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FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA MECÁNICA
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO
DE ENERGÍA
Marian G. Morales Arias y Miguel A. Pérez Adrián Tutor: José Manuel Marino Rodríguez
Caracas, Marzo 2004
DERECHO DE AUTOR
Cedo a la Universidad Metropolitana el derecho de reproducir y difundir el presente
trabajo, con las únicas limitaciones que establece la legislación vigente en materia de
derecho de autor.
En la ciudad de Caracas, a los 30 días del mes de Marzo del 2004
___________________________ __________________________
Marian G. Morales Arias Miguel A. Pérez Adrián
C.I. 14.796.785 C.I. 15.665.485
APROBACIÓN
Considero que el Trabajo Final titulado
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO DE ENERGÍA
elaborado por
Marian G. Morales Arias Miguel A. Pérez Adrián
Para optar el título de
INGENIERO MECÁNICO
Reúnen los requisitos exigidos por la Escuela de Mecánica de la Universidad
Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la presentación y
evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Caracas, a los 30 días del mes de Marzo del año 2004.
Marian G. Morales Arias Miguel A. Pérez Adrián
ACTA DE VEREDICTO
Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en
Caracas, el día de Abril del 2004, con el propósito de evaluar el Trabajo Final
titulado
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO DE ENERGÍA
Presentado por los ciudadanos
Marian G. Morales Arias Miguel A. Pérez Adrián
Emitimos el siguiente veredicto:
Reprobado ___ Aprobado ___ Notable ___ Sobresaliente ___
Observaciones:
____________________________________________________________________
____________________________________________________________________
____________________________________________________________
__________________ _________________ _________________ Ing. Antonio Borges Ing. José Manuel Marino Ing. José A. Briceño
AGRADECIMIENTOS
Agradezco primero al Eterno por haberme dado la vida, por haberme dado la
oportunidad de llegar a este momento y triunfar, por haberme dado unos padres
comprensivos, que me han apoyado muchísimo, a ellos les debo toda mi energía.
Agradezco a mi compañero de tesis Miguel Angel, pues sin su amor y alegría no
hubiera sido lo mismo, le agradezco a toda su familia por su apoyo y hospitalidad.
También le doy las gracias a mi abuela Lucila Quiñónez pues ha sido para mi un
ejemplo a seguir y a mi hermana Maireth Morales. Agradezco a todos aquellos que
nos brindaron su apoyo.
Marian G. Morales Arias
A Dios quien me ha dado toda la felicidad que hay en mi vida. A mis padres, a
mi padrino Luís Rafael y a mis hermanos por su apoyo, compresión y sabiduría, que
me han ayudado a alcanzar todas las metas que me propongo. A mis amigos, que sin
ellos este viaje no hubiese sido tan placentero y gratificante, y en especial a mi
compañera de tesis, Marian Morales, por su apoyo, entusiasmo y amor. A la familia
Morales Arias, que me brindaron toda su solidaridad y hospitalidad.
Miguel Angel Pérez A.
Tabla de Contenido i
Universidad Metropolitana
TABLA DE CONTENIDO Lista de tablas y figuras iv Resumen ix Introducción 1 CAPITULO I. TEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1- Planteamiento del problema 6 1.2- Objetivos de la Investigación 7
1.2.1- Objetivos generales 7 1.2.2- Objetivos específicos 7
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1- El Sol y la Radiación 9 2.2- Medidas de la radiación a nivel del suelo 13
2.2.1- Mediciones con cielo claro sobre una superficie horizontal 13 2.2.2- Medición con cielo claro sobre una superficie inclinada y
orientada en forma indistinta con relación al sur 14 2.2.3- Medición en condiciones medias 16
2.3- La Altura del Sol en un lugar dado. Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera 17
2.3.1- Longitud, latitud, declinación y ángulo horario 18 2.3.2- Posición del Sol en el cielo 21 2.3.3- Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera
con cielo claro 23 2.4- Sistemas Solares Fotovoltaicos 27 2.5- Dimensionamiento del sistema fotovoltaico de la forma Net-Metering 29
2.5.1- Nociones sobre consumo de energía del sistema 31 2.5.2- Determinación de la Insolación promedio para el
dimensionamiento del arreglo FV 32 2.5.3- Cálculo de la eficiencia de los módulos solares 32 2.5.4- Cálculo de la energía a suministrar por los módulos solares 33 2.5.5- Cálculo del Total Ampere-Hora/día (AH/día) 34 2.5.6- Cálculo del tamaño del arreglo FV 35 2.5.7- Cálculo del número total de módulos solares y el área total
cubierta 36 2.6- Distribución de la energía a la Red Eléctrica 38
2.6.1- Requerimientos técnicos del sistema 39
Tabla de Contenido ii
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2.6.1.1- El sistema generador fotovoltaico 40 2.6.1.2- Estructura soporte 41 2.6.1.3- Inversores 42 2.6.1.4- Cableado 45 2.6.1.5- Dispositivos de protección 45
2.6.2- Operación y mantenimiento de las instalación 48 2.6.2.1- Operación 48 2.6.2.2- Mantenimiento preventivo 49
2.6.2.2.1- Sistema de captación 49 2.6.2.2.2- Inversor 49 2.6.2.2.3- Estructura soporte 49 2.6.2.2.4- Conexionado y cableado de los
componentes 50 CAPÍTULO III. BASES Y PREMISAS
3.1- Ubicación geográfica y condiciones meteorológicas generales de Venezuela 51
3.2- Ubicación geográfica de Caracas 53 3.3- Datos meteorológicos de Caracas 54
3.1.1- Red Meteorológica 54 3.3.2- Las estaciones de medida 54 3.3.3- Características metereológicas de Caracas 54
3.4- Geografía del lugar e influencia del contorno 59 3.4.1- Geografía del lugar 59 3.4.2- Influencia del contorno 59
3.5- Aplicación de la Ley Orgánica de Electricidad al sistema Net-Metering 62
3.6- Consumo en Wh/día de cada casa en estudio 64 CAPÍTULO IV. MARCO METODOLÓGICO
4.1- Planteamiento del esquema general para la generación Fotovoltaica 68 4.2- Selección de los equipos que conforman el sistema de Generación FV 70 4.3- Determinación de la orientación e inclinación óptima de los módulos
solares 73 4.3.1- Características metodológicas 74 4.3.2- Evaluaciones realizadas para cada caso 76
4.4- Limitaciones durante la investigación 89 CAPÍTULO V. RESULTADO Y ANALISIS
5.1- Resultados 91 5.1.1- Caso específico para inmuebles de 600 KWh 91 5.1.2- Caso específico para inmuebles de 300 KWh 92
Tabla de Contenido iii
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5.1.3- Caso específico para inmuebles de 100 KWh 93 5.1.4- Caso particular para inmueble ubicado en Caracas 94
5.2- Análisis 94 CAPÍTULO VI. EVALUACIÓN ECONÓMICA 6.1- Análisis de costos por Valor Presente Neto (VPN) 97
6.1.1- Inmueble con un consumo mensual de 600 KWh 98 6.1.2- Inmueble con un consumo mensual de 300 KWh 101 6.1.3- Inmueble con un consumo mensual de 100 KWh 103 6.1.4- Inmueble ubicado en Caracas 105 6.1.5- Valor Presente Neto y Tasa interna de retorno 106
6.2- Análisis de costos por la relación Costo – Beneficio 107 6.3- Periodo de recuperación descontado 108 CAPÍTULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 110 Referencias Bibliográficas 114 Apéndice A 120 Apéndice B 126 Apéndice C 153 Apéndice D 172 Apéndice E 175 Apéndice F 187 Apéndice G 189
Lista de Tablas y Figuras iv
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LISTA DE TABLAS Y FIGURAS
FIGURAS
Figura 1. Radiación solar directa y difusa captada por una superficie inclinada. 10
Figura 2. Espectro de la radiación fuera de la atmósfera y al nivel del mar. 11
Figura 3. Masa de aire. 12
Figura 4. Diagrama solar de Venezuela, Latitud Norte. 18
Figura 5. Posición de Caracas, Venezuela, en la superficie terrestre. 19
Figura 6. Posición del Sol en la superficie terrestre. 22
Figura 7. Posición de planos inclinados según sea el caso. 26
Figura 8. Representación gráfica de la Insolación captada por superficies
horizontales. Caracas, Venezuela. 56
Figura 9. Representación gráfica del porcentaje de nubosidad, Caracas,
Venezuela. 57
Figura 10. X = 2,20 longitud y dirección de la sombra por cada unidad de altura el día
21 de Noviembre a las 8 a.m. 60
Figura 11. B = 14,75 mts. Longitud de la sombra medida normal a la fachada. 61
Figura 12. Angulo C de penetración por las aberturas del edificio. 62
Figura 13. Esquema Unificar General de los arreglos fotovoltaicos. 69
Figura 14. Posición relativa del Sol respecto a Caracas, Venezuela. 74
Lista de Tablas y Figuras v
Universidad Metropolitana
Figura 15. Aprovechamiento anual de Insolación captada variando el ángulo de
inclinación β. 76
Figura 16. Radiación solar percibida en el mes crítico (Diciembre) variando el ángulo
de inclinación β. 77
Figura 17. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e
inclinada 16o respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. 79
Figura 18. Diagrama de flujo para el inmueble de 600 KWh. 101
Figura 19. Diagrama de flujo para el inmueble de 300 KWh. 102
Figura 20. Diagrama de flujo para el inmueble de 100 KWh. 104
Lista de Tablas y Figuras vi
Universidad Metropolitana
TABLAS
Tabla 1. Declinación del Sol con respecto a Caracas, Venezuela. 53
Tabla 2. Insolación global promedio captada por superficies horizontales, Caracas,
Venezuela. 55
Tabla 3. Porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. 57
Tabla 4. Hora Solar Pico o Duración de Insolación diaria promedio, horas y décimas,
Caracas, Venezuela. 58
Tabla 5. Consumo de electricidad del inmueble de 100 KWh. 65
Tabla 6. Consumo de electricidad del inmueble de 300 KWh. 65
Tabla 7. Consumo de electricidad del inmueble de 600 KWh. 66
Tabla 8. Consumo eléctrico del inmueble particular ubicado en Caracas,
Venezuela. 67
Tabla 9. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e
inclinada 16° respecto a la horizontal,
Caracas, Venezuela. 78
Tabla 10. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV,
modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y
costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de
600 KWh. 82
Tabla 11. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV,
modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y
Lista de Tablas y Figuras vii
Universidad Metropolitana
costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de
300 KWh. 84
Tabla 12. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV,
modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y
costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de
100 KWh. 86
Tabla 13. Facturación de Energía eléctrica para el hogar particular de Caracas. 87
Tabla 14. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV,
modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación
y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso
particular KWh. 88
Tabla 15. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 600 KWh. 91
Tabla 16. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 300 KWh. 92
Tabla 17. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 100 KWh. 93
Tabla 18. Tabla de resultados caso particular ubicado en Caracas. 94
Tabla 19. Inversión inicial para la vivienda de 600 KWh. 98
Tabla 20. Porcentaje de incremento del precio del KWh en Venezuela de 1993 al
2002. 100
Tabla 21. Inversión inicial para la vivienda de 300 KWh. 101
Tabla 22. Inversión inicial para la vivienda de 100 KWh. 103
Tabla 23. Inversión inicial para la vivienda ubicada en Caracas. 105
Tabla 24. Valor presente neto y tasa interna de retorno para los diferentes
proyectos. 106
Lista de Tablas y Figuras viii
Universidad Metropolitana
Tabla 25. Relación beneficio – costo para cada uno de los casos. 108
Tabla 26. Periodo de recuperación descontado. 108
Resumen ix
Universidad Metropolitana
RESUMEN
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA ADOPCIÓN DE CELDAS SOLARES COMO SISTEMA ALTERNO
DE ENERGÍA
Autores: Marian Morales y Miguel Pérez
Tutor: Ing. José Manuel Marino Rodríguez
Caracas, 30 de Marzo del 2004
En el presente estudio se verifica la factibilidad técnica y económica para
implantar un sistema de energía renovable. El sistema esta conformado por un arreglo
fotovoltaico que genera electricidad a partir de la energía solar. Esta energía es
aprovechada en el inmueble y el excedente es suministrado a la red de la electricidad
de Caracas. En el desarrollo de la investigación se analiza y estima los posibles
ahorros generalizando en los hogares urbanos en Caracas. Se utiliza un inmueble
particular y se estudian tres casos específicos de consumo eléctrico mensual,
concretamente 600 KWh, 300 KWh y 100 KWh.
Para la investigación se utilizan los datos históricos de un año sobre consumo
eléctrico mensual, hora solar pico, declinación del Sol, etc. en Caracas. Con los datos
recopilados se determina el ángulo óptimo de inclinación del arreglo fotovoltaico para
recibir la mayor insolación durante el año. Por esta razón se utiliza el mes crítico de
insolación. Con esta información se procedió a realizar el análisis adaptado al
Resumen x
Universidad Metropolitana
consumo energético de cada inmueble. Se logró determinar el modelo y fabricante de
las celdas más adecuadas, el total de celdas y el área total de cobertura del arreglo
fotovoltaico.
Luego se realizó la evaluación económica de cada caso considerado, tomando
en cuenta la inversión inicial, costos de operación y mantenimiento, y finalmente se
estimó el ahorro que conlleva la implantación de este tipo de sistemas. Se demostró
que no es factible utilizar las celdas solares como sistema alterno de energía, debido a
que la inversión inicial es alta, y el costo del KWh en Venezuela es relativamente
bajo. Sin embargo, este sistema es beneficioso pues no contamina, utiliza una fuente
inagotable de energía como lo es el Sol y es una tecnología en desarrollo, que dentro
de unos años puede ser rentable en Venezuela.
Introducción 1
Universidad Metropolitana
INTRODUCCIÓN
El suministro de energía eléctrica es uno de los servicios indispensables para
la vida moderna. De él depende el funcionamiento de la maquinaria industrial, la
iluminación de oficinas y hogares, la operación de los trenes y del Metro, de los
acueductos y las comunicaciones.
Los pronósticos de distintos análisis especializados indican que el consumo
energético en el mundo, en particular la electricidad, continuará incrementándose
sistemáticamente. El último informe del consejo mundial de Energía estima que el
consumo global de electricidad puede llegar a incrementarse aproximadamente un 75
% para el 2020 y triplicarse para el 2050.
Países en desarrollo como Bangladesh, consumen menos de 100 KWh por año
y persona, mientras que en países como Canadá y Suecia se llega hasta 15.000 KWh
por persona. Venezuela consume un promedio de 5000 KWh por persona.
(Referencia Bibliográfica 5).
No existen casi controversias sobre el incremento constante en la demanda a
futuro de la energía eléctrica; pero ¿de dónde provendrá esa electricidad?
En los momentos actuales, esta es generada por una multiplicidad de fuentes,
algunos contaminantes y otros no. Entre los contaminantes están los combustibles
Introducción 2
Universidad Metropolitana
fósiles (petróleo, gas, carbón, orimulsión), hidroelectricidad, nuclear, biomasa, y
otros no contaminantes o alternativas como la energía eólica, geotérmica,
mareomotriz y la solar.
En conjunto los combustibles fósiles contribuyen con un 63% de la
producción eléctrica, la hidroeléctrica un 19%, la nuclear un 17%, la geotérmica un
0,3% y la solar, eólica y la biomasa, en conjunto, menos del 1%.
Los combustibles fósiles tienen algunas ventajas:
• Bajo costo.
• Facilidad en su transporte.
• La tecnología esta muy desarrollada y existen una inmensa cantidad de
capitales invertidos en este sector.
Pero también tienen una gran desventaja, que es la contaminación ambiental
mediante el dióxido de carbono generado al quemar dichos combustibles. Estos gases
contaminantes, contribuyen en el calentamiento global del planeta, el cual puede tener
consecuencias desastrosas para ciertas regiones, produciendo sequías e inundaciones.
La energía hidroeléctrica, es una energía relativamente limpia y económica
para generarla, aunque para ello se requiere alterar y modificar el curso de los ríos
mediante la construcción de grandes presas y la creación de reservorios para el
almacenamiento del agua. Por ser extraída en las fuentes hidráulicas disponibles,
Introducción 3
Universidad Metropolitana
siempre estará alejada de los grandes centros de consumo, por lo que requiere muy
largos y costosos sistemas de transporte mediante líneas de transmisión de muy alta
tensión, lo cual incrementa su costo final.
Las energías renovables cada vez cogen más impulso en el mercado mundial,
y en los países desarrollados ya hay bastante receptividad.
Las ventajas que proporcionan las energías alternativas:
• No consumen combustibles.
• Son fuentes de generación inagotables.
• No contaminan el medio ambiente.
• No producen mutaciones en los seres vivos.
• No producen alteración del clima.
• No altera el equilibrio de la flora y la fauna. (Nota: en el caso de plantas
hidroeléctricas se afecta en la zona donde se construye el embalse).
La energía solar es considerable y los avances tecnológicos (proceso que se da
sin la intervención del gobierno, ya que las innovaciones en nuevas tecnologías parten
fundamentalmente de la iniciativa privada), permitirán su utilización para generar
energía eléctrica en sitios aislados, por ejemplo en el sur del país, donde resulta
antieconómico extender líneas de transmisión.
Introducción 4
Universidad Metropolitana
De esta manera surge la idea de aprovechar y utilizar la energía producida por
el Sol, la cual es inagotable. Dicha energía solar tiene tres campos de aplicación:
A) Conversión en energía térmica: Consiste en la utilización de la energía para
obtener calor. Esto se realiza mediante colectores solares.
B) Conversión en energía eléctrica: Consiste en la utilización de la energía solar para
producir directamente electricidad, la cual se utilizará para este estudio.
VENTAJAS
La energía solar fotovoltaica es una de las fuentes más prometedora de energía
renovable en el mundo. Comparada con las fuentes no renovables, las ventajas son
claras: es totalmente no contaminante, no tiene partes móviles que analizar y no
requiere de mucho mantenimiento.
No requiere de una extensa instalación para operar. Los generadores de
energía pueden ser instalados de una forma distribuida en la cual, los edificios ya
construidos, pueden generar su propia energía de forma segura y silenciosa.
