 |
4,895 |
|
Oct |
5,2 |
5,148 |
|
Nov |
6,64 |
6,1752 |
|
Dic |
6,98 |
6,282 |
|
Prom
Anual |
4,6 |
4,826 |
Una vez obtenida la radiación y habiéndola corregido por el ángulo
de inclinación de paneles calculamos cual va a ser la producción promedio de
energía:
Radiación anual = 4,826 x 365 = 1761,5 kWh/m2/Año
3.5.2 Elección de Equipos
Paneles
Se opta por paneles tipo estándares mono cristalino de 345 Wp de
alta tecnología, según las especificaciones indicadas en la Figura 3.10, y las
características mecánicas listadas en la Figura 3.11.
Figura
3.10: Especificaciones
Eléctricas de paneles Solares. Fuente: Amerisolar
Figura
3.11: Especificaciones
mecánicas del panel solar especificado. Fuente Amerisolar
Inversor
Para
el inversor se elige el modelo SMA Tripower 15000TL de 15 kW , con las
especificaciones indicadas en la figura 3.12.
La
potencia máxima elegida, corresponde al mayor aprovechamiento del límite máximo
de generación del programa PROSUMIDOR. Además, conforme aumenta la potencia de
inversor disminuye el costo por kW instalado. Finalmente, la marca del inversor
se elige por su disponibilidad en el país (adquisición, respuesta y servicio
técnico) y por tratarse de una estructura íntegramente inyectada en aluminio, a
diferencia de los disponibles normalmente tipo ensamblado mediante placas.
Figura
3.12: Especificaciones
Eléctricas del inversor. Fuente SMA
Con la información de pre proyecto deberemos
dimensionar y verificar la instalación, calculando por ejemplo la energía
generada por panel y determinar su cantidad.
Para cuantificar el recurso solar se utiliza
4,5 kWh/m2/día o el promedio que obtuvimos de los datos anteriores aplicando un
coeficiente de seguridad (10% en nuestro caso), y redondeando el valor para
poder, ante el desgaste natural de instalación, nubosidad o altas temperaturas,
mantener los valores de generación calculados.
3.5.3 Energía a generar
Calculamos
la energía a generar por los equipos proyectados.
Egp [kWh/kWp] = H [kWh/m2] * A [m2] *
ηfv [%] * ηelec [%] / Pp [kWp]
Referencias:
Egp [kWh/kWp]: Energía generada por unidad de
potencia.
H [kWh/m2]: Irradiación total anual.
A [m2]: Área del módulo FV.
ηfv [%]: Eficiencia del módulo FV.
ηelec [%]: Eficiencia de la instalación con
todas sus pérdidas.
Pp [kWp]: Potencia del panel FV.
Egp = 1761,5
kWh/m2/Años * 1,94 * 0.1778 * 0,9 / 0,345
Egp = 1585 (kWh/kWp)
Energía
generada = Egp * Pstd = 1585 * 15 = 23775
kWh de energía anual generada
Una vez obtenida la energía que podemos generar
con la planta, obtenemos qué cantidad de paneles será necesario instalar.
3.5.4 Cantidad de paneles
Promedio anual corregido: 4,826
Sobredimensionado: 10%
Promedio anual para cálculo (conservador): 4,6
kWh/m2/día
E. Gen. = (Recurso) x (Superficie) x (Eficiencia
panel)
E. Gen =
4.6 x (1,956x0,992) x 0,1778
E. Gen = 1,587 kWh/dia
E. Gen Anual
por panel = 579,25 kWh/año
Total de
paneles= energía anual / energía por panel: 23775 kWh / 579,25 kWh/año = 41 unidades
Se
adoptan 40 paneles totales. Dos strings de 20 paneles cada uno (conexión serie)
3.5.5 Verificaciones
3.5.5.1 Verificación de inversor:
Máxima
tensión aplicada = Uoc * cant paneles = 47.3 * 20 = 946 Volt < 1000 Volt à VERIFICA
Corriente
máxima = Icc = 9,31 Amp à VERIFICA
Siendo,
Uoc, la tensión de circuito abierto del panel.
Icc menor a la Corriente máxima de entrada por string del inversor
(33ª) según figura 3.12
3.5.5.2 Verificación de generación mínima
Si comparamos la energía consumida con al generada, esta última no debe
superar el 80% de la que usa el hotel.
Consumo promedio anual (del
apartado anterior) = 137.164,50 kWh/año
Generación máxima posible (80%) = 109.731,60 kWh/año à VERIFICA
A su vez, se verifica que no se
producirán pérdidas por sobra, al encontrarse sobre una azotea.
3.5.5.3 Verificación de eficiencia por disco de
irradiación solar
Como en nuestro caso nuestro ángulo de
inclinación horizontal es de 29 grados y no nos desviamos del norte real (ya
que los paneles se pueden girar en la azotea para que miren al norte geográfico),
la disposición es óptima (como muestra en la figura 3.13): à VERIFICA
Figura 3.13: Disco de irradiación solar (Bs As).
Fuente: global solar atlas
3.5.5.4 Distancia mínima entre paneles
Figura
3.14: Distancia
entre paneles
En nuestro
caso, y según las recomendaciones del manual de generación distribuida Solar FV
de la Secretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Nación:
h = A . sen
alfa
h = 0.95
metros
K = 1.6
(latitud: 29 grados)
d = K * h = 1.6 *0.95 à
Distancia mínima entre paneles 1,5 metros à VERIFICA
Se toma un precio de devolución por kWh
de energía generada según el programa PROSUMIDORES, de 11 $/kWh, para una
cotización del dólar actualizada a febrero de 2020 (correspondiente a 63 $/USD).
Se consideran los siguientes datos de
partida:
Generación anual: 23.775,0 kWh (según
cálculo previo)
Costo de inversión de la planta FV: USD
24.000,0
Podemos obtener los retornos y las variables económicas, de
acuerdo a las tablas 4.1, 4.2 y 4.3.
Tabla 4.1:
Resumen general de Inversión y Ahorro
|
Ítem |
Descripción |
Monto |
Unidad |
Observaciones |
|
1 |
Inversión |
24.000,00 |
U$ |
Solar 15 kW |
|
2 |
Ahorro en energía |
4.151,20 |
U$ |
Generación |
|
3 |
Ahorro
total |
4.151,20 |
U$ |
- |
Tabla 4.2:
Detalle de análisis económico
|
Ítem |
Descripción |
Protección |
Unidad |
|
2 |
Inversión
total |
24.000,00 |
U$ |
|
3 |
Ahorro
total |
4.151,20 |
U$/año |
|
4 |
Retorno
de Inversión Simple |
5,78 |
Años |
|
5 |
Vida
útil |
20 |
años |
|
6 |
VAN
(al 12%) |
7.007,15 |
U$ |
|
7 |
TIR |
16,5 |
% |
Figura 4.1: Curva de retorno de inversión
En
el análisis económico actual, contemplado la inversión en una planta solar FV
como la descripta, el retorno de inversión a las tarifas e incentivos actuales
es de 6 años. Aunque se aprecia que el TIR es positivo y el VAN, en el
análisis de la vida útil media del
inversor es positivo también, probablemente no resulta atractiva para los
inversores que analicen las variables financieras del proyecto.
