INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

“ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE UN SISTEMA DE

GENERACIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA PARA UN USUARIO

EN TARIFA DAC”

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICISTA

PRESENTAN

CORTES FLORES PEDRO LUIS

ZAPOTITLA ROJAS ARTEMIO

ASESORES: ING. TELÉSFORO TRUJILLO SÓTELO

ING. PALACIOS DE LA O FRANCISCO JAVIER

MÉXICO D.F. SEPTIEMBRE DEL 2013

INDICE PAGINA

OBJETIVO I

JUSTIFICACIÓN II

ANTECEDENTES III

CAPITULO I 1

1.1 2

1.2 2

1.3 3

1.4 6

1.5 8

1.6 9

1.7 17

1.8 23

CAPITULO II 25

2.1 26

2.2 29

2.3 31

2.4 32

2.5 34

2.6 35

2.7 37

2.8 39

2.9 43

2.10 44

2.11 46

2.12 49

2.13 53

2.13.1 53

2.13.2 53

2.13.3 54

2.13.4 55

2.13.5 56

2.13.6 60

2.13.7 60

2.13.8 60

2.13.9 61

2.13.10 61

Cableado de interconexión

Acometida Eléctrica

Interruptor termomagnetico

Protección de corriente continua

Medidor

Puesta a tierra del sistema

Estructura Soporte

Dopado del Silicio y la Unión P-N

Generaciones de Celdas Fotovoltaicas

Tecnologías de Fabricación de celdas fotovoltaicas

Factores de eficiencia de un panel fotovoltaico

Potencia y Costos

Factores que afectan el rendimiento de un Panel Fotovoltaico

Clasificación de los sistemas fotovoltaicos

Elementos de un sistema Fotovoltaico

Generador fotovoltaico

Inversor

Protecciones de corriente alterna

Celda fotovoltaica

INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

INTRODUCCIÓN

Introducción.

Marco legal.

Conceptos Basicos que intervienen en la aplicación de las

Medición de los servicios

Lecturas

Facturación

Aplicación, interpretación y análisis de las tarifas domesticas.

Tarifa domestica de alto consumo (DAC)

Antecedentes

Energía solar

Irradiación

Insolación

CAPITULO III 623.1 633.2 643.3 653.4 673.5 673.6 683.7 69

3.7.1 693.7.1.1 71

3.7.2 713.7.3 723.7.4 723.7.5 723.7.6 743.7.7 743.7.8 753.7.9 76

3.7.9.1 763.7.9.1.1 76

3.7.9.2 763.7.9.3 773.7.9.4 773.7.9.5 773.7.9.6 77

3.7.9.6.1 793.7.9.7 793.7.9.8 793.7.10 79

3.7.10.1 793.7.10.2 80

3.7.10.2.1 813.7.10.3 823.7.10.5 843.7.10.6 84

3.8 843.8.1 843.8.2 853.8.3 853.8.4 85

3.8.4.1 863.8.4.2 863.8.4.3 86

MantenimientoMantenimiento al Módulo FVDiodos de derivaciónInversor

Diodos de pasoCondiciones de operaciónInstalación eléctrica generalEspacio DisponibleOrientación y arreglo

Medios para deshabilitar el GFVDetección de fallas a tierraGenerador fotovoltaico aterrizadoSobrecorrienteDiodos de bloqueo

Equipo de protección en C.A propiedad del usuarioPerdidas de la red eléctricaProtecciones contra operación en modo isla

Limites de operación de la red

Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía Ley General de Cambio ClimáticoLey Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en Materia Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de sistemas Configuración eléctricaCapacidad de generaciónPunto de interconexiónTensión de interconexiónNúmero de fasesMedición de energía

Factor de potencia

Desviación de la frecuencia

Reconexión con la redDesviación de la tensión de red

Inyección de C.D en la redMedio de desconexión de la redInterruptor general del servicio del inmuebleCorto CircuitoSobre corrienteEquipo de protección del SFV

Transformador de interconexión

Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el

Marco constitucional del sector eléctricoMARCO LEGAL Y REGULATORIO DEL SECTOR

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

CAPITULO IV 87

4.1 884.2 Aviso Recibo 89

4.3 Datos obtenidos de la NASA 90

4.4 93

4.5 101

4.6 110

4.7 118

4.8 126

4.9 133

CAPITULO V 135

5.1 136

5.2 138

5.3 141

5.4 Puesta a tierra del sistema 142

5.5 Ejemplo de facturación con SFVI 145

5.6 Medición de energía 148

5.7 Mantenimiento del SFVI 149

5.8 Análisis de corto circuito 150

CAPITULO VI 156

6.1 157

CAPITULO VII 159

7.1160

7.2164

7.3165

7.4169

7.5

170

7.6171

7.7 172

7.8 Especificaciónes del equipo de medición 173

7.9 Carta sesión del medidor 177

7.10 Especificaciónes del inversor 178

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 181

Caracteristicas de los equipos de medición y comunicación

Solicitud para un cliente con generación renovable o sistema

de generación en pequeña o mediana escala

contrato de interconexión para fuente de energía renovable o

sistema de cogeneración en pequeña escala

Ejemplo de solicitud de factibilidad

Formato para la conexión de un cliente con generación

renovable o sistema de cogeneración en pequeña o mediana

escala

Formato para la verificación de un cliente con generación

renovable o cogeneración en pequeña escala

ANEXOS

Solicitud de permiso de Autoabastecimiento de energía

electrica emitida por la CRE

Quinto Caso

Análisis de sensibilidad del punto óptimo de generación

INSTALACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

Instalación del circuito de fuente fotovoltaica

Estructura Soporte

Inversor

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Cuarto caso

ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE UN SFVI RESIDENCIAL

Determinación de la capacidad de generación de un SFVI

Primer caso

Segundo caso

Tercer caso

i

OBJETIVO

Realizar el análisis técnico-económico de un sistema de generación de energía eléctrica fotovoltaica, aplicado a un servicio que se encuentra facturando en tarifa domestica de alto consumo (DAC) evaluando el beneficio ambiental para fomentar el uso de las energías renovables. Acuerdo con la normatividad vigente.

ii

JUSTIFICACIÓN

Actualmente la mayoría de los usuarios del Servicio Eléctrico Nacional (SEN) a cargo de la compañía suministradora “Comisión Federal de Electricidad (CFE)” se quejan de costos elevados de facturación, lo cual hace necesario la búsqueda de opciones de ahorro de energía y de ser necesaria la implementación de sistemas adicionales de generación para abatir estos costos.

El uso e instalación de un Sistema Fotovoltaico Interconectado (SFVI) obedece principalmente a un análisis técnico económico de la instalación de sistemas fotovoltaicos interconectados a la red de CFE para disminuir la demanda y energía con la finalidad de abatir los costos. Realizando un análisis de tamaño optimo del SFVI con generación aplicable a una instalación que factura un consumo promedio bimestral de 654 kWh.

Buscando que el sistema a instalar sea rentable y su margen de recuperación de la inversión sea en el menor tiempo posible. Cada día la población está más preocupada por el cambio climático el cual es causado por las emisiones contaminantes resultado por lo general, de los procesos de combustión de productos derivados del petróleo como es el caso de la plantas termoeléctricas, de carbón ó de ciclo combinado empleadas para generar energía eléctrica.

Por lo que ha hecho que generar energía eléctrica con una fuente no contaminante traiga consigo beneficios como dejar de emitir gases de efecto invernadero a la atmosfera. Es de considerar que por cada kilowatt-hora generado se deja de de emitir 0.65 kg de CO2. Por lo que 654 kWh/bimestre implica dejar de emitir a la atmosfera 2.55 toneladas de CO2/año

iii

ANTECEDENTES

En 2011, el consumo nacional en México de energía eléctrica se ubicó en 229,318 Gigawatt-hora (GWh). Esto representó un incremento de 7.2% con respecto a 2010. Asimismo, el número de usuarios de energía eléctrica creció 2.9%, al extenderse la cobertura a más de 35.3 millones. Las ventas internas de electricidad incrementaron 7.7% respecto al año anterior, ubicándose en 202,226 GWh. El sector industrial concentró 56.1% de dichas ventas, el sector residencial el 27.0%, con lo cual es el segundo consumidor de energía eléctrica, seguido por el sector comercial con 7.4%, luego el bombeo agrícola con 5.1% y finalmente el sector servicios con 4.3%.

Por su parte, el consumo autoabastecido de energía eléctrica en 2011 presentó un incremento de 3.6% con respecto a 2010, situándose en 27,092 GWh. En el mismo año, la capacidad instalada nacional se ubicó en 61,568 Megawatt (MW). De dicha capacidad, 52,512 MW correspondieron al servicio público, que incluyen 11,907 MW de capacidad de los productores independientes de energía (PIE) y 9,056 MW de otros

iv

permisionarios del sector privado. En particular, la capacidad instalada de las centrales del servicio público con tecnologías de fuentes no fósiles participó con 26.4%y las centrales que utilizaron fuentes fósiles aportaron 73.6%. En materia de conducción, la red de transmisión y distribución incrementó 2.6%. Lo anterior implicó un aumento de 21,136 km con relación a 2010, alcanzando una longitud total de 845,201 km. En cuanto a la capacidad instalada en subestaciones y transformadores, ésta registró un incremento de 2.2%, con ello el Servicio Eléctrico Nacional (SEN) alcanzó 269,662 MVA.

La generación total de energía eléctrica en 2011, incluyendo la participación privada se ubicó en 292,018 GWh. Esto represento un incremento de 5.9% respecto del año anterior. La generación de energía eléctrica en el servicio público representó 88.7% del total; es decir, 259,155 GWh, lo que representa un incremento de 6.9% con relación a 2010. Este aumento se originó por el incremento de 7,299 GWh (18.0% respecto a 2010) en la generación de las centrales térmicas convencionales. Además, la energía generada en los ciclos combinados y la central nuclear de Laguna Verde, registraron incrementos por 4,113 GWh y 4,210 GWh, respectivamente. Una de las razones de este comportamiento, fue la reducción de la generación hidroeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica, con sus correspondientes decrementos de 2.6%, 1.7% y 36.5%. En conjunto, estas tecnologías dejaron de producir 1,115 GWh, ya que 2011 fue un año particularmente seco en la región norte del país y de baja productividad de las fuentes renovables.

v

Por lo tanto la quema de combustibles fósiles genera la emisión de gases contaminantes ya que por cada kWh que se consume se emite a la atmosfera alrededor de 0.65 kg de .

El usuario en tarifa domestica de alto consumo (DAC), con la instalación de un SFVI deja de emitir gas de efecto invernadero, también ve reflejado el beneficio en el costo de su facturación y en el mejor de los casos pagar los mínimos mensuales

1

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

o Marco Legal

o Tarifas de Energía Eléctrica

o Medición de los servicios

o Lecturas

o Facturación

o Aplicación, Interpretación y análisis de las tarifas eléctricas

o Tarifa domestica de alto consumo (DAC)

2

1.1 INTRODUCCIÓN.

El presente capitulo tiene como propósito el de proporcionar

elementos de interpretación de tarifas en particular las domesticas,

para lograr uniformidad y facilidad en la interpretación y aplicación de

las tarifas en vigor y sus disposiciones complementarias. Señalando

los criterios que deben observarse.

1.2 MARCO LEGAL.

La venta de energía eléctrica se rige por La Ley del Servicio Público

de Energía Eléctrica, Reglamento de La Ley del Servicio Público de

Energía Eléctrica, su Reglamento de La Ley del Servicio Público de

Energía Eléctrica en Materia de Aportaciones, el Manual de

Disposiciones Relativas al Suministro y Venta de Energía Eléctrica

Destinada al Servicio Público.

Las disposiciones complementarias a las tarifas para el suministro y

venta de energía eléctrica y las tarifas que aprueba la Secretaría de

Hacienda y Crédito Público, misma que con la participación de la

Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía y la Secretaría de

Desarrollo Económico, y a propuesta de la Comisión Federal de

Electricidad, fija las tarifas, su ajuste, modificación y reestructuración,

de manera que tiendan a cubrir las necesidades financieras y las de

ampliación del servicio público y el racional consumo de energía.

3

1.3 CONCEPTOS BÁSICOS QUE INTERVIENEN EN LA

APLICACIÓN DE LAS TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

1.3.1 Definición.

Las tarifas de energía eléctrica son las disposiciones específicas, que

contienen las condiciones y cuotas que rigen para los suministros de

energía eléctrica agrupados en cada clase de servicio.

1.3.2 Descripción.

Las tarifas se identifican oficialmente por su número y letra(s) y sólo en

los casos en que sea preciso complementar la denominación;

adelante de su identificación se escribirá el titulo de la respectiva tarifa.

Identificación título_____

1 Servicio doméstico.

1a servicio doméstico para localidades con

temperatura media mínima en verano de 25

grados centígrados.

1b servicio doméstico para localidades con

temperatura media mínima en verano de 28

grados centígrados.

1c servicio doméstico para localidades con

temperatura media mínima en verano de 30

grados centígrados.

1d servicio doméstico para localidades con

temperatura media mínima en verano de 31

grados centígrados.

1e servicio doméstico para localidades con

temperatura media mínima en verano de 32

grados centígrados.

1f servicio doméstico para localidades con

temperaturas media mínima en verano de 33

grados centígrados.

DAC servicio doméstico de alto consumo.

4

2 servicio general hasta 25 kW de demanda.

3 servicio general para más de 25 kW de

demanda.

5 y 5a servicio para alumbrado público.

6 servicio para bombeo de aguas potables o

negras de servicio público.

7 servicio temporal.

9 servicio para bombeo de agua para riego

agrícola en baja tensión.

9M servicio para bombeo de agua para riego

agrícola en media tensión.

9-CU servicio para bombeo de agua para riego

agrícola en baja o media tensión con cargo

único.

9N tarifa nocturna para servicio para bombeo de

agua para riego agrícola en baja o media

tensión.

O-M tarifa ordinaria para servicio general en media

tensión con demanda menor a 100 kW.

H-M tarifa horaria para servicio general en media

tensión, con demanda de 100 kW o más.

H-MC tarifa horaria para servicio general en

media tensión, con demanda de 100 kW o

más, para corta utilización.

H-S tarifa horaria para servicio general en alta

tensión, nivel subtransmisión.

H-T tarifa horaria para servicio general en

Alta tensión, nivel transmisión.

H-SL tarifa horaria para servicio general en alta

tensión, nivel subtransmisión, para larga

utilización.

5

H-TL tarifa horaria para servicio general en alta

tensión, nivel transmisión, para larga

utilización.

I-15 e I-30 tarifas para sevicio interrumpible.

R tarifas horarias para servicio de respaldo para

falla y mantenimiento en media y alta tensión.

(HM-R, HS-R, HT-R).

Rf tarifas horarias para servicio de respaldo para

falla en media y alta tensión. (HM-RF, HS-RF,

HT-RF).

RM tarifas horarias para servicio de respaldo para

mantenimiento programado en media y alta

tensión (HM-RM, HS-RM, HT-RM).

GF tarifas correlativas aplicables a los servicios

contratados por la administración pública

federal centralizada y paraestatal, que

destinen la energía eléctrica a la producción y

provisión de bienes y servicios públicos

federales, identificándose con la misma clave

de estas últimas, adicionándoles la

terminación GF.

1.3.3 Tensión de suministro a cada tarifa.

Las tarifas se clasifican de acuerdo a la tensión de suministro en baja,

media y alta tensión nivel subtransmisión y alta tensión nivel

transmisión, de acuerdo al siguiente resumen:

Baja tensión TARIFAS 1, 1a, 1b, 1c, 1d, 1e, 1f, DAC,

2, 3 Y 9.

6

Baja o media tensión TARIFAS 5, 5A, 6, 7, 9-CU Y 9N.

Media tensión TARIFAS 9M, O-M, H-M, H-MC, HM-R,

HM-RF Y HM-RM.

Alta tensión nivel subtransmisión TARIFAS H-S, H-SL, HS-R, HS-RF,

HSRM, I-15 E I-30.

Alta tensión nivel transmisión TARIFAS H-T, H-TL, HT-R, HT-

RF, HT-RM, I-15 E I-30.

Estos criterios también son aplicables a las tarifas GF correlativas, de

acuerdo a la tensión de suministro en que se proporcione el servicio.

Cuando se tengan disponibles dos o más tensiones que puedan ser

utilizadas para suministrar el servicio y éstas originen la aplicación de

tarifas diferentes, se proporcionará al usuario los datos necesarios

para que decida cuál será la tensión y la tarifa que le resulten más

conveniente.

1.4 MEDICIÓN DE LOS SERVICIOS

1.4.1 Criterios de selección de equipos de medición para efectos

de facturación.

El suministrador instalará las acometidas, los equipos y aparatos de

medición que se requieren de acuerdo con las características del

suministro.

El usuario podrá instalar los equipos que juzgue necesarios para

comprobar las mediciones, siempre que no interfiera los equipos

instalados por el suministrador, siendo la lectura de éstos últimos, la

que sirva de base para la facturación.

Con base en los requerimientos tarifarios, se aplicará la medición que

se describe en la tabla 1.1.

7

Tarifas horarias

HM, H-MC

100 > kW < 749

1)

KW > 750 2)

Si

Horaria según

región

Si

Horaria según región

Si

Si

Horaria según

región

Si

Horaria según región

Si

HS, HT, HSL, HTL

2)

Si

Horaria según

región

Si

Horaria según región

Si

R

Rf

*

2)

Si

Horaria según

región

Si

Horaria según región

Si

RM

*

2)

Si

Horaria según

región

Si

Horaria según región

Si

Tabla 1.1 Criterios de selección de equipos de medición

* En tarifas suministradas en alta tensión y de respaldo, se instalará medición adicional de respaldo.

Notas: 1) Medidor polifásico de estado sólido con registro de tarifas horarias y opción de

congelar lecturas. 2) Medidor multifunción con memoria masiva y opción de congelar lecturas.

T a r i f a

Medición de

kWh

Medición de

kW

Medición de

f.p.

Domésticas Si No Por excepción

2 Si No Por excepción 3 Si Si Si

5 y 5ª Si No Por excepción 6

Si

No Desde 25 kw

(30hp) de carga

conectada. 7 Desde 10

kW de

carga

conectada

Según se

requiera Por excepción

9, 9M ,9-CU y

9N

Si

No Desde 25 kW (30

hp) de carga

conectada. OM Si Si Si

8

1.4.1.2 Estimación de consumos. El suministrador estimará los consumos de los usuarios y aplicará la tarifa correspondiente, en los siguientes casos: I.-Cuando se conecte un suministro sin instalar el equipo de medición. II.-Cuando se dañen los equipos de medición, y III.-Cuando por causas ajenas al suministrador, no puedan tomarse las lecturas. Cuando deba estimarse el consumo de energía eléctrica, el suministrador procederá de la siguiente forma: 1.- En el supuesto de la fracción I de la disposición anterior, de

acuerdo con la carga manifestada en el contrato de suministro y el factor de carga que corresponda, con base en registros de consumo de usuarios similares y en función del número de días del período de facturación. Para el caso de alumbrados públicos, cuando un número importante de lámparas estén fuera de servicio, el prestador del servicio de alumbrado podrá practicar el censo respectivo en el que intervendrá el suministrador a fin de efectuar el ajuste que proceda en la facturación.

2.- En los supuestos de las fracciones II y III de la disposición anterior, la Estimación se hará con base en los registros de consumo ocurridos en períodos anteriores y las variaciones en los consumos históricos del usuario. En el supuesto de la fracción III, una vez efectuada la lectura de los aparatos de medición, se facturará nuevamente el suministro, con el consumo real ocurrido en el período en que se hubiere estimado el mismo, a fin de determinar, en su caso, la diferencia entre las facturaciones estimadas y las reales. El pago o compensación de los ajustes correspondientes se hará en un número de facturaciones posteriores igual al número de aquellas cuyos consumos hubieran sido estimados. En ambos casos, los períodos de ajuste no podrán exceder a dos años.

9

1.5 LECTURAS

1.5.1 Toma de lectura

Con el fin de determinar la facturación a cada usuario con regularidad y oportunidad, el suministrador efectuará periódicamente las mediciones correspondientes a la energía eléctrica consumida.

No obstante que en el “manual de disposiciones relativas al suministro y venta de energía eléctrica destinada al servicio público” establece que el suministrador tomará la lectura de los aparatos de medición una vez dentro de cada período de facturación, que podrá variar entre veintiocho y treinta y tres días para la facturación mensual, y entre cincuenta y siete y sesenta y cuatro días para la facturación bimestral, se recomienda que estos rangos se reduzca entre veintinueve y treinta y uno para facturación mensual y de cincuenta y nueve y sesenta y un días para facturación bimestral.

1.5.2 Excepción en el período de toma de lecturas

En comunidades rurales alejadas de los centros administrativos y para facilidad del usuario, el suministrador establecerá modalidades en los períodos y procedimientos de toma de lectura, sin alterar los períodos de facturación.

1.6 FACTURACIÓN

1.6.1 Criterios a seguir para facturar un servicio.

Para cada usuario, el suministrador emitirá un aviso-recibo (factura) en

el que se presentará la aplicación de las cuotas y los conceptos

previstos expresamente en la tarifa respectiva y sus disposiciones

complementarias al suministro correspondiente por un período

determinado.

Las cuotas mensuales de las tarifas se aplicarán por mes calendario.

Cuando el período de facturación no coincida con el mes calendario de

modo que tengan que aplicarse cuotas mensuales de las tarifas de

diferente monto, se determinará el promedio diario de energía para

aplicar la tarifa vigente en cada día del período. Tratándose de la

demanda máxima medida, las cuotas correspondientes se aplicarán

proporcionalmente a los días de cada mes comprendido en el período

de facturación.

10

Por regla general, se facturarán bimestralmente los suministros

domésticos y de baja tensión con demanda contratada no mayor a 25

kW y mensualmente los demás casos.

A solicitud del usuario, el suministrador medirá globalmente el

consumo para uso doméstico y aplicará las cuotas de la tarifa

respectiva al número de suministros individuales, con el fin de expedir

una sola facturación, cuando el importe sea pagado por una sola

persona física o moral por concepto de prestación contractual de

carácter laboral a sus trabajadores. Los suministros distintos a los de

uso doméstico se medirán y facturarán individualmente aplicando la

tarifa correspondiente.

1.6.2 Tarifas para servicio doméstico con facturación bimestral.

A) Los cargos para todo el consumo, serán los aplicables al mes

correspondientes 30 días antes de la fecha de toma de lectura y

para fines de esta facturación se considera que el período entre

lecturas es de dos meses exactos.

B) Tarifas de verano (bimestres mixtos de entrada de verano).

B.1 Si la facturación incluye menos de 16 días del periodo de

verano, serán las cuotas aplicables correspondientes 30 días

antes de la fecha de toma de lectura.

B.2 Si la facturación incluye más de 15 días, pero menos de 31

días del periodo de verano, el consumo bimestral se dividirá

en dos fracciones de consumo mensual. A la primera se le

aplicará las cuotas fuera de verano correspondientes 30 días

antes de la fecha de toma de lecturas y a la segunda se

aplicará las cuotas de verano correspondientes al mes en la

fecha de toma de lecturas.

B.3 Si la facturación incluye más de 30, pero menos de 46 días

del periodo de verano, el consumo bimestral se dividirá en

dos fracciones de consumo mensual, a la primera se le

aplicará las cuotas fuera de verano correspondientes 60

días antes de la fecha de toma de lecturas y a la segunda se

le aplicará las cuotas de verano correspondientes a 30 días

antes de la fecha de toma de lecturas.

11

B.4 Si la facturación incluye más de 45 días del periodo de

verano, se aplicará las cuotas de verano correspondientes 30

días antes de la fecha de toma de lecturas.

C).- Tarifas de verano (bimestres mixtos de salida de verano).

C.1 Si la facturación incluye menos de 16 días fuera del periodo

de verano, se aplicará las cuotas de verano correspondientes

30 días antes de la fecha de toma de lecturas.

C.2 Si la facturación incluye más de 15, pero menos de 31 días

fuera del periodo de verano, el consumo bimestral se dividirá

en dos fracciones de consumo mensual, a la primera se le

aplicará las cuotas de verano al mes correspondiente 30 días

antes de la fecha de toma de lecturas, y a la segunda se le

aplicará las cuotas fuera de verano al mes correspondiente

en la fecha de toma de lecturas.

C.3 Si la facturación incluye más de 30, pero menos de 46 días

fuera del periodo de verano, el consumo bimestral se dividirá

en dos fracciones de consumo mensual, a la primera se le

aplicará las cuotas de verano correspondientes 60 días antes

de la fecha de toma de lecturas, y a la segunda se le aplicará

las cuotas fuera de verano correspondiente 30 días antes de

la fecha de toma de lecturas.

C.4.- Si la facturación incluye más de 45 días fuera del periodo

de verano, se aplicará las cuotas fuera de verano

correspondientes 30 días antes de la fecha de toma de

lecturas.

En la tabla 1.2 se hace un resumen de la aplicación de las transiciones

de entrada y salida de verano, aplicables a las tarifas de servicio

doméstico de verano cálido.

12

Días

Entrada de verano

De

Fuera de verano

Verano

Verano

Consumo

Cuota

Consumo

Cuota Menos de 16 días

100%

30 días ant.

-

-

Más de 15 y

Menos de 31 días

C

¹

30 días ant.

C

²

Del mes

Más de 30 y

Menos de 46 días

C

¹

60 días ant.

C

²

30 días ant.

Más de 45 días

-

-

100%

30 días ant.

Días fuera

Salida de verano

De

Verano

Fuera de verano

Verano

Consumo

Cuota

Consumo

Cuota Menos de 16 días

100%

30 días ant.

-

-

Más de 15 y

Menos de 31 días

C

²

30 días ant.

C

¹

Del mes

Más de 30 y

Menos de 46 días

C

²

60 días ant.

C

¹

30 días ant.

Más de 45 días

-

-

100%

30 días ant.

Tabla 1.2 Aplicación de tarifa de verano en períodos mixtos

El cálculo de la facturación en los períodos mixtos de verano y fuera

de verano se efectuará determinando el consumo asignable a los días

del período fuera y dentro de verano c1 y c2 respectivamente, de

acuerdo al procedimiento siguiente:

1.6.3 Entrada del período de verano:

A1) Se determinará el consumo promedio diario del período anterior

de facturación, es decir, de aquel que contenga únicamente días

del período fuera de verano (cpdfv)1, así como el consumo

promedio diario del período mixto de entrada de verano (cpdme)2. 1A2) El consumo promedio diario que resulte menor entre cpdfv y

cpdme se multiplicará por el número de días del período fuera de

verano a fin de calcular el consumo c1, el consumo c2 se calculará

3 cpdms “ Consumo promedio diario mixto de salida de verano”

13

por diferencia entre el consumo total y c1.