Además el elevado crecimiento de la población en el planeta en el último siglo
(de 1600 a 6000 millones de habitantes) han dado lugar a una tendencia mundial de
desconcentración urbana, apoyado en los avances de la comunicación satelital,
teléfonos celulares y la red de redes de Internet totalmente inalámbricos, las cuales
permitirán a los habitantes del futuro vivir más cerca de la naturaleza en zonas cada
Introducción 5
Universidad Metropolitana
vez más alejadas de los grandes y medianos centros urbanos, lo cual contribuye a una
mayor factibilidad al uso de fuentes de energía producidas por el sol.
Aún cuando la energía fotovoltaica es comparada con otras fuentes de energía
renovables, tales como la eólica, hidráulica y la solar térmica, hay algunas ventajas
obvias. Primero, la energía producida por el viento y el agua, dependen de turbinas
para lograr que los generadores produzcan energía. Las turbinas y generadores tienen
partes móviles que se pueden dañar, que requieren mantenimiento y que son ruidosas.
INCONVENIENTES
Los inconvenientes de éste sistema de generación de energía, no es tanto el
origen de esa energía, el Sol, que excede nuestras necesidades, ni tampoco la materia
prima de donde se extrae el silicio, consistente en arena común muy abundante en
nuestras playas; se trata de la técnica de construcción de las láminas parecidas a una
oblea, excesivamente compleja y cara. Un segundo motivo, es el rendimiento
obtenido y el espacio de terreno ocupado por los elementos captadores; el
rendimiento final se estima en solo un 13%.
Hay que añadir entre las desventajas de la energía fotovoltaica, que también
depende de los volúmenes de masa de nubosidad que caractericen una zona, lo cual
afecta la capacidad de recepción de los rayos solares.
CAPÍTULO I TEMA DE INVESTIGACIÓN
Tema de Investigación 6
Universidad Metropolitana
1. TEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Se quiere conocer la factibilidad técnica, la cual estará regida por los tipos de
celdas a utilizar, el espacio físico necesario para la instalación, el cálculo de la
potencia que estas celdas suministraran tomando en cuenta la incidencia y la
inclinación de los rayos solares en la zona y la capacidad de generación de cada
celda. La capacidad de generación de las celdas cubrirá un poco menos del
porcentaje total de la energía requerida en el hogar durante el día, de manera que el
pequeño porcentaje de energía carente será cubierto por el sistema interconectado, en
este caso de estudio será La Electricidad de Caracas C.A.
Además se quiere conocer la factibilidad económica de la instalación de
celdas solares en un hogar de Caracas comparándolas con las tarifas generadas en el
mismo por la utilización de la energía suministrada por La Electricidad de Caracas
C.A. Se debe tomar en cuenta la inversión inicial de la instalación de celdas solares y
el ahorro que estas generarían por medio de la utilización de un inversor el cual tiene
como objetivo hacer circular la corriente en sentido contrario y hacia el tendido
eléctrico de la zona, en los momentos donde la demanda requerida durante el día sea
menor a la mayor suministrada por las celdas eléctricas, y de esta manera disminuir la
cifra de potencia suministrada por el medidor de corriente en el hogar, generando un
ahorro.
Tema de Investigación 7
Universidad Metropolitana
1.2- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1- Objetivos Generales
Determinar la factibilidad técnica de la instalación de celdas solares como
sistema alterno de energía en hogares localizados en zonas urbanas. Caso de Estudio:
hogares localizados en Caracas.
Analizar los beneficios económicos de la instalación de celdas solares como
sistema alterno de energía en hogares localizados en zonas urbanas. Caso de Estudio:
hogares localizados en Caracas.
1.2.2- Objetivos Específicos:
Determinar los requerimientos técnicos mínimos necesarios de espacio y
eléctricos para la instalación de celdas solares como sistema alterno de energía en
hogares, para capacidades de 100 Kwh, 300 kwh y 600 kwh.
Determinar si es posible suministrar desde un hogar energía al sistema
eléctrico nacional por medio del sistema de medición del inmueble.
Determinar si la diferencia neta entre los Kilovatios-horas consumidos y los
suministrados al sistema eléctrico nacional genera ahorro en la facturación.
Tema de Investigación 8
Universidad Metropolitana
Estimar las inversiones mínimas a realizar para la instalación de celdas
solares como sistema alterno de energía en hogares, para capacidades de 100 Kwh,
300 kwh y 600 kwh.
Estimar los ahorros económicos de la cogeneración eléctrica.
Determinar la factibilidad o no de la cogeneración por medio de la relación
costo-beneficio, el valor presente neto, el periodo de recuperación descontado.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
Marco Teórico 9
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2.- FUNDAMENTO TEÓRICO
2.1- EL SOL Y LA RADIACION
El sol tiene una estructura y características que determinan la naturaleza de la
energía irradiada en el espacio. Una de sus características es ser una esfera con un
diámetro de 1.39 x 109 metros ubicada a una distancia de la Tierra de 1.5 x 1011
metros. Es una esfera formada por helio e hidrogeno con carbono y por otros
elementos en muy pequeña cantidad.
El sol se comporta como un emisor perfecto de radiación, es decir, es un
cuerpo negro con una temperatura de 5800 K. A través de mediciones efectuadas
mediante satélites y cohetes se obtuvo el resultado del flujo de energía incidente por
unidad de superficie, colocada perpendicularmente a los rayos solares en el límite
exterior de la atmósfera terrestre llamada Constante Solar, la cual es de 1353 Wh/m2.
En la figura 1 se observa la radiación solar cuando entra en la atmósfera
terrestre. Existen 3 tipos de radiación: La radiación que no se refleja o dispersa y se
encuentra en la superficie, llamada radiación directa. La que se encuentra en la
tierra producto de la radiación dispersa, llamada radiación difusa, y por último se
encuentra el llamado albedo que es la radiación recibida después de haberse reflejado
en la tierra.
Marco Teórico 10
Universidad Metropolitana
Absorción
La luz que se recibe del Sol es radiación electromagnética y se desplaza a
300.000 km/s en el vacío, pero la longitud de onda no es la misma en todos los
fotones luminosos, sino que varía entre los 400 nm y los 700 nm. La luz blanca se
descompone en un espectro de diferentes bandas coloreadas, cada una definida por
una longitud de onda distinta. Así, la luz de menor longitud de onda es la luz violeta,
que es de alrededor de unos 4000 Ángstroms, y la luz de mayor longitud de onda es la
luz roja, que es de alrededor de unos 7000 Ámgstroms.
Figura 1. Radiación solar directa y difusa captada por una superficie inclinada. Fuente: Ref. Bibliográfica 2.
Sin embargo, hay radiaciones de mayor y también de menor longitud de onda,
es decir, que tienen una longitud de onda inferior a 4000 Ángstroms y que tienen una
longitud de onda superior a los 7000 Ángstroms.
Componente difusa
Rayos
Albed β
Marco Teórico 11
Universidad Metropolitana
Las radiaciones que van desde el violeta al rojo se dice que forman el espectro
visible, pues procede de la descomposición de la luz blanca.
Las radiaciones de longitud de onda inferior al violeta se llaman radiación
ultravioleta, rayos X, y rayos gamma, por orden decreciente en la longitud de onda.
Las radiaciones de longitud de onda superior al rojo son las denominadas
infrarrojas, microondas y ondas de radio, por orden creciente en longitud de onda.
Figura 2. Espectro de la radiación fuera de la atmósfera y al nivel del mar. Fuente: Ref. Bibliográfica 20.
Existe un concepto que caracteriza el efecto de la atmósfera con el espectro
solar en un día claro (figura 2), este es la Masa de aire (m), el cual se refiere a la
longitud relativa de la emisión directa que pasa a través de la atmósfera. Por ejemplo,
Irradiación (teórica) de un cuerpo negro a 5900 K
Irradiación solar a nivel del mar
Irradiación solar extraterrestre
Longitud de Onda µm
Irra
dian
cia
Esp
ectr
al Ǻ
Marco Teórico 12
Universidad Metropolitana
la masa de aire es igual a 1 en un día claro de verano donde la radiación del sol esta
en el zenit, pero en otros momentos la masa de aire corresponde a:
z
mθcos
1= Ec. 1
Solar Electricity Ref. Bibliográfica 2
Donde;
θz: ángulo que se forma desde el Zenit.
Cada lugar geográfico tiene unas condiciones de presión y temperatura, pero
al tomar las condiciones a nivel del mar se considera que la masa atmosférica cuando
es atravesada por la radiación solar recorre aproximadamente una longitud de 9 Km.
En el ejemplo anterior cuando la masa de aire era igual a 1 se tomaba una presión a
nivel del mar de 1000 milibares.
Figura 3. Masa de aire. Fuente: Ref. Bibliográfica 2.
Vertical
A
O
Atmósfera
hθz
Marco Teórico 13
Universidad Metropolitana
Lo que quiere decir, que cuando se esta en otro lugar a una presión dada y
según la figura 3, la masa de aire será:
1000mOA P== Ec. 2
La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1
De estudios realizados se conoce que la radiación solar recorre un espesor
pequeño de gases atmosféricos (ozono, gas carbónico, vapor de agua) comparado con
la masa atmosférica, y se puede semejar con el espesor de agua condensable que
presenta las mismas características de absorción.
2.2- MEDIDAS DE LA RADIACIÓN A NIVEL DEL SUELO
2.2.1- Mediciones con cielo claro sobre una superficie horizontal
En el punto anterior se habló de los tipos de radiación, pero la radiación total
recibida es la radiación global GOH para un cielo claro a nivel horizontal, que resulta
de la suma de la radiación directa más la radiación difusa.
OHOHOHOOH DSDhsenIG +=+= )(* Ec. 3
La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1
De la ecuación anterior se deduce que la radiación directa es
Marco Teórico 14
Universidad Metropolitana
*0 ( )OHS I sen h=
)(
*0 hsen
SI OH= Ec. 4
La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1
De acuerdo a estudios y mediciones meteorológicas la radiación Difusa (DOH)
es 0,10 GOH.
La radiación global es medida con un instrumento llamado piranómetro, el cual
se relaciona a un registrador continuo. Algunos de los piranómetros pueden separar
la radiación directa con un desvanecedor de manera que solo den la radiación difusa.
2.2.2- Medición con cielo claro sobre una superficie inclinada y orientada en forma indistinta con relación al sur
El valor de la radiación directa que se encuentra con la formula anterior no es el
que realmente se usa, sino el valor que se obtiene de multiplicarlo por el factor de
proyección cos (u), es decir, la componente sobre la superficie 45estudiada.
Por otro lado, para trabajar con la radiación difusa se utiliza la siguiente
fórmula:
O OH OHD D a bGβ α= + Ec. 5 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Marco Teórico 15
Universidad Metropolitana
Las funciones a y b trabajan en función del ángulo (β), el cual define la
inclinación de la superficie en los captadores del sistema Fotovoltaico. Se calculan de
la siguiente manera.
2)cos(1 β+=a
2)cos(1 β−=b
El coeficiente de albedo (α) introducido en la Ec. 5 toma diferentes valores de
acuerdo a la superficie del lugar en estudio. Este indica la fracción de insolación
reflejada en la superficie de la tierra y por tanto depende de la naturaleza de los
suelos.
Para un plano vertical la radiación difusa toma valores en a y b iguales a 0,5 y
el coeficiente de albedo a 0,3. En este caso la radiación difusa para planos vertical no
tiene el mismo valor que para planos horizontales, debido a que las superficies
verticales no captan más de la mitad en comparación con las horizontales; además
interviene la parte de la radiación global reflejada por el suelo cerca de la superficie
estudiada (debido al coeficiente de albedo).
Marco Teórico 16
Universidad Metropolitana
2.2.3- Medición en condiciones medias
La Ecuación 3 permite calcular la radiación global con cielo claro pero no
siempre se tiene esa característica ya que eso depende de la zona donde se haga el
estudio, para ello se utiliza la siguiente relación sin el sub-índice O.
ββββ DSDhsenIG +=+= )(* Ec. 6 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Para calcular la radiación difusa DH se debe recurrir a la ecuación de la fracción
de insolación, la cual tiene una noción parecida a la nubosidad del cielo, es decir, la
relación entre la superficie del cielo cubierta por nubes y la superficie total del cielo
sobre el territorio de estudio. En este caso la fracción de la insolación es una
magnitud cuantificable cuando se conoce la duración de la insolación registrada por
el heliógrafo, a través de la siguiente relación:
insolaciónlademáximaDuracióninsolaciónladeDuración
SSSS
O _______==σ Ec. 7
La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1
Por lo tanto,
( )σσββ 60,025,01 −−= GD Ec. 8 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Marco Teórico 17
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Donde GH se calcula de la siguiente manera,
( )σββ 77,033,0 += OGG Ec. 9 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
2.3- LA ALTURA DEL SOL EN UN LUGAR DADO. EXPRESIÓN DE LA ENERGÍA RECIBIDA SOBRE UN PLANO CUALQUIERA
Es importante destacar que para realizar los cálculos de aportaciones
energéticas sobre la superficie es necesario el dato esencial de la altura del sol como
se verá mas adelante. La altura del sol se consigue a través de los ábacos para los
diferentes meses del año como se ve en la figura 4. Este dato también es necesario
para poder realizar un estudio de las sombras debida a las edificaciones existentes, la
vegetación, el relieve (zona de montañas), etc. que podrían ocultar el sol a los
captadores solares.
Marco Teórico 18
Universidad Metropolitana
Figura 4. Diagrama solar de Venezuela, Latitud Norte. Fuente: Ref. Bibliográfica 21.
2.3.1- Longitud, latitud, declinación y ángulo horario
Para determinar un punto sobre la superficie de la tierra se utilizan dos
coordenadas angulares, la longitud y la latitud astronómica.
La longitud de un lugar respecto del meridiano 0º (Greenwich) es la diferencia
entre el tiempo medio de Greenwich y el tiempo medio del lugar. El tiempo medio
de Greenwich se calcula por la recepción de las señales radio horaria. El tiempo
medio local se determina por la observación de los pasos de los astros por los
meridianos. La longitud puede ser negativo (oeste de Greenwich) o positivo (este de
Greenwich).
Marco Teórico 19
Universidad Metropolitana
La latitud es el ángulo formado desde el ecuador (0º) hasta cualquier punto
sobre la superficie de la tierra. La latitud puede ser positiva (+90º para el hemisferio
Norte) y negativa (-90º para el hemisferio Sur).
Caracas
Ecuador
Paralelo
Meridiano origen
ϕ
λ
ϕ = 10,5º λ = -66,917º
Figura 5. Posición de Caracas, Venezuela, en la superficie terrestre. Fuente: Elaboración propia.
La declinación solar δ
Cada planeta tiene una trayectoria alrededor del sol, la trayectoria de la tierra
es elíptica y se encuentra contenida en el plano de la eclíptica. La perpendicular a
este plano y el eje de rotación de la tierra forman un ángulo variable δ denominado
declinación solar. Este ángulo tiene los siguientes valores:
δ = + 23º 27 en el solsticio de verano (22 de junio).
Marco Teórico 20
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δ = - 23º 27 en el solsticio de invierno (22 de diciembre).
δ = 0º en los equinoccios de primavera (21 marzo) y de otoño (23 de
septiembre).
La razón por la que se llaman equinoccios es porque el día y la noche tienen
igual duración.
Para otros días diferentes a los equinoccios y solsticios, la declinación solar se
puede calcular a través de esta relación:
( ) 0,4 ( )Sen sen tδ = Ec. 10 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Donde t se relaciona con el número N de días transcurridos desde el
equinoccio de primavera, multiplicado por el factor de corrección 360/365
360365
t N=
El ángulo horario AH del sol
La Tierra tiene un movimiento de traslación y rotación alrededor del sol, pero
quien influye a determinar el ángulo horario es el movimiento de rotación. Este
ángulo es de 0º cuando el sol pasa por el plano meridional del lugar y se dice que es
Marco Teórico 21
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el mediodía solar verdadero. Toma el valor de 90º a las 18 h (Tiempo solar
verdadero) y -90º a las 6 h. En el resto de las horas el ángulo horario tiene un valor y
es positivo desde el mediodía verdadero hasta la puesta del Sol, y es negativo desde la
salida del Sol hasta el mediodía verdadero.
2.3.2- Posición del Sol en el cielo
Para representar la posición del sol en el cielo en un lugar y tiempo dado se
utilizará el sistema de coordenadas horizontales, constituido por el plano horizontal y
la normal al mismo. El estudio del movimiento del sol sobre la esfera celeste
consiste en tomar como centro de la esfera el lugar considerado.
En la figura 6 se observa en líneas punteadas la trayectoria del sol en la
mañana y en la tarde. Para encontrar la ecuación que nos relacione la altura del sol se
utilizará como plano horizontal el plano ecuatorial y como plano vertical el eje de la
esfera celeste.
Marco Teórico 22
Universidad Metropolitana
Figura 6. Posición del Sol en la superficie terrestre. Fuente: Ref. Bibliográfica 1.
Como se observa en la figura 6 del triángulo esférico que forma P-Zenit-S se
tiene la siguiente relación que ayuda a encontrar la altura del sol:
( ) ( ) ( ) cos( )cos( )cos( )Sen h sen sen AHϕ δ ϕ δ= + Ec. 11 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Cuando en ángulo horario AH = 0 el cos (AH) = 1 por lo que la ecuación
anterior se transforma en:
( )( ) cos cos2
sen h hπ ϕ δ = − = −
Marco Teórico 23
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δϕπ +−=2maxh Ec. 12
La energía solar en la edificación Ref. Bibliográfica 1
La ecuación anterior es solo cuando es el mediodía pero para una hora dada se
necesita la ayuda de un ábaco.
Un ábaco solar es la proyección de la trayectoria del Sol sobre la esfera
celeste que suministra información sobre la dirección y longitud de las sombras
arrojadas, sobre el plano horizontal de un elemento vertical de dimensiones
conocidas, el ángulo de incidencia de los rayos solares sobre un plano cualquiera, el
ángulo horizontal y vertical con el que penetran los rayos solares por una abertura
cualquiera, y finalmente las horas de incidencia solar sobre un plano determinado.
2.3.3- Expresión de la energía recibida sobre un plano cualquiera con cielo claro
En el primer capítulo se habló sobre los distintos componentes de la radiación y
entre ellos la Directa (I*) y la Difusa (D).
Cuando se proyecta un captador con inclinación o no, en el plano vertical u
horizontal se pueden estudiar varios ángulos que se forman. Entre los ángulos que se
forman se encuentran:
β: Ángulo de inclinación de la normal al plano con la vertical del lugar.
Marco Teórico 24
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γ: Ángulo de incidencia del rayo directo con la normal al plano.