A
su vez, el análisis no considera los cambios en la cotización del dólar y
supone una instalación libre de todo mantenimiento por desperfectos derivados
de perturbaciones eléctricas o descargas atmosféricas, lo que supone
desmejoraría las variables económicos financieras.
Se realiza
un esquema de conexionado tentativo sujeto a la verificación de EPESF y
Municipalidad (Figura 5.1).
Figura 5.1: Esquema unifilar instalación solar FV. Fuente EPE
6.1
Introducción
Como vimos en el
desarrollo anterior, los parques solares en la actualidad son de vital
importancia porque representan una fuente igualitaria de generación de
electricidad en los países que poco a poco migran a una matriz energética
renovable. Argentina es un país con mucha abundancia de recursos (luz solar),
por lo tanto es una gran oportunidad el uso de este tipo de instalaciones. Sin
embargo, las descargas atmosféricas son de gran frecuencia en todo el país
(Figuras 6.1 y 6.2) y las instalaciones como las que proyectamos en el presente
Trabajo Final, están por lo tanto sujetas a ser alcanzadas por estas descargas
de rayos, ya sea en su forma directa o indirecta a través de estructuras y
conductores.
Particularmente el
sistema solar fotovoltaico dimensionado y aplicado a la industria hotelera, cobra
una importancia superior por tratarse de instalaciones en altura (más de 6
pisos) en el entorno de una ciudad chica como es Rafaela, donde este tipo de
estructuras resalta sobre el resto.
Se suma al
desafío de protección una particularidad técnica, la instalación que alimenta la
planta de generación solar fotovoltaica tiene una alta carga en componentes de
electrónica y equipos que trabajan con lógica de control (servidores), por lo
que supone un daño económico elevado tras el eventual impacto de rayos o
inducciones de sobretensiones. En conclusión, la probabilidad de ocurrencia es
elevada y los daños potenciales también son elevados, creando un escenario que
es fundamental tener en cuenta para analizar e instrumentar acciones que aseguren
la seguridad de las personas y mantengan la productividad y el servicio de los equipos.
Figura 6.1: Noticias relacionadas al caso de estudio. Fuente: Diario Clarín
(2018)
Figura 6.2: Noticias relacionadas al caso de estudio. Fuente: Diario Nación
(2014).
Según estudios de Storm Data National Oceanographic and Atmospheric
Administration (https://www.ncdc.noaa.gov/), de todos los problemas de
desastres naturales, entre los que se incluyen tormentas y huracanes, las
descargas de rayos presenta la segunda mayor tasa de mortalidad en Estados
Unidos. Por su parte, en Argentina, según los datos de la dirección de
estadísticas e información de salud de
la Nación (http://www.deis.msal.gov.ar),
el promedio informado (sin un relevamiento sistemático de datos) es de 15 muertos por año, pero como vemos en
los artículos de referencia del presente, estos datos se encuentran en constante
crecimiento en el último período.
En este módulo analizaremos los efectos de corriente de rayo con
diferentes formas de ondas en la planta solar proyectada, la cual está
conectada a la Red de alimentación de cargas electrónicas, e intentaremos
aproximar el efecto eléctrico y energético de los transitorios que puedan dañar
los paneles solares, inversores y el resto de componentes de la instalación.
Utilizaremos los datos de corriente media, tensiones de pico
normalizadas, probabilidad de ocurrencia, sensibilidad de equipos a
sobretensiones, entre otros parámetros para asignar protecciones adecuadas a
cada parte de la instalación y justificaremos de esa manera la inversión y el
retorno de los costos en reparaciones de roturas de equipos, incendios y lucro
cesante de la facturación.
Para el presente estudio se realizan consultas a distintas normas
técnicas, especialmente la Norma IEC-61643-1 y la IEEE
C62.41.2-2002, ampliamente difundidas. También se realiza la verificación de
contraste con la Reglamentación de la Asociación Electrotécnica
Argentina (RAEA Argentina).
6.2 Desarrollo previo
El lugar donde se encontrará emplazada la planta de generación solar
fotovoltaica lo caracteriza una excelente radiación solar que asegura un buen
desempeño de la instalación, pero a su vez y en contraposición tiene una
probabilidad de sobretensiones transitorias elevada, tanto directa (descargas
atmosféricas), como indirecta (sobretensiones de maniobra por el funcionamiento
normal de las redes de distribución de energía).
6.2.1 Sobretensiones de maniobra y descargas indirectas
Las sobretensiones indirectas y de maniobra son las de principal
ocurrencia en instalaciones, son de menor amplitud que las directas y presentes
en todas las instalaciones. En el presente trabajo, al centrar nuestro análisis
en la protección electrónica, además de lo que respecta a personas y el riesgo
de incendio por chispas (los eventos de rayos tienen mucha participación
energética), con la solución propuesta quedarán implícitamente protegidas las
instalaciones contra sobretensiones indirectas y de manobra o conmutación de
cargas. Para justificar lo expuesto, realizaremos un análisis de campo
específico, midiendo parámetros de calidad de energía y centrándonos
particularmente en las sobretensiones transitorias.
La medición se realiza
durante 7 días (Figura 6.3 y Tabla 6.1) y se aplica sobre la acometida del
edificio con un equipo analizador de calidad de energía de suficiente velocidad
de muestreo y tiempo de resolución, para poder detectar eventos de tan corta
duración.
Figura 6.3: Registro general de eventos en el lugar. Fuente: Aglietto
Ingenieria SRL
Podemos detectar distintos tipos de eventos, pero nos interesan los
65 impulsos totales registrados. Respeto a dichos impulsos, podemos analizar en qué parte de la
onda y que amplitud tienen.
A modo de ejemplo (el detalle no es objeto del presente trabajo),
mostramos algunos de estos valores en la tabla 6.1.
Tabla 6.1: Registros de sobretensiones. Fuente: Aglietto Ingenieria SRL
La cantidad de picos es elevada, aunque su amplitud es baja, por lo
que podemos afirmar que con las protecciones proyectadas serán mitigados.
El equipo también nos da
información valiosa para saber el tipo de protección a instalar, las que no
pueden ser de umbral fijo, por lo tanto todas las protecciones a instalar serán
de tipo umbral variable con seguimiento de onda.
Figura 6.4: Representación gráfica de una sobretensión. Fuente: Aglietto
Ingenieria SRL
6.2.2 Sobretensiones
externas – rayos directos
6.2.2.1 Descargas atmosféricas en nuestra región
Según la Asociación Física Argentina, la actividad eléctrica
atmosférica en el País nos proporciona información complementaria de la
cantidad de días de rayos y otra información que podemos recopilar para tener
una imagen general de la situación y proyectar con éxito las protecciones.
En la imagen a continuación podemos ver las estaciones de muestreo donde
es recopilada la información.
Figura
6.5: Estaciones de muestreo. Fuente: Red Mundial de
Colaboradores de Localización de
Descargas Atmosféricas
(por sus siglas en WWLLN).