B) Se aplica directamente el cpdme.

C) Se aplican las cuotas correspondientes a los consumos

determinados el resultado de a y b, se factura con la opción que

represente la menor facturación.

D) En caso de que no exista historial de cpdfv, se aplicará

directamente el cpdme.

1.6.4 A la salida del período de verano:

A1) Se determinará el consumo promedio diario del período de

facturación, utilizado en el cálculo a la entrada del período de

verano (cpdfv), y el consumo promedio diario del período mixto de

salida de verano (cpdms)3:

A2) El consumo promedio diario que resulte inferior entre cpdfv y

cpdms se multiplicará por el número de días del período fuera de

verano a fin de calcular el consumo c1 y el consumo c2 se

calculará por diferencia entre el consumo total y c1.

B) Se aplica directamente el cpdme.

C) Se aplican las cuotas correspondientes a los consumos

determinados en A2) y B se factura con la opción que represente

la menor facturación.

D) En caso de que no exista historial de cpdfv1, se aplicará

directamente el cpdms.

Una vez asignados los consumos, se procederá a la facturación de los

períodos fuera y dentro de verano.

El mínimo a facturar será el equivalente a 50 kWh de consumo,

facturados con las cuotas de la tarifa doméstica correspondiente, 30

días antes de la fecha de término del período que abarca la

facturación.

1.6.5 Tarifas para servicio doméstico con facturación mensual.

a) La tarifa aplicable para todo el período que abarca la

facturación será 15 días antes de la fecha de la toma de

lectura y para fines de facturación se considera que el

14

período entre lecturas es de un mes exacto.

b) Tarifas de verano (meses mixtos de entrada de verano).

b.1. Si el período de facturación incluye menos de 16 días de

verano, se aplicarán las cuotas fuera de verano vigentes 15

días antes de la fecha de toma de lecturas.

b.2. Si el período de facturación incluye más de 15 días de

verano, se aplicarán las cuotas de verano vigentes 15 días

antes de la fecha de toma de lecturas.

c) Tarifas de verano (meses mixtos de salida de verano).

c.1. Si el período de facturación incluye menos de 16 días de

período fuera de verano, se aplicarán las cuotas de verano

vigentes 15 días antes de la fecha de toma de lecturas.

c.2. Si el período de facturación incluye más de 15 días de

período fuera de verano, se aplicarán la cuotas fuera de

verano vigentes 15 días antes de la fecha de toma de

lecturas.

Días Entrada de verano

De Fuera de verano Verano

Verano Consumo Cuota Consumo Cuota

Menos de 16 días 100% 15 días ant. - -

Más de 15 días - - 100% 15 días ant.

Días Salida de verano

De Verano Fuera de verano

Verano Consumo Cuota Consumo Cuota

Menos de 16 días 100% 15 días ant. - -

Más de 15 días - - 100% 15 días ant.

Tablas 1.3 De aplicación de tarifas de verano en períodos mixtos

(Entrada y salida) Facturación mensual

1.6.6 Consideraciones por fracciones

Una vez obtenidos los conceptos que se establecen en los puntos

anteriores, será necesario que para cada uno de los meses

15

involucrados, se proceda a aplicar la estructura tarifaria que

corresponda para obtener los importes parciales, que determinarán el

monto de la facturación básica.

Considerando que al efectuar las operaciones resulten fracciones, se

establece:

A) El consumo promedio diario (cpd) se maneja con cuatro decimales

redondeando el cuarto decimal en función al quinto.

B) El factor de proporcionalidad (fpp), se maneja con cuatro decimales

redondeando el cuarto decimal en función al quinto.

C) El factor de potencia (fp), se maneja con cuatro decimales redon-

deando el cuarto decimal en función al quinto.

D) El resto de las facturaciones, hasta obtener la facturación básica, se

maneja con cuatro decimales, eliminando el resto de las cifras.

1.6.7 Mínimo mensual

Es el valor mensual que como mínimo se debe facturar por el servicio

proporcionado, como se indica en cada tarifa.

1.6.8 Conceptos que integran la facturación

1.6.8.1 Facturación básica

Es el resultado de aplicar las cuotas que específicamente señala cada

tarifa, al consumo de sus diferentes conceptos (de punta, semipunta,

intermedia y de base), a las demandas máximas medidas, facturables

o reservadas, integrando el cargo fijo en su caso.

1.6.8.2 Facturación normal

Es la facturación básica, incrementada o reducida por el cargo o

bonificación del 2% (dos por ciento) por medición en el lado primario o

secundario de los transformadores; cuando este cargo o bonificación

no proceda, la facturación normal será igual a la facturación básica.

1.6.8.3 Facturación neta

Es la facturación normal, incrementada o reducida por el recargo o

bonificación, según el valor del factor de potencia; si no existe el

16

concepto del factor de potencia la facturación neta será igual a la

facturación normal.

1.6.8.4 Facturación neta bonificada

En el caso de la aplicación de las tarifas interrumpibles; la bonificación

o penalización se integra a la facturación neta; de no existir este

concepto, la facturación neta bonificada será igual a la facturación

neta.

1.6.8.5 Derecho de alumbrado público (DAP)

Establecido en algunas entidades federativas, mediante decretos

locales, se calcula aplicando el porcentaje o las cuotas aprobadas en

cada estado o municipio a la facturación neta bonificada (no es

gravado por el IVA).

1.6.8.6 Otros cargos y créditos

Son diversos conceptos que se pueden incluir en el aviso recibo tales

como, el depósito de garantía, pago de servicios, financiamientos para

el ahorro de energía, bonificaciones por daños a equipos del usuario,

de daños a instalaciones y equipos del suministrador, libranzas, entre

otros.

1.6.8.7 Impuesto al valor agregado (IVA)

Es la tasa en porciento que se traslada a los usuarios, autorizada por

la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y que se aplica a la

facturación neta bonificada.

A partir del 1o. de Enero de 2010, se aplica el 11% de iva a las

regiones fronterizas que se encuentran en la franja de 20 km paralela

a las líneas divisorias internacionales del norte y sur del país, todo el

territorio de los estados de baja california, baja california sur y

Quintana Roo, el municipio de cananea y región parcial del estado de

Sonora. De acuerdo al diario oficial de la federación del 16 de

Diciembre del 2009. En el resto del país se aplica el 16%.

1.6.8.8 Facturación total

Es el resultado de sumar a la facturación neta bonificada, el derecho

de alumbrado público, otros cargos y créditos y el impuesto al valor

agregado.

17

1.7 APLICACIÓN, INTERPRETACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS

TARIFAS DOMESTICAS.

1.7.1 Tarifa no.1 servicio doméstico.

Esta tarifa es aplicable a todos los servicios que destinen la energía

eléctrica para uso exclusivamente doméstico, cualquiera que sea la

carga conectada individualmente a cada residencia, apartamento,

apartamento en condominio o vivienda, pudiendo suministrarse en 1, 2

y 3 hilos de corriente.

Criterios de aplicación.-

A) Propiedades en condominios y edificios habitacionales

En el caso de propiedades en condominio destinadas a utilizarse en

usos habitacionales, los contratos se celebrarán individualmente para

cada departamento.

Los servicios generales como alumbrado de escaleras, pasillos,

bombeo de aguas potables o negras, elevadores, ventilación o

calefacción general de edificios, incluyendo cualquier otro servicio de

utilidad común, deben contratarse y facturarse conforme a la tarifa de

servicio general que corresponda, debiendo en ambos casos preparar

previamente la concentración de medidores de acuerdo a las normas

de medición vigentes.

Las viviendas de los porteros de edificios deben contratarse

separadamente en esta tarifa.

B) Habitación de tiempo compartido.

En estos servicios se aplicará la tarifa de uso general que corres-

ponda, dependiendo de su carga y tensión de suministro, dándole un

tratamiento similar al de un hotel.

C) Suministro y medición en bloque.

En los casos de suministros de energía eléctrica para uso

exclusivamente doméstico en zonas habitacionales, cuyo importe sea

liquidado por personas físicas o morales por concepto de prestación

contractual a sus trabajadores, el suministrador podrá medir

globalmente el servicio y aplicar las cuotas de la respectiva tarifa

18

doméstica al número de servicios individuales, con el fin de expedir

una sola facturación.

Para la facturación de servicios domésticos en asentamientos

irregulares, se aplicará este mismo criterio, a fin de prorratear el

consumo total del asentamiento, entre el número de familias.

Cuando el uso diferente al autorizado por la tarifa se presente en

condiciones tales, que no sea posible alimentarlo de las líneas

generales, por formar parte de las propias instalaciones del usuario y

ubicadas en la parte interior de su predio, se deberá medir el uso

parcial diferente y deducir este consumo de la registración general del

servicio, aplicando las tarifas que correspondan a cada uso; tal es el

caso de unidades habitacionales ubicadas en el predio de la empresa,

alimentada con una red interior particular. En este caso, el servicio se

amparará en un sólo contrato a nombre de la entidad, pero la

facturación se emitirá aplicando las cuotas al número de servicios

individuales que comprenda el conjunto.

D) Tensión de suministro

Estos servicios sólo se suministrarán en "baja tensión" y únicamente

en casos excepcionales y a solicitud del usuario, será a través de su

subestación la cual estará instalada dentro de su predio, suscribiendo

un convenio que indique que el mantenimiento y operación de dicha

subestación será responsabilidad del usuario.

E) Carga contratada.

La carga contratada será la suma de las potencias en kilowatts de los

equipos, aparatos y dispositivos que el usuario manifieste tener

conectados y servirá de base para la celebración del contrato y

dimensionamiento del equipo de medición.

F) Depósito de garantía

Su valor se calcula con base al número de hilos contratados, de

acuerdo a las cuotas vigentes al momento de la contratación.

G) Facturación básica

Se obtiene aplicando a los consumos registrados las cuotas y

conceptos previstos en esta tarifa.

19

H) Mínimo mensual

Es el equivalente a la facturación de 25 (veinticinco) kWh4 para la

facturación mensual y de 50 (cincuenta) kWh para la facturación

bimestral. En caso de que la facturación que se obtenga al aplicar las

cuotas establecidas en la estructura de esta tarifa, resulte inferior al

importe mencionado, se aplicará el mínimo mensual.

I) Derecho de alumbrado público (DAP)

Son aquellos que se integran a la facturación, derivados de convenios

especiales que se celebran entre el suministrador y autoridades

federales, estatales, municipales o asociaciones civiles.

Estos derechos no son gravados por el impuesto al valor

agregado IVA.

Tarifas 1a, 1b, 1c, 1d, 1e y 1f.- servicio doméstico para localidades

con temperatura media mínima en verano de 25, 28, 30, 31, 32 y 33

grados centígrados respectivamente.

Estas tarifas son aplicables a todos los servicios que destinen la

energía, para uso exclusivamente doméstico, cualquiera que sea la

carga conectada individualmente a cada residencia, apartamento,

apartamento en condominio o vivienda, en todas aquellas localidades

cuya temperatura media mensual en verano sea de 25, 28, 30, 31, 32,

y 33 grados centígrados respectivamente como mínimo, se considera

que una localidad alcanza la temperatura media mínima en verano,

cuando registra el límite indicado durante tres o más años de los

últimos cinco de que se disponga de la información correspondiente.

Se considera que durante un año alcanzó el límite indicado, cuando

registre la temperatura media mensual durante dos meses

consecutivos o más, según los reportes de la secretaría del medio

ambiente recursos naturales y pesca. Con base en las temperaturas

medias mínimas prevalecientes en la región, deberá aplicarse cada

tarifa de acuerdo al parámetro de temperatura que se indica:

20

Temperatura media mensual

T a r i f a

> 25 º c < 28 º c 1a

> 28 º c < 30 º c 1b

> 30 º c < 31 º c 1c

> 31 º c < 32 º c 1d

> 32 º c < 33 º c 1e

> 33 º c 1f

Tabla 1.4 aplicación de tarifas según la temperatura de la región

donde se encuentre el servicio.

Reglas de aplicación

Se especifica que las temperaturas para la aplicación de las tarifas de

verano, se deberán presentar durante un mínimo de tres años, en los

últimos cinco, de los cuales se cuente con información oficial para

obtener la aprobación de la subdirección de distribución.

Período de aplicación

Las cuotas para la temporada de verano de las tarifas 1a, 1b, 1c, 1d,

1e y 1f, se aplicarán a los consumos que se registren en los seis

meses consecutivos más cálidos del año, de acuerdo a las opciones

de entrada de verano establecidas en el ámbito nacional, las cuales se

indican a continuación:

Opción 1.- del 1o. De febrero al 31 de julio

Opción 2.- del 1o. De marzo al 31 de agosto

Opción 3.- del 1o. De abril al 30 de septiembre

Opción 4.- del 1o. De mayo al 31 de octubre

Opción 5.- del 15 de mayo al 15 de noviembre

Opción 6.- del 15 de abril al 15 de octubre (división baja california)

Para el resto del año se aplicarán las cuotas de fuera de verano de la

tarifa correspondiente.

Como complemento, se muestra tabla 1.5.

21

RANGOS DE ENERGÍA EN VERANO D. A. P.

kWh MENSUALES

CLASIFICACIÓN BÁSICO INTERMEDIO EXCEDENTE I. V. A. U OTROS

1 1 75 HASTA 140 kWh

76 A 140

MAYOR A 140 kWh

1 75 A 125

76 A 125

1ª HASTA 150 kWh 16% > 25 ºC < 28 ªC 1 - 100

101 A 150 MAYOR A 150 kWh 1 - 100 A 150

1B HASTA 225 kWh ó > 28 ª C < 30 ª C 1 - 125

126 A 225 MAYOR A 225 kWh 1 - 125 A 200 126 A 200

1C HASTA 300 kWh 11% > 30 º C < 31 º C 1 - 150

151 A 300 MAYOR A 300 kWh 1 - 150 A 450 151 A 450

1D HASTA 400 kWh

> 31 º C < 32 º C 1 - 175

176 A 400

MAYOR A 400 kWh

1 - 175 A 600

176 A 600

1E HASTA 750 kWh

> 32 º C 1 - 300

301 A 750

MAYOR A 750 kWh

1 - 300 A 900

301 A 900

P1 + P2 + P3 FNE x IVA FBxDAP Aut.

< > FACTURACIÓN BÁSICA = FB

< > * FACTURACIÓN NORMAL = FN

< > FACTURACIÓN NETA = FNE

< > FACTURACIÓN TOTAL = FT

P = CANTIDAD RESULTANTE DE MULTIPLICAR EL PRECIO DEL kWh DEL RANGO ($/kWh) POR LOS kWh CONSUMIDOS 1,2,3

EN EL MISMO. * COMO ESTA TARIFA POR LO REGULAR NO CUENTA CON MEDICIÓN DE REACTIVOS, NO SE HACE EL CARGO O CRÉDITO POR MEDICIÓN EN B.T. (2%) LA FACTURACIÓN BÁSICA Y NORMAL SON IGUALES.

MÍNIMO MENSUAL.- SI AL APLICAR LAS CUOTAS ESTABLECIDAS EN LA ESTRUCTURA DE ESTA TARIFA, LA FACTURACIÓN RESULTA INFERIOR AL MÍNIMO MENSUAL, SE APLICARÁ ESTE ÚLTIMO

NOTA: LA APLICACIÓN DEL 11% ó 16% DE IVA SERÁ DE ACUERDO A LO ESTABLECIDO EN LA LEY DEL IMPUESTO AL VALOR AGREGADO, PUBLICADA EN EL DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACIÓN EL DIA 16 DE DICIEMBRE DEL 2009.

Tabla 1.5. Tarifas domesticas

22

Clasificación

Doméstica

1f

Rangos por energía en verano

KWh mensuales

I. V. A.

dap.

U

Otros

Hasta 1200kWh

Básico

1-300

Mayor 1200 kWh

básico

1 - 300

Intermedio

Mayor 300 kWh

Intermedio bajo

301-1200

Intermedio alto

1201-2500

Excedente

A 2500

p1 + p2 + p3 + p4 + 15% ó 10% x fne + fb x % autori

< >

facturación básica = fb

< > *

facturación normal = fn

< >

facturación neta = fne

< >

facturación total = ft

p = cantidad resultante de multiplicar el precio del kWh del rango ($/kWh) por los kWh consumidos en el 1,2,3,4

mismo.

Como esta tarifa por lo regular no cuenta con medición de reactivos, no se hace el cargo o crédito por medición en b.t. (2%) la facturación básica y normal son iguales.

Mínimo mensual.- si al aplicar las cuotas establecidas en la estructura de esta tarifa, la facturación resulta inferior al mínimo mensual, se aplicará este último.

nota: la aplicación del 11% ó 16% de iva es de acuerdo a lo establecido en la ley del impuesto al valor agregado, publicada en el diario oficial de la federación.

Tabla 1.6 Tarifa domestica para 33 °C o mas

23

1.8 TARIFA DOMESTICA DE ALTO CONSUMO (DAC)

Esta tarifa se aplicará a los servicios que destinen la energía para uso

exclusivamente doméstico, individualmente a cada residencia,

apartamento, apartamento en condominio o vivienda, considerada de

alto consumo o que por las características del servicio así se requiera.

Se considera que un servicio es de alto consumo cuando haya

registrado un consumo mensual promedio superior al límite de alto

consumo definido para su localidad.

El consumo mensual promedio se determinará obteniendo el promedio

de consumo mensual de los últimos doce meses (año móvil).

Para fines prácticos en la facturación bimestral se sumarán los

consumos registrados en las últimas seis facturaciones y se dividirán

entre doce; para la facturación mensual se sumarán los consumos

registrados en las últimas doce facturaciones y se dividirán entre doce.

El consumo máximo de energía por mes para mantenerse en la tarifa

define para cada localidad en función de la temperatura que se

encuentre clasificada para verano:

Tarifa 1 250 kWh/mes

Tarifa 1 a: 300 kWh/mes

Tarifa 1 b: 400 kWh/mes

Tarifa 1 c: 850 kWh/mes

Tarifa 1 d: 1000 kWh/mes

Tarifa 1 e: 2000 kWh/mes

Tarifa 1 f: 2500 kWh/mes

Quedarán incorporados en forma automática los servicios con tarifa

doméstica que registren consumos de energía mayor al límite de alto

consumo y serán reclasificados a su tarifa original, cuando se registre

por primera ocasión un consumo mensual promedio inferior al límite de

alto consumo.

Se establece la opción de aplicar la tarifa horaria de media tensión

para usuarios domésticos con subestación eléctrica propia y que

soliciten su incorporación a esta tarifa, debiendo cumplir las

disposiciones aplicables para estos suministros, referente al certificado

24

de unidad de verificación aprobada por la secretaría de energía.

Con base en el resolutivo décimo del acuerdo que autoriza el ajuste y

reestructuración de tarifas para el suministro y venta de energía

eléctrica publicado en el diario oficial de la federación del 10 de

noviembre de 1991.

Cuando un servicio pasa a tarifa HM, la demanda a contratar la

determinará el usuario, que no será menor del 60% de la carga

conectada del servicio, que debe proporcionar en el certificado de la

unidad verificadora.

25

CAPITULO II

“INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS”

o Antecedentes o Energía solar o Irradiación o Insolación o Celda fotovoltaica o Dopado del Silicio y la unión P-N o Generación de celdas fotovoltaicas o Tecnologías de fabricación de celdas o Factores de eficiencia de un panel fotovoltaico o Potencia y Costos o Factores que afectan el rendimiento de un panel fotovoltaico o Clasificación de los sistemas fotovoltaicos o Elementos de un sistema fotovoltaico

26

2.1 ANTECEDENTES

La protección del medio ambiente es compromiso de todos: gobiernos,

personas e industrias. Hoy en día se tiene un gran crecimiento, tanto

en la producción de paneles solares, cada vez más económicos, como

la implementación de grandes plantas solares conectadas a la red

eléctrica. En México el Instituto Politécnico Nacional ha sido pionero

en el desarrollo fotovoltaico, desde hace 25 años, en la creación de

una planta piloto que fabrica módulos fotovoltaicos con base en celdas

de silicio cristalino. La tecnología utilizada es prácticamente artesanal

y los elementos de producción son muy limitados.

El efecto fotovoltaico fue descubierto en 1839 por el físico francés

Alexandre-Edmond Becquerel, cuyos estudios sobre el espectro solar,

magnetismo, electricidad, y óptica son el pilar científico de la energía

fotovoltaica. En 1883, el inventor norteamericano Charles Fritts

construyo la primera celda con base en un semiconductor de Selenio

(Se) con una capa delgada de Oro (Au) obteniendo una eficiencia del

1%. En 1954, los laboratorios Bell se experimentaba con

semiconductores y accidentalmente se encontró que el Silicio (Si) con

algunas impurezas era muy sensitivo a la luz. Los resultados

obtenidos contribuyeron a la producción comercial de paneles solares,

lográndose una eficiencia del 6%.

En 1957, la ex – URSS lanzo su primer satélite espacial y un año

después, en febrero de 1958, los EE.UU. Hicieron lo mismo. La

primera nave solar que uso paneles solares fue el satélite

norteamericano Explorer I, lanzado en febrero de 1958. Este evento

genero un gran interés en la producción y lanzamiento de satélites

geoestacionarios (GEO) para el desarrollo de telecomunicaciones, en

los que la energía provendría en un dispositivo de captación de la luz

solar. Dicho desarrollo es de gran importancia ya que estimulo la

investigación en la búsqueda de paneles cada vez más eficientes y

motivo los avances tecnológicos dentro de la industria. El primer

mercado de los paneles fotovoltaicos fue dirigido al sector

aeroespacial. Los resultados positivos de la misión Explorer I

27

marcaron una pauta en el desarrollo de las telecomunicaciones y de

los paneles fotovoltaicos. La llegada de la celda de Silicio dio inicio al

desarrollo de nuevas tecnologías, principalmente orientadas a la

búsqueda de paneles solares más eficientes.

Actualmente, el caso más representativo del uso de los paneles

fotovoltaicos, en el sector aeroespacial, es la estación espacial

internacional. La energía utilizada viene de 16 estructuras de 72m de

largo por 12 m. de ancho y 864 de paneles solares en cada una de

ellas. Los módulos de alta eficiencia para uso aeroespacial

proporcionan aproximadamente un 20% de eficiencia en referencia a

la radiación solar sobre la superficie terrestre, pues en el espacio

exterior la eficiencia es mucho mayor. Cada una de las estructuras del

sistema fotovoltaico mencionado, proporciona alrededor de 170 kWh y

aproximadamente 2.7 MWh en conjunto.

Hasta Septiembre del 2007, España obtuvo un crecimiento vertiginoso

de plantas fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, sin embargo la

actual normativa gubernamental, además de reducir el precio de

compra, ha limitado la cantidad de mega watts instalados por trimestre

para la implementación de plantas solares fotovoltaicas. El motivo de

esta reducción es por la carencia de redes eléctricas.

El auto consumo fotovoltaico es una alternativa para la reducción de

, sin embargo no existen diferentes regulaciones que apoyen a los

productores de alto consumo. En este caso además de la protección

del medio ambiente el beneficio directo es el consumidor usuario. Las

instalaciones fotovoltaicas de auto consumo las implementas

empresas del sector privado y sin ningún tipo de ayuda.

En México desde 1993 a 2003, la capacidad instalada de sistemas

fotovoltaicos se incremento de 7 a 15 MW, generando alrededor de

8,000MWh/año para electrificación rural, bombeo de agua y

refrigeración. Se espera tener instalado 25MW con tecnología

fotovoltaica para el 2013, y generar 14GWh/año. La CONAE considera

que en el 2001, se contaba con pequeñas cargas distribuidas con más

de 15,000 metros cuadrados en sistemas fotovoltaicos instalados en el

28

país, que generaron cerca de 8.4GWh/año. Al 2012 se esperaban

30MW instalados y 18GWh/año de energía.

CFE cuenta con una planta hibrida en San Juanico, Baja California

Sur, conformada por 17kW fotovoltaico, 100kW eólico y motor

generador diesel de 80kW. Adicionalmente, se encuentra en proyecto

la instalación de una planta hibrida de ciclo combinado al noreste de

México, con una capacidad renovable de 39MW. El Instituto de

Investigaciones Eléctricas ha instalado en el noreste del país,

pequeños sistemas fotovoltaicos de 1.5 a 2kW con la finalidad de

investigar su efecto sobre la red de transmisión en la demanda del

usuario.

Los costos asociados a los sistemas fotovoltaicos se encuentran en

los rangos de 3,500 a 5,000 USD/kW instalado (dependiendo de la

energía empleada y su conexión a la red) y de 25 a 150 USD por kWh

generado. Datos del Instituto de Investigaciones Eléctricas señalan

que el potencial solar promedio en México es de 5kWh/ por día.

Debido al tema de protección al medio ambiente y al rápido

incremento al precio del petróleo, es un objetivo que se realicen

esfuerzos universales e intentos en buscar fuentes alternativas de

energía. Entre ellas, la energía solar es una fuente importante en el

suministro y además libre de contaminación, por lo que la

investigación de la energía solar ha llamado mucho la atención.

Taiwán se encuentra en la zona sub tropical, con una gran cantidad de

luz solar y las largas jornadas de sol. Por lo tanto, la energía solar

debe de ser el gran candidato más destacado para le energía verde.

Las universidades están desarrollando dispositivos que utilizan

energía solar a través de los paneles solares, como pueden ser

cargadores de baterías, vehículos que utilicen motores eléctricos para

hacer crecer la demanda de estos paneles fotovoltaicos e incrementar

la demanda.

29

2.2 ENERGÍA SOLAR

El sol representa la mayor fuente de energía existente en nuestro planeta. La cantidad de energía emitida y que llega a la tierra en forma de radiación, equivale a aproximadamente 35 millones 24 de veces la energía producida por todas las centrales de generación eléctrica. La energía es transmitida por medio de ondas electromagnéticas presentes en los rayos solares, las cuales son generadas en forma continua y emitida permanentemente al espacio, esta energía la podemos percibir en forma de luz y calor. Cerca del 70% de la energía solar recibida por la tierra es absorbida por la atmósfera, la tierra y por los océanos, mientras que el 30% restante es reflejado por la atmósfera de regreso al espacio. La energía solar cumple un rol fundamental en nuestras vidas, esto porque sin ella sería imposible. La energía absorbida por la atmósfera, la tierra y los océanos permite una serie de procesos naturales, como por ejemplo mantener una temperatura promedio, la evaporación, que permite la generación de precipitaciones, movimiento de masas de aire, fotosíntesis, generación de biomasa, etc. Por otro lado la energía solar es una fuente de energía renovable, inagotable, limpia y sustentable en el tiempo. Producto de la sobreexplotación de recursos no renovables y los efectos generados por su consumo, se puede percibir una creciente conciencia social y de los gobiernos, de sacar provecho de este tipo de energías. Esto es posible de ver por la mayor cantidad de sistemas de generación en base a energías renovables instalados y en proceso de instalación en nuestro planeta, los cuales son utilizados como sistema auxiliar o principal, dependiendo de la ubicación y recursos de quien los utilice. La demanda de energía eléctrica cada vez mayor en nuestro país y la necesidad de diversificar la matriz energética, llevó al gobierno a desarrollar un plan que contempla un 15% de generación de energía para el año 2010. Ahora bien, la potencia de la radiación depende del momento del día, las condiciones atmosféricas y la ubicación. Bajo condiciones optimas se puede asumir un valor aproximado de irradiación de 1000 W/m² en la superficie terrestre. Esta radiación puede llegar a la tierra en forma directa o difusa.