La componente sobre la cual se trabajará en los siguientes casos será la
proyectada sobre la normal, es decir:
*cos( )S I γ= Ec. 13 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
I* esta determinada por las fórmulas de las leyes de radiación solar.
Plano Horizontal
h−= º90γ
* ( )S I sen h= Ec. 14 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Plano vertical orientado al Sur
(90º ) * os(h)cos( ) *cos( )S Sur I c a I u= = Ec. 15 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Plano inclinado sobre la horizontal y orientado hacia el Sur
En este caso se proyecta sobre la normal al insolador. Ocurre que I* tiene dos
componentes, las cuales son:
*cos( )I h (Sobre la vertical al horizonte)
Marco Teórico 25
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*cos( ) cos( )I h a (Sobre el plano horizontal con el Sur)
De las dos componentes y con la proyección sobre la normal, se tiene:
[ ]* cos(h)cos( ) ( ) ( ) cos( ) *cos( )S I a sen sen h I uβ β= + = Ec. 16 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Plano vertical con cualquier orientación
(90º , ) *cos(h)cos( )S I aα α= − Ec. 17 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
Donde α toma los siguientes valores
α = -45º fachada Sureste
α = 90º fachada Oeste
α = -90º fachada Este
Plano con orientación e inclinación cualesquiera
( , ) *(cos(h) ( ) cos( ) ( )cos( ))S I sen a sen hβ α β α β= − + Ec. 18 La energía solar en la edificación
Ref. Bibliográfica 1
( , ) *cos( )S I uβ α =
Marco Teórico 26
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Figura 7. Posición de planos inclinados según sea el caso. Fuente: Ref. Bibliográfica 1.
Marco Teórico 27
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2.4- SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS
Los Sistemas fotovoltaicos convierten directamente parte de la energía de la
luz solar en electricidad. Las celdas fotovoltaicas se fabrican principalmente con
silicio, el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, el mismo material
semiconductor usado en las computadoras. Cuando el silicio se contamina o dopa con
otros materiales de ciertas características, obtiene propiedades eléctricas únicas en
presencia de luz solar. Los electrones son excitados por la luz y se mueven a través
del silicio; este es conocido como el efecto fotovoltaico y produce una corriente
eléctrica directa. Las celdas fotovoltaicas no tienen partes móviles, son virtualmente
libres de mantenimiento y tienen una vida útil entre 20 y 30 años.
Las celdas solares fotovoltaicas se conectan en serie (normalmente 36 de
ellas) y se encapsulan en módulos de manera que, dada la sumatoria del efecto, el
módulo presenta valores nominales de Potencia (W), Voltaje (V) y Corriente (A).
En la actualidad los módulos a escala comercial tienen potencias nominales
que van desde los 5W hasta los 160W. Es posible, en cualquier caso, fabricar
módulos de mayor potencia según sean los requerimientos y la aplicación específica
en que se quieran utilizar.
Se distinguen dos tipos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica: los
Marco Teórico 28
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sistemas aislados y los sistemas conectados a la red. En el primer caso, se trata de
instalaciones que generan energía solar para viviendas, escuelas, sistemas de
iluminación, bombeo de agua, etc. que no se encuentran interconectados a la red
eléctrica. En el segundo caso, la instalación interactúa con la red a través de un
inversor, por lo que no se requiere almacenar la energía ya que la continuidad del
suministro energético está asegurada. Cuando los niveles de radiación solar son altos
el generador fotovoltaico proporciona energía eléctrica directamente al edificio y el
excedente es inyectado a la red eléctrica. Durante la noche, o en situaciones
climáticas adversas, la energía eléctrica es tomada de la red, el cual en nuestro estudio
la proporcionara la Electricidad de Caracas.
Nuestro objetivo es emplear un sistema conocido como Net-metering, el cual,
consiste en entregar la energía producida que no se consume a la red eléctrica. Con
este sistema se busca dos cosas, generar un ahorro en la factura de electricidad y
disminuir los costos de la instalación, evitando el uso de baterías para acumular la
carga y todos los dispositivos derivados de estas.
En países que por bastante tiempo han empleado esta tecnología, un contador
bi-direccional o dos que funcional en una sola dirección, llevan la cuenta de la
energía recibida y entregada. Por ejemplo en España usan un método aprobado por
los organismos legales, el cual consiste en un sistema que funciona en paralelo con la
red. La energía producida por el arreglo FV, es convertida en su totalidad a corriente
alterna y entregada a la red del servicio eléctrico, el usuario a cambio recibe una
Marco Teórico 29
Universidad Metropolitana
compensación monetaria. El usuario obtiene la energía eléctrica para su consumo de
la red y no del sistema fotovoltaico, debido a las ventajas económicas y
medioambientales que esto supone.
Existe otro tipo de sistema, en el cual la energía producida por el arreglo
fotovoltaico es consumida por los usuarios en el hogar, y solo la energía restante que
no se consumió se inyecta a la red eléctrica. Quizás este es el sistema que más se
adapte a nuestras necesidades, debido a que en el marco legal actual no se estipula el
pago a generadores de electricidad en baja tensión provenientes de recursos
renovable. La ventaja que supondría este último sistema es hacer correr el medidor
tradicional del hogar en sentido contrario. De esta manera se reducirá el costo de la
energía por motivo del pago a la compañía que suministra el servicio eléctrico.
2.5- DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO DE LA FORMA NET-METERING
El dimensionamiento del sistema fotovoltaico para esta forma de conexión, se
define como el cálculo para optimizar el aprovechamiento del recurso solar en
conjunto con la energía de la red eléctrica. Dirigida hacia el ahorro en el consumo de
electricidad a través del equilibrio entre los aspectos técnicos y económicos.
Se deben considerar dos aspectos en el diseño de nuestro sistema fotovoltaico.
El primero consiste en determinar el consumo de energía en el sistema. Este
consumo se calcula tomando en cuenta las características eléctricas de los equipos en
el hogar, entre las cuales hay que conocer o estimar la corriente, el voltaje y el
Marco Teórico 30
Universidad Metropolitana
número de horas diarias que trabajaran estos equipos. Generalmente las
especificaciones eléctricas se encuentran impresas en alguna placa o lugar de la parte
exterior de los equipos.
Como segundo aspecto, y no de menor importancia, se debe considerar el
recurso solar en la zona de instalación. Este aspecto se define como la cantidad de
radiación solar global o total que incide diariamente sobre los módulos solares,
expresada en KWh/m2 día. Para efectos de calculó este parámetro es llamado horas de
insolación promedio y expresa las horas de insolación diarias en las cuales se percibe
una radiación solar de 1000 W/m2.
Para obtener este dato se puede medir al menos durante un año la radiación
solar en el sitio de la futura instalación, pero lo más práctico y generalizado es el uso
de las tablas de radiación y los mapas de radiación, que han sido desarrollados por el
Instituto de Meteorología y otros organismos e instituciones como la Organización
Meteorológica Mundial (OMM) con la ayuda de sus estaciones actinométricas de
medición de la radiación y el uso de satélites meteorológicos de la NASA.
El recurso solar dentro del sistema de generación de electricidad tiene un
papel muy importante. Si se quiere generar ahorro de energía, se debe garantizar que
en las horas de irradiación solar el sistema sea capaz de suplir la demanda y un poco
sobre esta para poder entregarle energía a la red.
Marco Teórico 31
Universidad Metropolitana
2.5.1- Nociones sobre consumo de energía del sistema
Conceptualmente el cálculo de la energía de consumo diario (Wh/día), es
sencillo, pues basta con multiplicar la potencia (W) de cada una de los equipos
conectados al sistema (luces, televisores, videos, ordenadores, etc.) por el número de
horas de utilización respectivamente (h/día). Es claro que este último parámetro se ve
afectado por muchos factores, tales como el número de usuarios, sus actividades,
costumbres y entorno socioeconómico, la época del año, etc. que resultan de difícil
predicción pero que deberán estimarse en base a la experiencia y los datos que se
disponga.
Para calcular la potencia (W) de cada equipo si no se especifica en las placas
antes mencionadas, se procede de la siguiente manera:
P IV= Ec. 19 Ref. Bibliográfica 14.
Donde:
P: potencia consumida por el artefacto (Watts).
I: intensidad de corriente del artefacto (Ampere).
V: voltaje del artefacto (Voltios).
Marco Teórico 32
Universidad Metropolitana
Para estimar la carga de consumo diaria (Ah/día), únicamente se deberá
dividir la energía de consumo diaria (Wh/día) por la tensión nominal del sistema (V),
o bien realizar los cálculos anteriores en función de la corriente de consumo de cada
equipo (A) en lugar de la potencia (W).
2.5.2- Determinación de la Insolación promedio para el dimensionamiento del arreglo FV
La determinación promedio se debe calcular para la situación más crítica.
Tomaremos el mes de Diciembre por presentar el menor índice de insolación
promedio anual. De manera de optimizar el arreglo fotovoltaico, se debe tomar en
cuenta el ángulo de inclinación con respecto a la horizontal, siendo proporcionada la
data horizontal por los agentes meteorológicos. La razón por la cual se optimiza este
ángulo es para obtener la mayor perpendicularidad posible de los rayos del Sol en los
captadores solares.
2.5.3- Cálculo de la eficiencia de los módulos solares
El cálculo de la eficiencia de conversión de los módulos solares es un buen
indicativo al momento de escoger un módulo solar en vista que un arreglo FV
elaborado a partir de módulos solares con alta eficiencia de conversión (13%)
generalmente, suele ser de menor magnitud en tamaño que uno de menor eficiencia
de conversión (10%), sin embargo no es un parámetro de importancias si se evalúa el
costo y el espacio físico disponible.
Marco Teórico 33
Universidad Metropolitana
La eficiencia de conversión de un módulo solar puede ser determinada por la
siguiente expresión:
max 1001000 m
PA
η = Ec. 20
Ref. Bibliográfica 30
Donde:
η: eficiencia del módulo (%).
Pmax: potencia nominal máxima propuesta por el fabricante (Watt).
Am: área del módulo solar (m2).
Esta ecuación es valida única y exclusivamente si el módulo solar fue probado
por el fabricante a STC (Standard Test Conditions), esto significa que la temperatura
de la celda fotovoltaica esta a 25°C, la intensidad de la radiación es (1 kw/m2) y la
distribución del espectro de luz (masa del aire 1.5 ó AM 1.5, esto es el espectro de la
luz solar que se ha filtrado pasando a través de 1.5 densidades atmosféricas de la
tierra).
2.5.4- Cálculo de la energía a suministrar por los módulos solares
Lo primordial en este aspecto es establecer las demandas energéticas
establecidas EDC, que no vendría siendo lo mismo que la energía EAC del sistema. En
Marco Teórico 34
Universidad Metropolitana
este caso, es necesario tomar en cuenta la pérdida que implica el aparato inversor y un
factor de seguridad del 20% de sobredimensionamiento; que prevé el envejecimiento
de los paneles solares, polvo, suciedad y fallos en las conexiones eléctricas.
Los módulos solares suministraran energía de acuerdo a la siguiente
expresión:
1.2 ACDC
I
EEη
= Ec. 20
Ref. Bibliográfica 30
Donde:
EDC: es la energía suministrada por los módulos solares en corriente directa.
EAC: es la energía suministrada para el consumo del sistema en corriente
alterna.
ηI: es la eficiencia del aparato inversor de corriente. (/100)
2.5.5- Cálculo del Total de Ampere-Hora/día (AH/día)
El total de AH/día es simplemente el cociente entre la energía que
suministraran los módulos solares (EDC) y el voltaje nominal del sistema DC (Ve) que
trae sugerido el aparato inversor.
Marco Teórico 35
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e
DC
VEdiaAH =/ Ec. 21
Ref. Bibliográfica 30
2.5.6- Cálculo del tamaño del arreglo fotovoltaico
El Tamaño total del arreglo fotovoltaico se determina en amperes. El
procedimiento de cálculo requiere determinar el número de horas de insolación
promedio para la superficie de los paneles, la cual debe ser inclinada un ángulo
óptimo de acuerdo a varios parámetros que se discutirán más adelante.
En primer lugar se determina Dβ con la ecuación 9, para calcular la insolación
captada por la superficie inclinada;
/1000 Duracion Dia
GQ Insolacionβ
β = Ec. 22
Elaboración Propia
Donde:
Qβ: Energía proveniente de la insolación media global captada por una
superficie inclinada un ángulo β (KWh/m2*día).
/Duracion DiaInsolacion : Duración de la insolación en un día (Horas).
Una vez obtenido este valor se calcula el tamaño del arreglo en amperes:
Marco Teórico 36
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/Tamaño Arreglo FV AH díaQβ
= Ec. 23
Ref. Bibliográfica 30
Donde:
Tamaño Arreglo FV : Tamaño del arreglo fotovoltaico (Amperes).
2.5.7- Cálculo del número total de módulos solares y el área total cubierta
Se necesitan instalar una determinada cantidad de módulos solares establecida
por el tamaño del arreglo en Amperes y el voltaje nominal del sistema DC sugerido
por el inversor de corriente. Para satisfacer los dos puntos anteriores, se utiliza la
teoría de circuitos básica. Dicha teoría establece que al conectar una fuente de energía
en paralelo se aumente el amperaje, de manera que sumando los amperajes
individuales producidos por cada módulo, se obtendrá el amperaje total del arreglo
deseado. Ahora bien, con la conexión anterior el voltaje deseado permanece
constante, por lo cual, si se necesita un aumento de voltaje en el arreglo se deben
conectar los módulos en serie, manteniendo constante la tensión en los extremos de la
celda.
Por lo cual, se dice:
º ppm
TAN MI
= Ec. 24
Ref. Bibliográfica 30
Marco Teórico 37
Universidad Metropolitana
Donde:
NºMp: número de módulos conectados en paralelo.
Ipm: corriente pico del módulo fotovoltaico, especificada por el
fabricante a STC.
º es
n
VN PV
= Ec. 25
Ref. Bibliográfica 30
Donde:
NºPs: número de paneles solares conectados en serie.
Vn: voltaje nominal del módulo solar especificado por el fabricante.
El área total de cobertura se calcula como:
ºta MODULOS mA N A= Ec. 26 Ref. Bibliográfica 30
Donde:
Ata: área total del arreglo FV (m2).
Marco Teórico 38
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2.6- DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA A LA RED ELÉCTRICA
Los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que
mayor expansión ha experimentado en el campo de la actividad fotovoltaica durante
los últimos años. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido
el desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado, optimizar diseño y
funcionamiento tanto de productos como de instalaciones completas, lo que incluye el
desarrollo de nuevos productos con los conocimientos adquiridos y, por otro, evaluar
su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de
los sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental.
Un sistema fotovoltaico de conexión a red es un tipo de instalación eléctrica
en la que intervienen cinco elementos:
• La energía solar.
• Un grupo de módulos solares fotovoltaicos convenientemente conectados, y
situados de tal manera que reciban la mayor cantidad de luz solar a lo largo
del año.
• El inversor fotovoltaico de conexión a red eléctrica.
• Las protecciones eléctricas.
• La red eléctrica.
La manera en la que se integran estos elementos para su funcionamiento esta
basada en un principio sumamente sencillo. La energía solar que toca los módulos
Marco Teórico 39
Universidad Metropolitana
solares es convertida en corriente eléctrica continua, como se describió anteriormente.
La corriente continua pasa por las protecciones eléctricas y se entrega directamente al
corazón de un inversor. El control del inversor se encuentra conectado al generador
solar y a la red. El inversor fotovoltaico de conexión a la red es el encargado de
proporcionar corriente alterna senoidal, a partir de la energía en corriente continua
entregada por los módulos solares fotovoltaicos. La energía que entrega este inversor
se encuentra sincronizada con la existente en la red de abastecimiento. Dicha energía,
si no se consume en el mismo sitio donde esté la instalación, es inyectada en
frecuencia y fase a la línea de distribución eléctrica existente. De ésta forma queda
disponible para otros.
El funcionamiento del sistema solar se realiza de forma completamente
automática, tanto para su puesta en marcha como para su parada. Al amanecer, los
dispositivos de control del sistema miden la potencia disponible en el generador
fotovoltaico. Una vez alcanzado el nivel mínimo de funcionamiento, el inversor
arranca y comienza la generación de corriente. Al anochecer, cuando se detecta un
nivel de potencia del generador inferior al mínimo con el que puede funcionar, el
equipo se desconecta hasta un nuevo amanecer.
2.6.1- Requerimientos técnicos del sistema
A continuación se especifican los requerimientos técnicos de cada uno de los
equipos que conforman la instalación solar fotovoltaica conectada a la red. Estos son
Marco Teórico 40
Universidad Metropolitana
basados en la experiencia y normativas de países donde ya se aplican estas
tecnologías con bastante regularidad como España.
2.6.1.1- El sistema generador fotovoltaico
Los módulos fotovoltaicos deben cumplir las especificaciones IEC-61215 de
la industria de altos estándares para módulos de silicio cristalino, así como estar
cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía
Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint
Research Centre Ispra, etc.), lo cual debe acreditarse por medio de la presentación del
certificado oficial correspondiente.
Es recomendable que los módulos lleven diodos de derivación para evitar las
posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tengan un
grado de protección IP65.
Debido a que los módulos son sometidos a las inclemencias del tiempo se
recomienda que los marcos laterales al igual que la estructura de soporte sean de
aluminio o acero inoxidable.
Para que el módulo resulte aceptable, su corriente de cortocircuito y su
potencia máxima reales en condiciones estándares de funcionamiento deberán estar
en un margen del ± 10% de los correspondientes valores nominales de catálogo.
Marco Teórico 41
Universidad Metropolitana
Se recomienda que las células sean de la máxima eficiencia posible, de esta
manera se ahorra espacio y dinero en módulos fotovoltaicos, debido a que con menor
número de módulos se hace el mismo trabajo.
Para garantizar la seguridad y facilitar el mantenimiento y reparación del
generador, se deben instalar elementos tales como fusibles, interruptores, etc. que
permitan la desconexión de forma independiente en ambos terminales de cada una de
las ramas del generador.
2.6.1.2- Estructura Soporte
La estructura del generador se debe conectar a tierra. El diseño y construcción
de la estructura, al igual que los sistemas de fijación de los módulos deben soportar
los debates del viento y la lluvia. Además de permitir dilataciones térmicas, sin
trasmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos.