6.2.2.2 Ocurrencia
Algunos datos que podemos recopilar, proporcionados por organismos
internacionales o el servicio meteorológico nacional, son los días de tormenta,
que expresan la cantidad de tormentas eléctricas en distintas zonas y en el
período de un año. Otro indicador que puede obtenerse es el de densidad de
descargas atmosféricas; esto nos da como dato la cantidad de descargas eléctricas
a tierra por cada kilómetro cuadrado.
Primero analizaremos de forma individual, y luego relacionaremos
estos conceptos y los contrastaremos con los parámetros internacionales.
6.2.2.3 Cantidad de
tormentas
Es
muy importante destacar que en Argentina el método utilizado por el servicio
meteorológico Nacional es de tipo observacional, esto quiere decir que hay
observadores que son personas físicas tomando datos sobre días y tipos de
tormenta.
Figura 6.6: Mapa isoceráunico. Fuente: IRAM
2184-1/AEA 9305-1
Analizando
las diferentes regiones, podemos ver como el Sur del país presenta la menor
cantidad de días de tormentas en el año y el Norte y el Litoral argentino
presentan una actividad de rayos elevada, llegando a 130 tormentas eléctricas al año.
Figura 6.7: Regiones con igual días de
tormenta eléctrica. Fuente: IRAM 2184-1/AEA 9305-1
6.2.2.4 Densidad de
Descargas a tierra
Como su nombre lo indica,
estos parámetros nos permiten conocer la cantidad de descargas eléctricas por
kilómetro cuadrado, que a su vez utilizaremos en el modelo de diseño de
pararrayo.
Particularmente, nuestra
región tiene una actividad elevada de tormentas eléctricas, ya que según los
especialistas se relaciona con las masas de aire húmedo inestable por el
calentamiento del suelo.
Como la exposición a rayos
depende de la región del país (Figura 6.8), obtenemos para la ciudad de Rafaela
de 5 a 7 rayos a tierra por km2 al año.
Figura 6.8: Mapa de densidad de rayos. Mapa isoceráunico.
Fuente: IRAM 2184-1/AEA 9305-1
Finalmente, relacionando la cantidad de muertes tanto directas e
indirectas debido a las descargas atmosféricas y la densidad demográfica, podemos
evaluar el riesgo.
Agregando la relación entre la población urbana y la densidad de
descargas, podemos obtener un mapa de riesgo que nos permite prestar mayor
atención en ciertos lugares donde instalaremos un sistema solar fotovoltaico,
independientemente de que esté o no montado en altura (Figura 6.9).
Figura
6.9: Zonas riesgo Argentino por provincias. Fuente:
Conicet
6.2.2.5 Frecuencia de rayos
sobre la estructura
Podemos
también calcular la frecuencia de rayos que puede caer sobre nuestra estructura
solar fotovoltaica, siguiendo los lineamientos de las normas y estándares eléctricos como IEC o en este
caso NFC 17-100 (11197:12) y ENV 61024-1 (1995:1).
Método de estimación para Frecuencia
Anual Promedio Nd de rayos directos en una estructura:
Nd = C1 * Ng * Ae * 10^(-6) [rayos
directos/año]
C1:
Coeficiente ambiental que rodea a la
estructura
Ng:
densidad anual de rayos. (Fuente Servicio meteorológico Nacional)
Ae:
Área 10^(-6) de colectora equivalente de la estructura en m2
En
nuestro caso son 0,13 rayos directos al
años (Nd = 1 * 130 * 1000)
Tabla 6.2: Coeficientes
ambientales. Referencia: NF C 17-100 (11197:12) y ENV 61024-1 (1995:1)
6.3 Desarrollo específico - tipificación
Antiguamente,
los sistemas de generación solar fotovoltaica eran aplicados a zonas rurales o
para solucionar problemas de disponibilidad de energía eléctrica. Con el
desarrollo de las nuevas tecnologías de generación distribuida, aparecieron los
problemas derivados de los efectos de las sobretensiones en todo el conjunto de
instalaciones y equipos electrónicos acoplados a la red eléctrica.
De
hecho, casi ningún estándar internacional dispone de referencia al respecto siendo
uno de los pocos desarrollos el EN 62305-3 de Alemania de forma muy
superficial, limitándose a clasificar los dispositivos de protección y la
conexión entre paneles.
Para
este trabajo en particular, se opta por la selección de sobretensiones
transitorias estandarizadas para evaluar el desempeño del sistema FV a
diferentes corrientes máximas en distintas formas de onda. Dicho estándar
corresponde a la onda de rayo y la onda de conmutaciones. De esta manera, se proporcionará
pautas mínimas para cumplir los
requerimientos establecidos en este trabajo y lograr la inmunidad completa de
los equipos electrónicos en el edificio.
6.3.1 Caracterización de un rayo
Podemos
encontrar definiciones técnicas en diferentes fuentes, por ejemplo: ´´El rayo es una poderosa descarga natural
de electricidad estática, producida durante una tormenta eléctrica, que genera
un pulso electromagnético. La descarga eléctrica precipitada del rayo es
acompañada por la emisión de luz (el relámpago), causada por el paso de
corriente eléctrica, que ioniza las moléculas de aire, y por el sonido del
trueno, desarrollado por la onda de choque. La electricidad (corriente
eléctrica) que pasa a través de la atmósfera calienta y expande rápidamente el
aire, produciendo el ruido característico del trueno. Los rayos se encuentran
en estado plasmático¨[4]
No
obstante, a nosotros particularmente en este trabajo nos importa definir el
rayo desde el punto de vista electromagnético, siendo entonces un fenómeno
eléctrico transitorio de alta velocidad que en su impacto genera un impulso
eléctrico y magnético que produce a su vez sobretensiones, cuyo orden de
magnitud dependerá́ de la impedancia de los caminos que recorre la corriente
hacia su disipación en la tierra. Las corrientes eléctricas que pueden variar entre 20 y 200 kA.
Las
diferentes teorías de protección contra sobretensiones que podemos consultar,
suponen que el rayo crea una onda de descarga directa en un tiempo de subida
hasta su valor máximo de corriente en 10 µs, y un tiempo de cola o descarga de
350 µs. Las normativas de diferentes países tipifican este impulso de forma
idéntica.
Figura 6.10:
Forma de onda e intensidades de descargas positivas y negativas. Fuente IEC
61643
La
Figura6.10 muestra a la izquierda la forma de onda de descargas positivas (tierra
a nube) y negativas (nube a tierra) . Los valores de corriente máxima, pueden
ir desde algunos kA hasta cientos de kA (derecha).
6.3.2 Formas de onda de corriente
estándar
De acuerdo
con los estándares IEC e IEEE, la corriente de impulso de un rayo debe estar a
8/20 µs y 10/350 µs para la prueba de capacidad de resistencia a
sobretensiones.
Los parámetros importantes en nuestro
análisis, son la corriente máxima, el tiempo de subida y el tiempo de atenuación. Estas características
nos dan una idea de la forma de onda de corriente del rayo, cuyos parámetros
los define IEC 61643-11.
Utilizaremos
la referencia de los procedimientos de normativa y las verificaciones mediante
el programa PSCAD (Simulación de transitorios electromagnéticos en sistemas de
potencia), para modelar diferentes tipos de onda, y los expresaremos a
continuación para llegar a la selección
final de protectores disponibles en el mercado.