30

2.2.1 Radiación Directa: es aquella que llega directamente del Sol hasta algún objeto o superficie terrestre, sin reflexiones o refracciones en su recorrido. Este tipo de radiación puede reflejarse y concentrarse para su utilización. Además se caracteriza por producir sombras bien definidas de los objetos que se interponen en su trayecto. 2.2.2 Radiación Difusa: corresponde a la radiación emitida por el sol y que sufre alteraciones en su recorrido desde que ingresa a la atmosfera, siendo reflejada por partículas de polvo atmosférico, montañas, árboles, edificios, etc., o absorbida por las nubes. Producto de las constantes reflexiones va perdiendo energía. No proyecta sombra de los objetos que se interponen en su recorrido. Las superficies horizontales son las que más radiación difusa reciben, ya que “ven” toda la semiesfera celeste, mientras que las Verticales reciben menos porque sólo ven la mitad. La radiación es aprovechable en sus componentes directa y difusa, o en la suma de ambas. En un día despejado, la radiación directa es mucho mayor que la radiación difusa. Por el contrario, en un día nublado no existe radiación directa y la totalidad de la radiación incidente corresponde a radiación difusa. La irradiación directa normal fuera de la atmósfera, recibe el nombre de constante solar y tiene un valor promedio de 1354 W/m², el valor máximo se encuentra en el perihelio (lugar donde un planeta se encuentra más cercano al sol) y corresponde a 1395 W/m², mientras que el valor mínimo se encuentra en el afelio (lugar donde un planeta se encuentra más lejano al sol) y es de 1308 W/m². Existen distintos tipos de tecnologías que permiten utilizar la energía proveniente del sol, los cuales se nombran a continuación: 2.2.3 Energía solar pasiva: aprovecha el calor del sol sin necesidad de mecanismos o sistemas mecánicos. 2.2.4 Energía solar térmica: aprovecha la energía calórica del sol para calentar algún tipo de fluido a baja temperatura, normalmente agua, para uso sanitario y calefacción, los sistemas utilizados para esto se denominan colectores solares.

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2.2.5 Energía solar fotovoltaica: aprovecha la energía lumínica del sol para producir electricidad mediante placas de semiconductores que se alteran con la radiación solar, estos sistemas se llaman Paneles Solares Fotovoltaicos. Energía solar termoeléctrica: aprovecha la energía calórica para producir electricidad, esto se logra a través de un ciclo termodinámico convencional, mediante el cual se calienta algún tipo de fluido a alta temperatura (aceite térmico). Energía solar híbrida: consiste en utilizar además de la energía solar, otro tipo de energía. Esto se conoce como hibridación y dependiendo con el tipo de energía que se combine será: - Renovable: biomasa, energía eólica. - Fósil. Energía eólico solar: consiste en utilizar el aire calentado por el sol, para hacer girar unos generadores ubicados en la parte superior de una chimenea. 2.3 IRRADIACIÓN Es la magnitud utilizada para describir la potencia incidente por unidad de superficie de todo tipo de radiación electromagnética. En este caso corresponde a radiación proveniente del sol, la cual se puede percibir en forma de calor o luz (visible o no visible, lo cual dependerá de cada longitud de onda en particular). Su unidad de medida en el sistema internacional es W/m². En la Figura 2.1 se muestra el espectro de radiación solar para niveles sobre la atmósfera terrestre y a nivel del mar.

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Figura 2.1 Espectro de Radiación Solar

2.4 INSOLACIÓN La Insolación corresponde a la cantidad de energía en forma de radiación solar que llega a un lugar de la Tierra en un día concreto (insolación diurna) o en un año (insolación anual). En otras palabras es la energía radiante que incide en una superficie de área conocida en un intervalo de tiempo dado. Su unidad de medida es el Watts-hora

por metro cuadrado (Wh/ ). La insolación también se expresa en términos de horas solares pico. Una hora horas de energía es equivalente a la energía recibida durante una hora, a una irradiancia promedio de 1000 W/m2. La energía útil que entrega el panel(es) fotovoltaico(s) es directamente proporcional a la insolación incidente. Para calcularla se puede asumir que no hay atmósfera o que se mide en la parte alta de ella y se denomina insolación diurna o anual no atenuada, otra forma es medir en la superficie de la Tierra teniendo en cuenta la presencia de la atmósfera, en este caso se denomina insolación atenuada siendo más complejo calcularla. En la Figura 2.2 se muestra la insolación correspondiente a un día soleado.

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Figura 2.2. Irradiancia y horas solares pico (insolación) durante

un día soleado La insolación es un parámetro muy importante en el diseño de sistemas solares. Los factores climáticos y el ángulo de posicionamiento del panel con respecto al sol afectan en demasía la Insolación sobre la superficie de captación. En zonas de poco sol, ya sea por nubes, neblina u otro factor, la insolación promedio en un periodo de tiempo es menor. En días de invierno los niveles de insolación promedio son considerablemente menores en comparación a los días de verano, esto se da para lugares cuya latitud sea mayor a los 15º. Debido a que la insolación depende del ángulo del panel con respecto a la posición del sol, se usa la insolación horizontal para referirse al potencial solar del lugar. A partir de la insolación horizontal se puede estimar la insolación y elevación determinado. La insolación será máxima cuando el panel se encuentre en posición horizontal frente al sol. Para conseguir esto sería necesario ajustar el ángulo para seguir el movimiento diario del sol de este a oeste y el ángulo de elevación para seguir el movimiento anual de la trayectoria solar en la dirección norte-sur.

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Figura 2.3 Movimiento aparente del sol en función de la hora del

día y la época del Año

2.5 CELDA FOTOVOLTAICA Una celda fotovoltaica, es un dispositivo electrónico que permite transformar la energía luminosa (fotones) en energía eléctrica (electrones) mediante el efecto fotoeléctrico. A su vez el efecto fotoeléctrico consiste en la emisión de electrones por un material cuando se le ilumina con radiación electromagnética, estos electrones libres, al ser capturados generan una corriente eléctrica (ver Figura 2.4). La Figura 2.5 muestra una celda fotovoltaica policristalina. La unión de celdas fotovoltaicas da origen a un panel fotovoltaico, el que consiste en una red de celdas solares conectadas en serie para aumentar la tensión de salida continua hasta el valor deseado. También se conectan en paralelo con el propósito de aumentar la corriente de salida del sistema.

Figura 2.4 Efecto Fotovoltaico de una Celda Solar

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Figura 2.5 Celda Fotovoltaica de Silicio Policristalino

2.6 DOPADO DEL SILICIO Y LA UNIÓN P-N Un átomo del silicio posee cuatro electrones de valencia, estos electrones enlazan a los átomos adyacentes. Si se substituye un átomo de silicio por otro átomo que tenga tres o cinco electrones de valencia, en el primer, la falta de un electrón dejará un hueco disponible, quedando de esta forma con mayor carga positiva (capa P), mientras que en el segundo caso quedará un electrón libre, lo que genera una mayor cantidad de carga negativa (capa N), a este proceso de substitución de átomos se le conoce como dopado. El dopado se puede hacer por difusión a alta temperatura (existen otros métodos para dopar al silicio), donde las láminas se introducen en un horno con el dopante introducido en forma de vapor. Ambas capas se encuentran separadas por un material semiconductor, para formar una unión P-N. Para el dopado tipo P se utilizan generalmente átomos de boro, el cual posee tres electrones de valencia, mientras que para el dopado tipo N, se puede utilizar átomos de fósforo, que poseen cinco electrones de valencia. El proceso de formación de la unión P-N, provoca una difusión de electrones de las zonas con mayores concentraciones, es decir, desde la capa de tipo N de la unión, hacia la capa P con menores concentraciones de electrones. Esta difusión de electrones a través de la unión P-N, produce una recombinación con los huecos de la cara de tipo P, generando un campo eléctrico en la juntura hasta que se alcance el equilibrio, luego de esto no existe flujo de cargas a través de la unión, a no ser que sea excitada por una fuente externa.

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El campo eléctrico establecido a través de la creación de la unión P-N crea un diodo que permite la circulación de corriente en un solo sentido a través de la juntura. Los electrones pueden pasar del lado N hacia el interior del lado P y los huecos pueden pasar del lado P hacia el lado N. A la zona de difusión de electrones se le llama región de agotamiento o región de espacio de cargas, ya que son escasos los portadores de carga móviles existentes. Finalmente, a la unión P-N se le insertan los contactos eléctricos en ambas capas de la celda, por medio de evaporación o pintando con metal. La parte posterior de la placa se puede cubrir totalmente con metal, pero el frente de la misma tiene que tener solamente un patrón en forma de rejilla o de líneas finas de metal, a fin de evitar el bloqueo de los rayos solares.

Figura 2.6 Dopado del Silicio

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2.7 GENERACIONES DE CELDAS FOTOVOLTAICAS

Figura 2.7 Barra de Silicio Policristalino 2.7.1 Primera Generación: consistían en una gran superficie de cristal simple. Una capa de unión P-N (similar a un diodo), capaces de generar energía eléctrica a partir de energía luminosa proveniente del sol. Se fabrican mediante un proceso de difusión con obleas de silicio, es por esto que también se lo conoce como celdas solares basadas en oblea. Corresponde a la tecnología que predomina en el mercado actual, abarcando aproximadamente el 86% del total de paneles fotovoltaicos. 2.7.2 Segunda Generación: se basan en el uso de depósitos epitaxiales muy delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Existen dos clases de celdas fotovoltaicas epitaxiales: las espaciales y las terrestres. Las celdas espaciales, generalmente poseen eficiencias AM0 (Air Mass Zero) más altas, cercanas al 28% o 30%, aunque su costo por Watt es más alto. En las terrestres en cambio, la película delgada se ha desarrollado usando procesos de bajo costo, pero su eficiencia AM0 es menor que la anterior, alcanzando valores en 7% y 9%. La tecnología de celdas solares de película delgada considera un ahorro notable en los costos de producción, que junto a su reducida masa, apropiada para aplicaciones sobre materiales flexibles y livianos, incluso en materiales de origen textil, representan grandes ventajas de la tecnología. La aparición de paneles de película delgada de Ga y As para aplicaciones espaciales, con eficiencia AM0 sobre el 37%, se encuentran en estado de desarrollo para aplicaciones de elevada potencia. Esta tecnología representa un pequeño segmento del

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mercado fotovoltaico terrestre, siendo aproximadamente un 90% del mercado espacial. 2.7.3 Tercera Generación: propuesta desde el año 2007, representa una tecnología muy diferente a las dos anteriores, ya no utiliza la unión P-N. Para aplicaciones espaciales se estudian dispositivos de huecos cuánticos y dispositivos que incorporen nanotubos de carbono, los que pueden alcanzar una eficiencia AM0 superior al 45%. En cambio para aplicaciones terrestres, se están investigando dispositivos que incluyan celdas electroquímicas, polímeros, nano cristales y tintas sensibilizadas, de las cuales ya es posible ver algunos modelos (ver Figura 2.11 y Figura 2.12). 2.7.4 Cuarta Generación: si bien es cierto no es una tecnología desarrollada, se estima que esta generación consistiría en una mezcla de nano partículas con polímeros para formar una capa simple multi-espectral. Luego se monta una capa sobre otra para fabricar celdas solares multi-espectrales definitivas. Este tipo de celdas serán más eficientes y baratas. La NASA ha utilizado la idea junto a la tecnología multi-unión para sus misiones a Marte. Dentro de esta celda solar compuesta, la primera capa convierte los diferentes tipos de luz, la segunda es para la conversión de energía y la última capa es para el espectro infrarrojo, la cual permite utilizar parte del calor para generar energía aprovechable. La DARPA (Defense Advanced Research Projects Agency) es la encargada de dirigir y supervisar la investigación que busca determinar la viabilidad de esta tecnología. Xsunx, Konarka Technologies, Inc., Nanosolar, Dyesol y Nanosys, son algunas de las compañías que trabajan en el proyecto. La Figura 2.8 muestra la evolución de las celdas solares desde el año 1975 a 2007.

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Figura 2.8 Evolución de Eficiencia de las Celdas Solares

2.8 TECNOLOGÍAS DE FABRICACIÓN DE CELDAS FOTOVOLTAICAS Las celdas solares de silicio se construyen utilizando planchas mono cristalinas, planchas poli cristalinas o láminas delgadas (amorfas). 2.8.1 Silicio Mono cristalino: estas celdas están fabricadas en base a láminas de un único cristal de muy alta pureza y estructura cristalina casi perfecta. El espesor aproximado de las láminas es de 1/3 a 1/2 milímetro, las cuales son cortadas de una gran barra o lingote mono cristalino creado a una temperatura cercana a 1400º C, siendo este un proceso muy costoso. La eficiencia de estas celdas ha llegado hasta el 24,7% en laboratorio y a un 16% en paneles comerciales. Los paneles construidos con este tipo de tecnología son los más desarrollados del

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mercado, siendo garantizados por algunos fabricantes por hasta 25 años. La Figura 2.9 muestra un panel solar de silicio mono cristalino.

Figura 2.9 Panel Solar de Silicio Mono cristalino

2.8.2 Silicio Policristalino: las láminas policristalinas son fabricadas a través de un proceso de moldeo, para esto se funde el silicio y luego se vierte sobre moldes. Una vez que el material se ha secado, se corta en delgadas láminas. El proceso de moldeo es menos costoso de producir que el silicio monocristalino, pero son menos eficientes, debido a que el proceso deja imperfecciones en la superficie de la lámina. La eficiencia de conversión alcanza valores alrededor del 19,8% en laboratorio y de 14% en paneles comerciales. En la Figura 2.10 se puede apreciar un panel de estas características. Las características del silicio cristalizado, hacen que los paneles de silicio policristalino posean un grosor considerable. Empleando silicio con otros materiales semiconductores, es posible obtener paneles más finos e incluso flexibles.

Figura 2.10 Panel Solar de Silicio Policristalino

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Tanto en el proceso de fabricación de láminas de silicio monocristalino, como policristalino, casi la mitad del silicio se pierde como polvo durante el corte. 2.8.3 Silicio Amorfo: es una tecnología de lámina delgada y se fabrica depositando silicio sobre un substrato de vidrio de un gas reactivo, tal como silano (SiH4). Además es posible aplicarlo como película sobre substratos de bajo costo como cristal o plástico. La tecnología de fabricación ha cambiado rápidamente, lo que ha generado un aumento de su eficiencia, llegando a valores entre 5% y 10% para paneles comerciales y de 13% en laboratorios. Existen tecnologías de lámina delgada que incluyen láminas de silicio multicristalino, seleniuro de cobre e indio/sulfuro de cadmio, teluro de cadmio/sulfuro del cadmio y arseniuro de galio. Este tipo de tecnología ofrece una serie de ventajas como: deposición y un ensamblado más fácil, la capacidad de ser depositadas en substratos o materiales de construcción baratos, los que incluso pueden ser flexibles, producción en masa, y conveniencia para grandes aplicaciones. Sus costos son inferiores a las dos tecnologías anteriores. Otras tecnologías de lámina delgada son: 1.8.4 Teluro de cadmio: Rendimiento en laboratorio 16% y en paneles comerciales 8% 1.8.5 Arseniuro de Galio: es uno de los materiales más eficientes, alcanza un 25,7% de rendimiento en laboratorio y 20% en paneles comerciales 1.8.6 Diseleniuro de cobre en indio: con rendimientos en laboratorio próximos al 17% y en paneles comerciales del 9% 1.8.7 Paneles Tándem: estos combinan dos tipos de materiales semiconductores distintos. Esto se debe a que cada tipo de material trabaja en una parte del espectro electromagnético de la radiación solar y con la utilización de dos o tres tipos de materiales se pueden aprovechar desde la radiación ultravioleta a las ondas visibles e infrarrojas del espectro. Con este tipo de paneles se ha alcanzado rendimientos del 35% y en teoría, con la unión de tres se podría alcanzar un 50% de rendimiento.

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1.8.7 Paneles Fotovoltaicos Orgánicos (OPV): Se trata de polímeros orgánicos capaces de reaccionar y liberar electrones en presencia de luz solar. La particularidad de estos paneles es que se pueden elaborar por medio de procesos de impresión y de recubrimiento a alta velocidad y escalables, como las pinturas en spray (ver Figura 2.11) y la impresión de inyección de tinta para cubrir áreas más extensas. Lo que facilita su aplicación sobre superficies metálicas, paredes exteriores de un edificio o techo. De esta manera, es posible conseguirlos a costos mucho más bajos que los tradicionales de silicio. Los expertos aseguran que gracias a los avances de la nanotecnología se están mejorando sus propiedades de eficiencia y grosor. En el caso de las celdas solares sensibilizadas por tinta, corresponden a unas películas coloreadas o transparentes que pueden instalarse en ventanas. Además poseen baja dependencia a la temperatura y al ángulo de luz, con lo que se puede conseguir la máxima potencia energética durante todo el año.

Figura 2.11 Celda Fotovoltaica Orgánica

1.8.8 Paneles Fotovoltaicos de película delgada (thin-film): se construyen en base a microestructuras CIGS (Cobre Indio Galio Selenio), o CIS en caso de no incluir al Galio, alojadas sobre un soporte flexible y liviano, aptas para ser instaladas sobre techos, fachadas de edificios, ventanas, teléfonos móviles, ordenadores portátiles y automóviles. La Figura 2.12 muestra dos tipos de láminas de esta tecnología. Respecto a la energía consumida durante su fabricación, las temperaturas son mucho más bajas, al igual que el impacto ambiental. Según un estudio de Nano solar, empresa especializada en el desarrollo de este tipo de tecnología, indica que un kilo de CIGS integrado en una celda solar produce cinco veces más electricidad que un kilo de uranio enriquecido integrado en una central nuclear.

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Figura 2.12 Láminas Fotovoltaicas de Película Delgada (thin-film)

2.9 FACTORES DE EFICIENCIA DE UN PANEL FOTOVOLTAICO 2.9.1 Punto de máxima potencia (Pmp): corresponde a la máxima potencia que el panel puede entregar, la cual se da cuando la tensión y la corriente alcanzan sus valores máximos en forma simultánea. Este valor se consigue de acuerdo a la ecuación 2.1.

2.1

2.9.2 Eficiencia en la conversión de energía (η, "eta") La eficiencia de un panel fotovoltaico, corresponde al porcentaje de energía eléctrica generada en relación a la cantidad de energía luminosa recibida desde el sol, cuando el panel se encuentra conectado a un circuito eléctrico. La ecuación 2.2 define la eficiencia.

2.2

Donde: : Representa a la eficiencia de la conversión de la energía.

: Nivel de radiación solar en la superficie del panel (W/ ), bajo condiciones STC. : Punto de máxima potencia (W). : Superficie del panel fotovoltaico (m2). : Potencia Recibida por el panel : Tensión máxima : Corriente máxima

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2.9.3 Factor de forma (FF) También se conoce como Fill Factor en ingles y define la eficacia de un panel solar, relacionando el punto de máxima potencia (Pmp), dividido por el producto entre el voltaje a circuito abierto (Voc) y la corriente de cortocircuito (Isc). Esto se muestra en la Ecuación 2.3.

2.3

Figura 2.16 Factor de Forma (FF)

2.10 POTENCIA Y COSTOS

En un día despejado de nubosidad, el Sol irradia cerca de 1 kW/ a la superficie de la Tierra. Teniendo en cuenta que actualmente la eficiencia de un panel fotovoltaico puede estar entre el 12 y 25%, se alcanzaría una producción de energía aproximada de 120 a 250 Wh/m², dependiendo del nivel de insolación solar. La Figura 2.17 muestra los niveles de radiación para distintos lugares del mundo, donde se muestra que la zona norte de nuestro país cuenta con los niveles de radiación más altos del mundo.

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Figura 2.17 Niveles de Radiación Solar en el Mundo

A latitudes medias y septentrionales (regiones del norte), de acuerdo a las estaciones del año y las condiciones atmosféricas, en invierno el nivel de radiación promedio en la superficie terrestre es de 100 W/m² y 250 W/m² en verano. Con paneles de 12% de eficiencia de conversión de la energía, se pueden obtener 12 W/m² y 30 W/m² respectivamente.

Figura 2.18 Radiación solar en México

Por último, la gran desventaja que poseen los paneles fotovoltaicos, es su alto costo inicial y por lo tanto el proceso de recuperación de la inversión suele ser más lento, se estima en hasta 5 años el periodo de recuperación de la inversión realizada para un sistema convencional, mientras que para una instalación con sistema de seguimiento el periodo aumenta.

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2.11 FACTORES QUE AFECTAN EL RENDIMIENTO DE UN PANEL

FOTOVOLTAICO

2.11.1 Energía de la luz incidente Para producir el movimiento de los electrones y generar flujo de corriente, es necesario que el nivel de radiación que incide sobre el panel (fotones) posea una cantidad de energía entre ciertos límites. Debido a que la luz incidente tiene distintas longitudes de onda, cerca del 50% de la radiación recibida no está dentro del margen aceptado por los paneles solares disponibles comercialmente y se pierde, ya sea por poca o demasiada energía. Por otro lado la corriente es directamente proporcional a la radiación incidente y aceptada por el panel, por lo que un bajo nivel de energía radiante provocará que la corriente generada también sea baja, la Figura 2.19 muestra las curvas IV para distintos niveles de radiación. 2.11.2 Reflexión Este tipo de pérdidas se produce en la superficie del panel, debido a la reflexión de los rayos incidentes. Para disminuir este tipo de pérdidas, en el proceso de fabricación se están utilizando capas antirreflejo y superficies rugosas.

Figura 2.19 Efectos de los niveles de radiación sobre la corriente

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2.11.3 Efecto de la Sombra El efecto de sombras sobre los paneles solares, afecta notoriamente el rendimiento de estos, es por esto que se debe procurar al momento de diseñar una instalación fotovoltaica, situar los paneles en lugares donde no sufran este tipo de interferencias. Este efecto es más notorio en instalaciones de paneles conectados en serie, ya que si un panel es sombreado no generará los mismos niveles de energía que los que se encuentran descubiertos, por lo cual consumirá energía, en vez de generarla. 2.11.4 Efecto de la orientación e inclinación Los paneles solares trabajarán en forma óptima cuando su orientación sea directa hacia el sol, es decir, que el panel se sitúe perpendicularmente hacia el sol. En instalaciones fijas, es imposible mantener el panel perpendicular al sol, por lo cual, el sistema se debe diseñar de tal forma que su instalación permita aprovechar la mayor cantidad de luz posible y en los periodos de mayor radiación. Para las instalaciones con sistema de seguimiento, este problema tiene menor incidencia, ya que el panel tiende a mantener la perpendicularidad hacia el sol. La Tabla 2.1 muestra los valores aceptables para distintos factores de pérdidas.

Tabla 2.1 Límites aceptables por pérdidas por efecto de la sombra, orientación e Inclinación 2.11.5 Efecto de la Temperatura La temperatura es un parámetro que afecta directamente la generación de energía en un panel fotovoltaico. Al aumentar la temperatura, la corriente también tiende a aumentar, pero la tensión cae notablemente, lo que provoca una disminución de la potencia entregada por el panel, en cambio, al disminuir la temperatura la tensión tiende a aumentar, pero la corriente disminuye, aumentando en una fracción el nivel de potencia entregada. Se estima que la potencia nominal se reduce aproximadamente un 0.5% por cada grado por sobre de 25 °C. Esto se puede ver en la Figura 2.20.

ORIENTACIÓN E INCLINACION (OI) SOMBRAS(S) TOTAL (OI+S)GENERAL 10% 10% 15%

SUPERPOSICIÓN 20% 15% 30%

INTEGRACIÓN ARQUITECTONICA 40% 20% 50%

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Figura 2.20 Efectos de la temperatura sobre la generación de energía en un panel Solar

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2.12 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Los sistemas fotovoltaicos se clasifican en: 2.12.1 Sistema conectado a la red Un sistema fotovoltaico conectado a la red satisface la demanda eléctrica del edificio o carga local parcial o totalmente pero también se encuentra conectado al sistema o red eléctrica pública para cubrir la demanda de energía de la carga cuando no está disponible la irradiación solar o la generación del sistema FV es insuficiente. Este sistema no cuenta con banco de baterías para almacenar energía, reduciendo así considerablemente el costo por kWp de potencia nominal instalada.

Figura 2.21 Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red

De igual manera si durante el día la demanda de la carga local es menor a la energía generada por el sistema, el exceso es alimentado a la red pública. Un medidor bidireccional lleva un registro de la energía importada o exportada a la red. En México si la energía exportada es mayor a la importada de la red pública se crea un “banco” de energía que el usuario podrá usar en un periodo de tiempo máximo de un año. Después de dicho tiempo los kWh alimentados en exceso al sistema público, no podrán ser usados por el usuario. De manera contraria los kWh importados de la red se facturan igual por la CFE.

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2.12.2 Sistema Aislado Un sistema aislado se encuentra desconectado de la red pública. Comúnmente se utiliza en áreas que no cuentan con distribución pública de energía. Estos tipos de sistemas incluyen uno o más métodos de generación eléctrica, almacenamiento de energía y regulación. Generalmente la electricidad se genera por:

Paneles fotovoltaicos

Generador de respaldo El almacenamiento se implementa por:

Banco de baterías o

Celdas de combustible La regulación puede ser:

DC y/o

AC Típicamente el almacenamiento de energía eléctrica es mediante un banco de baterías. La potencia es dirigida a la batería y después extraída directamente como una tensión baja para su uso en iluminación o aparatos de DC. También puede ser usado un inversor para generar AC de 120V. La cual usa la mayoría de aparatos eléctricos.

Figura 2.22 Configuración típica de un sistema aislado

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El controlador de carga de la batería debe de instalarse:

Lugar protegido

Visible

Central

Fuera del alcance del personal no autorizado (niños, trabajadores, etc.)

Protegido contra golpes y elementos (lluvia, sol, viento) Su función principal es controlar la operación de la batería e informar al usuario del estado del estado de operación del sistema. El banco de baterías permite:

Almacenar energía solar en forma de DC

Disponibilidad de energía en ausencia de luz

Suministrar la potencia para su transformación en AC (opcional)

Es el componente más problemático del sistema fotovoltaico aislado

Riesgo de explosión por carga inadecuada El inversor de potencia, o inversor, convierte la potencia eléctrica de directa (DC) a alterna (AC).