Los módulos deben tener suficientes puntos de sujeción teniendo en cuenta el
área de apoyo, de manera que no se produzcan flexiones mayores a las permitidas por
el fabricante.
La estructura debe diseñarse teniendo en cuenta la facilidad de montaje y
desmontaje para la posible necesidad de sustituir elementos, pero esto no debe
sacrificar la correcta orientación y el ángulo de inclinación.
Marco Teórico 42
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Es recomendable que la tornillería o cualquier otro elemento de soporte sean
de acero inoxidable capaces de aguantar la carga y las inclemencias del tiempo.
Es indispensable que cualquier elemento de sujeción o de la propia estructura
no arroje sombras sobre los módulos.
2.6.1.3- Inversores
Los inversores deben actuar como fuentes de corriente sincronizada con la red
y disposición de microprocesador de control encargado de garantizar una curva
senoidal con una mínima distorsión. La lógica de control empleada debe garantizar un
funcionamiento automático completo, como por ejemplo el seguimiento del punto de
máxima potencia. Así, son capaces de transformar en corriente alterna y entregar a la
red toda la potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante,
funcionando a partir de un umbral mínimo de radiación solar del orden de 10%
superiores a STC.
Trabajan conectados por su lado DC a un generador fotovoltaico, y por su
lado AC a un transformador que adapta la tensión de salida del inversor a la de la red.
Este transformador permite además el aislamiento galvánico entre la parte DC y la
AC.
Marco Teórico 43
Universidad Metropolitana
Además debe permitir la desconexión-conexión automática de la instalación
fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, evitando el
funcionamiento en modo aislado, garantía de seguridad para los operarios de
mantenimiento.
Deben cumplir las normas de seguridad eléctrica y compatibilidad
electromagnéticas, ambas certificadas por el fabricante, para asegurar protecciones
frente a:
Cortocircuitos de corriente alterna.
Tensión de red fuera de rango.
Frecuencia de red fuera de rango.
Sobre tensiones, mediante varistores o similares.
Perturbaciones presentes en la red como micro cortes, pulsos, defectos de ciclos,
ausencia y retorno de la red, etc.
El inversor debe estar provisto de la adecuada documentación para su
operación y control.
Debe estar dotado de controles manuales tales como: Encendido y apagado
general, como también conexión y desconexión a la interfaz CA.
Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:
Marco Teórico 44
Universidad Metropolitana
Soportará picos de magnitud un 30 % superior a las Condiciones Estándares
de Medida durante períodos de hasta 10 segundos.
Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal
deberán ser superiores al 88 % y 96 % respectivamente para inversores de potencia
inferior a 5 kW, y del 90 % al 95 % para inversores mayores de 5 kW. En virtud de
las ventajas económicas es recomendable usar el de mayor eficiencia posible, debido
a que esto implica menor cantidad de módulos fotovoltaicos.
El voltaje nominal del inversor, el cual es el voltaje al que funciona el arreglo
fotovoltaico en el sub-sistema DC, debe ser múltiplo de los voltajes de los módulos.
Esta condición garantiza que el voltaje requerido por las especificaciones del inversor
en la entrada DC pueda ser cumplida.
El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de
su potencia nominal y el factor de potencia de la potencia generada debería ser
superior a 0,95; entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.
El inversor debe inyectar en la red a partir de potencias mayores del 10% de
su potencia nominal.
Marco Teórico 45
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Por último tienen que ser capaces de operar en condiciones ambiéntales entre
los rangos de 0 oC y 40 oC de temperatura. Para la humedad relativa el rango es entre
0 % y 85 %.
2.6.1.4- Cableado
Se sugiere que cada grupo de módulo conduzca por separado y protegidos los
positivos y negativos. Los conductores deben ser de cobre con una sección transversal
adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, durante
cualquier condición de trabajo, en la parte de corriente continua (CC) el cable debe
impedir que la tensión sea inferior del 1,5%. En la parte de corriente alterna la caída
tensión no se debe ver afectada en más del 2%. En ambos casos se tomara como
referencia a las tensiones correspondientes a las cajas de conexiones.
El cableado de corriente continua debe poseer un doble aislamiento, adecuado
para el uso en la intemperie o enterrado.
2.6.1.5- Dispositivos de Protección
El sistema debe contar con un interruptor general manual del tipo magneto
térmico con intensidad de cortocircuito adecuado a las condiciones de la red. Un
interruptor diferencial automático.
Se deben proveer protecciones de contacto indirecto a las personas por falla
accidentales del aislamiento, estas se producen por averías, contacto inoportuno, etc.
Marco Teórico 46
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y se dice que la corriente resultante se llama corriente de defecto, que es la que puede
ocasionar daños a las personas. Así, los sistemas de protección se basan, o bien en
limitar las corrientes de defecto, o bien en detectar su ocurrencia y eliminar la tensión
que las produce. El interruptor diferencial que existe en la mayoría de nuestras casas
es el ejemplo más conocido: detecta corrientes de defecto en AC y desconecta el
circuito cuando su valor es superior a 30 mA en un tiempo inferior a 0,2 s. El límite
equivalente para corrientes DC está en 100 mA, siendo el tiempo máximo de
actuación 5 segundos.
En el lado DC se debe limitar las tensiones de operación, para que en caso de
contacto accidental la corriente sea siempre inferior a 100 mA, este límite se
considera razonable para evitar daños lamentable a las personas. En la práctica, esto
se traduce en imponer a los generadores fotovoltaicos la condición * 81,25 120ocV V≤ ,
donde *ocV es la tensión de circuito abierto del generador en condiciones estándar de
medida. Esto equivale a que la tensión nominal del sistema sea inferior a 80 V. Esta
medida trae como consecuencia que tensiones bajas conllevan corrientes altas, lo cual
implica cables gruesos y disminución de bajar la eficiencia de los inversores, pero
que solo es significativo en instalaciones con altos Kwp.
Se debe adoptar una configuración flotante del generador fotovoltaico, es
decir, que sus dos polos estén aislados de tierra. Esta medida garantiza 100% de
protección contra el primer defecto del que se hablo antes y no requiere aparataje
Marco Teórico 47
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alguno, el único requisito es que la resistencia de aislamiento, Riso, sea tan alta como
para limitar la corriente de derivación a un máximo de 100 mA. Esto equivale a decir
que *1,25 /100iso ocR V mA≥ , lo cual, es muy fácil de cumplir debido a que las
resistencias de aislamiento en generadores reales suelen ser del orden de los MΩ
(Mega Ohmios).
Es importante mantener una frecuente vigilancia del aislamiento por medio de
la implementación de un dispositivo capaz de medir el valor de Riso, el cual informe
de manera oportuna cuando no se cumpla la condición de seguridad definida en el
párrafo anterior. Si esto llegara a ocurrir, el defecto puede ser reparado antes de que
ocurra un segundo defecto, que ahora sí, podría resultar fatal, debido a que el primer
defecto representa un camino por el que la corriente de retorno podría circular con
comodidad.
La puesta a tierra de las masas de una instalación es, en general, una medida
que tiene como objeto proteger a las personas en el caso de que un defecto provoque
la aparición de tensión donde normalmente no debe de haberla (entonces, la puesta a
tierra hace que tal tensión se mantenga por debajo de la peligrosidad); y también
permite que funcionen otras medidas de protección, como por ejemplo los
interruptores diferenciales mencionados anteriormente.
Marco Teórico 48
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2.6.2- Operación y mantenimiento de las instalaciones
Entre los requisitos mínimos para el buen funcionamiento se enumeran una
serie de paso para la operación y mantenimiento de la instalación de conjunto.
2.6.2.1- Operación
- Comprobar diariamente que la instalación funciona sin anomalías asegurándose de
que los valores funcionales de la instalación son correctos y no hay ninguna
alarma.
- Mantener limpios los módulos fotovoltaicos, tanto de polvo como de cualquier
otro elemento que pueda incidir en el rendimiento de la instalación. Esta limpieza
puede suponer adoptar las medidas adecuadas que eviten el ensuciamiento (como
por ejemplo en el caso de ensuciamiento por aves) o simplemente en el lavado
con agua y detergentes no abrasivos, procurando evitar que el agua se acumule en
los módulos. En ningún caso se utilizaran mangueras a presión. En este sentido si
los módulos solares superan los 10 o grados de inclinación con respecto a la
horizontal, se tiene asegurado una mínima acumulación de residuos, que puede
ser favorecido por el efecto de la lluvia.
Marco Teórico 49
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2.6.2.2- Mantenimiento preventivo
2.6.2.2.1- Sistema de captación:
- Posibles degradaciones internas y de estanqueidad del panel (inspección visual
trimestral).
- Rotura del cristal.
- Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas.
- Estado de las conexiones eléctricas y del cableado (inspección visual trimestral).
- Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales.
- Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables que conexionan
los paneles.
- Comprobación del estado y apriete de la tornillería de fijación de los paneles a la
estructura (inspección visual semestral).
2.6.2.2.2- Inversor:
- Estado general y funcionamiento del inversor (inspección visual semestral).
2.6.2.2.3- Estructura soporte:
- Comprobación del estado y apriete de la tornillería de la estructura (inspección
visual semestral).
- Detección de puntos de corrosión (inspección visual semestral).
Marco Teórico 50
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- Asentamiento y situación de las estructuras en cubiertas planas (inspección visual
semestral).
2.6.2.2.4- Conexionado y cableado de los componentes:
- Estado general del conexionado y cableado (inspección visual semestral).
CAPÍTULO III BASES Y PREMISAS
Bases y Premisas 51
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3.- BASES Y PREMISAS
3.1- UBICACIÓN GEOGRAFICA Y CONDICIONES METEOROLOGICAS GENERALES DE VENEZUELA
Venezuela se encuentra ubicada en América del Sur y limita al norte con el
Mar Caribe o de las Antillas, al este con la Guyana Británica, al sur con Brasil y al
oeste con Colombia.
Venezuela está al oeste del Meridiano de Greenwich, específicamente -4 GMT
(Greenwich Mean Time), entre los siguientes meridianos:
• 59° 48 en su parte más oriental, pasa por la confluencia de los
ríos Barima y Mururuma en el Estado Delta Amacuro.
• 73° 25 en su parte más occidental, pasa por el nacimiento del
río Intermedio, en el Estado Zulia, esto significa que está en el
hemisferio occidental.
Al norte del Ecuador está entre los siguientes paralelos:
• 0°38 53 en su parte más meridional, pasa por las cabeceras
del río Ararí en el extremo más meridional del estado
Amazonas.
Bases y Premisas 52
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• 12° 12 en su parte más septentrional, pasa por el Cabo San
Román, Península de Paraguaná, en el estado Falcón.
Venezuela por estar ubicada en el hemisferio norte se encuentra en una zona
intertropical, es decir, entre los trópicos de Cáncer al norte, y el de Capricornio al sur,
los rayos solares caen perpendicularmente sobre el territorio, esto hace que el día y la
noche tengan mas o menos igual duración todo el año, además de que no se
presenten mayores contrastes entre el mes frío y el más cálido. No obstante, existen
alteraciones climáticas en las diferentes regiones del país, debido en gran parte a la
altura sobre el nivel del mar. Las temperaturas oscilan entre los 8° C y 40° C
dependiendo de la ubicación geográfica de cada región.
De acuerdo a la cantidad de precipitación caída, se definen dos estaciones: una
estación seca comprendida entre los meses de Diciembre y Abril, y una estación
lluviosa comprendida entre los meses de Mayo a Noviembre. Por su ubicación
geográfica, las situaciones meteorológicas frecuentes son: la actividad de la
convergencia tropical (ITCZ), el anticiclón permanente del Atlántico Norte, vaguadas
en altura, ondas tropicales del este, la penetración de masas de aire frío procedentes
del norte y efectos locales por influencia orográfica (conjunto de montaña del país).
Bases y Premisas 53
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3.2- UBICACIÓN GEOGRAFICA DE CARACAS
Caracas está ubicada en uno de los principales valles de la Cordillera Central,
muy cerca de las costas bañadas por el Mar Caribe. Se encuentra separada de estás
por el majestuoso Cerro El Ávila cuya altura se eleva a los 2600 metros. El Distrito
Capital posee 1.930 Km2 una altitud de 900 msnm. La temperatura anual promedio
oscila en 23° C. Como no existen las 4 estaciones se dan dos temporadas la lluviosa
en la época de mayo a septiembre y la temporada seca de octubre a abril.
La latitud norte de Caracas es 10º 30 y su longitud oeste es 66 o 55 1.2.
Cada coordenada geográfica describe y ubica cada país, ciudad o pueblo.
Además, según su ubicación tendrá características metereológicas que lo identifican
y debido al movimiento de rotación de la tierra y su traslación alrededor del Sol cada
coordenada será exclusiva de una declinación solar a lo largo de todo el año.
En Caracas la declinación solar se representa en la siguiente tabla.
Ciudad Ubicación Geográfica Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Lat: 10,50 Caracas
Lon: -66,917 -21 -12 -1.81 -9,7 18,8 23 21,2 13,7 3,09 -8.44 -18 -23
Tabla 1. Declinación del Sol con respecto a Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.
Bases y Premisas 54
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3.3- DATOS METEOROLOGICOS DE CARACAS
3.3.1- Red Meteorológica
Para medir los datos meteorológicos se tienen que usar varios observatorios
ubicados alrededor de todo el territorio. Todos los datos se utilizan para hacer
estudios sobre algún tema, pero los más importantes para utilizar la energía solar son
la intensidad de la radiación y la duración de la insolación. De igual manera, pero no
con la misma importancia, se utiliza la temperatura y el régimen de los vientos.
3.3.2- Las estaciones de medida
Existen actualmente en el país varios observatorios uno de los más destacados
está ubicado en Caracas: El Observatorio Cajigal y el otro en el Estado Mérida: La
Fundación Centro de Investigaciones de Astronomía "Francisco J. Duarte" (CIDA).
A parte, esta también El Servicio de Meteorología de la Aviación, ubicado en
Maracay, el cual cuenta con 35 estaciones meteorológicas distribuidas en todo el país,
y en las mismas se registran datos de: temperatura, presión, viento, radiación,
insolación, nubosidad, precipitación, evaporación entre otros.
3.3.3- Características Meteorológicas de Caracas
La ciudad de Caracas presenta condiciones climáticas variables dependiendo de
la temporada en la que se encuentre, entre mayo y septiembre es la temporada
lluviosa y entre octubre y abril es la temporada seca. Además, tiene una temperatura
Bases y Premisas 55
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anual promedio de 23° C, siendo un poco más bajo en la época de diciembre, enero y
febrero lo que ayuda a mantener una temperatura de operación adecuada en los
módulos fotovoltaicos. Su grado de nubosidad depende también de la temporada pero
generalmente se mantiene alrededor del 50%. A parte, presenta poca precipitación.
Dependiendo del lugar de estudio, o de dónde se coloquen los módulos
fotovoltaicos se necesita cierta inclinación de los mismos para que los rayos solares
penetren de manera perpendicular a los módulos ya que de esta manera la cantidad de
rayos que recibe es mayor que la que recibiría el modulo horizontalmente. En la
tabla que se muestra a continuación se observa la insolación global promedio
percibida por Caracas en superficies horizontales en KWh/m2 día.
Ciudad Ubicación Geográfica Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Lat: 10,50 Caracas
Lon: -66,917 5,59 5,14 5,82 6,11 5,94 5,76 5,63 5,77 5,77 5,72 5,56 5,01 4,84
Tabla 2. Insolación global promedio captada por superficies horizontales, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.
De lo expuesto anteriormente, se hace necesario y beneficioso colocar el
sistema FV con cierto grado de inclinación orientados al sur, como se explicará mas
adelante, para que la energía aprovechada sea mayor a la que se observa en la tabla 2.
Como se puede observar, en la gráfica a continuación, el mes con menor
insolación es Diciembre con 4,84 KWh/m2*día, siguiéndole Noviembre con 5,01
Bases y Premisas 56
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KWh/m2 *día debido a la poca perpendicularidad con que inciden los rayos en
Caracas como se describe en la Tabla 1.
0
1
2
3
4
5
6
7
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Meses
Inso
laci
on K
Wh/
m2*
dia
Figura 8. Representación gráfica de la Insolación captada por superficies horizontales. Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
Una de las actividades meteorológicas que influyen en la adopción de celdas
solares como sistema alterno de energía, es el porcentaje de nubosidad presente en la
zona de estudio, ya que éstas contribuyen positiva o negativamente a la cantidad de
insolación que recibe el lugar.
A continuación, se observa la tabla del porcentaje de nubosidad presente en
Caracas en un periodo de 10 años medido en las horas de luz del día.
Bases y Premisas 57
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Ciudad Ubicación Geográfica Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Lat: 10,50 Caracas
Lon: -66,917 55,9 45,6 47,7 47,2 59,4 63 66,4 59,8 55,3 58,6 60,5 57,3 51,1
Tabla 3. Porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 25.
0
10
20
30
40
50
60
70
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMeses
% N
ubos
idad
Figura 9. Representación gráfica del porcentaje de nubosidad, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
En la figura 8 se observa que el mes donde se capta mayor insolación es
Marzo debido a la casi perpendicularidad con que inciden los rayos (véase tabla 1),
además del bajo porcentaje de nubosidad presente en dicho mes.
La influencia del mayor porcentaje de nubosidad en el mes de Junio da a lugar
que la cantidad de insolación recibida sea un poco menor, consecuencia de que en
esa época está presente la temporada lluviosa a lo largo de todo el país. Sin embargo
Bases y Premisas 58
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la insolación en Caracas no es tan variable, se mantiene dentro de un rango pequeño a
pesar que la nubosidad es cambiante por las temporadas de lluvia y sequía a lo largo
del año.
A consecuencia del movimiento relativo del Sol con respecto a Caracas, se
observa que los meses de Marzo y Septiembre, el Sol se encuentra en el Zenit, lo que
implica que los rayos solares caen perpendicularmente en la ciudad Capital, sin
embargo ambas radiaciones difieren por el porcentaje de nubosidad presente en
Septiembre. Luego la insolación disminuye levemente hasta que cae en Diciembre,
siendo esta la mínima, hasta que vuelve a aumentar en Marzo cerrando el ciclo anual.
Un término importante para el diseño del sistema fotovoltaico es la duración
de insolación diaria expresada comúnmente en horas solares pico (HSP). Una hora
solar pico es la energía recibida durante una hora, a una radiación promedio de 1
Kw/m2. Es decir, 1 Kw-h/m2 es igual a 1 HSP.