Estas
curvas son de tipo estándar y pueden consultarse en cualquier bibliografía
técnica nacional o internacional. En nuestro caso, aprovechamos las herramientas del modelado computarizado para
mostrar con valores de corriente real (comúnmente se especifica con valores porcentuales).
Para el modelado también pueden utilizarse programas como Matlab,
ya que la forma de onda esta formulada
por expresiones matemáticas como la que se describe a continuación (los programas
utilizan la función de Heidler para modelar ya que es más real):
Siendo Im
la corriente máxima, mientras que alfa y beta son constantes.
Para
elegir los valores de corriente a analizar, nos basamos el estudio en la
suposición de corriente máxima de rayo (según [8]). Este
estudio nos dice que, ordenado en forma de histograma, el 98% de las corrientes
máximas de los rayos exceden los 4 kA, el 80% de ellas excede 20 kA, y solo 5%
excede 90 kA. Esto nos indica que podemos tomar para la simulación corrientes
entre 20 y 90 kA, con suficiente aproximación para decir que representamos a la
mayoría de los rayos.
Planteamos
dos escenarios de descargas atmosféricas: el primer escenario es una
sobretensión de tipo de impacto directo (Figura 6.11 y 6.12), y el segundo
escenario es una sobretensión tipo indirecta o inducida (Figura 6.13 y 6.14). Graficamos
a continuación ambos escenarios.
Figura 6.11: Modelo de sobretensión transitoria de onda directa 10/350 Estándar.
El modelo de
la Figura 6.11, corresponde a una onda
de impacto directo 10/350, esto quiere decir que tiene rampa ascendente al
valor máximo de corriente de 10 μs y un tiempo de atenuación del 50% de la
energía en un tiempo de 350 μs. Recordando que según la norma de referencia
(IEC 61643) la atenuación del 50% del frente de onda de rayo corresponde al
valor de 50kA (Figura 6.11). Modelando este valor obtenemos el resultado de la
Figura 6.12.
Figura 6.12:
Forma de onda de corriente de impulso de rayo a 10/350 µs.
El
modelo siguiente corresponde a una onda indirecta, o comúnmente denominada de
maniobra 8/20, esto quiere decir que tiene una rampa ascendente de 8 μs y un tiempo
de atenuación del 50% del valor máximo de 20μs (Figura 6.13). El modelado a
través de software, con nuestro valor de referencia (50kA), es el de la Figura
6.14.
Figura 6.13:
Modelo de sobretensión transitoria de onda directa 8/20.
Figura 6.14:
Forma de onda de corriente de impulso de rayo a 8/20 µs.
6.3.3 Efectos sobre la
instalación solar Fotovoltaica
Como caso
particular de instalaciones fotovoltaicas, la sobretensión puede ingresar desde
el lado de corriente continua, pudiendo dañar paneles o inversor y seguir al
resto de la instalación aguas abajo, o ingresar del lado de corriente alterna y
dañar el inversor y el resto de las instalaciones.
Además del
efecto visible de rotura de equipos, incendio de instalaciones o componentes,
chispas entre partes metálicas y desprogramaciones, entre otros, un efecto no
deseado muy común y que merece la pena ser estudiado, es el desgaste prematuro de
equipos. En el caso particular de instalaciones solares fotovoltaicas, este
efecto corresponderá al envejecimiento prematuro de diodos de conmutación de potencia, circuitos
integrados, semiconductores y circuitos de datos. Con la proyección de
protecciones de sobretensiones directas e indirectas del presente trabajo,
estaremos evitando todos estos fenómenos de forma simultánea.
Figura
6.15: Módulo fotovoltaico abrasado por un rayo. Fuente:
Saclima Solar Fotovoltaica
En la figura
6.15 podemos ver y observar en detalle que le ocurre a un panel solar cuando lo
golpea o es alcanzado por la corriente de un rayo. En el caso de que éste sea directo,
la energía contenida en el mismo generará sobrecorrientes y sobretensiones que
fluirán a través de los módulos. A su vez, en un rayo indirecto la energía
corresponderá a la sobretensión inducida en forma electromagnética, la cual va
a estar influenciada y dependerá del perfil de corriente del rayo, la
resistividad del suelo, el valor de puesta tierra, la impedancia de tierra del
sistema solar fotovoltaico y el escalonamiento de las protecciones que es
sujeto de estudio en este trabajo.
Finalmente,
podemos concluir que el nivel de daño, o la gravedad del incidente, dependerá
de las características de forma de onda descriptas, la corriente máxima, el
punto donde el mismo impactó y en qué parte de la estructura, y de la correcta
actuación y dimensionamiento el sistema de protección.
Como una
de las características de las plantas solares fotovoltaicas es la interconexión
en corriente continúa de cada panel con la caja de interconexión al inversor, se
pueden tener grandes bucles de conductor, los que pueden quedar sujetos a sobretensiones
inducidas elevadas durante el evento atmosférico. Éstas dependerán de cuán
largo son los conductores.
6.4 Proyecto de protección
Se realiza un análisis sistemático de
contraste con la normativa de referencia para lograr especificar los equipos a
utilizar, siguiendo el esquema de la Figura 6.16.
Figura 6.16: Pasos para dimensionamiento de protecciones
6.4.1 Etapa 1: Daños potenciales
La
normativa prevé categorías para conocer según el equipo o componente a
proteger, cuál es el grado de sobretensión que soporta dicha instalación. Cada
categoría nos indicará cuál es el valor permitido y el valor máximo de tensión
residual esperable. En general, las normas tienen la misma estructura para
clasificar el daño, solo que difieren en su nomenclatura. En el presente
trabajado realizaremos el análisis basado
en la IEC en contraste con IEEE.
Aclaramos
que cumpliendo con IEC, cumpliremos también con cualquier especificación de la RAEA
(Reglamentación de la Asociación Electrotécnica Argentina) y la Norma IRAM (Instituto
de Racionalización de Materiales).
Las referencias son:
Norma: IEC-61643-1 (categorización de instalación
según IEC-60364-4-443)
IEEE C62.41.2-2002
El
concepto general de categorías, independientemente de la norma que hagamos
referencia, es simplificar la descripción de condiciones desde el punto de
vista de las sobretensiones transitorias. Este criterio, nos brinda una noción
de cuán alejada está la carga a proteger de la acometida, ya que la propagación
de las sobretensiones es un fenómeno de carácter continuo y así reconocemos una
línea de transición y acople entre ellas.
Parámetros de una instalación IEC-60364-4-443
Según
IEC-60364-4-443 de instalaciones en baja tensión,
se clasifica el equipamiento electrónico según las tensiones que pueden
soportar en categorías (de la ubicación y la exposición del riesgo, Figura
6.17).
Figura
6.17: Categorización de riesgo. [9]
Categoría I
• Equipos conectados a circuitos
destinados a tomar medidas para limitar los transitorios.
• Las
medidas de mitigación deben garantizar que la sobretensión temporal sea
limitada.
Categoría
II
• Equipo que consume energía
suministrado desde la instalación fija.