La corriente AC puede estar a cualquier voltaje y frecuencia que se requiera con el uso adecuado de transformadores, protecciones y circuitos de control.

Permite la conversión de AC a DC si se le incorpora un rectificador

La potencia de salida no puede exceder nunca la entrada

Eficiencia de 50-90% en función de la corriente 2.12.3 Sistema Hibrido Los sistemas híbridos combinan paneles fotovoltaicos con otras formas de generación, usualmente unidades de cogeneración diesel ya existentes. Últimamente el biogás es también usado. Esta forma de generación se ha diseñado también para ser capaces de modular la generación eléctrica con función de la demanda y aprovechar al máximo los recursos renovables existentes en algún sitio. La generación del sistema fotovoltaico nos sirve para reducir el consumo de combustibles fósiles. Los sistemas de generación hibrida son usados comúnmente en islas. A través de la inclusión de energías renovables, el funcionamiento de

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generadores diesel es considerablemente más económico y sustentable. Más de una forma de energía renovable puede ser usada en combinación con sistemas fotovoltaicos como son el biogás, la energía eólica y la mini hidráulica, aprovechando al máximo los recursos disponibles de la región geográfica. La combinación de varios productores de energía renovable hace posible la ingeniería de redes autónomas, reduciendo el costo de la inversión. Otra sinergia es la inclusión de celdas de combustible y sistemas de generación de hidrogeno, cuando existe un exceso de generación en el sistema. Un ejemplo común es la combinación de un sistema fotovoltaico y turbinas eólicas. El objetivo es crear más generación de la turbina durante el invierno, mientras que el verano los paneles solares producirían su potencia pico. Normalmente en días con viento, la energía solar es viceversa, así como en temporada de escases de lluvia la biomasa puede ser sustituida por el sistema fotovoltaico.

Figura 2.23 Sistema Hibrido

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2.13 ELEMENTOS DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO 2.13.1 Generador Fotovoltaico Es el que transforma la energía solar en energía eléctrica. Está constituido por paneles solares y estos a su vez están formados por varias células iguales conectadas eléctricamente entre si, en serie y/o en paralelo, de forma que la tensión y corriente suministradas por el panel se incrementa hasta ajustarse al valor deseado. La mayor parte de los paneles solares se construyen asociando primero células en serie hasta conseguir el nivel de tensión deseado, y luego asociando en paralelo varias asociaciones serie de células para alcanzar el nivel de corriente deseado. Además, el panel cuenta con otros elementos a parte de las células solares, que hacen posible la adecuada protección del conjunto frente a los agentes externos; asegurando una rigidez suficiente, posibilitando la sujeción a las estructuras que lo soportan y permitiendo la conexión eléctrica. 2.13.2 Inversor Es el equipo encargado de transformar la energía recibida del generador fotovoltaico (en forma de corriente continua) y adaptarla a las condiciones requeridas según el tipo de cargas, normalmente en corriente alterna y el posterior suministro a la red. Los inversores vienen caracterizados principalmente por la tensión de entrada, que se debe adaptar al generador, la potencia máxima que puede proporcionar y la eficiencia. Esta última se define como la relación entre la potencia eléctrica que el inversor entrega a la utilización (potencia de salida) y la potencia eléctrica que extrae del generador (potencia de entrada). Aspectos importantes que habrán de cumplir los inversores:

Deberán tener una eficiencia alta, pues en caso contrario se habrá de aumentar innecesariamente el número de paneles para alimentar la carga.

Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas.

Conexión y desconexión automático.

Admitir demandas instantáneas de potencia mayores del 150% de su potencia máxima.

Cumplir con los requisitos, que establece el Reglamento de Baja Tensión.

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Baja distorsión armónica.

Bajo consumo.

Aislamiento galvánico.

Sistema de medidas y monitorización. 2.13.3 Protecciones de corriente alterna Existen dos anormalidades tan frecuentes en las instalaciones eléctricas. Una de ellas es la sobrecarga. Consiste en que, por haber demasiados artefactos de elevado consumo conectados a la vez, la corriente que circula por la instalación resulta excesiva para el grosor de los cables, y los calienta demasiado. Esta clase de anomalía ocurre, por ejemplo, cuando hay dos o tres estufas eléctricas encendidas, alguien se está secando el cabello a la vez, otro hace tostadas y, al mismo tiempo, arranca el refrigerador. El otro inconveniente es el cortocircuito, que ocurre cuando se tocan por accidente los dos conductores de alimentación. Casi siempre eso ocurre por la aislación defectuosa de los cables de la instalación. La corriente es muy elevada en este caso, mucho más que en una simple sobrecarga. Tanto la sobrecarga como el cortocircuito sobrecalientan los cables, o los funden, con daños materiales y a veces personales. La electricidad llega a una casa mediante dos cables de cobre aislados en plástico, que pasan por un interruptor termomagnético. Ese interruptor corta automáticamente el suministro en caso de que la corriente que circula sea excesiva, lo que puede suceder por abuso de consumo o por fallas en la instalación. En casas antiguas se pueden encontrar, fusibles que cumplen de manera similar con la función. Dentro de la casa tiene que haber otro interruptor adicional para poder cortar la electricidad cuando se hace una reparación, puesto que el interruptor de entrada es sólo para uso de la compañía eléctrica, y su accionamiento no le es permitido al usuario. Para reponer un interruptor termomagnético que acaba de actuar, es necesario esperar a que se enfríe, bajar por completo la palanca y después subirla. Conviene, antes de eso, ubicar la causa de la falla; de otro modo, la protección volverá a actuar.

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Figura 2.24 Curva de operación de un interruptor termomagnético. 2.13.4 Interruptor termomagnético. Cuando está conectado y pasa una corriente mayor que la normal durante bastante tiempo, interrumpe automáticamente el paso de energía, gracias a que el calentamiento consiguiente arquea una cinta compuesta por dos metales de diferente dilatación (bimetal). Si la corriente anormal es muy elevada (por ejemplo diez veces mayor que la normal (In) el interruptor termomagnético corta casi instantáneamente el suministro sin esperar a calentarse, gracias a la acción de la corriente sobre un pequeño solenoide alojado en el interior.

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2.13.5 Protecciones en corriente continúa La corriente continua presenta problemas distintos a los de la corriente alterna, en lo referente a los fenómenos asociados a la interrupción de corrientes de valor elevado, puesto que la extinción del arco resulta especialmente difícil. Como muestra la Figura 2.25, en la corriente alterna se produce un paso natural de corriente por cero en cada semiperiodo, lo cual se corresponde con el apagado del arco durante la apertura del circuito. En la corriente continua no existe este paso natural, así que para garantizar la extinción del arco es necesario que la corriente disminuya hasta anularse (forzando el paso de la corriente por cero).

Figura 2.25 Forma de onda senoidal.

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Figura 2.26 Forma de la señal en corriente continua.

Para entender lo anterior conviene referirse al circuito mostrado en la figura 2.27:

Figura 2.27 Circuito equivalente del

En este caso:

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Donde: U es la tensión nominal de la fuente de alimentación L es la inductancia del circuito R es la resistencia del circuito Ua es la tensión de arco. La fórmula también puede escribirse como:

Para garantizar la extinción del arco, es necesario que:

Se puede llegar a la conclusión de que el tiempo de extinción de una corriente continua es proporcional a la constante de tiempo del circuito T =L/R y a la constante de extinción. La constante de extinción es un parámetro que depende de la característica de arco y de la tensión de alimentación del circuito.

La figura 2.28 muestra un oscilograma relativo a un ensayo de cortocircuito.

Figura 2.28. Oscilograma relativo a un ensayo de cortocircuito

59

Donde: = corriente de cortocircuito

= corriente de cortocircuito prevista = tensión de arco máxima = tensión de red = constante de tiempo hasta el = instante de inicio del cortocircuito = instante de inicio de la separación de los contactos del interruptor automático = instante de extinción de la corriente de falla Al producirse un cortocircuito en el instante , la corriente empieza a aumentar conforme a la constante de tiempo del circuito. Los contactos del interruptor automático empiezan a separarse y dan lugar a un arco a partir del instante . La corriente sigue aumentando durante un breve instante también tras el inicio de la apertura del contacto, para que inmediatamente después decrecer en función del valor cada vez más elevado de la resistencia de arco que se introduce progresivamente en el circuito. Como se puede observar en la figura 2.28, durante la interrupción la tensión de arco se mantiene superior a la tensión de alimentación del circuito. La corriente está completamente extinguida en . Como muestra el gráfico, la corriente de cortocircuito representada por la línea roja se extingue sin interrupciones bruscas, las cuales podrían causar picos de tensión elevados. En consecuencia, para lograr una extinción gradual (la figura 2.28 representa el descenso de ), es necesario enfriar y alargar el arco,

de modo que se inserte en el circuito una resistencia de arco cada vez más elevada (con el consiguiente aumento de la tensión de arco ). Esta extinción implica fenómenos energéticos que dependen del nivel de tensión de la instalación ( ) y hacen necesario instalar interruptores automáticos en serie conforme a los esquemas de conexión, para incrementar sus prestaciones en condiciones de cortocircuito (de hecho, la capacidad de corte del interruptor

60

automático será mayor cuanto mayor sea el número de contactos que abren el circuito). 2.13.6 Medidor Es el encargado de cuantificar numéricamente la energía generada y volcada a la red para que con los datos obtenidos se puedan facturar a la Compañía a los precios acordados. 2.13.7 Estructuras y Soportes El bastidor es el encargado de sujetar el panel solar, y muchas veces será un kit de montaje para instalarlo adecuadamente. En el caso de que no se suministrara en kit el instalador lo realizará de acuerdo a la normativa existente, además de tener en cuenta la fuerza del viento entre otras cosas. La estructura deberá soportar como mínimo una velocidad del viento de 150 Km/h. Esta estructura es la que fijará la inclinación de los paneles solares. Hay varios tipos de estructuras: desde un simple poste que soporta 4 paneles solares, hasta grandes estructuras de vigas aptas para aguantar varias decenas de ellos. Para anclar estos paneles utilizaremos hormigón y tornillos de rosca (acero inoxidable), siendo tanto la estructura como los soportes de acero inoxidable, hierro galvanizado o aluminio anodinado, de un espesor de chapa 1mm y han de dejar una altura mínima entre el suelo y el panel de 30cm, y en la montaña o lugares donde llueve mucho, algo mayor, para evitar que sean alcanzados o enterrados por la nieve o el agua. 2.13.8 Puesta a Tierra La puesta a tierra de la instalación es muy importante ya que delimita la tensión que pueda presentarse en un momento dado en las partes metálicas de los componentes, asegurando la actuación de las protecciones y eliminando el riesgo que supone el mal funcionamiento o avería de alguno de los equipos. Las conexiones a tierra se establecen principalmente a fin de limitar la tensión que puedan presentar en un momento dado en las partes metálicas, asegurar la

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actuación de las protecciones y eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados. 2.13.9 Cableado de Interconexión Es el encargado de conectar los distintos paneles solares con las cajas de interconexión y con otra instrumentación. El tipo de aislamiento es seleccionado de acuerdo a la NOM-001 Este cableado de paneles se realizará con materiales de alta calidad para que se asegure la durabilidad y la fiabilidad del sistema a la intemperie. Los cables utilizados tendrán una última capa de protección con un material resistente a la intemperie y la humedad, de tal forma que no le afecten internamente los agentes atmosféricos. Entre las conexiones eléctricas entre paneles usaremos siempre terminales. Los terminales de los paneles pueden ser bornes en la parte de detrás del panel o estar situados en una caja de terminales a la caja espalda del mismo. En el primer caso tendremos capuchones de goma para la protección de los terminales contra los agentes atmosféricos. 2.13.10 Acometida Eléctrica Se remarca que la acometida será parte de la instalación constituida por la Empresa Suministradora (CFE), por lo tanto el diseño y trazado se basará en las normas propias y particulares de la misma. El centro de transformación al que se conectará la instalación es objeto de un proyecto totalmente diferenciado y que se ajustará a las mejores condiciones de servicio propuestas por la empresa suministradora.

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CAPÍTULO III

“MARCO LEGAL Y REGULATORIO DEL SECTOR ELECTRICO”

o Marco constitucional del sector eléctrico

o Ley del servicio público de energía eléctrica

o Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el

Financiamiento de la Transición Energética.

o Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía

o Ley General de Cambio Climático

o Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en Materia

Nuclear

o Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de sistemas

fotovoltaicos con capacidad de hasta 30 kW (CFE G0100-04)

Configuración eléctrica

Punto de interconexión

Tensión de interconexión

Numero de fases

Medición de energía

Transformador de interconexión

Limites de operación de la red

Factor de potencia

Equipo de protección en C.A propiedad del usuario

Equipo de protección del SFV

Condiciones de operación

Mantenimiento

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3.1 MARCO CONSTITUCIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO Las disposiciones constitucionales aplicables al sector eléctrico se encuentran manifiestas en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 25, en sus párrafos primero, segundo y cuarto, se establece lo siguiente: “Corresponde al Estado la rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable, que fortalezca la soberanía de la Nación y su régimen democrático y que, mediante el fomento del crecimiento económico y el empleo y una más justa distribución del ingreso y la riqueza, permita el pleno ejercicio de la libertad y la dignidad de los individuos, grupos y clases sociales, cuya seguridad protege esta Constitución”. Asimismo, se señala que: “El Estado planeará, conducirá, coordinará y orientará la actividad económica nacional, y llevará al cabo la regulación y fomento de las actividades que demande el interés general en el marco de libertades que otorga esta Constitución”. Por otro lado, el citado Artículo establece que: “El sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos que en su caso se establezcan”. Por su parte, el Artículo 27, en su párrafo sexto, dispone lo siguiente: “Corresponde exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la Nación aprovechará los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines.” Finalmente en el Artículo 28, párrafo cuarto, precisa que no constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las áreas estratégicas que se determinan en dicho artículo, entre las que se encuentra la electricidad. Este precepto también establece que el Estado llevará a cabo estas actividades estratégicas, a través de organismos y empresas que requiera para su manejo eficaz y eficiente.

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3.2 LEY DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA La Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), en su Artículo 1º, establece que: “Corresponde exclusivamente a la Nación, generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público, en los términos del Artículo 27 Constitucional. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la Nación aprovechará, a través de la Comisión Federal de Electricidad, los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines”. Para la generación de electricidad no considerada como servicio público, el Artículo 36 de la misma Ley establece que la Secretaría de Energía (SENER), con base en los criterios y lineamientos de la política energética nacional y contando con la opinión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), otorgará permisos de autoabastecimiento, de cogeneración, de producción independiente, de pequeña producción o de importación o exportación de energía eléctrica, según se trate, en las condiciones señaladas para cada caso. Esta atribución de la SENER se ha conferido a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como órgano desconcentrado del Gobierno Federal. La CRE tiene como objeto otorgar permisos para la participación de particulares en la expansión del sistema eléctrico, el Congreso de la Unión ha modificado la LSPEE para incorporar nuevas modalidades de generación de energía eléctrica que no se consideran servicio público. Debido a los cambios realizados a la LSPEE publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 23 de diciembre de 1992, en la cual se establecieron las condiciones para la generación energía eléctrica para autoconsumo a través de las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, productor independiente, pequeña producción y exportación e importación de energía eléctrica. Así, el Artículo 31 de la LSPEE, en materia de regulación tarifaria, establece que: “La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, con la participación de las Secretarías de Energía, y de Economía y a propuesta de la Comisión Federal de Electricidad, fijará las tarifas, su ajuste o reestructuración, de manera que tienda a cubrir las necesidades financieras y las de ampliación del servicio público, y el

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racional consumo de energía.”Asimismo, con fecha 1 de junio de 2011, se publicó la modificación al párrafo primero del Artículo 36-BIS de esta Ley, quedando de la siguiente manera: “Para la prestación del servicio público de energía eléctrica deberá aprovecharse tanto en el corto como en el largo plazo, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para la Comisión Federal de Electricidad, considerando para ello las externalidades ambientales para cada tecnología, y que ofrezca, además, óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público… 3.3 LEY PARA EL APROVECHAMIENTO DE ENERGÍAS RENOVABLES Y EL FINANCIAMIENTO DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA. La Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE), publicada el 28 de noviembre de 2008, tiene por objeto regular el aprovechamiento de fuentes de energía renovables y las tecnologías limpias para generar electricidad con fines distintos a la prestación del servicio público de energía eléctrica, así como establecer la estrategia nacional y los instrumentos para el financiamiento de la transición energética. Esta Ley considera dentro de las energías renovables, a las que se generan a través del viento, la radiación solar, el movimiento del agua en cauces naturales o artificiales, la energía oceánica en todas sus formas, el calor de los yacimientos geotérmicos, los Bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos, así como aquellas otras que determine la SENER, cuya fuente resida en fenómenos de la naturaleza, procesos o materiales susceptibles de ser transformados en energía aprovechable por la humanidad, que se regeneran naturalmente y que se encuentran disponibles de manera continua o periódica. El 2 de septiembre de 2009 se publicó en el DOF, el Reglamento de la LAERFTE, en el cual se incluye al Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables. Con base en ello, el 1 de junio de 2011, se publicó en el DOF el Decreto por el que se reformó la LAERFTE, en sus artículos 3°, fracción III, referente a las externalidades; 10, relativo a la metodología para valorar las externalidades asociadas a la generación de electricidad; fracción III, referente a las metas de participación de las energías renovables en la generación de electricidad; en lo que

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respecta a las contraprestaciones mínimas y máximas que pagarán los suministradores a los generadores que utilicen energías renovables y, referente a la actualización de la Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía. El artículo segundo transitorio del Decreto por el que se reforma la LAERFTE publicado, en el DOF el 1 de junio de 2011 establece que: “Para efectos de la fracción III del artículo 11 de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética, la Secretaría de Energía fijará como meta una participación máxima de 65 por ciento de combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica para el año 2024, del 60 por ciento en el 2035 y del 50 por ciento en el 2050”. Posteriormente, con fecha 12 de enero de 2012, se publicó en el DOF una nueva reforma a la LAERFTE, estableciéndose que se excluye del objeto de la misma, además de los minerales radioactivos para generar energía nuclear, a la energía hidráulica con capacidad para generar más de 30 Megawatts, excepto cuando: - Se utilice un almacenamiento menor a 50 mil metros cúbicos de agua o que tengan un embalse con superficie menor a una hectárea y no rebase dicha capacidad de almacenamiento de agua. Estos embalses deberán estar ubicados dentro del inmueble sobre el cual el generador tenga un derecho real. - Se trate de embalses ya existentes, aún de una capacidad mayor, que sean aptos para generar electricidad. En este sentido, como mecanismo para el impulso de políticas, programas, acciones y proyectos que buscan aprovechar las fuentes de energías renovables, además de promover las tecnologías limpias, la eficiencia y sustentabilidad energética, así como la disminución de la dependencia de los hidrocarburos en nuestro país, se formuló la Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, en el marco de aplicación de la LAERFTE. Además, con el fin de promover los objetivos de dicha estrategia, se previó la creación del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía.

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3.4 LEY PARA EL APROVECHAMIENTO SUSTENTABLE DE LA ENERGÍA La Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (LASE) tiene como objeto propiciar un aprovechamiento sustentable de la energía mediante el uso óptimo de la misma, en todos sus procesos y actividades, desde su explotación hasta su consumo. En su capítulo segundo del Título Segundo, referente al Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, se destaca el establecimiento de estrategias, objetivos y metas para el uso óptimo de la energía, que encuentran aplicación en prácticamente todo el sector energético. Este Programa se elabora en los términos de la Ley de Planeación. 3.5 LEY GENERAL DE CAMBIO CLIMÁTICO En esta Ley se establecen las disposiciones para enfrentar los efectos adversos del cambio climático y reglamenta las disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en materia de medio ambiente y desarrollo sustentable. En la política de mitigación, entre los objetivos se encuentran los siguientes: • Promover de manera gradual la sustitución del uso y consumo de los combustibles fósiles por fuentes renovables de energía, así como la generación de electricidad a través del uso de fuentes renovables de energía. • Promover prácticas de eficiencia energética, el desarrollo y uso de fuentes renovables de energía y la transferencia y desarrollo de tecnologías bajas en carbono, particularmente en bienes muebles e inmuebles de dependencias y entidades de la administración pública Federal centralizada y paraestatal, de las entidades federativas y de los municipios. • Promover la cogeneración eficiente para evitar emisiones a la atmósfera. • Promover el aprovechamiento del potencial energético contenido en los residuos. En su Artículo tercero transitorio, se establecen las metas a alcanzar entre las que destacan:

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• La Secretaría de Energía en coordinación con la Comisión Federal de Electricidad y la Comisión Reguladora de Energía, promoverán que la generación eléctrica proveniente de fuentes de energía limpias alcance por lo menos 35 por ciento para el año 2024. Al cumplir con la meta establecida en la LAERFTE, también se cumple con esta meta, ya que las fuentes de energía limpias abarcan tanto a las energías no fósiles como aquellas tecnologías con captura y secuestro de CO2.

• Para el año 2020, acorde con la meta-país en materia de reducción de emisiones, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en coordinación con la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía, deberán tener constituido un sistema de incentivos que promueva y permita hacer rentable la generación de electricidad a través de energías renovables, como la eólica, la solar y la mini hidráulica por parte de la Comisión Federal de Electricidad.

• Para el año 2018, los municipios, en coordinación con las Entidades Federativas y demás instancias administrativas y financieras y con el apoyo técnico de la Secretaría de Desarrollo Social, desarrollarán y construirán la infraestructura para el manejo de residuos sólidos que no emitan metano a la atmósfera en centros urbanos de más de cincuenta mil habitantes, y cuando sea viable, implementarán la tecnología para la generación de energía eléctrica a partir de las emisiones de gas metano. 3.6 LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN MATERIA NUCLEAR. La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en Materia Nuclear regula la exploración, la explotación y el beneficio de minerales radioactivos, así como el aprovechamiento de los combustibles nucleares, los usos de la energía nuclear, la investigación de la ciencia y técnicas nucleares, la industria nuclear y todo lo relacionado con la misma.

69

3.7 INTERCONEXIÓN A LA RED ELECRICA DE BAJA TENSIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CON CAPACIDAD HASTA 30 kW(CFE G0100-04). 3.7.1 Configuración eléctrica Todas las medidas que se utilizan en la presente tesis cumplen con lo establecido en la NOM-008-SCFI. El diseño, instalación y operación de un SFVI debe de cumplir con los reglamentos de la CFE respecto a generadores FV dispersos. La interconexión de los sistemas de generación FV dispersos con la red eléctrica debe de ser segura para ambos lados en el punto de conexión. Así mismo, el SFVI no debe de causar perturbaciones indeseables a la red de distribución. A continuación se mencionan los requisitos que se deben cumplir para la conexión de un SFVI de hasta 30 kWp para la interconexión con la red de CFE. Las dos configuraciones eléctricas factibles enfocadas a los SFV son:

SFV aterrizado

SFV flotante Ambos modos de operación tienen sus ventajas y desventajas, pero cuando los sistemas están diseñados adecuadamente, pueden operar de manera segura y eficiente ya sea la configuración que uno tenga instalado.

70

Figura 3.1 Generador Fotovoltaico aterrizado

En la figura 3.2 se muestra el diagrama eléctrico de un SFVI en el que el circuito de salida del arreglo FV opera en modo flotante.

Figura 3.2 Generador FV flotante

71

3.7.1.1 Capacidad de generación Para evitar disturbios en la red y sobrecargas en el sistema de distribución, la capacidad de generación del consumidor no debe de ser mayor a la carga instalada contratada y la capacidad de generación FV dispersa en un solo alimentador no debe de ser mayor de la capacidad del transporte del alimentador 3.7.2 Punto de interconexión Los SFVI deben de conectarse en el lado de la carga, preferentemente en el interruptor general de servicio del inmueble. El interruptor de servicio proporciona un medio manual de desconexión accesible al personal de CFE, siempre y cuando cumpla con las especificaciones de protección que se mencionaran posteriormente en este capítulo. Se puede conectar la salida del SFVI en otra parte del inmueble cuando el SFV se encuentre a una distancia considerable del interruptor principal y siempre y cuando cumpla lo siguiente.

La suma de las capacidades de los dispositivos de sobre corriente de los circuitos que alimentan a un bus o conductor no exceda el 120% la capacidad de transporte de corriente de dicho conductor.

Todos los interruptores que van a ser alimentados con corriente en ambos sentidos dentro del sistema eléctrico deben de estar especificados para operar de forma bidireccional.

El mantenimiento y la supervisión debe de realizarse solo por personal calificado.

Todas las medidas de seguridad y protección que se especifican en CFE G0100-04 se deben de implementar y mantener, así mismo se deben de estar monitoreando periódicamente.

72

3.7.3 Tensión de interconexión La conexión eléctrica del SFVI se debe de realizar en la red de distribución de baja tensión, dependiendo de la tensión de servicio. Las tensiones de para servicio domestico son:

1. 127V para sistemas monofásicos a dos hilos 2. 120V/240V para sistemas monofásicos a tres hilos 3. 220V/127V para sistemas trifásicos a 4 hilos

3.7.4 Numero de fases El número de fases depende de las características de la carga que se va a alimentar y por consecuencia del servicio que CFE proporciona al usuario. Normalmente la CFE proporciona servicio monofásico a dos hilos a consumidores no mayores a 5kW; servicio monofásico a tres hilos o bifásico a consumidores entre los 5 kW 10 kW y servicio trifásico a consumidores mayores a 10kW. Con base a dichos criterios se debe de emplear un subsistema de

acondicionamiento de potencia monofásico si la potencia nominal del

SFVI no excede de 10 kWp y un subsistema de acondicionamiento de

potencia trifásico si la potencia nominal del SFVI es superior a 10 kWp.

La interconexión de SFVI monofásicos menores a 10 kW en

instalaciones eléctricas trifásicas ( ya sea entre fases o de fase a

neutro) es factible siempre y cuando se cumplan satisfactoriamente los

requisitos eléctricos que se establecen en este capítulo.

3.7.5 Medición de energía

Dado el intercambio de energía eléctrica que se tiene en el punto de

acoplamiento entre el usuario y la red a la cual esta interconectado el

SFV, es necesario contabilizar de manera separada tanto la energía

que se demanda de la red como aquella que es vertida del SFV a la

red de distribución debe de realizarse por un medidor de estado sólido

con las siguientes características:

Medidor electrónico de clase 15 de 100 amperes o clase 30 de 200

amperes, según corresponda a la carga y tipo de medición del cliente;

73

1, 2 o 3 fases y rango de 120 a 480 Volts, base tipo “S”, formas 1S,

2S, 12S o 16S. La clase de exactitud de 0.5% de acuerdo a la

Especificación de CFE GWH00-78, con medición de kWh bidireccional

como se muestra en la figura 3.3.