Ciudad Ubicación Geográfica Anual Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Lat: 10,50 Caracas
Lon: -66,917 5,6 6,1 6,4 6,2 4 5,6 5,2 5,8 6,7 5,7 5 5,4 4,8
Tabla 4. Hora Solar Pico o Duración de Insolación diaria promedio, horas y décimas, Caracas, Venezuela. Fuente: Ref. Bibliográfica 24.
Bases y Premisas 59
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3.4- GEOGRAFÍA DEL LUGAR Y LA INFLUENCIA DEL CONTORNO
3.4.1- Geografía del lugar
Venezuela es un país con una diversidad grande en su relieve que dependiendo
de dónde este ubicado el sistema fotovoltaico se presentarán dificultades o no debido
a obstáculos tales como la vegetación o construcciones altas.
Caracas es una ciudad que esta ubicada en un valle, muy congestionada, que
tiene muchas construcciones altas y esto puede ocasionar perdidas en las aportaciones
solares a diferencia de Coro, Edo. Falcón que es una ciudad plana con pocas
edificaciones donde la recepción de la radiación solar es mayor.
Existe un método que consiste en colocar sobre el ábaco de soleamiento (altura,
azimut) el mapa en relieve del lugar considerado, utilizando para la altura del Sol y
para los relieves la misma unidad de medida. De esta manera cuando ocurran los
periodos desfavorables habrá agujeros en la radiación, inducidos por las pantallas
naturales.
3.4.2- Influencia del contorno
Cuando se quiere colocar un sistema de módulos fotovoltaicos para una
vivienda residencial es importante tomar en cuenta las construcciones vecinas y la
vegetación presente en el lugar, debido a que su posición sobre la trayectoria del solar
Bases y Premisas 60
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puede originar sobre los módulos una sombra perjudicial que afectaría el
funcionamiento y el rendimiento de la instalación.
Para ello antes de colocar los paneles se debe tener presente primero, la altura
del obstáculo debido a la distancia de la sombra que varía con la estación y segundo,
la superficie del suelo barrida por la variación del azimut del Sol.
En estas figuras se puede observar el cálculo de la sombra que arroja un edificio
de 20 metros de altura. Para poder hacer el cálculo, primero se ubica el centro del
ábaco, luego se traza una línea de allí hasta el punto de intersección de la curva del
día y mes en estudio (Ej. 21 de Noviembre) y la recta de la hora que se desee (Ej. 8
a.m.). Se mide la distancia en unidades y el valor arrojado es la longitud y dirección
de la sombra por cada unidad de altura del día y la hora que se escogió (21/Nov a las
8 a.m.)
Figura 10. X = 2,20 longitud y dirección de la sombra por cada unidad de altura el día 21 de Noviembre a las 8 a.m. Fuente: Ref. Bibliográfica 21.
Bases y Premisas 61
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A
A continuación se calcula la distancia de la sombra que produce todo el edificio:
20,00 mts. de altura x 2,20 = 44,00 mts.
Este valor es A. Se calcula el valor de la longitud de la sombra medida
normal a la fachada, trazando una paralela A de igual magnitud de A en el punto
inferior de la edificación como se muestra en la figura.
M
MB
A
14,7
5
44,00
O E
S
N
Figura 11. B = 14,75 mts. Longitud de la sombra medida normal a la fachada. Fuente: Elaboración propia.
En esta última figura se observa el ángulo C que forma la longitud B y la
fachada del edificio.
Bases y Premisas 62
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Figura 12. Angulo C de penetración por las aberturas del edificio. Fuente: Elaboración propia.
3.5- APLICACIÓN DE LA LEY ORGÁNICA DEL SERVICIO ELECTRICO AL SISTEMA NET METERING
La Ley Orgánica del Servicio Eléctrico se creó para establecer las
disposiciones que regirán el servicio eléctrico en el territorio nacional, constituido por
las actividades de generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional,
distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica etc., como lo expresa
el Artículo 1, de dicha Ley.
En el Artículo 6 se expresa que cualquiera de las actividades comentadas en
el párrafo anterior, no pueden ser desplegadas por una misma empresa, lo que permite
la comercialización y la libre competencia de dichas actividades. Debido al sistema
propuesto en esta tesis, llamado Net Metering, es obligatorio cumplir con los
requisitos propuestos por la Ley Orgánica, sin embargo este sistema no entraría en el
Mercado Mayorista de Electricidad ya que la demanda de corriente que ofrece no es
tan grande como para abastecer a una población y no está estipulado un Mercado
B = 14,75
CC
INCLINACIÓN DE LOS RAYOS SOLARES NORMALES A LA FACHADA
Bases y Premisas 63
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Minorista en la Ley de manera que para este tipo de sistema habría que crear nuevos
artículos que lo legalicen.
Por otro lado, debido a que el sistema le esta aportando energía a la Red
Eléctrica es importante tomar en cuenta lo establecido en el Artículo 12 del Capítulo
II, de la planificación del Servicio Eléctrico, que establece que las actividades que
constituyen el servicio eléctrico deberán realizarse de tal manera que se asegure su
compatibilidad con las disposiciones relativas a las áreas pobladas, agrícolas,
forestales y a las de régimen de administración especial. Con respecto a este
Artículo no habría problema ya que el sistema cuenta con interruptores de seguridad y
disposiciones técnicas que la hacen compatible a la Red.
A parte, con la creación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica
encargada de la regulación, supervisión, fiscalización y control de las actividades que
constituyen el servicio eléctrico, como se expresa en el Artículo 15, se hace necesaria
una previa autorización de dicha comisión para que haya una competencia abierta
como lo expresa el Artículo 24, Capítulo III, de las Actividades del Servicio
Eléctrico. Para este caso el Artículo 24, se adaptaría para el Mercado Minorista,
debido a que solo se refiere al Mercado Mayorista.
Es importante resaltar que la autogeneración, es decir, la actividad de
generación eléctrica reservada para el uso único de la persona natural está exenta del
Artículo 24, con las excepciones establecidas en esta Ley. Por ejemplo, el sistema
Bases y Premisas 64
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fotovoltaico con un banco de baterías, sin abastecimiento de la energía suministrada
por la Red Eléctrica cumpliría con este Artículo.
En el Artículo 30 de la Ley se establece que los generadores de energía que se
conectan directa o indirectamente a la red deben efectuar las obras para la conexión
de sus instalaciones y cumplir con las normas que establezca, la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica, lo que implica que la persona jurídica debe cubrir con los gastos
que acarree el sistema.
Con el Artículo 119 se concluye que el sistema Net Metering no estaría sujeto
a la autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica que se expresa en el
Artículo 43, pues la demanda de las casas en estudio no entra dentro de los
requerimientos para tener una autorización, a menos que se creen las leyes que
legalicen el sistema.
3.6- CONSUMO EN Wh/día DE CADA INMUEBLE EN ESTUDIO
Como se mencionó en el capítulo I y según los objetivos específicos, el
estudio de Factibilidad técnico se debe realizar a viviendas con un consumo mensual
de 100 KWh, 300 KWh y 600 KWh para luego ir aplicarlo a una casa ubicada en
Caracas. De esta manera se muestra a continuación las tablas del consumo total de
energía que tienen las viviendas con las cargas descritas anteriormente.
Bases y Premisas 65
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Dichas tablas cuentan con artefactos eléctricos que permiten el consumo
mensual que se necesita para el estudio.
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Eléctricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/día Total
Wh/día Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0,3 90 Lavadora 1 500 120 4,17 0,5 250 Licuadora 1 100 120 0,83 0,15 15 Luz de pared 6 75 120 0,63 4 1800 Radio 1 50 120 0,42 1 50 Televisor 1 250 120 2,08 1 250 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Computadora 1 350 120 2,92 0,5 175 Capacidad de Carga Continua: 1975 Total consumo de Energía: 3680
Tabla 5. Consumo de electricidad del inmueble de 100 KWh. Fuente: Elaboración propia.
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Eléctricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/día Total
Wh/día Aspiradora 1 1400 120 11,67 0,1 140 Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0,3 90 Horno Microondas 1 1400 120 11,67 0,5 700 Lavadora 1 500 120 4,17 0,5 250 Licuadora 1 100 120 0,83 0,15 15 Luz de pared 14 75 120 0,63 4,5 4725 Plancha 1 1000 120 8,33 0,25 250 Radio 2 50 120 0,42 1 100 Secador de pelo 1 500 120 4,17 0,1 50 Televisor 2 250 120 2,08 3,5 1750 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,1 93,6 Computadora 1 350 120 2,92 2 700 Impresora 1 50 120 0,42 0,25 12,5 Capacidad de Carga Continua: 7261 Total consumo de Energía: 9926,1
Tabla 6. Consumo de electricidad del inmueble de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Bases y Premisas 66
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CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Eléctricos Cant. Potencia
(watt) Voltaje (V) Amp =P/V Hora/día Total
Wh/día batidora 1 150 120 1,25 0,08 12 Horno pequeño 1 1400 120 11,67 1 1400 Calentador de 50 lts. 1 800 120 6,67 2 1600 equipo de Sonido 2 300 120 2,50 1 300 horno Microondas 1 1400 120 11,67 1 1400 Lavadora 1 1500 120 12,50 1,5 2250 licuadora 1 100 120 0,83 0,5 50 Luz de pared 29 60 120 0,50 6 360 Máquina de afeitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 2 3200 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0,35 350 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0,1 50 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0,4 2000 Televisor 2 250 120 2,08 5 1250 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,5 37,5 Nevera 1 350 120 2,92 3 1050 Computadora 1 350 120 2,92 12 4200 impresora 1 50 120 0,42 0,5 25 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,3 280,8 Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 15831 Total Consumo de Energía 19.816,80
Tabla 7. Consumo de electricidad del inmueble de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.
A continuación se observa la tabla de consumo de la vivienda ubicada en
Caracas, a la cual, se le realizará todo el estudio para verificar la factibilidad o no de
la adopción de celdas solares como sistema alterno de energía.
Todos estos datos se sacaron haciendo un inventario de dicha casa y
estimando el consumo promedio de los artefactos eléctricos durante el día y la noche.
Bases y Premisas 67
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CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Eléctricos Cant. Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/día Total
Wh/día batidora 1 150 120 1,25 0,08 12 Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0,5 700 Cafetera 1 600 120 5,00 0,3 180 Calentador de 50 lts. 1 800 120 6,67 1 800 Cocina 1 6000 120 50,00 3 18000 equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0,1 30 horno Microondas 1 1400 120 11,67 1 1400 Lavadora 1 1500 120 12,50 0,4 600 licuadora 1 100 120 0,83 0,2 20 Luz de pared 1 10 120 0,08 0,1 1 Luz de pared 18 15 120 0,13 0,3 4,5 Luz de pared 1 30 120 0,25 0,17 5,1 Luz de pared 10 40 120 0,33 0,3 12 Luz de pared 4 50 120 0,42 0,3 15 Luz de pared 29 60 120 0,50 0,3 18 Luz de pared 5 75 120 0,63 0,5 37,5 Luz de pared 4 100 120 0,83 0,7 70 Luz de pared 16 150 120 1,25 0,56 84 Máquina de afeitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 1 1600 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0,1 100 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0,05 25 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0,1 500 Televisor 2 250 120 2,08 3 750 Timbre 1 50 120 0,42 0,05 2,5 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,5 37,5 Nevera 1 119 120 0,99 4 476 Computadora 1 350 120 2,92 5 1750 impresora 1 50 120 0,42 0,3 15 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0,1 93,6 Horno Convencional 1 4500 120 37,50 0,3 1350 Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 27220 Total Consumo de Energía 28.690,20
Tabla 8. Consumo eléctrico del inmueble particular ubicado en Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO
Marco Metodológico 68
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4.- MARCO METODOLÓGICO
El estudio realizado se hace partiendo de un caso particular para ir a lo general
(estudio inductivo), es decir, se tomará un inmueble ubicado en la ciudad de Caracas
con data histórica (un año) del consumo energético mensual, para analizar y estimar
sus posibles ahorros generalizando en los hogares urbanos en Caracas. Se estudiaran
para tres casos específicos de consumo energético mensual, concretamente para 600
KWh, 300 KWh y 100 KWh.
En el caso de las inversiones se partirá de instalaciones típicas y básicas en
hogares, para luego estudiar el caso particular del inmueble en estudio y sus
necesidades de adecuación por medio de un estudio deductivo.]
4.1- PLANTEAMIENTO DEL ESQUEMA GENERAL PARA LA GENERACION FOTOVOLTAICA
De acuerdo a los objetivos generales de la investigación en el capitulo I, se
consideran las soluciones al problema, haciendo uso de la documentación recopilada
sobre condiciones ambientales, tales como insolación, grado de nubosidad, etc. todas
indispensables para determinar el aporte energético del sistema.
Sobre la propuesta planteada se ejemplifica de manera general el esquema
unifilar; en este se puede apreciar la disposición de los equipos en el sistema para la
totalidad de los casos en estudio.
Marco Metodológico 69
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!
=
Figura 13. Esquema Unificar General de los arreglos fotovoltaicos. Fuente: Elaboración propia.
El esquema esta basado en los equipos planteados en el capitulo II,
específicamente en la sección 2.6.1. donde se describen los componentes de forma
detallada y se justifica su implementación. Algunos de estos elementos son
indispensables por que forman parte del proceso de generación y conversión de
energía, otros están por razones de seguridad.
El esquema planteado ilustra de manera general la ubicación de cada uno de
los equipos instalados en el arreglo fotovoltaico de los 4 casos de estudio, excepto por
el de 100 KWh que necesita un componente adicional.
Marco Metodológico 70
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4.2- SELECCIÓN DE LOS EQUIPOS QUE CONFORMAN EL SISTEMA DE GENERACIÓN FV
Módulos Fotovoltaicos
Los paneles solares en el arreglo fotovoltaico fueron determinados de acuerdo
al consumo energético del hogar en estudio (Ver Capítulo III, sección 3.6) y a los
requerimientos técnicos planteados en el capítulo II, sección 2.6.1.1. El análisis
realizado se baso en los módulos de varios fabricantes de conocido prestigio y
comercialmente fáciles de adquirir, que ofrecen garantía entre 20 y 25 años, de que
sus productos cumplen las especificaciones de generación prometidas.
Los módulos y fabricantes evaluados se exponen en el apéndice A, cualquiera
de estos modelos presentados cumple con las características anteriores, y por lo tanto
representan una opción viable. Por estas razones la única diferencia de peso para
escogerlos fue la opción que representara menor costo.
En base al costo de los módulos (véase evaluación económica capítulo VI y el
apéndice D), se seleccionaron los siguientes módulos fotovoltaicos que pasaran a
formar parte de los planteamientos posteriores y durante el desarrollo final del
presente trabajo.
Para el caso particular del hogar en Caracas la marca escogida fue SHARP,
modelo NE-165 U1 de 165 W de potencia.
Marco Metodológico 71
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Para el caso de 600 KWh el módulo fotovoltaico fue el modelo PW1650-155
de la marca PHOTOWATT de 155 W de potencia.
Para el caso de 300 KWh el módulo fotovoltaico fue el modelo EC-115 NSP
de la marca EVERGREEN SOLAR de 115 W de potencia.
Y finalmente, para el caso de 100 KWh el módulo escogido fue el modelo
ST1662 de la marca RELIAGEN de 155 W de potencia.
Inversor de corriente
El inversor de corriente debe cumplir con las condiciones descritas en el
capitulo II, secciones 2.6.1.3 y 2.6.1.5, de acuerdo a las características físicas y a las
normas de seguridad, respectivas.
Los parámetros para selección del inversor están basados en la eficiencia, en
la capacidad de carga continua y en el costo, como último recurso para decidir.
Las capacidades de carga continua (CCC) se establecen en las tablas 5, 6, 7 y
8 del capitulo III, sección 3.6, los valores expuestos para los distintos casos de
estudios son:
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Hogar Particular en Caracas con 27000 W de capacidad de carga continúa.
De acuerdo a estos parámetros se escogió el inversor de la marca Xantrex, modelo
PV 30 con una capacidad de 30 KW.
Los modelos para dos de los casos de estudio general, fueron de la marca
Xantrex en los modelos PV 10, PV 20 correspondientes a 300 y 600 Kilovatio-horas
respectivamente. Estos dos modelos escogidos tienen una eficiencia superior al 95 %
y el rango de voltaje a la entrada del sub-sistema DC varia entre 330 y 600 VDC
(voltios en corriente continua). Por esta razón se determinó que el voltaje nominal
del sub-sistema DC debe ser de 336 VDC, lo cual va en concordancia con el voltaje
nominal de los módulos fotovoltaicos seleccionados, que varía en múltiplos de 48
(ver capitulo II, sección 2.6.1.3).
El caso de 100 KWh arrojo algunas mejorías en los costos del inversor, ya que
para esta capacidad de carga continua había más opciones en el mercado, a diferencia
de los otros estudios donde solo se encontró un inversor adecuado para cada caso
(Ver capitulo VI, sección 6.1.3).
En este caso el inversor escogido fue de la misma marca de los anteriores
(Xantrex), pero el modelo Sun tie XR de 2.5 Kw de capacidad continua. La eficiencia
de este es un poco menor al de los anteriores, pero el costo es significativamente
menor. La última característica de relevancia es para el voltaje nominal de entrada
Marco Metodológico 73
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DC, el cual se reduce a 48 VDC, esto permite disminuir la cantidad de paneles a
utilizar en el arreglo fotovoltaico.
Por último, este inversor requiere de un equipo adicional, pero por un costo
muy reducido (ver Capitulo VI, sección 6.1.3). Necesita un transformador de
corriente alterna que permita pasar de los 240 VAC monofásico de la salida del
inversor a 208 VAC trifásico a la entrada de la red.
4.3- DETERMINACIÓN DE LA ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN ÓPTIMA DE LOS MODULOS SOLARES
Como consecuencia del movimiento relativo de la tierra, el sol es capaz de
recorrer un ángulo de 46o 54 que es la máxima trayectoria de polo a polo con
respecto al ecuador. El movimiento sobre los captadores se representa en la figura a
continuación. En esta se indica los ángulos máximos de la posición variable del sol,
que en el caso de Caracas corresponden a 33o 54 hacia el Sur y 12o 57 hacia el
Norte. Esto indica que la radiación que percibe Caracas proviene del hemisferio Sur
durante 7 meses y del hemisferio Norte durante 5 meses (Ver Tabla 1).