Categoría
III
• Equipo para casos donde la
confiabilidad y disponibilidad del equipo está sujeta a requerimientos
especiales.
Categoría
IV
• Equipo a utilizar en el origen de la
instalación.
Parámetros de
una instalación IEEE /
UL: C62.41.2-2002
Respecto a esta normativa, también contempla
categorías que dependerán de la ubicación y la exposición, aunque ésta difiere
de la IEC principalmente, en la cantidad y nomenclatura utilizada para
diferenciar cada zona (donde cat A es el equivalente a Cat I). También se
especifica en cada zona, 3 niveles de exposición (alto, medio y bajo) como
muestra la tabla 6.3.
Cabe destacar que la IEEE nombra a las categorías como A, B y C,
mientras que la norma UL utiliza las respectivas equivalentes, Type 1, 2 y 3.
Figura
6.18: Categorización de riesgo. [10]
Categoría
de ubicación C:
Partes de la instalación sujetas a impulsos
transitorios externos, tanto de origen atmosférico como debidos conmutaciones
de red de la distribuidora o fábricas
vecinas.
Categoría de ubicación B:
Partes de la instalación sujetas a impulsos
transitorios externos y las generadas internamente como conmutación de motores y maquinaria.
Categoría
de ubicación A:
Partes de la instalación sujetas a transitorios causados por la
conmutación de motores y maáquinas.
Tabla 6.3:
Subcategorías de riesgo (Fuente: IEEE)
En nuestro
caso, elegiremos categorías IEEE, ya que son prácticas y simples, pero para
evitar la gran confusión creada por la categorización que hace cada norma, la
Figura 6.19 presenta una gráfica que facilita la comparación.
Figura
6.19: Categorización de riesgo según normas IEC, IEEE,
VDE, UNE.
Evidentemente,
en nuestro caso particular el riesgo es elevado, y al estar asociado a una
instalación de un edificio, tendremos presentes todas las categorías de
sobretensiones para el diseño. Específicamente, los paneles y el inversor se
categorizan como de zona I (Cat C, LPZ 1) según la norma de referencia y deberán
responder a estas solicitudes ante la probabilidad de impacto de rayo directo.
Adoptaremos categorías Clase I de IEC (Categoría
C para IEEE) en paneles e inversores, y
clase II (Categoría B para IEEE) para inversores y cuadros de comando de pisos,
y finalmente Clase III (Cat A para IEEE) para servidores de facturación e
internet.
6.4.2 Etapa 2: Evaluación de medidas instaladas
Las medidas de protección contra descargas atmosféricas
instaladas corresponden a un sistema captor pasivo, entendiéndose por puntas
captoras de bronce sin dispositivo activos de cebado. La bajada a tierra se
realiza mediante conductores de cobre y planchas de hierro montadas previamente
en el interior de las estructuras. La dispersión corresponde a un mallado de
puesta a tierra, y las partes a tierra están unidas equipotencialmente a la estructura
del edificio.
Por su parte, los paneles e inversor tienen
sus partes metálicas solidas a tierra y estas unidas a la barra de tierra
potencial de azotea. Por último, el neutro de servicio del inversor tiene la
misma tierra que el resto de la instalación.
6.4.3 Etapa 3: Cálculo del
riesgo de impacto (software)
Este
paso se referencia a la Norma IEC 60364, y en Argentina también disponemos de
dicho cálculo en la RAEA. Al no ser objeto de estudio del presente trabajo, se
realiza la simulación mediante software.
Mediante el uso de los procedimientos de la
normativa vigente (especificado en la AEA 92305-2 para la evaluación de riesgo
y procedimiento para la selección de medidas de protección) y el uso del Software
a modo de verificación (como el software CD Risck o similares), se llega a
determinar el nivel necesario de protección en función de la superficie,
ocupación, costo de equipos, riesgo de incendio, apantallamiento
electromagnético, entre otros. Este estudio previo determinará la necesidad de
protección interna y externa de la instalación.
Tabla 6.4: Datos de cálculo software
|
Datos de cálculo |
|
Estructura |
|
Cubierta
de hormigón |
|
Estructura
de bajo apantallamiento electromagnético |
|
Riesgo
normal de incendio |
|
Cableado
eléctrico no apantallado |
|
Ambiental |
|
Densidad
de impacto = 6 |
|
Resistividad
baja 50 a 500 ohm por metro |
|
Pérdidas |
|
Ocupación
elevada |
|
Con
riesgo de pánico y alta capacidad de evacuación |
|
Consecuencia
de contaminación medioambiental |
|
Existen
pérdida de vidas por sobretensiones |
|
No
existe pérdida de servicios públicos, o patrimonio cultural |
|
Sobretensiones
en equipos: alto impacto. |
|
Tensión
de paso y contacto: media |
|
Pérdidas
aceptadas por propietario: 1 cada 1.000 años |
|
Servicio Eléctrico |
|
Cables
subterráneos |
|
No
apantallado |
|
SET
MT/BT |
|
|
En base a los datos relevados, se
llega a la conclusión que es necesaria la instalación de un sistema de
protección contra sobretensiones transitorias según el resumen de la Tabla 6.5.
Tabla 6.5: Resumen de verificación por software
Necesidad de Protección
del lado DC
También se evalúa la protección en el lado DC,. La
longitud crítica del cable de DC por sobre la cual es necesaria protección de
sobretensiones en DC es:
Lcri (m) = 115 / Ng; para instalaciones FV solidaras a al edificio.
Siendo Ng la densidad del destello del relámpago (flash / km2 / año)
relevante
Si la long del cable CC > Lcrit à Éste
requiere protección del lado de Corriente Continua.
En nuestro caso, se obtiene: 151/167 = 16 m.
Ng toma un valor entre 5 y 7, según el mapa de la Figura 6.8.
En consecuencia, como la distancia entre el inversor y los módulos es menor a 16 metros, no se
necesita protección en el lado de continua.
6.4.4 Selección de protecciones
Habiendo
verificado la necesidad de protecciones en la instalación solar fotovoltaica,
procedemos a calcular y seleccionar el tipo de protector (tecnología y
disposición) del lado de Corriente Alterna.
De igual manera
que ocurre con la categorización del riesgo, primero es necesario conocer las
diferencias principales entre las normativas consideradas (IEC e IEEE), en lo
que a protecciones sobre sobretensiones se refiere. No nos basaremos en una
particular, sino que a diferencia de lo que se podría hacer (selección de un
tipo), realizaremos la elección asegurando que la tensión residual de descargas
directas e indirectas sean suficientemente bajas para evitar roturas y riesgos
de incendio, que es lo que a fines prácticos interesa a todos los
inversionistas. Luego, se podrá verificar que, a su vez, estos equipos cumplan
con los tipos de protección requeridos en norma.
6.4.4.1 Características de
los protectores según normativa
Hay tres tipos diferentes de
protectores según IEC e IEEE, aunque difieren en cómo
caracterizan los parámetros. Nos basaremos en la IEC. [11]
Tipo 1
• Protege las instalaciones
eléctricas contra la caída directa de rayos.
• Descarga la corriente de retorno
proveniente del conductor de tierra.
• Caracterizado por una onda de
corriente de 10/350 μs.