Figura 3.3 Medidor bidireccional.

La medición de la energía demandada de la red, así como la inyectada

por el SFV a esta, es responsabilidad de la CFE.

Y estas a su vez deben de cumplir con la normatividad de la comisión

reguladora de energía o en su defecto con las especificaciones de la

CFE y su valor económico debe de ser establecido de acuerdo a lo

indicado en el contrato de interconexión.

74

3.7.6 Transformador de interconexión

La interconexión del SFV con la red de distribución se debe realizar mediante un transformador que garantice el aislamiento galvánico del SFVI, independientemente de la configuración del SFV. Si el diseño del inversor incluye un transformador (como es el caso de los inversores de alta frecuencia), no es necesario un transformador externo para proveer aislamiento eléctrico con la red. En sistemas trifásicos, el uso de transformadores de aislamiento Δ/Υ o Δ/Δ, garantiza el aislamiento galvánico del SFVI y previene el flujo de corrientes de falla a tierra a través del transformador. Este aislamiento permite eliminar más rápido fallas a tierra del SFV y permite diseñar sus protecciones contra fallas a tierra sin restricciones por la necesidad de coordinación con las protecciones de la red.

3.7.7 Limites de operación de la red

El nivel de tensión se establece del 10% de la tensión eficaz nominal

en la regulación de tensión de sistemas de distribución.

La frecuencia será de 59,2 Hz a 60 Hz.

Los límites de distorsión armónica de tensión en el punto de

acoplamiento se muestran en la tabla 3.1

Tabla 3.1 Límites de distorsión armónica de tensión establecidos

por la CFE.

En la siguiente tabla se menciona la distorsión armónica máxima

permitida en la corriente para tensiones de hasta 69 kV.

Tensión en kV

Clasificació

n de

Tension

Distorción

armonica

Total en %

Limite de

armonicos

individuales

en %

V<1 kV BAJA TENSIÓN 8,0 6,0

75

Tabla 3.2 Distorsión armónica máxima permitida hasta 69 kV.

Tabla 3.3 Limites de variación de tensión para el servicio de CFE.

3.7.8. Factor de potencia

El inversor de corriente debe de operar con un factor de potencia

superior a 0.9 inductivo, para potencias de salida superiores al 10% de

su potencia nominal. Para efecto de análisis el SFV se considera

como una carga con factor de potencia inductivo.

Para la potencia reactiva en sistemas menores a 10 kWp no aplica la

compensación de potencia reactiva.

0,0-0,0083

0,0084-0,0667

0,0668-0,50

0,501-2,0

2,001-10,0

10,001-30,0

30,001-60,0

60,001-240,0

240,001-600,0

600,001-1800,0

1,00

0,75

0,50

0,25

3,50

3,00

2,50

2,00

1,75

1,25

Variaciones /

minuto Baja tensión (V ≤ 1 kV)

Variación (ΔV/V) máxima de tensión (%)

76

3.7.9 Equipo de protección en C.A propiedad del usuario

La confiabilidad del SFV para operar de manera segura en paralelo

con la red eléctrica depende de gran medida de las protecciones en la

salida del inversor y en la interfaz de la red.

A continuación se especifican las protecciones necesarias para una

interconexión segura para los equipos que conforman el SFV y la red

eléctrica, así como la protección de las personas que interactúan con

el SFV y la red de distribución a la cual se encuentra conectado.

3.7.9.1 Pérdidas de la red eléctrica

La perdida de la fuente primaria de energía (red CFE) en un

alimentador con generación FV, implica el riesgo de operación en

modo isla del SFVI. La desconexión de la fuente primaria se puede

deber a una libranza por mantenimiento o por la operación de las

protecciones por alguna falla

3.7.9. 1.1 Protecciones contra operación en modo isla.

El SFVI debe de contar con protecciones que lo desconecten de la red

eléctrica en un tiempo de 2 segundos, para evitar trabajar en modo

isla. Tales protecciones están auto contenidas en los inversores, pero

se recomienda que se implemente un dispositivo de detección

adicional como protección redundante.

El fin de esto es garantizar que cuando ocurra una falla o libranza el

SFV salga y no inyecte energía a la red que CFE haya librado por

mantenimiento.

3.7.9.2 Reconexión con la red

El sistema de protecciones debe de mandar la reconexión con la red

hasta que la tensión y la frecuencia de esta última se haya establecido

a sus valores normales por un lapso no menor a un minuto.

77

3.7.9.3 Desviación de la tensión de la red

Si la tensión de la red sale de los limites de tolerancia por más de 2

segundos, las protecciones del SFVI deben de desconectar a este de

la red, esto reduce la probabilidad de trabajar en modo isla de los

SFVI. El tiempo de retraso es indispensable para evitar

desconexiones innecesarias a causa de caída de tensión y

sobretensiones de naturaleza transitoria.

3.7.9.4 Desviación de la frecuencia

Si la frecuencia de la red está fuera del intervalo de (59,5Hz<f<60,5Hz)

por un lapso mayor de 0,16 segundos, las protecciones deben de

desconectar al SFV de la red eléctrica.

Esta protección, reduce la probabilidad de operación en modo isla y

evita daños a los equipos de la red y de sus usuarios.

3.7.9.5 Inyección de C.D en la red

Se debe de utilizar un transformador de aislamiento para proveer

protección contra inyección de C.D a la red.

3.7.9.6 Medio de desconexión de la red

El sistema debe de contar con un medio de desconexión que permita

la separación de la red y así poder evitar que el equipo quede

trabajando en modo isla, ya que esto implicara riesgo al personal de la

CFE.

Por cuestiones de seguridad y flexibilidad en la operación del SFVI se

deben de emplear dos interruptores de separación en interfaz con la

red, en la figura 3.3 se muestra la configuración que nos permite

alimentar las cargas del inmueble cuando se tiene el SFVI fuera de

servicio y permite la separación completa de la red de distribución.

78

Figura 3.3 Localización de los interruptores de desconexión con

la red.

En esta figura se recomienda que el interruptor 1 (int 1) deba de ser

termomagnético o de fusibles, de tal manera que permita la

desconexión del SFV de la red y cargas locales y la calibración de

sobre corriente se determina en base a la potencia máxima de salida

del inversor.

Las características del interruptor 1 son las siguientes:

Ser manualmente operable.

Contar con el indicador visible de abierto o cerrado.

Contar con la posibilidad de ser enclavado mecánicamente en la

posición de abierto por medio de un sello de alambre o candado.

Tener la capacidad interruptiva requerida de acuerdo a la

capacidad de corto circuito de la línea de distribución.

Debe de ser operable sin exponer al operador de las partes

energizadas.

Estar identificado como el interruptor de desconexión entre el

SFV y la red de.

79

3.7.9.6.1 Interruptor general del servicio del inmueble

Adicionalmente el interruptor de separación a la salida del inversor, la

CFE establece un interruptor de servicio para la acometida eléctrica

del inmueble (int 2 de la figura 3.3). Este interruptor es propiedad del

usuario y debe de estar accesible al personal de la CFE.

Este interruptor debe de contar con las siguientes características

Cumplir con las especificaciones de acometidas y medidores

establecidas por la CFE.

En este caso, la calibración del dispositivo de sobrecorriente se

determina en función de la potencia máxima contratada por la

CFE.

Operar con flujo de energía en ambos sentidos.

3.7. 9.7 Corto circuito

El int 1 de la figura 3.3 debe de contar con un elemento magnético o

fusibles para protección de corto circuito

3.7.9.8 Sobre corriente

Se debe de proveer al SFV de protección térmica contra sobre

corriente a la salida del sistema de acondicionamiento de potencia.

Donde el valor de calibración del dispositivo de sobre corriente debe

de ser igual al valor de corriente de plena carga del inversor o

inversores.

3.7.10 Equipo de protección del SFV

3.7.10.1 Medios para deshabilitar el SFV

Se deben tener medios para sacar de operación al SFV, ya sea por

mantenimiento o por protección contra fallas en alguno de sus

componentes. Sin embargo se debe de considerar que en principio la

única manera de apagar el SFV es tapándolo para que no lo toque la

luz solar, pero este tipo de prácticas resulta ser algo tediosa y en otras

ocasiones es poco económica.

80

Deshabilitar el arreglo FV puede significar alguna de tres condiciones

diferentes:

Evitar que el arreglo produzca salida alguna.

que la tensión se reduzca a cero.

la corriente de salida se reduzca de igual manera a cero.

En arreglos de pequeña escala (≤ 2kWp) y cuya tensión de circuito

abierto no exceda los 200 V C.D solo se necesita abrir el circuito para

deshabilitar el arreglo. Pero para esto se necesita utilizar un interruptor

para C.D para deshabilitar el arreglo y que cumpla con las

especificaciones para operar a tensión y corriente de dicho circuito.

En arreglos para potencias mayores a los 2 kWp es recomendable

contar con medios de desconexión para seccionar el arreglo en

segmentos cuya tensión en circuito abierto no sea menor de los 200 V

C.D y la corriente de corto circuito no exceda los 20 A. esto permite

llevar los trabajos de mantenimiento más seguros.

3.7.10.2 Detección de fallas a tierra

Las fallas a tierra en los SFV son muy peligrosas ya que estas

producen arcos eléctricos y esto puede llegar a ocasionar incendios.

Para esto se debe de proveer un sistema de fallas a tierra para evitar

algún accidente o más que nada en lugares donde existan materiales

que sean muy flamables.

Se puede omitir el uso de este sistema de fallas a tierra siempre y

cuando todos los componentes que conforman el SFV cuenten con

aislamiento de clase II y las instalaciones donde se minimicen las

posibles fallas en el cableado.

En lugares donde la potencia nominal pico supere los valores de

10kWp, ya que a medida en que incrementa el tamaño del SFV

resulta más difícil la localización y su detección.

El tipo de sistema de detección de fallas a tierra debe de cumplir las

siguientes funciones.

81

Detectar las fallas a tierra.

Interrumpir la falla.

Deshabilitar el arreglo.

El detector debe de tener un indicador que especifique que tipo de

falla fue.

3.7.10.2.1 Generador fotovoltaico aterrizado

En el SFV una falla a tierra produce corrientes grandes, por lo cual se

es más fácil detectar este tipo de fallas y se pueden instalar equipos

menos sensibles. Las corrientes de falla elevadas pueden incrementar

la posibilidad de arcos eléctricos por lo cual se recomienda que se

instale un sistema de detección permanente.

Los dispositivos de detección de falla a tierra para uso en SF están en

etapa de desarrollo, sin embargo se puede construir un sensor de

corriente residual que debe de ser instalado en el circuito de la salida

del generador.

Figura 3.4 Esquema de protección para fallas a tierra en

generadores aterrizados.

Esta protección detecta cualquier desbalance de corriente en los dos

polos. Pero debe de estar calibrado para que solo detecte un

82

desbalance mayor a la corriente de fuga a tierra del arreglo FV en

condiciones húmedas, ya que ello indica una falla a tierra.

3.7.10.2.2 Generador fotovoltaico flotante

En este tipo de sistemas es más compleja la detección de fallas,

porque una falla sencilla a tierra no produce corrientes de fallas

fácilmente detectables. Por esto, el riesgo de de arcos eléctricos es

menor.

En SFV la detección de fallas a tierra se puede hacer de tres formas:

1. Verificar periódicamente el aislamiento.

2. Instalación de un monitor de aislamiento que verifique la

resistencia a tierra de dos polos con una frecuencia determinada.

3. Con un dispositivo de corriente residual instalado en la salida del

subsistema de acondicionamiento de potencia.

3.7.10.3 Sobrecorriente

Las protecciones en sobrecorriente se dividen de las siguientes:

3.7.10.3.1 Ramas de arreglo o sub arreglo

Cada una de las ramas se debe de proteger contra la sobrecorriente.

En SFV aterrizados no se deben de instalar dispositivos de sobre

corriente, ya que su apertura los puede pasar a operar en modo

flotante, para este caso solo se coloca un dispositivo de sobrecorriente

en el lado positivo de cada rema y en los SFV flotantes si se colocan

dispositivos de sobrecorriente en la rama positiva tanto como la

negativa.

83

3.7.10.4 Sobretensiones

Las sobretensiones en los SFV ligadas a la red pueden ser externa e

internas, entre los factores internos están las fallas de los

componentes, errores de operación y transitorios por conmutación. De

los factores externos pueden ser ocasionados por descargas

atmosféricas o transitorias.

Es indispensable tener sistemas de protección contra sobretensiones

en SFV por varias razones:

Evitar que se dañen los equipos del SFV.

Asegurar la continuidad del servicio.

Reducir riesgos con las personas que interactúan con el sistema.

Todas estas medidas de protección se establecen en la norma IEC

61173.

En la figura 3.5 se muestra los medios de desconexión para los

equipos y se recomienda que cada elemento del sistema se des

energice por separado para dar mantenimiento.

Figura 3.5 medios de desconexión de para los equipos de un SFV.

84

3.7.10.5 Diodos de bloqueo

Otras protecciones que podemos encontrar en un SFV son los diodos

de bloqueo y de paso, donde los diodos de bloqueo por naturaleza

ellos no son dispositivos de sobrecorriente pero ayudan a controlar

algunas corrientes de falla en las ramas del SFV. Es recomendable

sobre dimensionar la corriente nominal en un 50% para reducir las

caídas resistivas, ya que su resistencia en estado de conducción

disminuye al aumentar su capacidad. En cuanto a la tensión de

bloqueo debe de ser al menos al doble de la tensión de circuito abierto

del arreglo.

3.7.10.6 Diodos de paso

Este tipo de componentes se utilizan para disipar la energía en los

MFV causado por el sombreado parcial o total de uno o varios de

ellos. La utilización de diodos de paso es importante ya que evita

daños mayores a los módulos y reduce considerablemente las

pérdidas de potencia por concepto de sombreado.

Se debe de utilizar por lo menos un diodo de paso por cada modulo y

la conexión se tiene que realizar de tal manera que el ánodo del diodo

va a ir con la parte negativa y el cátodo del modulo a la parte positiva.

3.8 Condiciones de operación

Cuando las protecciones son prioridad y responsabilidad del usuario,

la CFE puede verificar el funcionamiento cuando así se considere.

Esto con el fin de que no se debe de energizar la red de CFE y esto

pueda ocasionar que se inyecte energía a la red.

3.8.1 Instalación eléctrica general

En lo que respecta a la instalación eléctrica los conductores,

conexiones y canalizaciones eléctricas cada componente debe de

cumplir con la NOM-001 SEDE 2012 INSTALACIONES ELECTRICAS

UTILIZACIÓN. Donde se especifican las características que deben de

reunir cada elemento para su adecuada operación.

85

3.8.2 Espacio disponible

La superficie que se utilice para este tipo de sistemas va a depender

de la potencia instalada y el tipo de módulos FV que se utilicen.

3.8.3 Orientación y arreglo

Esta es la más importante para aprovechar el recurso solar pero va a

depender de la ubicación y la arquitectura del inmueble.

Se debe de procurar siempre orientar el SFV al sur con una

inclinación equivalente a la latitud geográfica del sitio de la instalación,

con ello se maximiza la captación del recurso solar a lo largo del año.

Se debe de considerar que ningún momento del día los módulos no

deben de estar a la sombra aunque sea solo parcialmente.

3.8.4 Mantenimiento

El mantenimiento del SFV va a depender mucho de las condiciones

ambientales específicas de la zona, ya sea por polvo, humedad e

irradiación solar.

La instalación eléctrica se recomienda que se realice anualmente y

revisar como se encuentra el aislamiento, principalmente los que están

a la intemperie, buscando aislamiento que se encuentre

desquebrajado o daño físico de los mismos.

Por otra parte se tiene que revisar toda la estructura metálica para ver

que este en buen estado y que están debidamente soportadas.

En relación con las conexiones eléctricas la verificación física que

estas se encuentren sujetas en todos y cada uno de los puntos

solamente se justifica que el conductor se somete a esfuerzos

mecánicos y se nota a simple vista que lleva daño físico.

86

3.8.4.1 Mantenimiento al Módulo FV

Antes de dar mantenimiento al SFV se deben de seguir estrictamente

las instrucciones en los manuales de SFVI. Dándole el mayor interés

en el apagado del SFV tanto en C.A. como en C.D.

Para óptimo desempeño del SFV se debe:

Limpiar la superficie de vidrio según sea necesario

Verificar las conexiones eléctricas y mecánicas por lo menos

seis meses y checar que estén limpias y seguras y que no estén

dañadas

Dependiendo del ambiente realizar por lo menos 4 veces por

año limpieza.

3.8.4.2 Diodos de derivación

Es necesario los diodos de derivación en el SFV cuando se pone en

operación por primera vez o su tensión se a caído por muy debajo de

su valor especifico.

3.8.4.3 Inversor

Antes de dar mantenimiento del inversor se debe de checar el manual

del fabricante, poniendo el total de interés en el apagado del inversor

tanto en C.A. como en C.D.

Se recomienda por lo menos cada mes se de mantenimiento previo a:

Disparo de calor

Operación del ventilador

Empaquetaduras del gabinete

Conexiones eléctricas

Gabinete

87

CAPITULO IV

“ANALISIS DE RENTABILIDAD DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO

RESIDENCIAL”

o Determinación de la capacidad de generación de un SFVI (Punto

optimo)

o Aviso Recibo

o Nivel de irradiación solar diaria (Datos obtenidos de la pagina de

la NASA)

o Primer caso

o Segundo caso

o Tercer caso

o Cuarto caso

o Quinto Caso

o Análisis de sensibilidad del punto óptimo de generación

88

4.1 DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE

UN SFVI (PUNTO ÓPTIMO)

Para determinar el punto optimo de generación de un SFVI.

Localización del servicio

Este es el lugar geográfico donde se instalara el SFVI, teniendo la

localización del servicio se determina el ángulo de inclinación de los

paneles mediante la latitud que es de 19° para el caso de estudio.

Para esto nuestro servicio cuenta con la siguiente geo-referencia.

LATITUD 18.95351° LONGITUD -99.5414° ALTITUD 2054 m

Figura 4.1 Localización geográfica del servicio.

89

4.2 AVISO RECIBO

A continuación se muestra en la figura 4.2 el aviso recibo que se está

empleando para el análisis.

Figura 4.2 Aviso recibo

90

4.3 Datos obtenidos de la NASA

Dentro de las tablas de niveles de irradiación publicadas por el

instituto de geofísica de la (UNAM), del Instituto de investigaciones

eléctricas (IIE) y la National Aeronautics and Space Administratión

(NASA); Se selecciona la tabla de la NASA ya que muestra los niveles

de radiación solar diaria horizontál kWh/ m2/ día que es el dato que se

necesita.

Se ingresan los valores en la página de la NASA, latitud y longitud de

la figura 4.1 para obtener en nivel de irradiación w/m2 como se

muestra en la figura 4.3

Figura 4.3 Ingreso de datos en página de la NASA

91

De la página de la NASA se obtiene la tabla 4.1

Mes Temperat

ura del aire

La humedad relativa

Radiación solar diaria –

horizontal

La presión

atmosférica

Velocidad del

viento

Tierra temperatu

ra

Calefacción

grados-día

Enfriamiento grados-día

° C % kWh / m 2 /

día kPa m / s ° C ° Cd ° Cd

Enero 16.9 52.90% 5.19 85 3.1 19.3 34 220

Febrero 18.3 48.50% 6.1 84.9 3.1 21.7 13 236

Marzo 20.1 44.30% 6.96 84.8 3 24.5 3 309

Abril 21.8 46.20% 7.06 84.8 2.9 26.8 0 350

Mayo 21.8 56.60% 6.66 84.8 2.4 25.8 0 370

Junio 20.5 71.90% 6.01 84.8 2.2 22.6 0 322

Julio 20.2 69.00% 6.28 85 2.4 22 0 324

Agosto 20.3 68.60% 6 84.9 2.2 22 0 330

Septiembre 19.6 73.70% 5.43 84.8 2.2 21.1 1 301

Octubre 19 67.80% 5.37 84.9 2.5 20.5 3 290

Noviembre 18.1 61.10% 5.26 85 2.9 19.8 9 255

Diciembre 17.1 56.40% 4.9 85 3.2 18.9 27 230

Anual

19.5 59.70% 5.93 84.9 2.7 22.1 90 3537

Tabla 4.1 Nivel de irradiación anual (NASA). Para la determinación del punto optimo de generación de un SFVI, se

tienen en cuenta cuatro puntos fundamentales.

Caso 1: generar sin que el usuario salga de tarifa DAC.

Caso 2: generar solamente para que usuario salga de tarifa DAC.

Caso 3: generar hasta eliminar el escalón excedente en la tarifa 01 >

140 kWh/mes.

Caso 4: generar hasta pasar a la tarifa 01 < 140 kWh/mes.

Caso 5: generar toda la energía que consume el usuario.

En la tabla 4.2 se muestran los consumos actuales del servicio,

incluyendo el consumo promedio mensual y el consumo promedio

diario que se emplea durante todo el análisis.

92

CONSUMOS BIMESTRALES 2011 kWh

Enero-Febrero 713

Marzo-Abril 634

Mayo-Junio 615

Julio-Agosto 560

Septiembre-Octubre 701

Noviembre-Diciembre 701

TOTAL 3924

Consumo Promedio Bimestral 654

Consumo Promedio Mensual 327

Consumo Promedio Diario 10.9

consumo promedio por hora 0.45

Tabla 4.2. Consumos bimestral original del servicio

A continuación se muestra en la tabla 4.3 el importe de tarifa DAC sin

SFVI en el año 2011.

COSTOS DE LA FACTURACIÓN BIMESTRAL 2011 SIN SFVI

TARIFA DAC KWH BIMESTRALES $ POR

COSTOS kWh

KWh MES QUE APLICA A LA

FACTURACIÓN

$ CARGO FIJO

$ POR KWH

$ ENERGIA FACTURACION

BIMESTRAL $ - Consumidos

713.00 ene-11 72.38 3.26 2467.71 3109.32 4.36

634.00 mar-11 73.56 3.36 2276.73 2868.67 4.52

615.00 may-11 74.67 3.47 2283.39 2877.07 4.68

560.00 jul-11 74.69 3.54 2132.34 2686.75 4.80

701.00 sep-11 75.07 3.55 2637.99 3323.87 4.74

701.00 nov-11 77.16 3.63 2698.95 3400.68 4.85

PROMEDIO $ 4.66

Tabla 4.3 Importes facturados en tarifa DAC

93

De la tabla 4.3 se tiene que:

Costo por Energía= Cargo fijo + ($/kWh x kWh) Consumidos.

Para la facturación de Febrero se tiene:

Costo por Energía= $ 72.38 + ($ 3.258x $ 713)= $ 2,467.71

DAP= 10% del costo por energía

IVA= 16 % del costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por energía+ DAP+ IVA.

Facturación Bimestral= $ 2,467.71+$ 246.771+$ 394.834 = $ 3,109.32

El costo por kWh de la columna 4 difiere del costo por kWh de la

columna 7 por que el primero es costo por kWh en tarifa DAC y el

segundo es el costo por kWh facturado.

4.4 PRIMER CASO GENERAR SIN QUE EL USUARIO SALGA DE

TARIFA DAC.

A continuación se muestra el procedimiento a seguir para la selección

y diseño del SFVI, tal y como se ilustra en la tabla 4.4.

PROCEDIMIENTO VALOR UNIDAD

(a) Registra el promedio de los consumos eléctricos mensuales 327 kWh

(b) Establecer la cantidad que se desea de producción eléctrica fotovoltaica mensual 70 kWh

(C)

Dividir 70 kWh entre 30 ( considerando un mes de 30 dias) para obtener el

requerimiento 2.33 kWh

(d) Identificar el número de horas sol pico para plano inclinado (ver tabla 4.1) 5.93

hsol-pico

(e) Dividir 2.33 kWh entre 5.93 hsol-pico para obtener la capacidad (sin pérdidas) 0.39 kWp

(f) Dividir 0.39 kWp entre 0.85 para compensar por perdidas 0.4629 kWp

SE AJUSTA A CAPACIDAD DE PANELES COMERCIALES 0.45 kWp

Tabla 4.4 Diseño de la capacidad del SFVI 0.45 kWp.

94

De acuerdo con la tabla 4.4. Se requiere de un sistema fotovoltaico de

0.45 kWp para que el usuario genere sin salir de la tarifa DAC. Para lo

cual se requiere de:

La cotización de equipos y materiales se realiza en dólares debido a

que el mercado se desenvuelve en esta moneda o en euros.

9 paneles de 50 Wp, 20 V con un precio unitario de $110 dlls

1 inversor a red de 500 W, 60 Hz con un precio unitario de $ 306 dlls

5 estructuras 2 x 50 con un precio unitario de $ 269 dlls

Representando estos componentes el 70% de la inversión:

= (110*9)+306+(269*5) = $ 2,641 dlls

El otro 30 % de la instalación está representado por:

Diseño, Conductores, protecciones, tuberías, accesorios e instalación

profesional.

= $ 1,131.86 dlls

Se tiene el resultado de una inversión inicial de $ 3,772.86 dlls

Con un tipo de cambio al día 07- 05-12 de 12.055 pesos por dólar.

Dando como resultado una inversión inicial en pesos de:

3,772.86 * 12.055 = $ 45,481.79 MN

A continuación se calcula la generación esperada del SFVI mediante

el uso del nivel de Radiación solar diaria - horizontal de la tabla 4.1.

95

GENERACION ESPERADA POR MES DEL SFVI

kWh

Enero 61.54

Febrero 65.33

Marzo 82.53

Abril 81.01

Mayo 78.97

Junio 68.96

Julio 74.47

Agosto 71.15

Septiembre 62.31

Octubre 63.67

Noviembre 60.36

Diciembre 58.10

TOTAL 828.40

Consumo Promedio Bimestral 138.07

Consumo Promedio Mensual 69.03

Consumo Promedio Diario 2.30

consumo promedio por hora 0.10

Tabla 4.5 Energía que se espera genere el SFVI

Para Enero se tiene:

De la tabla 4.1 (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2)

kWp SFVI= 0.45

Eficiencia del sistema de los primeros 8 años= 0.85.

Generación esperada =( Radiación solar diaria horizontal kWh/m2) x( kWp del

SFVI ) x (0.85 )x (días del mes)

Generación esperada = 5.19 x 0.45 x 0.85 X 31 = 61.54 kWh

Así para los demás meses, se cambian los números de días por mes y

la radiación solar diaria horizontal.

96

Generando esta cantidad de energía por mes los costos bimestrales

de la facturación tienden a bajar. Considerando que el SFVI no saca al

usuario de la tarifa DAC se tiene la tabla 4.6.