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β
Figura 14. Posición relativa del Sol respecto a Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
Durante los 7 meses en el hemisferio Sur es cuando se percibe la mayor
cantidad de radiación solar, debido a que el sol se encuentra ahí por más tiempo. Por
esta razón los captadores se fijan con el ángulo óptimo β con respecto a la horizontal
y orientado hacia el Sur (Ver figura 14). Se busca aprovechar la mayor cantidad de
insolación anual, entre el equilibrio de menor número de módulos fotovoltaicos y
mayor aporte de energía a la red.
4.3.1- CARACTERÍSTICAS METODOLÓGICAS
Las consideraciones para el desarrollo de los diferentes casos de estudio se
presentan a continuación.
Marco Metodológico 75
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! Para el análisis de β, se estudiaron diversos ángulos en los captadores solares
variados entre 4 y 25 grados con respecto a la horizontal. Esto se hizo para
cada uno de los casos en estudio.
! El módulo óptimo para cada ángulo β, se estudia por vivienda. Es decir, para
cada uno de los 4 casos, se busca el mejor módulo por ángulo. Para un mismo
caso de acuerdo al ángulo de inclinación puede haber un módulo más barato
que otro, así esto implique que se necesite usar mayor cantidad de ellos.
! Los valores se obtuvieron con la metodología de cálculo presentada en el
Capítulo II, secciones 2.2 y 2.3.
! Los datos meteorológicos utilizados en el modelo de calculo fueron obtenidos
de la NASA, en su mayoría son promediados para un periodo de 10 años (Ver
apéndice E). Únicamente la duración de la insolación (hr/día) fue recopilada
por el Instituto Nacional de Estadísticas (INE), ver apéndice F.
! El parámetro de diseño para determinar el total de módulos solares en el
arreglo fue la insolación solar obtenida teóricamente en el mes crítico de
Diciembre (Ver tabla 11).
! Los captadores para los diferentes arreglos se escogieron en base a los análisis
realizados en las tablas 10, 11, 12 y 14 de acuerdo a los requerimientos
planteados en la sección anterior (4.2). Las hojas de cálculo que respaldan las
tablas anteriores se encuentra en el apéndice A.
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4.3.2- EVALUACIONES REALIZADAS PARA CADA CASO
Los estudios realizados se basan en la optimización del ángulo de inclinación
β, utilizando el mes crítico de insolación y con los captadores siempre orientados
hacia el Sur. Se utiliza también el promedio anual de la insolación, las características
técnicas y económicas de cada módulo estudiado en cada uno de los casos
específicos, y para el inmueble ubicado en la ciudad de Caracas.
A continuación se presentan los gráficos de insolación anual y de insolación
del mes crítico (Diciembre) con respecto a los ángulos β para la ciudad de Caracas
obtenido de las hojas de cálculo expuestas en el apéndice A.
5,90
5,92
5,94
5,96
5,98
6,00
6,02
6,04
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
Inclinación Angulo β (Grados)
Inso
laci
ón A
nual
(Kw
h/m
^2*d
ía)
Figura 15. Aprovechamiento anual de Insolación captada variando el ángulo de inclinación β. Fuente: Elaboración propia.
Marco Metodológico 77
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5,00
5,10
5,20
5,30
5,40
5,50
5,60
5,70
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
Inclinación Angulo β (Grados)
Inso
laci
ón M
es C
rític
o (K
wh/
m^2
*día
)
Figura 16. Radiación solar percibida en el mes crítico (Diciembre) variando el ángulo de inclinación β. Fuente: Elaboración propia.
De acuerdo a las gráficas de la figura 15, se observa que el ángulo óptimo de
inclinación para los captadores es 16 o. Este permite aprovechar la mayor cantidad
anual de insolación, estamos hablando del orden de los 6,03 KWh/m2*día. La figura
16 demuestra que al aumentar el ángulo de inclinación aumenta la insolación
percibida durante el mes de más baja insolación del año. Esto trae la ventaja de
producir más energía durante el mes de insolación crítico.
Este análisis, sin embargo, no garantiza que el ángulo anterior sea el más
adecuado a la hora de escoger los módulos, como se verá más adelante. Esto depende
de las características eléctricas de los equipos a utilizar, y de acuerdo a las
necesidades energéticas del lugar en cuestión.
Marco Metodológico 78
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La distribución anual de la insolación global media considerando la
inclinación de 16° se presenta en la siguiente tabla.
Mes Qβ Enero 5,60 Febrero 6,21 Marzo 6,18 Abril 5,92 Mayo 6,39 Junio 6,40 Julio 6,32
Agosto 6,01 Septiembre 5,95
Octubre 6,08 Noviembre 5,75 Diciembre 5,47
Promedio Anual 6,03 Tabla 9. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e inclinada 16°
respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración Propia.
Marco Metodológico 79
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5,00
5,20
5,40
5,60
5,80
6,00
6,20
6,40
6,60
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMeses
Inso
laci
ón M
edia
Glo
bal (
KW
h/m
^2*d
ía)
16°
Figura 17. Insolación global media captada por una superficie orientada al sur e inclinada 16°
respecto a la horizontal, Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
Caso específico para inmuebles de 600 KWh
Este caso en particular se adapta a viviendas con alto consumo energético,
tales como casa o quintas. En este sentido se encuentran sobre el promedio de los
hogares en la ciudad de Caracas.
El análisis realizado adaptado al consumo energético, determina el modelo y
fabricante del módulo más adecuado; así como también la cantidad de módulos
dispuestos en serie y en paralelo. De esta manera se llega a conocer el total de celdas
y el área total de cobertura del arreglo fotovoltaico.
Marco Metodológico 80
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La insolación utilizada como parámetro de diseño para la obtención del
número total de módulos solares fue siempre la obtenida teóricamente en el mes de
diciembre (ver Apéndice A).
Para escoger el módulo más adecuado se parte del parámetro ya escogido de la
inclinación óptima, que es para este caso β = 16o. De acuerdo a esto, se busca el mes
con menor insolación para este ángulo (16 o), el cual se puede observar en la figura
17, donde se indica claramente la insolación a lo largo de todo el año. Este mes es el
de Diciembre y se usa como parámetro de diseño. La finalidad de usar este valor de
insolación es para garantizar el suministro de energía en las condiciones más críticas.
Se parte de la premisa, si se logra satisfacer la generación de energía en el mes
crítico, se logrará para el resto del año.
La tabla 10 se elaboró para poder determinar la opción más económica, de
acuerdo a los módulos solares recomendados (Ver apéndice A). Se puede observar
que a medida que se cambia el ángulo β, las insolaciones anuales y las del mes de
diciembre varían. Es precisamente esta variación la que permite escoger un módulo
de celda FV para cada ángulo. Como se indica en la tabla 10, la opción más viable es
la más barata y la que permita el máximo provecho de la insolación anual.
El área de captación es determinada por el lugar donde se dispone la
instalación fotovoltaica, y generalmente no supone un problema, a menos que se viva
en un apartamento. Ahí generalmente no se tiene la disponibilidad de un techo propio
Marco Metodológico 81
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como en una casa, donde se pueda instalar el arreglo FV sin problema. Si este fuera el
caso podemos determinada el área mínima del techo en la tabla 10.
Como hecho curioso se observa en esta tabla, que algunos modelos mantienen
su jerarquía durante varios ángulos de inclinación β, representando la mejor opción
entre otros módulos FV para algún ángulo en específico. Esto indica que el módulo
posee las mejores cualidades técnicas y económicas, con respecto a los otros
comparados en ese rango de insolación.
Es importante destacar que a medida que se considere la mayor cantidad de
marcas y modelos de celdas solares, se logrará satisfacer mejor las necesidades de
cada instalación específica. La idea es lograr ajustar las características técnicas y
económicas a la demanda energética del lugar en estudio.
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Inclinación Insolación Insolación Fabricante Modelo Número de Área de Total US $ ángulo β Anual Diciembre Módulos Captación
4 5,91 5,04 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 5 5,93 5,08 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 6 5,95 5,12 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 7 5,96 5,17 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 8 5,98 5,21 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 9 5,99 5,24 PHOTOWATT PW1650-175 42 52,22 26460,00 10 6,00 5,28 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 11 6,01 5,32 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 12 6,01 5,35 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00 13 6,02 5,38 SHARP NE-165 U1 42 54,64 24738,00
14 6,02 5,41 Evergreen Solar EC-115 NSP 56 52,83 24640,00
15 6,02 5,44 Evergreen Solar EC-115 NSP 56 52,83 24640,00
16 6,03 5,47 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 17 6,02 5,50 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 18 6,02 5,52 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 19 6,02 5,55 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 20 6,01 5,57 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 21 6,00 5,59 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 22 5,99 5,61 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 23 5,98 5,63 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 24 5,97 5,64 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00 25 5,95 5,66 PHOTOWATT PW1650-155 42 52,22 23730,00
Tabla 10. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 600 KWh.
Fuente: Elaboración propia.
Queda entones demostrado que para este caso particular la mejor opción (por
ser la más económica), se adapta al ángulo de inclinación de los paneles solares
donde ocurre la mayor captación anual de insolación.
Caso específico para inmuebles de 300 KWh
Este tipo de inmueble se encuentra dentro del rango de consumo para los
hogares de una gama media dentro de caracas.
Marco Metodológico 83
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Al igual que para el caso de 600 KWh el análisis se realiza en base al
consumo energético, el cual determina el modelo y fabricante del módulo, así como
también la cantidad de módulos dispuestos en serie y en paralelo, para determinar los
factores de dimensionamiento.
En la siguiente tabla (número 11), con formato conocido, se analiza
igualmente en función del ángulo de inclinación y de la energía recibidas sobre los
captadores. En este caso un solo panel logra desempeñarse como la mejor opción a lo
largo del periodo de mayor insolación anual. Lo recomendable en este caso es adoptar
el ángulo β de 16 grados, por razones ya conocida de insolación.
Como dato de interés se observa un solo modelo para varios ángulos por
encima y por debajo de β = 16o. Esto demuestra que dentro de las opciones de los
equipos evaluados, este se adapta mejor a las necesidades de generación.
Marco Metodológico 84
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Inclinación Insolación Insolación Fabricante Modelo Número de Área de Total US $ ángulo β Anual Diciembre Módulos Captación
4 5,91 5,04 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00
5 5,93 5,08 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00
6 5,95 5,12 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00
7 5,96 5,17 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00
8 5,98 5,21 RELIAGEN ST1650 28 37,18 13888,00
9 5,99 5,24 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00
10 6,00 5,28 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00
11 6,01 5,32 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00
12 6,01 5,35 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00
13 6,02 5,38 KYOCERA KC125g 28 26,01 13160,00
14 6,02 5,41 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
15 6,02 5,44 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
16 6,03 5,47 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
17 6,02 5,50 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
18 6,02 5,52 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
19 6,02 5,55 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
20 6,01 5,57 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
21 6,00 5,59 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
22 5,99 5,61 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
23 5,98 5,63 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
24 5,97 5,64 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
25 5,95 5,66 Evergreen Solar EC-115 NSP 28 26,41 12320,00
Tabla 11. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.
En el apéndice A se especia a detalle el estudio que se realizó y todas las
variables técnicas para llegar a los resultados de la tabla 11.
Marco Metodológico 85
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Caso específico para inmuebles de 100 KWh
Este es un tipo de inmueble particular, de características pequeñas, con un
consumo bajo como lo demuestra la tabla 7. Por ello no necesita una gran cantidad de
módulos FV.
En este caso solo un modelo y un fabricante lograron obtener el menor
desempeño para los distintos valores de inclinación (Ver tabla 12).
Esto en alguna medida demuestra, que los equipos escogidos para las
evaluaciones realizadas, suplen mejor las necesidades para hogares de mayor
consumo. Por razones comentadas con anterioridad, el ángulo que se consideró
óptimo, es el β=16o.
Marco Metodológico 86
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Inclinación Insolación Insolación Fabricante Modelo Número de Área de Total US $ ángulo β Anual Diciembre Módulos Captación
4 5,91 5,04 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 5 5,93 5,08 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 6 5,95 5,12 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 7 5,96 5,17 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 8 5,98 5,21 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 9 5,99 5,24 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00
10 6,00 5,28 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 11 6,01 5,32 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 12 6,01 5,35 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 13 6,02 5,38 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 14 6,02 5,41 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 15 6,02 5,44 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 16 6,03 5,47 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 17 6,02 5,50 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 18 6,02 5,52 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 19 6,02 5,55 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 20 6,01 5,57 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 21 6,00 5,59 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 22 5,99 5,61 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 23 5,98 5,63 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 24 5,97 5,64 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00 25 5,95 5,66 RELIAGEN ST1650 8 10,62 3968,00
Tabla 12. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso de 100 KWh.
Fuente: Elaboración propia.
La idea de hacer este estudio es lograr encontrar el módulo que disminuya los
costos de la inversión inicial (Ver capítulo VI sección 6.1.3) ya que de esta manera se
puede logar que el proyecto sea factible o no.
Los cálculos a detalle realizados para esta vivienda están reflejados en el
apéndice A.
Marco Metodológico 87
Universidad Metropolitana
Caso particular para inmueble ubicado en Caracas
El siguiente estudio cumple con las características para inmuebles de alto
consumo energético en Caracas (ver tabla 13). De acuerdo a lo comentado en el
principio de este capítulo, se cálculo el promedio para la data histórica de un año
correspondiente al 2003. En estos datos se expresa el consumo promedio de la
energía consumida por la vivienda en Kilovatios-horas durante ese año.
En la siguiente tabla se presenta las condiciones anteriormente descritas,
detallas mes a mes, y con los costos correspondientes.
MES FACTURADO CONSUMO CANTIDA
FACTURADA (Bs.) Ene-02 930,00 97571,89 Feb-02 867,45 101852,50 Mar-02 780,00 90992,01 Abr-02 735,00 82461,25 May-02 857,58 96096,53 Jun-02 872,06 98293,06 Jul-02 892,50 111356,68
Ago-02 881,00 103442,54 Sep-02 778,12 97237,16 Oct-02 779,00 92902,25 Nov-02 886,36 117517,17 Dic-02 767,14 89827,05
PROMEDIO ANUAL 835,52 98295,84
Tabla 13. Facturación de Energía eléctrica para el hogar particular de Caracas. Fuente: Elaboración propia.
El monto devengado por la Electricidad de Caracas corresponde a los
conceptos de consumo eléctrico, cargo por ajuste de combustible y energía, y
finalmente costo por impuesto municipal.
Marco Metodológico 88
Universidad Metropolitana
A continuación se realiza el mismo estudio que para los otros tres casos,
donde dependiendo del ángulo de inclinación se tendrá un fabricante, modelo y precio
de módulos FV.
Inclinación Insolación Insolación Fabricante Modelo Número de Área de Total US $ ángulo β Anual Diciembre Módulos Captación
4 5,91 5,04 Evergreen Solar EC-115 NSP 84 79,24 36960,00
5 5,93 5,08 Evergreen Solar EC-115 NSP 84 79,24 36960,00
6 5,95 5,12 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 7 5,96 5,17 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 8 5,98 5,21 SHARP NT-185 U1 56 72,85 36120,00 9 5,99 5,24 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 10 6,00 5,28 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 11 6,01 5,32 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 12 6,01 5,35 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 13 6,02 5,38 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 14 6,02 5,41 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 15 6,02 5,44 PHOTOWATT PW1650-175 56 69,63 35280,00 16 6,03 5,47 RELIAGEN ST1650 56 74,35 33040,00 17 6,02 5,50 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 18 6,02 5,52 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 19 6,02 5,55 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 20 6,01 5,57 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 21 6,00 5,59 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 22 5,99 5,61 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 23 5,98 5,63 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 24 5,97 5,64 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00 25 5,95 5,66 SHARP NE-165 U1 56 72,85 32984,00
Tabla 14. Insolación anual, Insolación en Diciembre, fabricante del módulo FV, modelo del módulo FV, números de módulos a utilizar, Área de captación y costo total (US $) para diversos ángulos de variación de β en el caso particular KWh.
Fuente: Elaboración propia.
Como se describió anteriormente, el ángulo que permite mayor captación de
insolación anual es 16o, sin embargo para este caso se decidió tomar la marca Sharp
que se ubica en el ángulo de inclinación β=170, debido a que presenta un costo menor
a la de 16o y es importante destacar que el número de módulos no cambia. Sin
embargo el área del arreglo aumenta con respecto a sus predecesores (ver tabla 14),
Marco Metodológico 89
Universidad Metropolitana
esta condición es importante tenerla en cuenta si no se dispone de mucho espacio
físico.
Como se puede aprecia en la tabla anterior, la diferencia del ángulo escogido
es del 10 con respecto al ángulo óptimo, esto supone apenas una diferencia de
insolación anual de 0,01 KWh/m2*día y 0,03 KWh/m2*día para la insolación en el
mes de diciembre.
4.4- LIMITACIONES DURANTE INVESTIGACIÓN
Para el desarrollo de nuestro trabajo se esperaba realizar la instalación física,
de manera de comprobar todos los fundamentos teóricos de cálculo y la factibilidad
técnica de la instalación para el inmueble ubicado en la ciudad de Caracas. Por
razones de costo esto no pudo ser realizado.
Dentro de los puntos más importante para demostrar la factibilidad técnica, se
debe comprobar que el medidor analógico del consumo eléctrico instalado por la
Electricidad de Caracas, debe girar en sentido inverso, sin ningún tipo de trampa o
manipulación sobre este. Esta característica permite el suministró de energía eléctrica
a la red, en momentos del día donde la generación de arreglo FV exceda la carga del
inmueble. Para satisfacer esta necesidad sin contar con la instalación física, se nos
facilito un contador de electricidad con las características técnicas propias de los
utilizados en la ciudad de Caracas. El aparato fue dispuesto de manera paralela en el
Marco Metodológico 90
Universidad Metropolitana
tablero eléctrico de un inmueble. Se conecto con sus tres fases de corriente,
cumpliendo con las características de la red eléctrica en los hogares de Caracas (208
VAC Trifásica).
Se pudo comprobar por medio del procedimiento anteriormente descrito, que
el inversor no puede girar en sentido inverso. Este tiene un componente de plástico en
los engranes de las ruedas de medición que solo permite que el medidor gire al
contrario aproximadamente una vuelta desde un punto en específico. Es importante
recalcar que si este dispositivo no existiese, el medidor giraría libremente en los dos
sentidos.