Tipo 2
• Evita la propagación de
sobretensión en instalaciones eléctricas y protege las cargas.
• Caracterizado por una onda de
corriente de 8/20 μs.
Tipo 3
• Baja capacidad de descarga.
• Caracterizado por una combinación de pico de tension
(1.5 / 50 μs) y ondas de corriente (8/20 μs).
Tabla 6.6: Clasificación del tipo de protectores recomendadas para rayos
directos e indirectos
|
Protector |
I imp 10/350 |
In (8/20) |
Imax (8/20 |
Tensión de cebado 1,2/50 |
Uoc (circuito abierto) 8/20 |
|
Tipo 1 |
X |
X |
|
X |
|
|
Tipo 2 |
|
X |
X |
X |
|
|
Tipo 3 |
|
|
|
|
X |
Características Eléctricas
generales
Cada equipo de protección se caracteriza por una
serie de parámetros eléctricos y mecánicos. Las dos principales normas de
referencia mundial tienen sus diferencias, por eso realizamos el resumen de la
tabla 6.7 de las características que ponderan ambas y que causa gran dualidad en
proyectistas.
Tabla 6.7: Comparativa de características principales de supresores
|
Norma |
In |
Imax |
Up |
Uc |
VPR |
MCOV |
Iimp |
|
IEC |
X |
X |
X |
X |
|
|
X |
|
IEEE/UL |
X |
X |
|
|
X |
X |
|
In - Corriente nominal: Valor pico de la forma de onda 8/20
(Tipo 2) que el protector debe ser capaz de resistir 20 veces.
Imx - Intensidad de descarga: Corriente
de pico en la onda 8/20 µs que el protector puede soportar colapsar.
Up - Nivel de protección: Tensión residual
entre los bornes del protector cuando se le aplica una corriente de pico
normalizada.
Uc - Tensión máxima de servicio: El
voltaje por encima del cual el protector es activado.
VPR - Nivel de protección en tensión: (Voltage Protection
Rating) ídem Up.
MCOV - Tensión máxima de servicio: (Maximum
Continuous Operating Voltage) es la tensión continua máxima en su valor
eficaz (o CC) que se le puede aplicar al
equipo de forma permanente sin romperse.
Iimp - Corriente de impulso: Valor
máximo de pico en la onda 10/350 que el protector puede descargar (manejar) 5
veces seguidas de forma óptima.
Podemos concluir en esta sección, que de la misma forma que las
diferentes normativas clasifican con diferentes nomenclaturas a los tipos de
equipos a proteger, también lo hacen con los tipos de protectores. La tabla 6.8
presenta un resumen para ayudar a saldar dudas.
Tabla
6.8: Clasificación de protectores según equipo a proteger
Centramos
el estudio en la funcionalidad y eficacia de las protecciones. Por este motivo basamos
su proyección en las tensiones
residuales y capacidades que poseen de manejar corrientes de un rayo, por lo
que independientemente de la categoría o zona, aseguraremos las menores
tensiones residuales posibles a los equipos eléctricos.
6.4.4.2 Adopción de protectores
Todas las normas
clasifican el tipo de protección, pero como vimos anteriormente esa referencia
se presta a confusión, ya que no habla de las tensiones residuales y del riesgo
real de una descarga en base a su entorno. Es necesario evaluar entonces, la
robustez en base a su capacidad de kA internos de pico y nominal para un
entorno. Por eso se realiza la elección centrando en las tensiones residuales y las corrientes
mínimas según categoría de instalación. Luego se podrán realizar las
verificaciones corresponden. Se utilizan los equipos marca SineTamer USA, y sus
catálogos de especificaciones técnicas.
Parámetros mínimos de referencia.
La tensión nominal de línea es 230/400 Volt.
La tensión residual resultante será menor o igual a
20 Volt.
Corrientes nominales: N/A.
A continuación
seleccionaremos los parámetros específicos de los equipos.
6.4.4.3 Elección de los
modos de protección
Según el esquema
de conexión a tierra (ECT) y los caminos posibles de la sobretensión, se puede
optar por 4, 7 o 10 modos de protección
discreta.
En el sistema de
tierra de la instalación actual (ECT TT), el Neutro se conecta a tierra
directamente a través del centro de estrella del transformador, y el conductor de
protección (PE) está solidario a Tierra de forma independiente. Como mínimo
debemos asegurar la protección de cada fase a neutro, y entre neutro y
tierra (4 modos de protección).
En nuestro caso,
por tratarse de un sistema TT, todos los caminos de protección de la
sobretensión (10 modos de protección). Es decir, incluimos cada fase a tierra y
entre fases como indica la Figura 6.20.
Figura 6.20: Modos de protección.
6.4.4.4 Elección de la capacidad de corriente máxima
En nuestra
instalación tenemos los 3 niveles de categoría de protección y por lo tanto los
3 tipos de protectores. Elegiremos las corrientes mínimas por modo, según se
detalla a continuación basándonos en IEEE C62.41. La capacidad de ruptura de
pico según la categoría de la norma, en todos los equipos elegidos se verifica
en exceso.
Tabla 6.9: Corriente ruptura mínima según uso. Fuente IEEE.
6.4.4.5 Disposición de los equipos
Verificamos
que cada zona a proteger tiene características electromagnéticas diferentes. Esto
implica que el daño que pueden causar las sobretensiones es distinto, por lo
que deben protegerse con diferentes criterios técnicos.
Debido a
que la implementación de un solo dispositivo de supresión de transitorios posee
tensiones residuales elevadas perjudiciales para electrónica y cargas sensibles
(zona I, categoría C de IEC e IEEE respetivamente), como se marca en rojo en la
Tabla 6.10, es necesario colocar protecciones escalonadas para disminuir estos
valores.
Cascada de protección
La única
forma de asegurar tensiones residuales mínimas, a los equipos sensibles, es por
medio de la conexión tipo cascada de los protectores, como demostraremos a
continuación.
La verificación de la tensión final se
realiza en el apartado siguiente y se verifica en varios escenarios posibles. Las normas lo especifican y lo ensayan como el caso
de transitorios de alta energía categoría C3 (IEEE) con un impulso de 20.000
Volt, según se expresa en la Figura 6.21.
Figura
6.21: Tensión residual en función de la impedancia. Fuente IEEE62.41
6.4.4.6 Tipo y modelo:
Se adopta preferentemente
tipo 1 (onda de rayo 10/350) para inversor o equipos en azotea y
Tipo 2, (onda de maniobra 8/20) para el resto del equipamiento.
Elección
de dispositivos de protección:
Escalón 1 - En inversor azotea:
LA-ST3003Y2 (Alternativa ST1803Y2).
Escalón 2 -En tableros seccionales:
LA-ST603Y2.
Escalón 3 - En servidores:
ST-SPT240/15.
Tabla 6.10:
Característica de los supresores. Fuente: SineTamer.
Puede
optarse por LA-ST180 o LA-ST300 indistintamente, aunque se recomienda el
segundo, ya que verifica los kA por modo recomendados para impacto directo en
IEEE (según la tabla 6.0). En el caso nuestro al ser una azotea que no está
conectada al panel principal, podría aplicar cualquiera de estos modelos. No
obstante, como forman parte solidaria de una instalación denominada crítica, se
decide recomendar un equipo que supere los 250 kA por fase (LA-ST300).