CONSUMOS ACTUALES ENERGÍA

CONSUMIDA kWh

ENERGÍA GENERADA

kWh

(kWh) ENERGÍA FACTURADA CIA

SUMINISTRADORA

Enero-febrero 713 126.9 586

Marzo-abril 634 163.5 470

Mayo-junio 615 147.9 467

Julio-agosto 560 145.6 414

Septiembre-octubre 701 126.0 575

Noviembre-diciembre 701 118.5 583

TOTAL 3924 828.4 3095

Consumo Promedio Bimestral 654 138.1 515.83

Consumo Promedio Mensual 327 69.0 257.92

Consumo Promedio Diario 10.9 2.3 8.60

consumo promedio por hora 0.45 0.10 0.36

Tabla 4.6 Consumos esperados después de la inserción del SFVI

A continuación se muestra en la tabla 4.7 con los consumos

esperados de la tabla 4.6 como facturara el servicio.

COSTOS DE LA FACTURACIÓN BIMESTRAL 2011 CON SFVI TARIFA DAC

TARIFA DAC

KWH BIMESTRALES $ POR

ENERGÍA FACTURADA

kWh

COSTOS kWh MES QUE

APLICA A LA FACTURACIÓN

$ CARGO FIJO

$ POR KWH

$ ENERGIA FACTURACION

BIMESTRAL $ -

586 ene-11 72.38 3.258 2053.95 2587.97 4.42

470 mar-11 73.56 3.359 1725.85 2174.57 4.63

467 may-11 74.67 3.470 1769.83 2229.99 4.78

414 jul-11 74.69 3.541 1615.35 2035.35 4.92

575 sep-11 75.07 3.549 2190.82 2760.43 4.80

583 nov-11 77.16 3.630 2270.61 2860.97 4.91

PROMEDIO $ 4.74

Tabla 4.7. Facturación del servicio con SFVI.

97

De la tabla 4.7 se tiene que:

Costo por Energía= Cargo fijo + ($/kWh x kWh) Consumidos.

Para la facturación de Enero se tiene:

Costo por Energía= 72.38 + (3.258x 586)= $ 2,053.95

DAP= 10% del costo por energía

IVA= 16 % del costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por energía+ DAP+ IVA.

Facturación Bimestral= $ 2,053.95+$ 205.395+$ 328.632 = $ 2,587.97

El costo por kWh de la columna 4 difiere del costo por kWh de la

columna 7 por que el primero es costo por kWh en tarifa DAC y el

segundo es el costo por kWh facturado.

De la tabla 4.7 y de la tabla 4.3 se obtiene la tabla 4.8 en donde se

muestra las facturaciones bimestrales en valor futuro, el ahorro por

bimestre mediante la diferencia de importes de facturación en valor

futuro.

Trasladando los valores bimestrales a valor futuro para el primer año

de pago de facturación se tiene:

M = periodo (bimestre del servicio sin SFVI ó con SFVI)

n = numero de meses al primer año (10,8,6,4,2,0)

VF = M (1 + 0.04)n

VF = $3,109.32 (1 + 0.04/12)10 = $ 3,214.53

Así, para los demás bimestres hasta obtener el valor futuro del ahorro

al primer año, siendo la suma de los seis VF a calcular.

$ ahorro = $ DAC SIN SFVI- $ DAC CON SFVI

98

VALOR FUTURO POR BIMESTRE TARIFAS DAC Y AHORRO AL PRIMER AÑO EN VF

BIMESTRES DAC SIN SFVI DAC CON SFVI AHORRO

FEBRERO $ 3,214.53 $ 2,706.77 $ 507.76

ABRIL $ 2,946.07 $ 2,235.23 $ 710.84

JUNIO $ 2,935.09 $ 2,275.25 $ 659.85

AGOSTO $ 2,722.75 $ 2,064.38 $ 658.37

OCTUBRE $ 3,346.06 $ 2,778.93 $ 567.13

DICIEMBRE $ 3,400.68 $ 2,858.86 $ 541.81

AL PRIMER AÑO VF $ 18,565.19 $ 14,919.43 $ 3,645.76

PRECIO POR kWh $ 4.73 $ 4.81 $ 4.44

Tabla 4.8 Valor futuro de las facturaciones bimestrales y el Ahorro

económico por facturación bimestral y anual.

De la tabla 4.8 se obtiene la grafica 4.1 del comportamiento del ahorro

de importes de facturación por un año.

Grafica 4.1 Facturación y ahorro económico por diferencia de

importes de facturación.

Considerando el monto del ahorro, el consumo de kWh y el precio de

las tarifas constantes. El monto del ahorro en valor presente hasta

alcanzar la amortización de la inversión su muestra en la tabla 4.9.

99

Tabla 4.9 Valor presente del ahorro para el caso de instalar un

SFVI de 0.45 kWp que disminuye la facturación sin salir de tarifa

DAC.

VALOR PRESENTE DE AHORRO EN LA FACTURACION DE ENERGIA 0.45 kWp

Años

Energía consumida

kWh

Energía generada

kWh

Energía factura CFE anualmente

Energía fac/mes

Monto facturación

$

VALOR DE

AHORRO POR AÑO

$

VALOR TRAIDO AL PRESENTE POR AÑO

$

VALOR PRESENTE

TOTAL POR NUMERO DE

AÑOS $

PORCENTAJE DE AMORTIZACIÓN

DE LA INVERSIÓN

0 3924 828.4 3924 327 17851.14 $ 45,481.79

1 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 3537.49 3537.49 8%

2 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 3401.44 6938.93 15%

3 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 3270.61 10209.54 22%

4 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 3144.82 13354.36 29%

5 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 3023.86 16378.23 36%

6 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2907.56 19285.79 42%

7 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2795.73 22081.52 49%

8 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2688.20 24769.73 54%

9 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2584.81 27354.54 60%

10 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2485.40 29839.94 66%

15 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 2042.81 40904.48 90%

20 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 1679.04 49998.73 110%

25 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 1380.05 57473.54 126%

27 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 1275.94 60076.45 132%

28 3924 828.4 3096 258.0 14886.19 3678.99 1226.86 61303.31 135%

100

El resultado de graficar la tabla 4.9 se muestra en la grafica 4.2.

Grafica 4.2 Tiempo de recuperación de la inversión.

En este caso para el SFVI que no saca al usuario de tarifa DAC el

tiempo de amortización de la inversión es de 18 años 4 meses

aproximadamente. Lo cual no hace rentable al sistema debido a que el

tiempo de vida de un sistema fotovoltaico es de 20 años pero el

inversor lo garantizan 10 años, por lo cual se requerirá una inversión

un poco mayor a la inicial del precio de otro inversor.

-$10,000.00

$-

$10,000.00

$20,000.00

$30,000.00

$40,000.00

$50,000.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

INV

ERSI

ON

AÑOS

AMORTIZACION DE LA INVERSION

101

4.5 SEGUNDO CASO GENERAR SOLAMENTE PARA QUE

USUARIO SALGA DE TARIFA DAC.

A continuación se muestra el procedimiento a seguir para la selección

y diseño del SFVI, tal y como se ilustra en la tabla 4.10.

PROCEDIMIENTO VALOR UNIDAD

(a) Registra el promedio de los consumos eléctricos mensuales

327 KWh

(b) Establecer la cantidad que se desea de producción eléctrica fotovoltaica mensual

85 KWh

(c)

Dividir 85 kWh entre 30 ( considerando un mes de 30 días) para obtener el

requerimiento 2.83 KWh

(d) Identificar el número de horas sol pico para plano inclinado (ver tabla 4.1)

5.93 hsol-pico

(e) Dividir 2.83 kWh entre 5.93 hsol-pico para obtener la capacidad (sin pérdidas)

0.48 KWp

(f) Dividir 0.48 kWp entre 0.85 para compensar por perdidas

0.5621 KWp

SE AJUSTA A CAPACIDAD DE PANELES COMERCIALES

0.6000 KWp

Tabla 4.10 Diseño de la capacidad del SFVI 0.6 kWp.

De acuerdo con la tabla 4.10. Se requiere de un sistema fotovoltaico

de 0.6 kWp para que el usuario genere suficiente energía y salir de la

tarifa DAC. Entonces se requiere de lo siguiente:

El modelo del inversor emplear de la capacidad de 500 W pasa

inmediatamente a 2000 es el motivo por el que se cotiza un inversor a

2000 watts.

12 paneles de 50 Wp, 20 V con un precio unitario de $110 dlls

1 inversor a red de 2000 W, 60 Hz con un precio unitario de $1,160

dlls

6 estructuras 2 x 50 con un precio unitario de $ 269 dlls

Representando estos componentes el 70% de la inversión:

102

= ($ 110*12)+$1,160+($ 269*6) = $ 4,094 dlls.

El otro 30 % de la instalación está representado por:

Diseño, Conductores, protecciones, tuberías, accesorios e instalación

profesional.

= $ 1,754.57 dlls

Dando como resultado una inversión inicial de $ 5,848.57 dlls

Con un tipo de cambio al día 07- 05-12 de 12.055 pesos por dólar.

Dando como resultado una inversión inicial en pesos de:

$ 5,848.57 * 12.055 = $ 70,504.53 MN

A continuación se calcula la generación esperada del SFVI mediante

el uso del nivel de Radiación solar diaria - horizontal de la tabla 4.1.

GENERACION ESPERADA POR MES DEL SFVI

kWh

Enero 82.05

Febrero 87.11

Marzo 110.04

Abril 108.02

Mayo 105.29

Junio 91.95

Julio 99.29

Agosto 94.86

Septiembre 83.08

Octubre 84.90

Noviembre 80.48

Diciembre 77.47

TOTAL 1104.54

Consumo Promedio Bimestral 184.09

Consumo Promedio Mensual 92.04

Consumo Promedio Diario 3.07

consumo promedio por hora 0.13

Tabla 4.11 Energía que se espera genere el SFVI

103

Para Enero se tiene:

De la tabla 4.1 (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2)

kWp SFVI= 0.60

Eficiencia del sistema de los primeros 8 años= 0.85

Generación esperada = (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2) x kWp del

SFVI x 0.85 x días del mes

Generación esperada = 5.19 x 0.60 x 0.85 X 31 = 82.05 kWh

Así para los demás meses, cambiando los números de días por mes y

la radiación solar diaria horizontal.

Generando esta cantidad de energía por mes los costos bimestrales

de la facturación tienden a bajar. Considerando que el SFVI saca al

usuario de la tarifa DAC inmediatamente se tiene la tabla 4.12.

CONSUMOS ACTUALES Energía

Consumida (kWh)

Energía Generada

(kWh)

(kWh) Energía

Facturada CIA. Suministradora

Enero-febrero 713 169.2 544

Marzo-abril 634 218.1 416

Mayo-junio 615 197.2 418

Julio-agosto 560 194.1 366

Septiembre-octubre 701 168.0 534

Noviembre-diciembre 701 157.9 544

TOTAL 3924 1104.5 2822

Consumo Promedio Bimestral 654 184.1 470.33

Consumo Promedio Mensual 327 92.0 235.17

Consumo Promedio Diario 10.9 3.1 7.84

consumo promedio por hora 0.45 0.13 0.33

Tabla 4.12 Consumos esperados después de la inserción del SFVI

104

A continuación se muestra en la tabla 4.13 con los consumos

esperados de la tabla 4.12 como facturara el servicio en T-01.

COSTO DE FACTURACIÓN BIEMESTRAL CON SFVI (FACTURANDO EN T-01)

TARIFA 01

COSTOS PARA CONSUMOS > 140 kWh/mes

kWh Consumid

os Mes

Consu

mo basico kWh

$/kWh (basic

o)

Intermedio(Valores > 150 kWh < 250

kWh)

$/kWh (Intermed

io)

Excedente (

Valores > a 250 kWh <

500 kWh)

$/kWh (exceden

te)

544 ene-11

150 0.71 100 1.19 294 2.51

416 mar-11

150 0.72 100 1.19 166 2.52

418 may-11

150 0.72 100 1.20 168 2.54

366 jul-11

150 0.72 100 1.21 116 2.55

533 sep-11

150 0.73 100 1.22 283 2.57

543 nov-11

150 0.73 100 1.23 293 2.59

105

$ FACTURACIÓN

$ Energía $ Facturación

Bimestral $/kWh

961.21 1211.13 2.23

644.90 812.57 1.95

653.54 823.46 1.97

525.12 661.66 1.81

957.83 1206.87 2.26

989.69 1247.01 2.30

$ 4,732.30 $ 5,962.69 $ 12.52

PROMEDIO $ 2.09

Tabla 4.13. Facturación del servicio con SFVI.

De la tabla 4.13 el costo por energía se obtiene de:

$ Energía Básico= (Consumo kWh básico)($/kWh Básico en el mes

que corresponda).

$ Energía Intermedio= (Consumo kWh Intermedio)( $/ kWh Intermedio

en el mes que corresponda).

$ Energía excedente=(Consumo kWh Excedente)($/kWh Excedente

en el mes que corresponda).

$ Energía Total=$ Energía Básico+$ Energía Intermedio+$ Energía

excedente.

106

Sustituyendo valores para el mes de enero nos queda lo siguiente:

$ Energía Básico= (150 kWh)($ 0.71)=106.5 $/kWh.

$ Energía Intermedio=(100 kWh)($ 1.19)=119 $/kWh

$ Energía excedente=(294kWh)($ 2.505)=736.47 $/kWh

$ Energía Total=106.5 $/kWh+119 $/kWh+0.47 $/kWh=961.21 $/kWh

DAP= 10% costo por energía

IVA=16% costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por Energía + DAP + IVA

Facturación Bimestral= 961.21 $/kWh + 96.121+153.794= $ 1,211.13.

De la tabla 4.13 y de la tabla 4.3 se obtiene la tabla 4.14 en donde se

muestran las facturaciones bimestrales en tarifa DAC y T-01 en valor

futuro, el ahorro por bimestre mediante la diferencia de importes de

facturación en valor futuro.

Trasladando los valores bimestrales a valor futuro para el primer año

de pago de facturación se tiene:

M= periodo ( bimestre del servicio sin SFVI o con SFVI)

n= número de meses al primer año (10,8,6,4,2,0)

VF = M(1 + 0.04)n

VF = $ 3,109.32 (1 + 0.04/12)10 = $ 3,214.53

Así, para los demás bimestres hasta obtener el valor futuro del ahorro

al primer año, siendo la suma de los seis VF a calcular.

$ ahorro = $ DAC SIN SFVI- $ T-01 CON SFVI

107

VALOR FUTURO POR BIMESTRE TARIFAS DAC, T-01 AHORRO AL PRIMER AÑO

BIMESTRES DAC SIN SFVI T-01 CON SFVI AHORRO Valor futuro

FEBRERO $3,214.53 $1,252.11 $1,962.42 $1,962.42

ABRIL $2,965.74 $840.06 $2,125.68 $2,111.58

JUNIO $2,974.43 $851.32 $2,123.10 $2,095.03

AGOSTO $2,777.66 $684.04 $2,093.62 $2,052.23

OCTUBRE $3,436.34 $1,247.71 $2,188.63 $2,131.14

DICIEMBRE $3,515.75 $1,289.21 $2,226.54 $2,153.67

AL PRIMER AÑO VALOR FUTUTO $18,884.45 $6,164.46 $12,719.99 $12,506.06

PRECIO POR kWh $4.81 $2.19 $2.63 $11.32

Tabla 4.14 Valor futuro de las facturaciones bimestrales y el

Ahorro económico por facturación bimestral y anual.

De la tabla 4.15 se obtiene la grafica 4.3 del comportamiento del

ahorro de importes de facturación por un año.

Grafica 4.3 Ahorro económico por diferencia de importes de

facturación.

108

Considerando el monto del ahorro, el consumo de kWh y el precio de

las tarifas constantes. El monto del ahorro en valor presente hasta

alcanzar la amortización de la inversión su muestra en la tabla 4.15.

VALOR PRESENTE DE AHORRO EN LA FACTURACION DE ENERGIA 0.45 kWp

Años

Energía consumida kWh

Energía

generada

kWh

Energía factura

CFE anualme

nte

Energía

fac/mes

Monto facturaci

ón $

VALOR DE

AHORRO POR AÑO

$

VALOR TRAIDO AL

PRESENTE POR

AÑO $

VALOR PRESEN

TE TOTAL

POR NUMER

O DE AÑOS

$

PORCENTAJE DE

AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN

0 3924 1104.5 3924 327 18158.12

573 $

70,504.53

1 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 12,230.

76 $12,230

.76 17.35%

2 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 11,760.

35 $23,991

.11 34.03%

3 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 11,308.

03 $35,299

.14 50.07%

4 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 10,873.

10 $46,172

.25 65.49%

5 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 10,454.

91 $56,627

.16 80.32%

6 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 10,052.

80 $66,679

.95 94.58%

7 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 9,666.1

5 $76,346

.10 108.29%

8 3924 1104.5 2819.5 235 $6,164.46 $12,719

.99

$ 9,294.3

8 $85,640

.48 121.47%

Tabla 4.15 Valor presente del ahorro y la inversión inicial

109

El resultado de graficar la tabla 4.15 se muestra en la grafica 4.4.

Grafica 4.4 Tiempo de recuperación de la inversión.

En este caso para el SFVI que no permite salir de tarifa DAC el tiempo

de amortización de la inversión es de 7 años y medio

aproximadamente.

-$10,000.00

$-

$10,000.00

$20,000.00

$30,000.00

$40,000.00

$50,000.00

$60,000.00

$70,000.00

$80,000.00

1 2 3 4 5 6 7 8

INV

ERSI

ÓN

AÑOS

AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN

110

4.6 TERCER CASO GENERAR HASTA ELIMINAR EL ESCALÓN

EXCEDENTE EN LA TARIFA 01 > 140 KWH/MES.

A continuación se muestra el procedimiento a seguir para la selección

y diseño del SFVI, tal y como se ilustra en la tabla 4.16.

PROCEDIMIENTO VALOR UNIDAD

(a) Registra el promedio de los consumos eléctricos mensuales 327 kWh

(b) Establecer la cantidad que se desea de producción eléctrica fotovoltaica 200 kWh

(c) Dividir 200 kWh entre 30 días (considerando un mes de 30 días) para obtener el requerimiento 6.67 kWh

(d) Identificar el número de horas sol pico para plano inclinado (ver tabla 4.4) 5.93 hsol-pico

(e) Dividir 6.67 kWh entre 5.93 hsol-pico para obtener la capacidad sin pérdidas. 1.12 kWp

(f) Dividir 1.12 kWp entre 0.85 para compensar por perdidas 1.3226 kWp

SE AJUSTA A CAPACIDAD DE PANELES COMERCIALES 1.30 kWp

Tabla 4.16 Diseño de la capacidad del SFVI 1.30 kWp

De acuerdo con la tabla 4.16. Se requiere de un sistema fotovoltaico

de 1.3 kWp para que el usuario genere suficiente energía para eliminar

el escalón excedente de la T-01>140kWh. Para lo cual se requiere de:

7 paneles de 185 Wp, 36.2 V con un precio unitario de $ 270 dlls

1 inversor a red de 2000 W, 60 Hz con un precio unitario de $1,160

dlls

4 estructuras 2 x 185 con un precio unitario de $ 191 dlls

Representando estos componentes el 70% de la inversión:

=( 270*7)+1,160+(191*4) = $ 3,814 dlls

El otro 30 % de la instalación está representado por:

Diseño, Conductores, protecciones, tuberías, accesorios e instalación

profesional.

111

= $ 1,634.57 dlls

Dando como resultado una inversión inicial de $ 5,448.57 dlls

Con un tipo de cambio al día 07- 05-12 de 12.055 pesos por dólar.

Dando como resultado una inversión inicial en pesos de:

5,848.57 * 12.055 = $ 65,682.53 MN

A continuación se calcula la generación esperada del SFVI mediante

el uso del nivel de Radiación solar diaria - horizontal de la tabla 4.1.

GENERACION ESPERADA POR MES DEL SFVI kWh

Enero 177.10

Febrero 188.01

Marzo 237.50

Abril 233.14

Mayo 227.26

Junio 198.47

Julio 214.29

Agosto 204.74

Septiembre 179.31

Octubre 183.24

Noviembre 173.70

Diciembre 167.20

TOTAL 2383.96

Consumo Promedio Bimestral 397.33

Consumo Promedio Mensual 198.66

Consumo Promedio Diario 6.62

consumo promedio por hora 0.28

Tabla 4.17 Energía que se espera genere el SFVI

112

Para enero se tiene:

De la tabla 4.1 (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2)

kWp SFVI=1.3

Eficiencia del sistema a los primeros 8 años= 0.85

Generación esperada =( Radiación solar diaria horizontal kWh/m2) x( kWp del

SFVI ) x (0.85 )x (días del mes).

Generación esperada =(5.19kWh/m2 )x(1.3 kWp)x(0.85)(31dias)= 177.0997 kWh

Así para los demás meses, cambiando los números de días por mes y

la radiación solar diaria horizontal.

Generando esta cantidad de energía por mes los costos bimestrales

de la facturación tienden a bajar. Considerando que el SFVI saca al

usuario de la tarifa DAC inmediatamente se tiene la tabla 4.18.

CONSUMOS ACTUALES Energía

Consumida (kWh)

Energía Generada

(kWh)

(kWh) Energía

Facturada Cia Suministradora

febrero 713 365.11 348

abril 634 470.64 163

junio 615 425.73 189

agosto 560 419.03 141

octubre 701 362.55 338

diciembre 701 340.90 360

TOTAL 3924 2383.96 1539

Consumo Promedio Bimestral 654 397.33 256.50

Consumo Promedio Mensual 327 198.66 128.25

Consumo Promedio Diario 10.9 6.62 4.28

consumo promedio por hora 0.45 0.28 0.18

Tabla 4.18 Consumos esperados después de la inserción del SFVI

A continuación se muestra en la tabla 4.19 con los consumos

esperados de la tabla 4.18 como facturara el servicio en T-01.

113

COSTO DE FACTURACIÓN BIEMESTRAL CON SFVI (FACTURANDO EN T-01)

TARIFA 01

COSTOS PARA CONSUMOS > 140 kWh/mes

kWh Consumid

os Mes

Consu

mo basico kWh

$/kWh (basic

o)

Intermedio(Valores > 150 kWh < 250

kWh)

$/kWh (Intermed

io)

Excedente (

Valores > a 250 kWh <

500 kWh)

$/kWh (exceden

te)

384 ene-11

150 0.71 100 1.19 98 2.51

163 mar-11

150 0.72 13 0.86 0 2.52

189 may-11

150 0.72 39 0.87 0 2.54

141 jul-11

141 0.72 0 0.87 0 2.55

338 sep-11

150 0.73 100 1.22 88 2.57

360 nov-11

150 0.73 100 1.23 110 2.59

114

$ FACTURACIÓN

$ Energía $

Facturación Bimestral

$/kWh

470.64 593.01 1.70

118.43 149.22 0.92

141.78 178.64 0.94

101.94 128.45 0.91

457.12 575.97 1.70

516.50 650.79 1.81

$ 1,806.42 $ 2,276.08 $ 7.99

PROMEDIO $ 1.33

Tabla 4.19. Facturación del servicio con SFVI.

$ Energía Básico= (Consumo kWh básico)($/kWh básico en el mes

que corresponda).

$ Energía Intermedio= (Consumo kWh Intermedio)( $/ kWh Intermedio

en el mes que corresponda).

$ Energía excedente=(Consumo kWh Excedente)($/kWh Excedente

en el mes que corresponda).

$ Energía Total=$ Energía Básico+$ Energía Intermedio+$ Energía

excedente.

Sustituyendo valores para el mes de enero nos queda lo siguiente:

$ Energía Básico= (150 kWh)($ 0.71)=106.5 $/kWh.

115

$ Energía Intermedio=(100 kWh)($ 1.19)=119 $/kWh

$ Energía excedente=(98kWh)($ 2.505)=245.49 $/kWh

$ Energía Total=106.5 $/kWh+119 $/kWh245.49 $/kWh=470.64 $/kWh

DAP= 10% costo por energía

IVA=16% costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por Energía + DAP + IVA

Facturación Bimestral= 470.64 $/kWh + $ 47.064+$ 75.30= $ 593.01

De la tabla 4.19 y de la tabla 4.3 se obtiene la tabla 4.20 en donde se

muestran las facturaciones bimestrales en tarifa DAC y T-01 en valor

futuro, el ahorro por bimestre mediante la diferencia de importes de

facturación en valor futuro.

Trasladando los valores a valor futuro para el primer año se tiene:

M = periodo (bimestre del servicio sin SFVI ó con SFVI)

n = numero de meses al primer año (10,8,6,4,2,0)

VF = M(1 + 0.04)n

VF = $ 3,109.32 (1 + 0.04/12)10 = $ 3,214.53

Así, para los demás bimestres hasta obtener el valor futuro del ahorro

al primer año, siendo la suma de los seis VF a calcular.

$ ahorro = $ DAC SIN SFVI- $ T-01 CON SFVI

116

VALOR FUTURO POR BIMESTRE TARIFAS DAC Y AHORRO AL PRIMER AÑO EN VF

BIMESTRES DAC SIN SFVI T-01 CON SFVI AHORRO

FEBRERO $3,214.53 $613.07 $2,601.46

ABRIL $2,946.07 $153.26 $2,792.81

JUNIO $2,935.09 $182.10 $2,753.00

AGOSTO $2,722.75 $130.17 $2,592.58

OCTUBRE $3,346.06 $579.44 $2,766.62

DICIEMBRE $3,400.68 $650.79 $2,749.89

AL PRIMER AÑO VF $18,565.19 $2,308.83 $16,256.36

PRECIO POR kWh $4.73 $1.50 $6.82

Tabla 4.20 Valor futuro de las facturaciones bimestrales y el

Ahorro económico por facturación bimestral y anual.

De la tabla 4.20 se obtiene la grafica 4.5 del comportamiento del

ahorro de importes de facturación por un año.

Grafica 4.5 Ahorro económico por diferencia de importes de

facturación.

Considerando el monto del ahorro, el consumo de kWh y el precio de

las tarifas constantes. El monto del ahorro en valor presente hasta

alcanzar la amortización de la inversión su muestra en la tabla 4.21.