Por esta razón para implementar este tipo de sistema en Venezuela es
indispensable que exista una legislación que lo permita. Como ya ocurre en países
como EE.UU., Alemania, Japón, España y Turquía. Países en los cuales se retribuye
monetárimente la energía eléctrica suministrada a la red.
CAPÍTULO V RESULTADO Y ANALISIS
Resultado y Análisis 91
Universidad Metropolitana
5.- RESULTADOS Y ANÁLISIS
5.1- RESULTADOS
De acuerdo a lo dispuesto en el Capítulo IV, se presentan los resultados
obtenidos para cada uno de los casos en estudio.
5.1.1- Caso específico para inmuebles de 600 KWh
En la siguiente tabla se expone el caso específico para el inmueble de 600
KWh.
Datos Inmueble en Estudio 600 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 20000,00 EDC (Wh/día) 25263,16
Carga Máxima Continua (Watts) 15831,00 Total de AH/día 75,19 Insolación de diseño (KWh/m2*día) 5,47 Tamaño del arreglo FV (Amperes) 13,75
Inclinación de los captadores dirección sur 16 o Factor de Seguridad (%) 20
Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo PHOTOWATT Marca Xantrex Marca PW1650-155 Modelo PV 20
Potencia Máxima (Watt) 155 Capacidad de Carga Continua 20 Kw Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00
Eficiencia (%) 12,47 Eficiencia del Inversor (ηi) 95 % Área del Arreglo FV (m2) 52,22
Módulos en Paralelo 3 Módulos en Serie 14 Módulos Totales 42
Tabla 15. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Resultado y Análisis 92
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5.1.2- Caso específico para inmuebles de 300 KWh
En la siguiente tabla se expone el caso específico para el inmueble de 300
KWh.
Datos Inmueble en Estudio 300 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 10000,00 EDC (Wh/día) 12631,58
Carga Máxima Continua (Watts) 7261,00 Total de AH/día 37,59 Insolación de diseño (KWh/m2*día) 5,47 Tamaño del arreglo FV (Amperes) 6,87
Inclinación de los captadores dirección sur 16 o Factor de Seguridad (%) 20
Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo Evergreen Solar Marca Xantrex Marca EC-115 NSP Modelo PV 10
Potencia Máxima (Watt) 115 Capacidad de Carga Continua 10 Kw Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00
Eficiencia (%) 12,19 Eficiencia del Inversor (ηi) 95 % Área del Arreglo FV (m2) 26,41
Módulos en Paralelo 2 Módulos en Serie 14 Módulos Totales 28
Tabla 16. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Resultado y Análisis 93
Universidad Metropolitana
5.1.3- Caso específico para inmuebles de 100 KWh
En la siguiente tabla se expone el caso específico para el inmueble de 100
KWh.
Datos Inmueble en Estudio 100 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 3333,33 EDC (Wh/día) 4395,60
Carga Máxima Continua (Watts) 1975,00 Total de AH/día 91,58 Insolación de diseño (KWh/m2*día) 5,47 Tamaño del arreglo FV (Amperes) 16,74
Inclinación de los captadores dirección sur 16 o Factor de Seguridad (%) 20
Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo RELIAGEN Marca Xantrex Marca ST1650 Modelo Sun Tie
Potencia Máxima (Watt) 155 Capacidad de Carga Continua 2,5 KW Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 48,00
Eficiencia (%) 11,67 Eficiencia del Inversor (ηi) 91 % Área del Arreglo FV (m2) 10,62 Transformador AC
Módulos en Paralelo 2 Marca Acme Electric Co.
Módulos en Serie 4 Modelo T-1-81058 Módulos Totales 8
Tabla 17. Tabla de resultados caso específico para inmuebles de 100 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Resultado y Análisis 94
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5.1.4- Caso particular para inmueble ubicado en Caracas
En la siguiente tabla se expone el caso particular para el inmueble ubicado en
la ciudad de Caracas.
Datos Inmueble en Estudio 835,52 Kwh/mes Dimensionamiento Sistema DC EAC (Wh/día) 27850,58 EDC (Wh/día) 35179,68
Carga Máxima Continua (Watts) 27000,00 Total de AH/día 104,70 Insolación de diseño (KWh/m2*día) 5,55 Tamaño del arreglo FV (Amperes) 18,87
Inclinación de los captadores dirección sur 17 o Factor de Seguridad (%) 20
Arreglo Fotovoltaico Aparato Inversor Modelo SHARP Marca Xantrex Marca NE-165 U1 Modelo PV 30
Potencia Máxima (Watt) 165 Capacidad de Carga Continua 30 KW Garantía de Fabricante 25 Voltaje Nominal DC (Ve) 336,00
Eficiencia (%) 12,68 Eficiencia del Inversor (ηi) 95 % Área del Arreglo FV (m2) 72,85
Módulos en Paralelo 4 Módulos en Serie 14 Módulos Totales 56
Tabla 18. Tabla de resultados caso particular ubicado en Caracas. Fuente: Elaboración propia.
5.2- ANÁLISIS
Los valores expuestos en las diferentes tablas de resultado son consecuencia
de las condiciones y características expuestas en el Capítulo III.
El estudio de los cuatro casos abarca un amplio rango de las características
energéticas encontradas en los inmuebles de Caracas. Por lo tanto, se logra hacer un
estudio completo de este tipo de energía alternativa para esta Ciudad.
Resultado y Análisis 95
Universidad Metropolitana
En primer lugar se puede observar de las tablas expuestas en este capítulo, que
hay un arreglo con diferentes características que se ajusta mejor a las necesidades de
cada inmueble. Con este estudio se puede llegar a satisfacer las necesidades de
consumo para un amplio rango de inmuebles en la ciudad de Caracas. Aunque sin
lugar a duda, lo óptimo es buscar equipos y condiciones de instalación para cada caso
en específico.
Las variables que producen la adaptabilidad de diversos equipos en sistemas
de generación fotovoltaica son: la corriente, el voltaje y la potencia máxima que
produce cada módulo solar, la eficiencia del módulo y del inversor, y finalmente el
costo de los equipos a utilizar. Todos estos parámetros son objeto de estudio en
nuestra investigación y se encuentran reflejados en las tablas de cálculo del apéndice
A.
Como es natural a medida que se aumentan las necesidades energéticas,
también se eleva la cantidad de módulos solares a utilizar, y por lo tanto el costo de la
instalación. En razón de esto a medida que aumentamos los Kilovatios-horas
mensuales consumidos en cada caso específico, aumentamos el costo de la instalación
(ver capítulo VI, sección 6.1).
Otro equipo que se ve afectado por el consumo energético del inmueble, es el
inversor, pero no por las mismas condiciones que afecta el aumento de los costos en
las celdas solares.
Resultado y Análisis 96
Universidad Metropolitana
Cuando dimensionamos uno de estos equipos (inversor) lo hacemos por la
capacidad de carga continua primordialmente (ver Capítulo III, sección 3.6). Esta
variable define como su nombre lo indica, la capacidad de carga máxima que puede
trasformar de corriente directa a corriente alterna, el aparato inversor. Depende
explícitamente de la cantidad de aparatos que funcionan en AC (corriente alterna), los
cuales pueden ser utilizados todos a las vez en algún momento determinado (factor de
simultaneidad). Este parámetro hay que tomarlo en cuenta solo cuando los equipos
eléctricos están siendo alimentados por el arreglo FV.
En nuestra investigación es un parámetro fundamental para definir la
rentabilidad de las inversiones instaladas (Ver capítulo VI, secciones 6.1.5 y 6.2)
debido a que las capacidades de carga continua son bastante altas en todos nuestros
casos en estudio. Esto se debe fundamentalmente, a la deducción de los casos
específicos partiendo del caso del inmueble ubicado en la ciudad de Caracas, el cual
presenta capacidad de carga continua muy alta. Por las razones anteriormente
comentadas se debe ser conservador al estimar este valor en una instalación
fotovoltaica conectada a la red. Finalmente es este parámetro el que determina la
rentabilidad o no, de nuestros casos en estudio (ver Capítulo IV para más detalle).
CAPÍTULO VI EVALUACIÓN ECONÓMICA
Evaluación Económica 97
Universidad Metropolitana
6. EVALUACIÓN ECONÓMICA
La evaluación económica se realizó siguiendo las pautas establecidas en los
objetivos específicos (Ver capítulo I).
La tasa de interés que se utilizó para este estudio fue del 10% anual tomando
un promedio a 25 años de la tasa de inversionistas de la Reserva Federal de los
EE.UU., la cual bajo de un 13% hasta un 10% debido al accidente ocurrido el 11 de
septiembre del 2002 en New York.
6.1 ANÁLISIS DE COSTOS POR VALOR PRESENTE NETO (VPN)
Este método es muy utilizado debido a que los gastos o los ingresos futuros se
transforman en dólares equivalentes de ahora. En otras palabras, los flujos de
efectivo asociados con una alternativa se convierten en dólares presentes.
Para cada demanda de las viviendas unifamiliares se hará el estudio, es de
destacar que ellas tendrán las mismas características iniciales, debido a que los
equipos son los mismos.
Evaluación Económica 98
Universidad Metropolitana
6.1.1 Inmueble con un consumo mensual de 600 KWh
La inversión inicial viene dada por los equipos que se explicaron en el
Capítulo II, sección 2.6.1 y se escogerán aquellos que cumplan las consideraciones
establecidas en el Capítulo IV, sección 4.3.
Los costos de operación y mantenimiento de todo el sistema se estimarán de
acuerdo a los documentos investigados que expresan la experiencia de la puesta en
marcha de proyectos similares a este, el cual tiene un valor de $200 anuales.
A continuación se muestra el esquema de costos:
INVERSIÓN INICIAL
Tipo de Equipo Número
de Unidades
Fabricante Modelo Costo US $
Módulos Fotovoltaicos 42 PHOTOWATT PW1650-155 23730 Estructura de Montaje 1 UNIRAC SMR132+CB3 208
Inversor 1 Xantrex PV 20 16624
1 Desconocido BC10-4/0 3,0 m rojo y negro heatshrink (+/-) 135
Cableado 1 Desconocido BC15-4/0
4,5 m rojo y negro heatshrink (+/-) 160
TOTAL: 40857
Tabla 19. Inversión inicial para el inmueble de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.
En el momento de escoger los módulos fotovoltaicos se tomo en cuenta aquel
que tuviera un costo menor con respecto a los demás, en este caso el costo fue de
$3,65 por watt que comparado con el último de la tabla que se encuentra en el
Apéndice D para 600 KWh, presentó un costo de $6,99 por watt, el doble.
Evaluación Económica 99
Universidad Metropolitana
Los módulos solares trabajan solo durante las horas de Sol ya que en la noche
la vivienda se abastecerá por la Red Eléctrica. De la tabla del consumo de la Red
Eléctrica del Apéndice G, se observa que una vivienda de 600 KWh paga por el
consumo de electricidad $34,67 (esta cantidad es en bolívares pero para este estudio
se convirtió a dólares al cambio oficial de 1920,00 Bs.) según lo establecido por la
Electricidad de Caracas en la Gaceta Oficial nº 37415. Con la implantación de todo
el arreglo fotovoltaico esa cantidad será menor debido al consumo que tendría la casa
en la noche, es decir, cuando no trabajan las celdas solares.
En el Apéndice G, en la tabla de la vivienda de 600 KWh, se observa que el
consumo en la noche es de 2880,00 Wh/día, ya que no todos los equipos están en
funcionamiento. Este valor se traduce a 86,40 KWh para un mes de 30 días que
multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh da un valor de $6,13.
Por lo tanto el costo aproximado que generan los módulos fotovoltaicos es de
$28.53, lo cual se traduce en ganancias. Este valor es el ahorro que se genera de de
los KWh consumidos y los generados por el sistema el cual es de un 82,3%.
Es importante tomar en cuenta que este valor es solo para este año (2004) ya
que el precio del KWh irá aumentando como lo muestra la siguiente tabla del precio
de años anteriores.
Evaluación Económica 100
Universidad Metropolitana
Año Costo del KWh en Bolívares
Cambio del Bolívar al Dólar
Costo del KWh en Dólares
% de crecimiento al año anterior de Bs.
% de crecimiento al año anterior de
$
1993 2,14 91,15 0,023 - -
1994 3,65 148,89 0,025 70,58 4,41
1995 5,52 176,85 0,031 51,23 27,32
1996 7,12 417,34 0,017 28,99 -45,34
1997 14,76 488,59 0,030 107,30 77,07
1998 22,96 547,55 0,042 55,56 38,81
1999 29,16 605,70 0,048 27,00 14,81
2000 37,19 679,93 0,055 27,54 13,61
2001 47,40 723,67 0,065 27,45 19,75
2002 57,37 1160,95 0,049 21,22 -24,44
Promedio: 14,00
Tabla 20. Porcentaje de incremento del precio del KWh en Venezuela de 1993 al 2002. Fuente: Ref. Bibliográfica 22 y 23.
De esta tabla se deduce que la ganancia que generarán los módulos
fotovoltaicos será una serie geométrica de 14% aproximadamente con un margen de
0,5%.
Al utilizar el método de valor presente neto se toma en cuenta la inversión
inicial, los costos de operación y mantenimiento, los beneficios o ganancias que
generan y por último algún cambio en el sistema debido a una ampliación del mismo,
avería de algún equipo, inversión en un equipo o fusible, etc.
A continuación el diagrama de flujo del sistema durante 25 años los cuales
cubren la garantía y la vida útil de los módulos FV.
Evaluación Económica 101
Universidad Metropolitana
$ 200
14,5 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
$ 100$ 40857
Figura 18. Diagrama de flujo para el inmueble de 600 KWh. Fuente: Elaboración propia.
( ) ( )
( ) ( ) ( )[ ] 38.29589$1.0145.0
11.01/145.0112*53,28$
14%,10,100$25%,10,200$40857$2525
−=−
−+++
−−−= FPAPVPN
(Ver tabla 24)
6.1.2 Inmueble con un consumo mensual de 300 KWh
La inversión inicial es la siguiente:
INVERSIÓN INICIAL
Tipo de Equipo Número
de Unidades
Fabricante Modelo Costo US $
Módulos Fotovoltaicos 28 Evergreen
Solar EC-115 NSP 12320
Estructura de montaje 1 UNIRAC SMR60+CT2C 106
Inversor 1 Xantrex PV 10 8313 Combiner Box 1 REC PV Combiner Box 229
1 Desconocido BC10-4/0 3,0 m rojo y negro heatshrink (+/-) 135
Cableado 1 Desconocido BC15-4/0
4,5 m rojo y negro heatshrink (+/-) 160
TOTAL : 21103
Tabla 21. Inversión inicial para el inmueble de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica 102
Universidad Metropolitana
En este caso el precio de cada watt es de $3,83 del módulo fotovoltaico (Ver
Apéndice D, tabla para 300 KWh).
En el Apéndice G, en la tabla de la vivienda de 300 KWh, se observa que el
consumo en la noche es de 2070,00 Wh/día. Este valor se traduce a 62,10 KWh para
un mes de 30 días que multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh
da un valor de $4,41. Por lo tanto el costo aproximado que generan los módulos
fotovoltaicos es de $10,68 (Ver Apéndice G, tabla del consumo de la Red Eléctrica
para 300 KWh), lo cual se traduce en ganancias, es un beneficio lo que se logra. Este
valor es el ahorro que se genera de de los KWh consumidos y los generados por el
sistema el cual es de un 70,78%.
$ 200
14,5 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
$ 75$ 20874
Figura 19. Diagrama de flujo para el inmueble de 300 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica 103
Universidad Metropolitana
( ) ( )
( ) ( ) ( )[ ] 35.18035$1.0145.0
11.01/145.0112*68,10$
14%,10,75$25%,10,200$21103$2525
−=−
−+++
−−−= FPAPVPN
(Ver tabla 24)
6.1.3 Vivienda con un consumo mensual de 100 KWh
La inversión inicial es la siguiente:
INVERSIÓN INICIAL
Tipo de Equipo Número
de Unidades
Fabricante Modelo Costo US $
Módulos Fotovoltaicos 8 RELIAGEN ST1650 3968
Estructura de montaje 8 Mr. Solar U-RV01 112
Inversor 1 XANTREX Sun Tie 2149 Transformador 1 Acme Electric Co. T-1-81058 103,88
1 Desconocido BC10-4/0 3,0 m rojo y negro heatshrink (+/-) 135
Cableado 1 Desconocido BC15-4/0
4,5 m rojo y negro heatshrink (+/-) 160
TOTAL : 6627,88
Tabla 22. Inversión inicial para el inmueble de 100 KWh. Fuente: Elaboración propia.
Para este estudio se presentaron dos opciones cuando se escogió el tipo de
inversor debido a la poca cantidad de carga continua que presenta esta vivienda, una
opción fue escoger un inversor de 5Kw de potencia nominal con una eficiencia del
95% lo cual es beneficioso pues permite que el número de módulos para el arreglo
fotovoltaico disminuya, el único inconveniente fue el precio. Por esta razón se
decidió tomar el otro tipo de inversor que se muestra en la tabla anterior con una
eficiencia del 91% pero con precio mucho más bajo. Con respecto al precio del watt
este fue de $3,20 (Ver Apéndice D, tabla para 100 KWh).
Evaluación Económica 104
Universidad Metropolitana
En el Apéndice G, en la tabla de la vivienda de 100 KWh, se observa que el
consumo en la noche es de 1020,00 Wh/día. Este valor se traduce a 30,60 KWh para
un mes de 30 días que multiplicado por la cantidad en Bolívares del costo del KWh
da un valor de $2,17. Por lo tanto la ganancia aproximada que generan los módulos
fotovoltaicos es de $4,93 (Ver Apéndice G, tabla del consumo de la Red Eléctrica
para 100 KWh). Este valor es el ahorro que se genera de de los KWh consumidos y
los generados por el sistema el cual es de un 69,44%.
$ 200
14,5 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
$ 50$ 6627,88
Figura 20. Diagrama de flujo para el inmueble de 100 KWh. Fuente: Elaboración propia.