Para
la parte de control, proyectamos una unidades específica para tal fin y los
datos técnicos a continuación.
Tabla 6.11: Característica de los supresores. Fuente: SineTamer.
6.4.4.7 Verificación de manejo de corrientes máximas
Verificamos que las
corrientes máximas por fase sean superiores a las que nos especifica la
IEEE62.41.
kA por modo x número de modos = X
X – (N–PE kA) Modos = Y
Y / número de fases = kA por fase
Dónde:
¨X¨ es
la corriente total de ruptura del supresor, ¨x¨ es la corriente de ruptura
entre neutro y tierra del supresor (modos) y la variable ¨Y¨ corresponde a la
corriente de ruptura disponible en el resto de los modos (Fases-PE; Fases-Fases
y Fases-N).
LA-ST180
60 kA por modo
600 kA Totales (10 modos)
600 – 60 kA (PE-N) = 540 kA
540 kA / 3 fases =
180 kA por fase à verifica parcialmente (< 250 kA)
LA-ST300
100 kA por modo
1000 kA Totales (10 modos)
1000 – 100 kA (PE-N) = 900 kA
900 kA / 3 fases =
300 kA por fase à verifica (> 250 kA)
LA-ST60
20 kA por modo
200kA Totales (10
modos)
200 – 20 kA (PE-N) =
180 kA
180
kA / 3 fases = 60 kA por fase à verifica (sin exposición a rayo)
ST-SPT240
No
aplica.
6.4.4.8 Esquema unifilar:
Se realiza el esquema unifilar de instalación
de protectores por tipo categoría y cascada de protección, para asegurar la
menor tensión residual según el tipo de quipo a proveer en cada etapa (Figura
6.22).
Figura 6.22: Esquema unifilar de protecciones.
6.4.4.9 Tensiones
residuales
Una tensión
residual baja es un protector con gran
eficiencia y con la instalación en cascada de los mismos, podemos bajar esta
tensión residual que llega a los equipos sensibles para que sean cero y así
asegurar una vida útil y disponibilidad elevada. Buscamos que el rayo que impacte
no tenga implicancias negativas en las instalaciones del edifico y en el
desarrollo normal de la actividad. Por este motivo, se especifica en la Tabla
6.12 algunos valores de tensiones soportadas por distintos equipos a proteger.
Graficando éstas tensiones y superponiendo la tensión residual de cada escalón
de protección, obtenemos la Figura 6.23 en la que se verifica que en todo el
tiempo de ocurrencia del enveto atmosférico, las sobretensiones del sistema no
provocan daños eléctricos. La figura 6.24 muestra, de forma didáctica, como es atenuada la descarga
del rayo en su paso por la instalación eléctrica tomando al simulación de
tensiones residuales de ensayos de fabricantes.
Tabla 6.12: Tensiones residuales máximas.
|
Equipo a proteger |
Tensión residual
(1,2/50 us) |
|
Equipos robustos |
< 4 kV |
|
Equipos pocos
sensibles |
<1,5 kv |
|
Equipos sensibles -
control |
< 0,5 kV |
En nuestro caso
cumplimos con dichas exigencias.
Figura
6.23: Esquema cascada y tensiones residuales
admisibles
Figura
6.24: Esquema unifilar de protecciones –
simulación.
6.4.4.10 Escenarios de
verificación de rayo según hojas de datos
Se realiza la verificación integral del
sistema de protección (tensiones residuales mínimas) con las hojas de datos del
fabricante y los ensayos en laboratorio de los mismos. Con estos datos,
calculamos cada etapa de la cascada como
se ve a continuación.
Verificación 1.
Rayo normalizado 20 kV- 10 kA, onda 10/350
NOTA: cero volt corresponde a la tensión residual teórica.
Figura
6.25: Esquema unifilar de protecciones – simulación
rayo (verificación 1).
Verificación 2.
Rayo normalizado 200 kV- 10 kA, onda 8/20.
NOTA: cero volt corresponde a la tensión residual teórica.
Figura
6.26: Esquema unifilar de protecciones – simulación
rayo (verificación 2).
Finalmente, esta verificación se realiza con la salvedad de la
impedancia mínima de conexión e equipos. En campo, si se cambian estas
condiciones puede variar la tensión residual resultante como se detalla a
continuación.
6.4.4.11 Impedancia en la tensión
residual
Para asegurar las tensiones residuales de diseño se realizan
conexiones en paralelo con conductores cortos. El efecto de la impedancia es
notorio es este tipo de instalaciones.
Todos los
cálculos y verificaciones se realizaron con cables de conexión de protectores
de 6 mm2 y 30 cm de largo máximo. De necesitarse para fines prácticos, otras
medidas deberán tenerse en cuenta en el recálculo de la eficacia del filtrado
en cascada. Las normas también lo prevén y podemos corroborar cómo cambia la
tensión residual en los ensayos cuando pasamos de 0,3 a 0,9 metros en la
longitud del cable paralelo de conexión del equipo protector (equipo protector
– barras de tablero o equipos a proteger).
Figura
6.27: Tensión residual en función de la impedancia de conexión. Fuente
IEEE62.41
Se realiza un
análisis económico de la propuesta Integral (Planta solar FV incluyendo la
opción integradora de todos los conceptos de protección). Se observa una mejora
sustancial de los retornos de inversión respecto a la instalación solar sola
(Apartado 4), debido a los ahorros correspondientes a las pérdidas económicas
evitadas por los efectos de descargas atmosféricas, inducciones, descargas
indirectas y la maximización de la vida útil de equipos electrónicos.
El costo de
inversión se estima mediante la inversión económica se considera los costos de
la planta solar FV (Apartado 4) y los precios de mercado de las protecciones
calculadas en Apartado 6.4.4.6.
Planta Solar FV: U$ 24.000,00
Protecciones: U$
5.000,00.
Análisis 2 – propuesta Integral
Tabla
7.1: Resumen general de Inversión y Ahorro
de Planta Solar con protección
|
Ítem |
Descripción |
Monto |
Unidad |
Observaciones |
|
1 |
Inversión |
29,000.00 |
U$ |
Planta
Solar Fotovoltaica + Protecciones |
|
2.1 |
Gasto
evitado por reemplazo de equipos |
2,300.00 |
U$ |
1
PC de server + 1 switch + 1 inversor cada 10 años (1 tormenta cada 10 años) |
|
2.2 |
Gasto
evitado por personal para recambios |
2,857.14 |
U$ |
Hs
de personal en tareas de no producción y costos asociados a la intervención. |
|
2.3 |
Gasto
evitado por scrap (desperdicio de material) |
0.00 |
U$ |
No
aplica |
|
2.4 |
Gasto
evitado por lucro cesante (no producción) |
32,142.00 |
U$ |
No
facturación y no reservas por consecuencia del evento eléctrico. |
|
2.5 |
Gasto
evitado por lucro cesante (mercado) |
0.00 |
U$ |
No
contempla mercado no satisfecho e incumplimientos a clientes. |
|
3. |
Generación
solar |
4,151.20 |
U$ |
Dato
tabla 4.1 |
|
4.1 |
Ahorro por gasto evitado |
37,299.14 |
U$ |
En
10 años de análisis. |
|
4.2 |
Ahorro por generación solar |
4,151.20 |
U$ |
Anualmente
por PROMUSIDOR |
Los gastos
evitados corresponden a la ocurrencia de rayos y las medidas de eventos
externos e internos especificados en el apartado 6.2.1.