117

VALOR PRESENTE DE AHORRO EN LA FACTURACION DE ENERGIA 1.3 kWp

Años Energía

consumida kWh

Energía generada

kWh

Energía facturada

CFE anualmente

Energía fac/mes

Monto facturación

anual

VALOR DE AHORRO POR AÑO

VALOR TRAIDO AL PRESENTE POR AÑO

VALOR PRESENTE

TOTAL POR

NUMERO DE AÑOS

PORCENTAJE DE

AMORTIZACIÓN DE LA

INVERSIÓN

0 3924 2384 3924 327 $18,565.19 $65,682.53

1 3924 2384 1540 128 $2,308.83 $16,256.36 $15,631.11 $15,631.11 24%

2 3924 2384 1540 128 $2,308.83 $16,256.36 $15,029.92 $30,661.03 47%

3 3924 2384 1540 128 $2,308.83 $16,256.36 $14,451.84 $45,112.87 69%

4 3924 2384 1540 128 $2,308.83 $16,256.36 $13,896.00 $59,008.87 90%

4.5 3924 1192 770 128 $1,154.42 $8,128.18 $6,813.08 $65,821.95 100%

5 3924 1192 770 128 $1,154.42 $8,128.18 $6,680.77 $72,502.72 110%

6 3924 2384 1540 128 $2,308.83 $16,256.36 $12,847.64 $85,350.35 130%

Tabla 4.21 Valor presente del ahorro y la inversión inicial

El resultado de graficar la tabla 4.21 se muestra en la grafica 4.6.

Grafica 4.6 Tiempo de recuperación de la inversión.

-$30,000.00

-$20,000.00

-$10,000.00

$-

$10,000.00

$20,000.00

$30,000.00

$40,000.00

$50,000.00

$60,000.00

1 2 3 4 5 6

INV

ESR

IÓN

AÑOS

AMORTIZACION DE LA INVERSIÓN

118

En este caso para el SFVI que no saca al usuario de tarifa DAC el

tiempo de amortización de la inversión es de 4 años y medio

aproximadamente.

4.7 CUARTO CASO GENERAR HASTA PASAR A LA TARIFA 01 <

140 KWH/MES.

A continuación se muestra el procedimiento a seguir para la selección

y diseño del SFVI, tal y como se ilustra en la tabla 4.22.

PROCEDIMIENTO VALOR UNIDAD

(a) Registra el promedio de los consumos eléctricos mensuales 327 kWh

(b) Establecer la cantidad que se desea de producción eléctrica fotovoltaica 252 kWh

(c) Dividir 252 kWp 30 días ( considerando un mes de 30 días) para obtener el requerimiento diario 8.40 kWh

(d) Identificar el número de horas sol pico para plano inclinado (ver tabla siguiente 4.1) 5.93

hsol-pico

(e) Dividir 8.40 kWh entre 5.93 hsol-pico para obtener la capacidad (sin pérdidas) 1.42 kWp

(f) Dividir 1.42 kWp entre 0.85 para compensar por perdidas 1.6665 kWp

SE AJUSTA A CAPACIDAD DE PANELES COMERCIALES 1.67 kWp

Tabla 4.22 diseño de la capacidad del SFVI 1.67 kWp

De acuerdo con la tabla 4.22. Se requiere de un sistema fotovoltaico

de 1.67 kWp para que el usuario genere suficiente energía para

eliminar el escalón intermedio de la T-01<140kWh. Para lo cual se

requiere de:

9 paneles de 185 Wp, 36.2 V con un precio unitario de $ 270 dlls

1 inversor a red de 2000 W, 60 Hz con un precio unitario de $1,160

dlls

5 estructuras 2 x 185 con un precio unitario de $ 191 dlls

Representando estos componentes el 70% de la inversión:

=( 270*9)+1,160+(191*5) = $ 4,545 dlls

119

El otro 30 % de la instalación está representado por:

Diseño, Conductores, protecciones, tuberías, accesorios e instalación

profesional.

= $ 1,947.86 dlls

Dando como resultado una inversión inicial de $ 6,492.86 dlls

Con un tipo de cambio al día 07- 05-12 de 12.055 pesos por dólar.

Dando como resultado una inversión inicial en pesos de:

($ 6,492.86 * 12.055)= $ 78,271.39 MN

A continuación se calcula la generación esperada del SFVI mediante

el uso del nivel de Radiación solar diaria - horizontal de la tabla 4.1.

GENERACION ESPERADA POR MES DEL SFVI kWh

Enero 227.70

Febrero 241.72

Marzo 305.35

Abril 299.75

Mayo 292.19

Junio 255.17

jJulio 275.52

Agosto 263.24

Septiembre 230.54

Octubre 235.60

Noviembre 223.33

Diciembre 214.98

TOTAL 3065.09

Consumo Promedio Bimestral 510.85

Consumo Promedio Mensual 255.42

Consumo Promedio Diario 8.51

consumo promedio por hora 0.35

Tabla 4.23 Energía que se espera genere el SFVI

120

Para Enero se tiene:

De la tabla 4.1 (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2)

kWp SFVI= 0.45

eficiencia del sistema de los primeros 8 años= 0.85.

Generación esperada =( Radiación solar diaria horizontal kWh/m2) x( kWp del

SFVI ) x (0.85 )x (días del mes)

Generación esperada = 5.19 x 1.67 x 0.85 X 31 = 227.699 kWh

Así para los demás meses, cambiando los números de días por mes y

la radiación solar diaria horizontal.

Generando esta cantidad de energía por mes los costos bimestrales

de la facturación tienden a bajar. Considerando que el SFVI saca al

usuario de la tarifa DAC inmediatamente se tiene la tabla 4.24.

CONSUMOS ACTUALES Energía

Consumida (kWh)

Energía Generada

(kWh)

(kWh) Energía

Facturada Cia Suministradora

Enero-Febrero 713 469.42 244

Marzo-Abril 634 605.10 29

Mayo-Junio 615 547.36 68

Julio-Agosto 560 538.76 21

Septiembre-Octubre 701 466.14 235

Noviembre-Diciembre 701 438.30 263

TOTAL 3924 3065.09 860

Consumo Promedio Bimestral 654 510.85 143.33

Consumo Promedio Mensual 327 255.42 71.67

Consumo Promedio Diario 10.9 8.51 2.39

consumo promedio por hora 0.45 0.35 0.10

Tabla 4.24 Consumos esperados después de la inserción del SFVI

121

A continuación se muestra en la tabla 4.25 con los consumos

esperados de la tabla 4.24 como facturara el servicio en T-01.

COSTO DE FACTURACIÓN BIEMESTRAL CON SFVI (FACTURANDO EN T-01)

TARIFA 01

COSTOS PARA CONSUMOS < 140 kWh/mes

kWh Consumidos

Mes Consumo

basico kWh $/kWh (basico)

Intermedio (Valores > 150

kWh < 250 kWh)

$/kWh (Intermedio)

244 ene-11 150 0.711 94 0.885

29 mar-11 50 0.715 0 0.861

68 may-11 68 0.719 0 0.867

21 jul-11 50 0.723 0 0.873

235 sep-11 150 0.727 85 0.885

236 nov-11 150 0.731 86 1.225

122

$ FACTURACIÓN

$ Energía $

Facturación Bimestral

$/kWh

189.84 239.20 0.98

35.75 45.05 1.55

48.89 61.60 0.91

36.15 45.55 2.17

184.28 232.19 0.99

215.00 270.90 1.15

$ 709.91 $ 894.48 $ 7.74

PROMEDIO $ 1.29

Tabla 4.25. Facturación del servicio con SFVI.

$ Energía Básico= (Consumo kWh básico)($/kWh básico en el mes

que corresponda).

$ Energía Intermedio= (Consumo kWh Intermedio)( $/ kWh Intermedio

en el mes que corresponda).

$ Energía excedente=(Consumo kWh Excedente)($/kWh Excedente

en el mes que corresponda).

$ Energía Total=$ Energía Básico+$ Energía Intermedio+$ Energía

excedente.

Sustituyendo valores para el mes de enero nos queda lo siguiente:

123

$ Energía Básico= (150 kWh)($ 0.71)=106.5 $/kWh.

$ Energía Intermedio=(94 kWh)($ 0.885)=83.19 $/kWh

$ Energía Total=106.5 $/kWh+83.19 $/kWh245.49 $/kWh=189.84

$/kWh

DAP= 10% costo por energía

IVA=16% costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por Energía + DAP + IVA

Facturación Bimestral= 189.84 $/kWh + $ 18.984+$ 30.37= $ 239.20

El costo por kWh de la columna 4 difiere del costo por kWh de la

columna 7 por que el primero es costo por kWh en tarifa DAC y el

segundo es el costo por kWh facturado.

De la tabla 4.25 y de la tabla 4.3 se obtiene la tabla 4.26 en donde se

muestran las facturaciones bimestrales en tarifa DAC y T-01 en valor

futuro, el ahorro por bimestre mediante la diferencia de importes de

facturación en valor futuro.

Trasladando los valores a valor futuro para el primer año se tiene:

M = periodo (bimestre del servicio sin SFVI ó con SFVI)

n = numero de meses al primer año (10,8,6,4,2,0)

VF = M(1 + 0.04)n

VF = $ 3,109.32 (1 + 0.04/12)10 = $ 3,214.53

Así, para los demás bimestres hasta obtener el valor futuro del ahorro

al primer año, siendo la suma de los seis VF a calcular.

$ ahorro = $ DAC SIN SFVI- $ T-01 CON SFVI

124

VALOR FUTURO POR BIMESTRE TARIFAS DAC Y AHORRO AL PRIMER AÑO EN VF

BIMESTRES DAC SIN SFVI T-01 CON SFVI AHORRO

FEBRERO $ 3,214.53 $ 243.62 $ 2,970.91

ABRIL $ 2,946.07 $ 46.26 $ 2,899.81

JUNIO $ 2,935.09 $ 62.85 $ 2,872.25

AGOSTO $ 2,722.75 $ 46.16 $ 2,676.59

OCTUBRE $ 3,346.06 $ 233.09 $ 3,112.97

DICIEMBRE $ 3,400.68 $ 264.17 $ 3,136.51

AL PRIMER AÑO VF $ 18,565.19 $ 896.14 $ 17,669.05

PRECIO POR kWh $ 4.73 $ 1.04 $ 5.76

Tabla 4.26 Valor futuro de las facturaciones bimestrales y el

Ahorro económico por facturación bimestral y anual.

De la tabla 4.26 se obtiene la grafica 4.7 del comportamiento del

ahorro de importes de facturación por un año.

Grafica 4.7 Ahorro económico por diferencia de importes de

facturación.

Considerando el monto del ahorro, el consumo de kWh y el precio de

las tarifas constantes. El monto del ahorro en valor presente hasta

alcanzar la amortización de la inversión su muestra en la tabla 4.27.

125

VALOR PRESENTE DE AHORRO EN LA FACTURACION DE ENERGIA 1.7 kWp

Años Energía

consumida kWh

Energía generada

kWh

Energía factura CFE anualmente

Energía fac/mes

monto facturación

VALOR DE AHORRO POR AÑO

VALOR PRESENTE POR AÑO

VALOR PRESENTE

TOTAL POR

NUMERO DE AÑOS

PORCENTAJE DE

AMORTIZACIÓN DE LA

INVERSIÓN

0 3924 3065 3924 327 $18,565.19 $ 78,271.39

1 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $16,989.47 $16,989.47 22%

2 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $16,336.03 $33,325.50 43%

3 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $15,707.72 $49,033.22 63%

4 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $15,103.58 $64,136.79 82%

5 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $14,522.67 $78,659.46 100%

6 3924 3065 859 72 $896.14 $17,669.05 $13,964.11 $92,623.57 118%

Tabla 4.27 Valor presente del ahorro y la inversión inicial

El resultado de graficar la tabla 4.27 se muestra en la grafica 4.8.

Grafica 4.8 Tiempo de recuperación de la inversión.

En este caso para el SFVI que no saca al usuario de tarifa DAC el

tiempo de amortización de la inversión es de 5 años

aproximadamente.

-$20,000.00

-$10,000.00

$-

$10,000.00

$20,000.00

$30,000.00

$40,000.00

$50,000.00

$60,000.00

$70,000.00

1 2 3 4 5 6

Título del eje

AMORTIZACION DE LA INVERSIÓN

126

4.8 QUINTO CASO GENERAR TODA LA ENERGÍA QUE

CONSUME EL USUARIO.

A continuación se muestra el procedimiento a seguir para la selección

y diseño del SFVI, tal y como se ilustra en la tabla 4.23.

PROCEDIMIENTO VALOR UNIDAD

(a) Registra el promedio de los consumos eléctricos mensuales 327 kWh

(b) Establecer la cantidad que se desea de producción eléctrica fotovoltaica 327 kWh

(c) Dividir 327 kWh entre 30 (considerando un mes de 30 días) para obtener el requerimiento diario 10.90 kWh

(d) Identificar el número de horas sol pico para plano inclinado (ver tabla siguiente 4.1) 5.93 hsol-pico

(e) Dividir 10.90 kWh entre 5.93 hsol-pico para obtener la capacidad (sin pérdidas) 1.838 kWp

(f) Dividir 1.838 kWp entre 0.85 para compensar por perdidas 2.1625 kWp

SE AJUSTA A CAPACIDAD DE PANELES COMERCIALES 2.22

Tabla 4.28 Diseño de la capacidad del SFVI 2.22 kWp

De acuerdo con la tabla 4.23. Se requiere de un sistema fotovoltaico

de 2.22 kWp para que el usuario genere el total de la energía. Para lo

cual se requiere de:

12 paneles de 185 Wp, 36.2 V con un precio unitario de $ 270 dlls

1 inversor a red de 3,000 W, 60 Hz con un precio unitario de $1335

dlls

6 estructuras 2 x 185 con un precio p/u de $ 191 dlls

Representando estos componentes el 70% de la inversión:

= (270*12)+1,335+(191*6) = $ 5,721 dlls

El otro 30 % de la instalación está representado por:

Diseño, Conductores, protecciones, tuberías, accesorios e instalación

profesional.

= $ 2,451.86 dlls

127

Dando como resultado una inversión inicial de $ 8,172.86 dlls

Con un tipo de cambio al día 07- 05-12 de 12.055 pesos por dólar.

Dando como resultado una inversión inicial en pesos de:

$ 8,172.86 * 12.055 = $ 98,523.79 MN

A continuación se calcula la generación esperada del SFVI mediante

el uso del nivel de Radiación solar diaria - horizontal de la tabla 4.1.

GENERACION ESPERADA POR MES DEL SFVI kWh

Enero 303.60

Febrero 322.30

Marzo 407.14

Abril 399.67

Mayo 389.59

Junio 340.23

jJulio 367.36

Agosto 350.98

Septiembre 307.39

Octubre 314.13

Noviembre 297.77

Diciembre 286.64

TOTAL 4086.79

Consumo Promedio Bimestral 681.13

Consumo Promedio Mensual 340.57

Consumo Promedio Diario 11.35

consumo promedio por hora 0.47

Tabla 4.29 Energía que se espera genere el SFVI

128

Para Enero se tiene:

De la tabla 4.1 (Radiación solar diaria horizontal kWh/m2)

kWp SFVI= 2.22 kWp

Eficiencia del sistema en los primeros 8 años= 0.85

Generación esperada = Radiación solar diaria – horizontal kWh/m2 x kWp del SFVI

x 0.85 x días del mes

Generación esperada = 5.19 x 2.220 X 0.85 X 31 = 303.59 kWh

Así para los demás meses cambiando los números de días del mes y

la radiación solar diaria horizontal.

Generando esta cantidad de energía por mes los costos bimestrales

de la facturación tienden a bajar. Considerando que el SFVI saca al

usuario de la tarifa DAC inmediatamente se tiene la tabla 4.30.

CONSUMOS ACTUALES Energía

Consumida (kWh)

Energía Generada

(kWh)

(kWh) Energía Facturada

CIA Suministradora

Enero-Febrero 713 625.90 87

Marzo-Abril 634 806.81 -173

Mayo-Junio 615 729.82 -115

Julio-Agosto 560 718.34 -158

Septiembre-Octubre 701 621.52 79

Noviembre-Diciembre 701 584.40 117

TOTAL 3924 4086.79 -163

Consumo Promedio Bimestral 654 681.13 -27.17

Consumo Promedio Mensual 327 340.57 -13.58

Consumo Promedio Diario 10.9 11.35 -0.45

consumo promedio por hora 0.45 0.47 -0.02

Tabla 4.30 Consumos esperados después de la inserción del SFVI

129

A continuación se muestra en la tabla 4.31 con los consumos

esperados de la tabla 4.30 como facturara el servicio en T-01.

COSTO DE FACTURACIÓN BIEMESTRAL CON SFVI (FACTURANDO EN T-01)

$ FACTURACIÓN

CONSUMOS < 140 kWh/mes

kWh Consumidos

Mes Consumo

básico kWh $/kWh (básico) $ Energía

$ Facturación Bimestral

$/kWh

87 ene-11 87 0.711 61.86 77.94 0.90

-173 mar-11 50 0.715 35.75 45.05 0.90

-115 may-11 50 0.719 35.95 45.30 0.91

-158 jul-11 50 0.723 36.15 45.55 0.91

79 sep-11 79 0.727 57.43 72.37 0.92

-117 nov-11 50 0.731 36.55 46.05 0.92

$263.69 $ 332.25 $ 5.45

PROMEDIO $ 0.91

Tabla 4.31. Facturación del servicio con SFVI.

$ Energía Básico= (Consumo kWh básico)($/kWh básico en el mes

que corresponda).

$ Energía Intermedio= (Consumo kWh Intermedio)( $/ kWh Intermedio

en el mes que corresponda).

130

$ Energía excedente=(Consumo kWh Excedente)($/kWh Excedente

en el mes que corresponda).

$ Energía Total=$ Energía Básico+$ Energía Intermedio+$ Energía

excedente.

Sustituyendo valores para el mes de enero nos queda lo siguiente:

$ Energía Básico= (87 kWh)($ 0.71)=61.86 $/kWh.

DAP= 10% costo por energía

IVA=16% costo por energía

Facturación Bimestral= Costo por Energía + DAP + IVA

Facturación Bimestral= 61.86 $/kWh + $ 6.186+$ 9.89= $ 77.93

De la tabla 4.31 y de la tabla 4.3 se obtiene la tabla 4.32 en donde se

muestran las facturaciones bimestrales en tarifa DAC y T-01 en valor

futuro, el ahorro por bimestre mediante la diferencia de importes de

facturación en valor futuro.

Trasladando los valores a valor futuro para el primer año se tiene:

M = periodo (bimestre del servicio sin SFVI ó con SFVI)

n = numero de meses al primer año (10,8,6,4,2,0)

VF = M(1 + 0.04)n

VF = $ 3,109.32 (1 + 0.04/12)10 = $ 3,214.53

Así, para los demás bimestres hasta obtener el valor futuro del ahorro

al primer año, siendo la suma de los seis VF a calcular.

$ ahorro = $ DAC SIN SFVI- $ T-01 CON SFVI

131

VALOR FUTURO POR BIMESTRE TARIFA DAC, T-01 AHORRO AL PRIMER AÑO EN VF

BIMESTRES DAC SIN SFVI T-01 CON SFVI AHORRO

FEBRERO $ 3,214.53 $ 80.58 $ 3,133.96

ABRIL $ 2,946.07 $ 46.26 $ 2,899.81

JUNIO $ 2,935.09 $ 46.21 $ 2,888.88

AGOSTO $ 2,722.75 $ 46.16 $ 2,676.59

OCTUBRE $ 3,346.06 $ 46.11 $ 3,299.96

DICIEMBRE $ 3,400.68 $ 46.05 $ 3,354.62

AL PRIMER AÑO VF $ 18,565.19 $ 311.37 $ 18,253.82

PRECIO POR kWh $ 4.73 $ 0.92 $ 4.47

Tabla 4.32 Valor futuro de las facturaciones bimestrales y el

Ahorro económico por facturación bimestral y anual.

De la tabla 4.32 se obtiene la grafica 4.9 del comportamiento del

ahorro de importes de facturación por un año.

Grafica 4.9 Ahorro económico por diferencia de importes de

facturación.

Considerando el monto del ahorro, el consumo de kWh y el precio de

las tarifas constantes. El monto del ahorro en valor presente hasta

alcanzar la amortización de la inversión su muestra en la tabla 4.33.

132

VALOR PRESENTE DE AHORRO EN LA FACTURACION DE ENERGIA 2.22 kWp

Años

Energía consumida

kWh

Energía generada

kWh

Energía que factura CFE anualmente

Energía fac/mes

Monto facturación

VALOR DE AHORRO POR AÑO

VALOR PRESENTE POR AÑO

VALOR PRESENTE

TOTAL POR NUMERO DE

AÑOS

PORCENTAJE DE AMORTIZACIÓN

DE LA INVERSIÓN

0 3924 4086.8 3924 327 $18,565.19 $ 98,523.79

1 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $17,551.75 $17,551.75 18%

2 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $16,876.68 $34,428.43 35%

3 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $16,227.58 $50,656.02 51%

4 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $15,603.44 $66,259.46 67%

5 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $15,003.31 $81,262.77 82%

6 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $14,426.26 $95,689.03 97%

6.166 3924 4086.8 300 25 $51.89 $3,042.30 $2,388.77 $98,077.80 100%

7 3924 4086.8 300 25 $51.89 $15,211.52 $11,559.50 $107,248.53 109%

8 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $13,337.89 $120,586.42 122%

9 3924 4086.8 300 25 $311.37 $18,253.82 $12,824.89 $133,411.31 135%

Tabla 4.33 Valor presente del ahorro y la inversión inicial

El resultado de graficar la tabla 4.33 se muestra en la grafica 4.10.

Grafica 4.10 Tiempo de recuperación de la inversión.

-$20,000.00

-$10,000.00

$-

$10,000.00

$20,000.00

$30,000.00

$40,000.00

$50,000.00

$60,000.00

$70,000.00

$80,000.00

$90,000.00

1 2 3 4 5 6 7

AÑOS

AMORTIZACION DE LA INVERSIÓN

133

En este caso para el SFVI que no saca al usuario de tarifa DAC el

tiempo de amortización de la inversión es de 6 años dos meses

aproximadamente.

4.9 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL PUNTO ÓPTIMO DE

GENERACIÓN.

Para un sistema cuyo consumo es de 654 kWh bimestrales en

promedio, la capacidad optima del SFVI (kWp). Será cuando el tiempo

de recuperación de la inversión es menor. En este caso de acuerdo

como se muestra en la tabla 4.34 se tiene una capacidad del SFVI de

1.3 kWp.

Dado que como se muestra en la grafica 11 y en la tabla 4.34 el

tiempo de recuperación de la inversión es de 4.5 años.

SFVI para una vivienda que consume 3924 kWh/año con un importe facturado de $18,565 por año sin SFVI

Caso Capacidad

del SFVI kWp

Costo facturado sin SFVI

Importe de la inversión

Energía generada kWh/año

Energía a

facturar con SFVI

Importe de facturación

con SFVI

Costo kWh

facturado con SFVI

Ahorro por

inserción del SFVI

Costo del beneficio por kWh generado

Tiempo de amortización

de la inversión en

años

1 0.45 4.73 $ 60,188.89

821 3103 $

14,919.43 $ 4.81 $ 3,645.76 $ 4.44 28

2 0.6 4.73 $

70,504.53 1095 2829 $ 6,090.58 $ 2.15 $12,474.61 $ 11.39 6.5

3 1.3 4.73 $

65,682.53 2384 1540 $ 2,308.48 $ 1.50

$16,256.71

$ 6.82 4.5

4 1.67 4.73 $

78,271.39 3065 859 $ 896.14 $ 1.04

$17,669.05

$ 5.76 5

5 2.22 4.73 $

98,523.79 4087 300 $ 311.37 $ 1.04

$18,253.82

$4.47 6.16

Tabla 4.34 Resumen de resultados.

134

Graficando los tiempos de amortización de la inversión de la tabla 4.34

se obtiene la grafica 4.11:

Grafica 4.11 Periodo de recuperación de la inversión por

capacidad del SFVI.

El menor beneficio se obtiene con un SFVI de capacidad instalada

menor de 0.5 kWp con el cual se obtiene un tiempo de recuperación

de la inversión mayor a 15 años.

Si se incrementa la capacidad del sistema y se genera más energía de

la consumida, la cual se entregaría al sistema y después de un año de

no utilizarla se cancelaria. Esta energía excedente no tendrá un

beneficio económico para el usuario. En este caso con un SFVI de

capacidad instalada mayor a 2.0 kWp.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.45 kWp 0.6 kWp 1.3 kWp 1.665 kWp 2.22 kWp

AÑ

OS

CAPACIDAD DE SFVI

PERIODO DE RECUPERACIÓN

135

CAPITULO V

“INSTALACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO”

o Instalación del circuito de fuente fotovoltaica

o Estructura Soporte

o Inversor

o Puesta a tierra del sistema

o Ejemplo de facturación con SFVI

o Medición de energía

o Mantenimiento del SFVI

o Análisis de corto circuito

135

5.1 INSTALACIÓN DEL CIRCUITO DE LA FUENTE FOTOVOLTAICA

Figura 5.1 Diagrama de alambrado del SFVI.

136

Como se menciono en el capitulo anterior se requiere siete paneles

fotovoltaicos con los siguientes datos técnicos que muestran en la

tabla 5.1

Figura 5.2 Dimensiones del panel

Tabla 5.1 Características físicas del panel a emplear

137

El montaje de los paneles fotovoltaicos puede ser de forma horizontal o vertical dependiendo el área o el tipo de la superficie disponible y será a criterio del proyectista. En la figura 5.3 se muestra el montaje de los paneles fotovoltaicos

Figura 5.3 Configuración de montaje de los paneles fotovoltaicos

El ángulo de inclinación del panel se determina considerando el ángulo de mayor incidencia solar y esto es mantener el panel perpendicular a los rayos solares, y dependiendo de la región geográfica se determina conforme a la latitud del lugar. La latitud del servicio es 18.95351°

Debido a que la insolación depende del ángulo del panel con respecto

a la posición del sol, se emplea la insolación horizontal para referirse

al potencial solar del lugar a lo cual se recomienda la inclinación de los

paneles considerando la latitud del lugar.

Y tomando como referencia la especificación ANCE-ESP-02, el arreglo

debe de estar orientado hacia el sur con el ángulo de inclinación

calculado para el mes critico, considerando la latitud de 19° para

México.

Como en este caso no se manejo el mes crítico la inclinación del arreglo fotovoltaico respecto a la horizontal será igual a la latitud del lugar . Por lo cual en este caso consideramos un ángulo de 21° como se muestra en la figura 5.4.

138

Figura 5.4 Angulo de inclinación del modulo fotovoltaico

5.2 ESTRUCTURA SOPORTE. La estructura soporte es una pieza fundamental en la instalación del modulo fotovoltaico por lo cual debe de seleccionarse adecuadamente. Para este caso en particular se dispone de una azotea plana de de 24 m2. El tipo de estructura a utilizar para el montaje de los paneles, será estructura E. PlugSave para 2 y 3 módulos monocristalinos fijados sólidamente a la azotea como se muestra en la figura 5.5.

Figura 5.5 Estructuras para montaje de paneles solares.