Tabla 7.2: Detalle
de análisis económico planta
solar con protecciones
|
Ítem |
Descripción |
Protección |
Unidad |
|
1 |
Inversión
total |
29,000.00 |
U$ |
|
2.1 |
Ahorro
anual por gasto evitado |
3,729.91 |
U$/año |
|
2.2 |
Ahorro
anual por generación solar |
4,151.20 |
U$/año |
|
2 |
Ahorro anual total |
7,881.11 |
U$/año |
|
3 |
Retorno
de Inversión |
3.68 |
Años |
|
4 |
Vida
útil |
20 |
años |
|
5 |
VAN
(al 12%) |
29,867.54 |
US |
|
6 |
TIR |
26.9 |
% |
Figura 7.1: Curva de retorno de inversión
Al
contemplar la inversión global, que incluye una planta solar FV y un sistema
integral de protección contra descargas atmosféricas, el retorno de inversión a
las tarifas e incentivos actuales es menor a 4 años pasando así, de un
escenario de inversión no atractiva, a una inversión altamente rentable. Podemos
concluir que, al considerar la generación de energía solar FV, los ahorros por
daños evitados y la extensión la vida útil de equipos críticos, la inversión es
económicamente muy conveniente.
Además de la probabilidad de ocurrencia de
descargas atmosféricas, el estudio se basa en el análisis realizado en el punto
6.2.1 (eventos de calidad de energía actuales) que están provocando un desgaste
prematuro y acumulativo de equipos electrónicos. Por último, cabe preguntarse qué
ocurriría bajo estas solicitaciones eléctricas con la planta FV original del apartado
4.
Podemos concluir que el retorno de inversión
real en esta planta disminuirá producto de estos eventos como indica la tabla
7.3. Bajo estas condiciones, no es rentable realizar
una plana solar sin inversiones en protecciones eléctricas. Las
3 alternativas se comparan en la figura 7.2 y corresponden a ahorro teórico del
punto 4, y ahorro con y sin protección.
Tabla 7.3: Detalle de análisis económico planta
solar sin protecciones
|
Ítem |
Descripción |
Protección |
Unidad |
|
1 |
Inversión total |
24,000.00 |
US |
|
2.1 |
Gastos no evitados |
-3,729.91 |
US/año |
|
2.2 |
Generación solar anual |
4,151.20 |
US/año |
|
2 |
Ahorro total anualizado |
421.29 |
US/año |
|
4 |
Retorno de Inversión simple REAL |
56.97 |
Años |
|
5 |
Garantía |
20 |
años |
|
6 |
VAN (al 12%) |
-20,695.80 |
US |
|
7 |
TIR |
-5.5 |
% |
Figura 7.2: Curva de retorno de inversión de las alternativas
En el
presente trabajo final integrador, se realizó el estudio de una instalación
solar fotovoltaica aplicada a una construcción donde funciona un servicio de
hotelería. Se incluye el desarrollo de un sistema integral de protecciones específicas
tanto de la instalación solar FV como de los equipos electrónicos conectados a
la misma red eléctrica. Estas características, lo hacen un proyecto único de
desarrollo aplicado que permiten a estas industrias asegurar su inversión y
colaborar a la sustentabilidad.
Como
primer desafío, el hotel se encuentra en un edificio de altura, el cual supera
varias veces el promedio de altura a las construcciones alrededor, y como
segundo desafío adicional, dicha instalación alimenta en parte servicios
esenciales del hotel, como por ejemplo los servidores.
Además de
la proyección de cada uno de los parámetros necesarios para dimensionar
correctamente la instalación solar FV de manera eficiente, se suma un estudio
detallado de las protecciones necesarias para asegurar que tanto las instalaciones
y personas, como los equipos sensibles conectados a la red de energía eléctrica
no sufran ningún tipo de daño. Las protecciones se calcularon para asegurar la
continuidad de servicio y maximizar la vida útil de equipos electrónicos ante
cualquier tipo de evento atmosférico directo o indirecto.
Como
medida adicional indirecta, se logra proteger por exceso a los equipos
electrónicos de todo tipo de sobretensiones, incluyendo las denominadas de
maniobra que se originan internamente por la conmutación de equipos y cargas no
lineales, y las provenientes de la Red Eléctrica de la distribuidora.
Aunque los
estudios y cálculos se basaron en referencias técnicas de especialistas y normas
internacionales, también se incluye una medición específica en campo de
parámetros de calidad de energía y sobretensiones transitorias, que hacen de
soporte técnico real al presente.
El
principal aporte realizado corresponde a la mejora de la sostenibilidad del
negocio mediante la disminución de pérdidas por lucro cesante de información,
facturación, pérdida de internet, reposición de equipos dañados, insatisfacción
del cliente por falta de conectividad. El segundo aporte a la industria
hotelera, corresponde a la disminución del retorno de inversión de una planta
solar FV (de 6 a 2 años).
Finalmente,
el desafío particular de este trabajo
correspondió a la falta de referencia y normalización en protecciones de sobretensiones
transitorias. En instalaciones de este tipo, no existe normativa de aplicación
desarrollada (solo lo que fabricantes especifican) pero aun así, se logró unificar
criterios y aplicarlos exitosamente, logrando un trabajo que puede servir de
base para estudios posteriores y reglamentaciones.
Índice de referencias
[1] Steve Leone (9 de diciembre de 2011). «Report Projects Massive Solar Growth in India».
Renewable Energy World.
[2] Pearce, Joshua
(2002). «Photovoltaics – A Path to Sustainable Futures». Futures 34 (7):
663-674.
[3] EPIA European
Photovoltaic Industry Association. (2014). Global market outlook for
photovoltaics 2014-2018. Brussels, Belgium, 60.
[4] Des mythologies
antiques a la recherche moderne. (1994). Gary, C.: La foudre.
[5] Smil, Vaclav
(2006) Energy at the Crossroads.
[6] Recursos
energéticos globales (2013). World Energy Council
[7] The PV Market in
Argentina (2013). J. C., Bragagnolo
[8] IEC 61312-1:1995. Protection against lightning
electromagnetic impulse - Part 1: General principles
[9] IEC
60364-4-44:2007+AMD1:2015+AMD2:2018. Low-voltage electrical installations -
Part 4-44: Protection for safety - Protection against voltage disturbances and
electromagnetic disturbances
[10] Surge Protection (2013). Curtis McCombs
[11] C62.41.2-2002 -
IEEE Recommended Practice on Characterization of Surges in Low-Voltage (1000 V
and Less) AC Power Circuits
[12] Emerging Markets Outlook 2019. ¨Disclosed capex for
onshore wind and PV projects¨, Bloomberg Finance.
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