Circuito de salida de la fuente fotovoltaica

139

CONDUCTORES SFV (8-6) Los conductores se calculan por (I, %e, Icc) El cableado debe de cumplir con lo requerido en el Articulo 690 y 705 de la NOM 001 SEDE 2012 vigente dentro de lo cual destaca lo siguiente.

- Todo cable debe ser de cobre, certificado para 600 V o de mayor tensión, con doble aislamiento y contar con certificación NOM 063 SCFI vigente

- El área de la sección transversal debe de ser seleccionado para evitar una caída de tensión mayor al 5% para tensiones eléctricas mayores a 48 V.

- Todo cableado expuesto a la intemperie, además de satisfacer NOM 063 SCFI, debe de estar calificado para soportar la radiación solar (del tipo USE, UF, TWD-UV, o equivalente).

- Todo cable que no sea para servicio en intemperie debe de estar contenido en tubería conduit idónea al tipo de instalación, interior o exterior.

- El cableado de uso general no expuesto a la intemperie debe de ser seleccionado con aislamiento para 90°C.

De acuerdo con el Artículo 690-8 a) NOTA de la NOM 001 SEDE 2012 la ampacidad del conductor de salida de la fuente fotovoltaica es: Ampacidad del conductor = 1.56 x Isc = 1.56 x 5.43 = 8.47 A Por lo cual se selecciona un conductor de 2.08 mm2 (14 AWG) del tipo USE, UF, TWD-UV ó equivalente. Protección contra sobrecorriente (8-6) Dispositivo de sobrecorriente del Articulo 690-8 b) 1) a. Donde son requeridos, los dispositivos de sobrecorriente deben ser seleccionados para conducir no menos del 156 por ciento de la corriente de corto circuito del SFV (8.47 amperes). Se permite que el valor nominal o de ajuste de los dispositivos de sobrecorriente estén de acuerdo con 240-4 (b), (c) y (d).

140

Por lo cual en el Articulo 240-4 d) 3) 2.08 mm2 (14 AWG) de cobre. 15 amperes. El interruptor a utilizar es un Interruptor termomagnéticos para montaje en Riel DIN mostrando su curva de operación en la siguiente figura con detección de falla a tierra con sensibilidad de 10 mA.

Figura 5.6 Curva de operación del interruptor

141

5.3 INVERSOR Poner criterio de selección (que utilice) La NOM 001 SEDE 2012 no establece ningún criterio para la selección del inversor por lo cual se elige un inversor con los datos técnicos que muestran en la siguiente tabla.

Tabla 5.2 Características técnicas del inversor.

142

Protección del circuito de salida del inversor. De acuerdo al Artículo 690-10 b) Los conductores del circuito entre la salida del inversor y el medio de desconexión del edificio o estructura deben estar dimensionados con base en el valor nominal de salida del inversor. Estos conductores deben protegerse de sobrecorrientes de acuerdo con el Artículo 240. Dicha protección debe ubicarse en la salida del inversor. De la tabla 5.2 Características técnicas del inversor se tiene una corriente nominal de salida del inversor de 16 A y una corriente máxima de salida de 18 A. En base a la corriente nominal de salida en el Articulo 240-4 d) 5). Se selecciona un conductor, con una protección de. 3.31 mm2 (12 AWG) de cobre. 20 amperes. La protección es un interruptor termomagnético de 20 amperes con detector de falla a tierra con una sensibilidad de 5 mA. 5.4 PUESTA A TIERRA DEL SISTEMA De acuerdo al artículo 690-41de la NOM 001 SEDE 2012. Para una fuente de potencia fotovoltaica un conductor de un sistema de 2 hilos con una tensión del sistema fotovoltaico de más de 50 volts y el conductor de referencia (derivación central) de un sistema bipolar, debe de estar sólidamente puesto a tierra o debe de utilizar otros medios que logren una protección equivalente del sistema de acuerdo con el articulo 250-4(a), y que utilicen equipo aprobado para ese uso. En la instalación de un sistema de tierras para un SFVI es conveniente proveer una barra de tierra que sirva como referencia a tierra tanto al sistema de c.d. como a todos los equipos que se conectan a tierra. La localización más conveniente para esta barra de tierra en sistemas aterrizados es la caja de conexión principal del GFV. Para sistemas flotantes, la barra de tierra se debe colocar lo más cerca posible de los equipos que van a ser aterrizados, particularmente de los descargadores de sobretensión. El (los) electrodo(s) de tierra se debe

143

conectar sólidamente a esta barra con un conductor cuyo calibre sea por lo menos el calibre del conductor de tierra del SFVI. El domicilio ya cuenta con un sistema de puesta a tierra con una resistencia de 22.5 Ω con el medidor de resistencia a tierra como se muestra en la figura 5.7. Cumpliendo lo indicado en la NOM-001-SEDE-2012 en el articulo 250-50. Que en ningún caso, el valor de resistencia a tierra del sistema de electrodos de puesta a tierra puede ser mayor que 25Ω.

Figura 5.7 medición de puesta a tierra.

Figura 5.8 vista Frontal y lateral del servicio

144

Figura 5.9 Vista aérea del SFVI

145

5.5 EJEMPLO DE FACTURACIÓN CON SFVI

Figura 5.10 Aviso recibo con SFVI 1.- En este apartado de la facturación se indica que el servicio cuenta con un sistema de energía renovable. 2.- En este apartado se muestra la energía inyectada a la red y la energía tomada de la red.

1

2

146

Parte trasera del Aviso Recibo

Figura 5.11 Reverso de Aviso recibo 3.- En este apartado se indica que en este bimestre genero más energía de la que consumió es decir no hizo uso de la energía que tenía en la bolsa o acumulada. 4.- Se indica la cantidad de energía que tiene en la bolsa o acumulada y que puede disponer de ella (no más de un año móvil).

3 4

147

Ejemplo 2 de facturación con sistema solar fotovoltaico interconectado (Recibo Viejo)

Figura 5.12 Ejemplo 2 aviso recibo con SFVI 1 se muestra el consumo que hace el usuario de la energía de la red, la segunda lectura es la aportación que hace a la red de suministro. 2 La energía que se inyecta a la red como excedente genera un acumulado de energía el cual solo puede mantenerse acumulada por un año.

1

2

148

5.6 MEDICIÓN DE ENERGÍA

Dado el intercambio de energía eléctrica que se tiene en el punto de

acoplamiento entre el usuario y la red de suministro de energía

eléctrica a la cual está conectado el SFVI, es necesario contabilizar de

manera separada tanto la energía que se demanda de la red como

aquella que es vertida del SFVI.

Por ello se requiere la instalación del medidor tipo bidireccional que

registra la cantidad de energía inyectada a la red y la obtenida de ella

mostrando cada cantidad en una caratula. Asimismo indica la

diferencia entre estas, la cual será facturada.

Figura 5.13 Equipo de medición

149

5.7 MANTENIMIENTO DEL SFVI.

Se debe emplear un medio de apertura o de puesta en corto circuito o

un recubrimiento opaco, que permita desactivar un arreglo fotovoltaico

o partes de un arreglo fotovoltaico para instalación y mantenimiento.

NOTA: Los módulos fotovoltaicos están energizados cuando están

expuestos a la luz. La instalación sustitución o mantenimiento de los

componentes del arreglo fotovoltaico mientras un modulo o módulos

son irradiados, puede exponer a choque eléctrico a las personas.

Para mantenimiento del inversor se desenergizan los interruptores de

entrada (12) y salida (13) del inversor, para un mantenimiento a la

instalación del domicilio se desenergiza el interruptor del circuito de

salida del inversor (13).

Un programa de mantenimiento incluye aspectos estructurales,

componentes eléctricos y mecánicos del sistema.

Aunque el sistema es realmente simple, comparado con sistemas

convencionales, debe de tenerse en cuenta que por sus exposición al

medio ambiente durante años es necesario observar el

comportamiento adecuado del sistema y la corrosión.

Mantenimiento del arreglo.

Aspectos físicos

Reemplazo de módulos rotos.

Lavar los módulos con agua y un trapo suave. Es preciso hacerlo

al amanecer o atardecer cuando los módulos no estén calientes,

para evitar daño del modulo por eventual choque térmico.

Verificar la orientación del arreglo.

Verificar que no se produzcan sombras sobre los módulos y que

estén limpios y libres de hojarasca.

Verificar que todo el sistema este realmente bien fijo y ajustado.

150

Inspeccionar que las conexiones estén limpias (limpiar corrosión)

y apropiadamente sujetas.

Inspeccionar los módulos para observar si hay módulos con

celdas decoloradas, rotas o módulos despegándose.

5.8 ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO

Un corto circuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta el punto de falla. El objetivo del estudio de corto circuito es calcular el valor máximo de la corriente y su comportamiento durante el tiempo que permanece el mismo. Esto permite determinar el valor de la corriente que debe interrumpirse y conocer el esfuerzo al que son sometidos los equipos durante el tiempo transcurrido desde que se presenta la falla hasta que se interrumpe la circulación de la corriente. En general, se puede mencionar que un estudio de corto circuito sirve para:

Determinar las capacidades interruptivas de los elementos de protección como son interruptores, fusibles, entre otros.

Realizar la coordinación de los dispositivos de protección contra las corrientes de corto circuito.

Permite realizar estudios térmicos y dinámicos que consideren los efectos de las corrientes de corto circuito en algunos elementos de las instalaciones como son: sistemas de barras, tableros, cables, etc.

Obtener los equivalentes de Thevenin y su utilización con otros estudios del sistema, como son los de estabilidad angular en los sistemas de potencia y ubicación de compensación reactiva en derivación, entre otros.

Calcular las mallas de puesta a tierra, seleccionar conductores alimentadores.

151

Debemos entender que la duración del corto circuito es el tiempo en segundos o ciclos durante el cual, la corriente de falla se presenta en el sistema. Las fuentes principales de corrientes de corto circuito son los generadores existentes en el sistema eléctrico y la generación remota de la compañía suministradora de energía eléctrica, los motores y condensadores sincrónicos, así como los motores de inducción, los cuales antes de que suceda la falla representan una carga para el sistema, pero en condiciones de corto circuito, se comportan como generadores durante un tiempo relativamente corto, ya que utilizan para su movimiento la energía almacenada en su masa (energía cinética) y en la de las maquinas acopladas a ellos. En la figura 5.14 se muestra el flujo de corriente de corto circuito de acuerdo a la aportación de cada elemento mencionado anteriormente.

Figura 5.14 Aportación de corrientes de corto circuito a un punto de falla.

152

Figura 5.15 Protección de un circuito por interruptor termomagnético

Considerando que la ubicación del servicio justo frente a un transformador de 112.5 KVA de 23000 volts a 220/127 volts con una Z% de 3. En este caso, la intensidad monofásica puede llegar ser mayor que la de un defecto trifásico. De donde se tiene para una falla monofásica.

Figura 5.16. Ejemplo corto circuito monofásico

153

Figura 5.17. Ejemplo corto circuito trifásico

Se tiene que la corriente de corto circuito que aportaría el sistema es

mayor de:

Siendo: U (tensión compuesta entre fases) la que corresponde a la tensión de vacío del transformador, cuyo valor es superior entre un 3% y 5% a la tensión en bornes de la carga. Por ejemplo, en las redes a 220 V, la tensión compuesta que se considera es U = 231 V, y como tensión simple, U/ 3 = 133.36 V.

p.u. Z

U Icc

INOM = A235.295 0.22 x 3

5.112

kV x 3

kVAISECUND

A19.98410.03

295.235 Icc

Lo que indica que la corriente de corto circuito aportada en una falla

por el sistema considerando un bus infinito hasta el punto de conexión

con el inversor del SFVI es > 9.8 KA

Con lo cual la protección seleccionada anteriormente es adecuada por

tener una capacidad interruptiva de 10 KA. Para la selección del

conductor por corriente de corto circuito se toma como referencia la

figura 5.18 obtenida de la página de Condumex.

154

Figura 5.18 Corrientes de corto circuito permisibles para cables

aislados (PVC) con conductor de cobre.

Mediante la figura 5.18 se determina un conductor calibre 6 con una

corriente de corto circuito permisible al primer ciclo de 12,287 A.

Realizando el ejemplo para 30 ciclos de un conductor 13.3 mm2 6

AWG, siendo 1kCM = mm2 x 1.974 se tiene:

155

A continuación se muestra la curva de operación del interruptor junto

con la curva de daño del conductor.

Figura 5.19 Curva de operación de la protección y curva de daño

del conductor 13.3 mm2 6 AWG

156

CAPITULO VI

“CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES”

o Conclusiones y recomendaciones

157

6.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Después de realizar el análisis técnico-económico al servicio que se

encuentra facturando en tarifa domestica de alto consumo (DAC), se

determinan varios aspectos muy importantes entre ellos son los

siguientes:

La mayoría de las instalaciones que se realizan no toman en cuenta el

marco legal y regulatorio del sector eléctrico, solo realizan

instalaciones con paneles solares “solo por que el tema está de

moda”.

Se encontró que para la instalación del sistema solar fotovoltaico no

hay una regla general y es obligatorio realizar el análisis para no

invertir de más y sacar el máximo jugo a este tipo de generación de

energía eléctrica.

No siempre generar el 100% de la energía que consumen los aparatos

de la habitación es redituable ya que como se observa en las graficas

hay que encontrar un punto óptimo donde el costo por kilo-watt sea lo

más barato posible y el tiempo de recuperación sea pequeño.

Tampoco es recomendable generar muy poco ya que los tiempos de

recuperación de la inversión son largos y en el caso de la energía

solar, el inversor tiene muy poco tiempo de vida útil (10 años) y si se

alarga el tiempo de recuperación necesitaría comprar otro inversor y

esto provocaría más tiempo para que se recupere la inversión.

También encontramos muchos trámites por parte de la compañía

suministradora y no hay algún incentivo por parte de nuestro gobierno

para promover este tipo de generación en las tarifas domesticas.

158

Un beneficio ambiental al instalar un sistema de 1kWp que representa

una generación anual de 1094.9 kWh anuales para la localización

geográfica del servicio estudiado, representa dejar de emitir 0.712

toneladas de CO2. Para el caso del punto de generación óptimo al

tiempo de amortización de la inversión se dejan de emitir 7 toneladas

de CO2.

Es recomendable instalar estos sistemas para viviendas con

consumos facturando en tarifa DAC, no sin antes mencionar que para

cada servicio se requiere de un análisis debido a que cada servicio es

diferente.

159

CAPITULO VII

“ANEXOS”

o Solicitud de permiso de Autoabastecimiento de energía eléctrica emitida por la CRE

o Solicitud para un cliente con generación renovable o sistema de generación en pequeña o mediana escala

o Ejemplo de Contrato de interconexión para fuente de energía renovable o sistema de cogeneración en pequeña escala

o Ejemplo de solicitud de factibilidad o Formato para la conexión de un cliente con generación

renovable o sistema de cogeneración en pequeña o mediana escala

o Formato para la verificación de un cliente con generación renovable o cogeneración en pequeña escala

o Especificaciones del medidor Sentinel o Carta sesión del medidor o Especificaciones del panel solar o Características de los equipos de medición y comunicación

160

161

162

163

164

165

CONTRATO DE INTERCONEXIÓN PARA FUENTE DE ENERGÍA RENOVABLE O SISTEMA DE COGENERACIÓN EN PEQUEÑA ESCALA QUE CELEBRAN, POR UNA PARTE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD, DENOMINADA EN LO SUCESIVO EL SUMINISTRADOR, Y POR LA OTRA MARIA DEL CARMEN ABASCAL ÁLVAREZ, A QUIEN EN LO SUCESIVO SE DENOMINARA EL GENERADOR, REPRESENTADO POR MARIA DEL CARMEN ABASCAL ÁLVAREZ EN SU CARÁCTER DE DUEÑO, AL TENOR DE LAS SIGUIENTES DECLARACIONES Y CLAUSULAS.

DECLARACIONES

l. Declara el suministrador que:

a) Es un organismo público descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio propios, que se rige por la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su reglamento, y acredita tal carácter tal carácter en los términos del artículo 8 de la citada Ley.

b) Su representante, el C.P. Pedro Reyes Salazar cuenta con todas las facultades necesarias para comparecer a la celebración del presente contrato, según consta en la Escritura Pública numero 43296 de fecha 07 de julio 2010, pasada ente la fe del señor Licenciado Conrado Zuckermann Ponce, Notario Público número ciento cinco de la ciudad de México Distrito Federal.

c) Tiene su domicilio en Av San Jerónimo N 218 Col. La Otra Banda Delegación Coyoacan, Distrito Federal, mismo que señala para todos los fines y efectos legales del presente Contrato.

d) El presente contrato es aplicable a todos los Generadores con Fuente de Energía Renovable y Generadores con Sistema de Cogeneración en Pequeña Escala con capacidad hasta de 30 kw, que se interconecten a la red eléctrica del suministro en tensiones inferiores a 1kv, y que no requieren hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas.

II. DECLARA EL GENERADOR QUE:

a) Es una persona física que comparece por su propio derecho con capacidad jurídica para contratar y obligarse en términos del presente contrato y se identifica con Credencial IFE No. 075904362054, Folio No. 0000007408293, Clave de elector: SLSNAR56051909H400, con fecha de emisión del 2009

b) Tiene su domicilio en Calle Loma de Vista Hermosa No. 303 Col. Lomas de Vista Hermosa,

Delegación Cuajimalpa de Morelos, C.P. 5100 en México, D.F., mismo que señala para todos los fines y efectos legales de este Contrato.

c) Se obliga a proporcionar al suministrador, y según sea el caso, acreditar documentalmente con Información Técnica, que cuenta con equipo de cogeneración, con una capacidad de generación de 3850 Watts, que cumple con los términos del artículo 36, fracción ll, de la Ley del servicio Público de Energía Eléctrica.

( 1 de 4 ) CLAUSULAS

PRIMERA. Objeto del contrato. El objeto de este contrato es realizar y mantener durante la vigencia del mismo, la interconexión entre el sistema eléctrico nacional propiedad del suministrador y la fuente de energía renovable o el Sistema de Cogeneración en pequeña

166

escala del Generador; SEGUNDA. Definiciones. Los términos que aparecen en este Contrato, ya sea en el propio cuerpo o en cualquiera de sus anexos, con inicial mayúscula y negrillas tendrá el significado que se les asigna en esta cláusula segunda. Dicho significado se aplicará al término tanto en singular como en plural

Cogeneración. Conforme a lo dispuesto en el artículo 36 fracción ll, de la ley de servicio

Público de Energía Eléctrica. Contrato. El presente contrato para fuente de energía renovable o sistema de

cogeneración en pequeña escala incluyendo todos y cada de sus anexos.

El generador puede instalar y mantener a su propia costa, medidores y equipo de medición de reserva en el punto de interconexiones adicionales a los mencionados en el párrafo anterior de esta clausula, siempre y cuando cumplan con las normas y prácticas que tiene establecidas el suministrador para ese propósito. TERCERA. Vigencia del Contrato. El presente contrato surtirá sus efectos a partir de la fecha en que sea firmado por ambas Partes y tendrá una duración indefinida. CUARTA. Terminación anticipada y rescisión. El presente contrato podrá darse por terminado anticipadamente por cualquiera de las causas siguientes: a) Por voluntad del Generador, siendo requisito previo a la notificación por escrito del

Generador al Suministrador con anticipación menos a treinta (30) días hábiles. b) Por necesidad del servicio, siendo requisito previo la notificación por escrito del

Suministrador al Generador con anticipación no menor a treinta (30) días hábiles. c) Por acuerdo de las Partes.

El presente Contratopodrá rescindirse por contravención a la disposición que

establece la Ley, su Reglamento y las demás disposiciones aplicables al Contrato, siempre y cuando dicha contravención afecte sustancialmente lo establecido en este Contrato.

Mientras no se rescinda el Contrato, cada Parte seguirá cumpliendo con sus

obligaciones respectivas al amparo del mismo. QUINTA. Entrega de energía por el Generador. El Generador se compromete a

poner a disposición del Suministrador la energía producida por la Fuente de energía renovable o por el Sistema de Cogeneración en pequeña escala, y el Suministrador se compromete a recibirla hasta por un total igual a la energía asociada a la potencia de____3.85____kW.

La potencia máxima a instalar dependerá del tipo de servicio, y no podrá ser mayor

a lo siguiente: Para usuarios con servicio de uso residencial. Hasta 10kW. Para usuarios con servicio de uso general en baja tensión: hasta 30kW. SEXTA. Interconexión. Las inversiones necesarias para la construcción de las

instalaciones o equipos que técnicamente sean necesarias serán a cargo del Generador. Así mismo estará a cargo del Generador cualquier modificación que sea necesario

realizar a las instalaciones existentes para lograr la interconexión, misma s que en su caso, realizará bajo la supervisión del Suministrador y previa autorización de éste.

( 2 de 4 )

Las instalaciones y equipos necesarios en el Punto de Interconexión así como los elementos de protección, requeridos para la conexión con el Sistema deberán cumplir con las especificaciones conducentes del Suministrador y las Normas Oficiales Mexicanas (NOM). Las características de estas instalaciones y equipos serán las establecidas por el Suministrador.

167

SEPTIMA. MEDICIÓN. Los medidores y los equipos de medición a ser usados para

medir la energía entregada por el Generador al Suministrador y la que entregue al Suministrador al Generador serán instalados por el Suministrador a costa del Generador. Los medidores a instalar tendrán la capacidad de efectuar la medición neta (Net Metering) entre la energía eléctrica entregada por el Suministrador y la energía eléctrica entregada por el Generador al Suministrador. En razón de ello, el generador únicamente pagará la diferencia entre el costo del equipo necesario para realizar lamedición neta y el costo del equipo convencional que instalaría el Suministrador para la energía eléctrica que corresponda.

El Generador puede instalar y mantener a su propia costa, medidores y equipo de

medición de reserva en el Punto de Interconexión adicionales a los mencionados en el párrafo anterior de esta cláusula, siempre y cuando y cumplan con las normas y prácticas que tiene establecidas el Suministrador para ese propósito.

OCTAVA. Contrato de Suministro. El Generador se obliga a mantener vigente un contrato de suministro de energía eléctrica en la tarifa aplicable durante todo el tiempo que dure la interconexión de su fuente con la red del Suministrador.

NOVENA. Facturación y pagos. Para fines de facturación, el consumo de kwh del Generador, se determinará como la diferencia entre la energía eléctrica entregada por el Suministrador y la entregada por el Generador al Suministrador.

Cuando la diferencia sea negativa, se considerara como un crédito a favor del Generador que podrá ser compensado dentro del periodo de 12 meses siguientes. De no efectuarse la compensación en ese periodo, el crédito será cancelado y el Generador renuncia a cualquier pago por este concepto.

Cuando la diferencia sea positiva, se considerará como un crédito a favor del

Suministrador y se facturará en la tarifa aplicable según el contrato mencionado en la clausula octava.

DECIMA. El Generador se obliga a no intervenir ni modificar los equipos en sus

instalaciones que están asociados a la desconexión de su fuente de energía, ni a los asociados a la desconexión de sus instalaciones de las instalaciones del Suministrador. En caso contrario, el Generador deberá responder de los daños y perjuicios que cause el Suministrador.

DECIMA PRIMERA. Lugar de pago. Todos los pagos se harán en moneda de curso legal en los Estados Unidos Mexicanos en las oficinas de atención al público del Suministrador o en las instituciones o medios que este establezca.

DECIMA SEGUNDA. Supletoriedad. Para lo no establecido en el presente contrato, se aplicaran las disposiciones del contrato de suministro de energía eléctrica mencionando en la clausula octava así como lo dispuesto en las disposiciones jurídicas aplicables.

DECIMA TERCERA. Modificaciones. Cualquier modificación al presente Contrato deberá formalizarse por escrito y ambas Partes deberán suscribir el convenio correspondiente.

DECIMA CUARTA. Caso fortuito y fuerza mayor. Las Partes no serán responsables por el incumplimiento de sus obligaciones cuando el mismo resulte de caso fortuito o fuerza mayor.

( 3 de 4 ) DECIMA QUINTA. Cesión de derechos. El Generador tiene prohibida la cesión

parcial o total de los derechos y obligaciones derivadas del presente Contrato, sin la previa autorización por escrito del Suministrador.

DECIMA SEXTA. Legislación y tribunales. El presente Contrato se rige e interpreta

168

por las leyes federales de los Estados Unidos Mexicanos y, en particular, por la Ley del Servicio Público de EnergíaEléctrica y su reglamento. Las controversias que surjan del presente contrato serán competencia de los tribunales federales en la ciudad de México Distrito Federal y al efecto las partes renuncian al diverso fuero que pudiere corresponderles por razón de su domicilio u otras causas. Este contrato se firma en 2 ejemplares en la ciudad de México Distrito Federal, el mes de Julio de 2011. EL SUMINISTRADOR EL GENERADOR

C.P. PEDRO REYES SALAZAR MARIA DEL CARMEN ABASCAL ALVAREZ SUBGERENTE COMERCIAL DUEÑO

TESTIGO

ING. FRANCISCO ORDAZ SANCHEZ. JEFE DE DEPARTAMENTO DE

FACTURACION ALTA Y MEDIA TENSIÓN Las firmas y antefirmas que anteceden corresponden al Contrato celebrado entre Comisión Federal de Electricidad (el Suministrador) y MARIA DEL CARMEN ABASCAL ÁLVAREZ (El Generador).

( 4 de 4 )

169

170

171

172

173

174

175

176

177

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

CARTA CESION POR MEDIO DE LA PRESENTE CEDEMOS LOS DERECHOS DE PROPIEDAD Y ENTREGAMOS A ESA ENTIDAD LOS

SIGUIENTES BIENES:

CODIGO DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD PRECIO

UNITARIO IMPORTE

ASI MISMO, HACEMOS CONSTAR QUE NO PODRA HACERSE RECLAMACION ALGUNA DE LOS BIENES CEDIDOS, YA QUE

CONSTITUYEN LA COOPERACION QUE LE OTORGAMOS A ESA COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD, MISMA QUE NOS FUE FIJADA PARA LA EJECUCION DEL SIGUIENTE TRABAJO

____________________________________ __________________________________

ATENTAMENTE LUGAR Y FECHA

178

179

180

181

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Energía Solar Fotovoltaica/ Varios autores. Barcelona MARCOMBO, 2da ed. 1985, 250 p.

Compendio de energía solar: Fotovoltaica, Térmica y Termoeléctrica/ José Ma Fernández Salgado. Madrid: MUNDI-PRENSA, ed. 2010, 2010.

El ABC de las instalaciones eléctricas en sistemas eólicos y fotovoltaicos/ Gilberto Enríquez Harper. México: Limusa 2012, 368 p.

Energías renovables/ Jaime González Velazco. Barcelona: Reverté, 2009 XII, 656 p.

NOM, NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (utilización),

2012.

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