( ) ( )
( ) ( ) ( )[ ] 15.6195$1.0145.0
11.01/145.0112*93.4$
14%,10,50$25%,10,200$88,6627$2525
−=−
−+++
−−−= FPAPVPN
(Ver tabla 24)
Evaluación Económica 105
Universidad Metropolitana
6.1.4 Inmueble ubicado en Caracas
Para este estudio la inversión inicial viene dada por la siguiente tabla:
INVERSIÓN INICIAL
Tipo de Equipo Número
de Unidades
Fabricante Modelo Costo US $
Módulos Fotovoltaicos 56 Sharp NE-165U1 32984
Estructura de montaje 1 UNIRAC SMRI44+CT4F 226
Inversor 1 Xantrex PV 30 24934
1 Desconocido BC10-4/0 3,0 m rojo y negro heatshrink (+/-) 135
Cableado 1 Desconocido BC15-4/0
4,5 m rojo y negro heatshrink (+/-) 160
TOTAL: 58439
Tabla 23. Inversión inicial para el inmueble ubicado en Caracas. Fuente: Elaboración propia.
Al igual que en los otros casos, en el apéndice G se observa el consumo
durante la noche. La ganancia es de $41,25 si se realiza el mismo procedimiento que
con los 3 casos anteriores y el porcentaje de ahorro es de 80,16%.
$ 200
14,5 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
$ 100$ 58439
Figura 21. Diagrama de flujo para inmueble ubicado en Caracas, Venezuela. Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica 106
Universidad Metropolitana
( ) ( )
( ) ( ) ( )[ ] 62.41282$1.0145.0
11.01/145.0112*25.41$
14%,10,100$25%,10,200$58439$2525
−=−
−+++
−−−= FPAPVPN
(Ver tabla 24)
6.1.5 Valor presente Neto y Tasa interna de Retorno
Al realizar este procedimiento utilizando Excel el resultado es el siguiente:
KWh Año
835,52 Flujo
600 Flujo
300 Flujo
100 Flujo
0 -58439,00 -40857,00 -21103,00 -6627,88
1 295,00 142,36 -71,84 -140,84
2 366,78 192,00 -53,26 -132,26
3 448,96 248,84 -31,98 -122,44
4 543,06 313,92 -7,62 -111,19
5 650,80 388,44 20,28 -98,32
6 774,17 473,77 52,22 -83,57
7 915,42 571,46 88,79 -66,69
8 1077,15 683,33 130,67 -47,36
9 1262,34 811,41 178,61 -25,23
10 1474,38 858,06 158,51 -49,89
11 1717,17 1125,98 296,37 29,13
12 1995,16 1318,25 368,35 62,35
13 2313,45 1538,40 450,76 100,40
14 2677,91 1790,46 545,12 143,95
15 3095,20 2079,08 653,16 193,83
16 3573,01 2409,55 776,87 250,93
17 4120,09 2787,93 918,51 316,32
18 4746,51 3221,18 1080,70 391,18
19 5463,75 3717,25 1266,40 476,90
20 6284,99 4285,26 1479,02 575,05
21 7225,32 4935,62 1722,48 687,44
22 8301,99 5680,28 2001,24 816,12
23 9534,77 6532,92 2320,42 963,45
24 10946,32 7509,20 2685,88 1132,15
25 12562,53 8627,03 3104,34 1325,32
VPN -41.282,62 -29589,38 -18035,35 -6195,15 TIR 2% 2% 0% 0%
Tabla 24. Valor presente neto y tasa interna de retorno para los diferentes proyectos. Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica 107
Universidad Metropolitana
De esta tabla se concluye que los proyectos para las viviendas no son factibles
pues VPN < 1 y la TIR < i.
6.2 ANALISIS DE COSTOS POR LA RELACIÓN COSTO - BENEFICIO
Este método está basado en la relación de los beneficios a los costos. Se
considera que un proyecto es atractivo cuando los beneficios derivados de su
implementación y reducidos por los negativos esperados exceden sus costos
asociados.
CostosNegativosBeneficiosBeneficiosCB _/ −=
Los beneficios se toman como el ahorro que genera los módulos fotovoltaicos,
es decir, el consumo del día tomado anteriormente como la serie uniforme de 14,5%,
los beneficios negativos son los gastos que se puedan generar a lo largo de los 25
años producidos por una ampliación del sistema, avería de algún equipo, inversión en
un equipo o fusible, etc. Por último los costos serán la inversión inicial y los costos de
operación y mantenimiento.
En la siguiente tabla se muestra el valor que genera la relación beneficio
costo de las viviendas de 600 KWh, 300 KWh, 100 KWh de consumo mensual y la
que está ubicada en Caracas, así como también la factibilidad o no del proyecto.
Evaluación Económica 108
Universidad Metropolitana
Caso de Vivienda
Beneficios Beneficios Negativos
Costos B/C Factibilidad
600 KWh 13121,58 26,33 42.672,41 0,307 No 300 KWh 4911,97 19,75 22.918,41 0,213 No 100 KWh 2267,42 13,17 8.443,29 0,267 No Casa ubicada en Caracas
18971,79 26,33 60.254,41 0,314 No
Tabla 25. Relación beneficio costo para cada uno de los casos. Fuente: Elaboración propia.
Se comprueba de nuevo que no son factibles los proyectos.
6.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DESCONTADO
KWh 835,52 600 300 100 Año Flujo VP Flujo VP Flujo VP Flujo VP
0 -58439,00 - -40857,00 - -21103,00 - -6627,88 - 1 295,00 268,18 142,36 129,42 -71,84 -65,31 -140,84 -128,04 2 366,78 303,12 192,00 158,68 -53,26 -44,01 -132,26 -109,31 3 448,96 337,31 248,84 186,96 -31,98 -24,03 -122,44 -91,99 4 543,06 370,91 313,92 214,41 -7,62 -5,20 -111,19 -75,95 5 650,80 404,10 388,44 241,19 20,28 12,59 -98,32 -61,05 6 774,17 437,00 473,77 267,43 52,22 29,48 -83,57 -47,17 7 915,42 469,75 571,46 293,25 88,79 45,56 -66,69 -34,22 8 1077,15 502,50 683,33 318,78 130,67 60,96 -47,36 -22,09 9 1262,34 535,36 811,41 344,12 178,61 75,75 -25,23 -10,70 10 1474,38 568,44 858,06 330,82 158,51 61,11 -49,89 -19,23 11 1717,17 601,86 1125,98 394,65 296,37 103,88 29,13 10,21 12 1995,16 635,72 1318,25 420,04 368,35 117,37 62,35 19,87 13 2313,45 670,13 1538,40 445,62 450,76 130,57 100,40 29,08 14 2677,91 705,18 1790,46 471,49 545,12 143,55 143,95 37,91 15 3095,20 740,97 2079,08 497,72 653,16 156,36 193,83 46,40 16 3573,01 777,59 2409,55 524,39 776,87 169,07 250,93 54,61 17 4120,09 815,14 2787,93 551,58 918,51 181,72 316,32 62,58 18 4746,51 853,70 3221,18 579,36 1080,70 194,37 391,18 70,36 19 5463,75 893,37 3717,25 607,80 1266,40 207,07 476,90 77,98 20 6284,99 934,22 4285,26 636,98 1479,02 219,85 575,05 85,48 21 7225,32 976,36 4935,62 666,95 1722,48 232,76 687,44 92,89 22 8301,99 1019,87 5680,28 697,80 2001,24 245,84 816,12 100,26 23 9534,77 1064,83 6532,92 729,58 2320,42 259,14 963,45 107,60 24 10946,32 1111,33 7509,20 762,38 2685,88 272,69 1132,15 114,94 25 12562,53 1159,47 8627,03 796,24 3104,34 286,52 1325,32 122,32
Tabla 26. Periodo de recuperación descontado. Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica 109
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Cada valor del año se pasó a valor presente, pero dado que la tasa de interés es
muy alta no hay recuperación de la inversión para 25 años.
CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones y Recomendaciones 110
Universidad Metropolitana
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
! Es más factible colocar este tipo de sistemas en aquellos lugares donde las
líneas del tendido eléctrico no llegan como en Apure, pues en Caracas no hace
falta porque existe la Electricidad de Caracas que suministra a toda la ciudad.
! El costo del KWh en Venezuela es bajo comparado con los de otros países
que tienen que importar petróleo como España. Por esta razón es que países
como este se ven en la necesidad de buscar energías alternativas.
! El costo de los módulos fotovoltaicos junto con los equipos que se necesitan
para generar la electricidad, son de muy alto costo. La economía del país en
estos momentos no permite realizar una instalación de este tipo con una
inversión inicial tan elevada, sobre todo con el control de cambio que existe
ahora.
! La energía sola fotovoltaica es ventajosa porque evita el costoso de
mantenimiento de líneas eléctricas en zonas de difícil acceso, elimina los
costes ecológicos y estéticos de la instalación de líneas en esas
condiciones, contribuye a evitar el despoblamiento progresivo de
determinadas zonas, es una energía descentralizada que puede ser captada
y utilizada en todo el territorio, una vez instalada tiene un coste energético
nulo, el mantenimiento y riesgo de avería es muy bajo, el tipo de
Conclusiones y Recomendaciones 111
Universidad Metropolitana
instalación es fácilmente modulable, con lo que se puede aumentar o
reducir la potencia instalada, de manera fácilmente según las necesidades.
No produce contaminación de ningún tipo, se trata de una tecnología en
rápido desarrollo que tiende a reducir el coste y aumentar el rendimiento. ! La quema de combustibles fósiles está provocando el cambio climático. Así
que para no sobrepasar los límites ecológicos, la humanidad dispone de un
limitado "presupuesto" o cuota de carbono para emitir a la atmósfera en forma
de CO2. Por esta razón es viable utilizar energía alternativas que no
contaminen, como lo es en este caso los módulos fotovoltaicos, los cuales,
sólo necesitan de la radiación producida por el Sol.
! Venezuela es un país que cuenta con una gama extensa de recursos naturales
no renovables que aprovecha al máximo, entre ellos el petróleo de donde se
saca el carbón para su quema en las centrales termoeléctricas y el agua para
las centrales hidroeléctricas como la del Guri. De esta manera no se ve
necesario en estos momentos ni a un futuro próximo la implantación de
módulos fotovoltaicos como sistema alterno de energía.
7.2 RECOMENDACIONES
! Para este tipo de sistema se hace necesario reducir el consumo de energía,
para que al momento de escoger los equipos que formarán todo el sistema,
Conclusiones y Recomendaciones 112
Universidad Metropolitana
tales como los módulos, el inversor, combiner box, cables etc. se pueda
escoger aquellos más baratos.
! Una manera de reducir el consumo de electricidad en un hogar es utilizando
aparatos de la marca Energy Star, debido a que la capacidad de carga continua
de las casas que se estudiaron son muy altas y esto hace que los equipos que
se utilicen sean muy costosos.
! Una posibilidad para que este tipo de proyectos sea factible es lograr que la
inversión inicial pueda ser financiada por lo menos entre 50% y 60% del total.
La idea es que organismos del estado como la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica u otros que se interesen en este tipo de proyectos la financien, como
se hace en España donde la Comisión Nacional de Energía y la Institución
para la Diversificación y Ahorro de la Energía cubren el 50% y hasta el 60%.
! Si se quiere implementar en el país este tipo de sistema, denominado Net-
Metering es necesario crear ciertos artículos dentro de la Ley Orgánica del
Servicio Eléctrico que definan un Mercado Minorista, donde entre este tipo de
proyectos, ya que también están definidos como una mini central eléctrica.
! Se sugiere que la energía que se le suministre a la Red Eléctrica tenga un
costo y se le pague a la persona jurídica por prestar este servicio.
Conclusiones y Recomendaciones 113
Universidad Metropolitana
! Otra alternativa para la generación de energía son las Micro CHP o
WhisperGen (WG), el cual es una aplicación de la cogeneración para las
instalaciones domésticas, utiliza una caldera encendida por gas que produce
calefacción, mientras que agrega la funcionalidad de generar electricidad AC.
El WG se puede instalar conjuntamente con un sistema termal de almacenaje,
o se puede conectar directamente con un sistema convencional a la
calefacción central. La revolucionaria central eléctrica de WhisperGen es un
micro-sistema combinado de calor y de energía basado en un motor de
combustión externo de Sterling. Ver http://www.whispergen.com
Referencias Bibliográficas 114
Universidad Metropolitana
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Apéndice 120
APENDICE A TABLAS DE CÁLCULO PARA DETERMINAR LOS EQUIPOS A
UTILIZAR
Datos Inmueble en Estudio: 600 Kwh/mes0 20000,00
Carga Máxima Continua (Watts) 15831,00Insolación de 5,47
diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 16 o
Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC
EDC (Wh/día) 25263,16Total de AH/día 75,19
Tamaño del arreglo FV (Amperes) 13,75Aparato Inversor
Marca XantrexModelo PV 20
Capacidad de Carga Continua 20 KwVe (Voltaje Nomial DC) 336,00
ηi Eficiencia del Inversor (%) 95
Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) Garantía
PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 3 14 42 52,22 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 4 14 56 52,83 25
SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 3 14 42 54,64 25BP Solar PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 3 14 42 52,22 25
SOLAR SHELL ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 2 28 56 55,57 25PHOTOWATT KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 2 28 56 52,03 20
SHARP KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 2 28 56 52,03 25KYOCERA PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 3 14 42 52,22 25KYOCERA NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 3 14 42 54,64 25
PHOTOWATT ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 2 28 56 74,35 25SHARP 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 3 14 42 52,50 25
SOLAR SHELL EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 5 14 70 66,03 25RELIAGEN SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 4 14 56 63,00 25
BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 4 14 56 70,56 25Evergreen Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 4 14 56 70,47 25
KYOCERA ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 28 56 74,35 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 4 14 56 63,00 25
BP Solar KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 2 28 56 71,52 25RELIAGEN SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 4 14 56 63,00 25KYOCERA ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 3 7 21 51,03 25
RWE SCHOTT SOLAR APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 28 84 82,01 25Astropower KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 28 84 107,28 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 3 28 84 82,01 25
Datos Inmueble en Estudio: 300 Kwh/mes0 10000,00
Carga Máxima Continua (Watts) 7261,00Insolación de 5,47
diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 16 o
Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC
EDC (Wh/día) 12631,58Total de AH/día 37,59
Tamaño del arreglo FV (Amperes) 6,87Aparato Inversor
Marca XantrexModelo PV 10
Capacidad de Carga Continua 10 KwVe (Voltaje Nomial DC) 336,00
ηi Eficiencia del Inversor (%) 95
Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) Garantía
Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 2 14 28 26,41 25KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 1 28 28 26,01 20
SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 1 28 28 27,79 25KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 1 28 28 26,01 25RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 1 28 28 37,18 25
PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 2 14 28 34,82 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 2 14 28 31,50 25
BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 2 14 28 35,28 25SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 2 14 28 36,43 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 2 14 28 35,24 25
RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 1 28 28 37,18 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 2 14 28 31,50 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 2 14 28 34,82 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 3 14 42 39,62 25
KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 1 28 28 35,76 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 2 14 28 34,82 25
SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 2 14 28 36,43 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 2 14 28 31,50 25
BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 2 14 28 35,00 25RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 2 7 14 34,02 25
Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 2 28 56 54,67 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 2 28 56 71,52 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 2 28 56 54,67 25
Datos Inmueble en Estudio: 100 Kwh/mes0 3333,33
Carga Máxima Continua (Watts) 1975,00Insolación de 5,47
diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 16 o
Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC
EDC (Wh/día) 4395,60Total de AH/día 91,58
Tamaño del arreglo FV (Amperes) 16,74Aparato Inversor
Marca XantrexModelo Sun Tie
Capacidad de Carga Continua 2,5 KWVe (Voltaje Nomial DC) 48,00
ηi Eficiencia del Inversor (%) 91
Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) GarantíaRELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 2 4 8 10,62 25
Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 5 2 10 9,43 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 4 2 8 9,95 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 4 2 8 9,00 25
BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 4 2 8 10,08 25SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 4 2 8 10,41 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 4 2 8 10,07 25
RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 4 8 10,62 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 4 2 8 9,00 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 4 2 8 9,95 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 6 2 12 11,32 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 4 2 8 9,95 25
SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 4 2 8 10,41 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 4 2 8 9,00 25
KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 3 4 12 11,15 25SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 3 4 12 11,91 25
RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 3 1 3 7,29 20BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 4 2 8 10,00 25
KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 3 4 12 11,15 25Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 4 12 11,72 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 4 12 15,33 25KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 3 4 12 15,33 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 3 4 12 11,72 25
Datos Inmueble en Estudio: 100 Kwh/mes0 3333,33
Carga Máxima Continua (Watts) 1975,00Insolación de 5,47
diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 16 o
Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC
EDC (Wh/día) 4210,53Total de AH/día 12,53
Tamaño del arreglo FV (Amperes) 2,29Aparato Inversor
Marca XantrexModelo PV 5
Capacidad de Carga Continua 5 KWVe (Voltaje Nomial DC) 336,00
ηi Eficiencia del Inversor (%) 95
Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) Garantía
Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 1 14 14 13,21 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 1 14 14 13,21 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 1 14 14 17,41 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 1 14 14 15,75 25
BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 1 14 14 17,64 25SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 1 14 14 18,21 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 1 14 14 17,62 25
SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 1 14 14 15,75 25PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 1 14 14 17,41 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 1 14 14 17,41 25
SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 1 14 14 18,21 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 1 14 14 15,75 25
BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 1 14 14 17,50 25KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 1 28 28 26,01 25
RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 1 7 7 17,01 20SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 1 28 28 27,79 25
KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 1 28 28 26,01 25RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 1 28 28 37,18 25Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 1 28 28 27,34 25KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 1 28 28 35,76 25RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 1 28 28 37,18 25KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 1 28 28 35,76 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 1 28 28 27,34 25
Datos Inmueble en Estudio: 835,52 Kwh/mesEAC (Wh/día) 27850,58
Carga Máxima Continua (Watts) 27000,00Insolación de 5,55
diseño (KWh/m2*día)Inclinación de los captadores dirección sur 17 o
Factor de Seguridad (%) 20Dimensionamiento del sistema DC
EDC (Wh/día) 35179,68Total de AH/día 104,70
Tamaño del arreglo FV (Amperes) 18,87Aparato Inversor
Marca XantrexModelo PV 30
Capacidad de Carga Continua 30 KWVe (Voltaje Nomial DC) 336,00
ηi Eficiencia del Inversor (%) 95
Pmax Voltaje Corriente ηmódulo Areamódulo No No NoTotal Área Años de Fabricante Modelo (Watts) Nominal (V) Pico (Amp) (%) (m2) Mparalelo Pserie Módulos Total (m2) Garantía
SHARP NE-165 U1 165 24 4,77 12,68 1,30 4 14 56 72,85 25RELIAGEN ST1650 165 12 9,60 12,43 1,33 2 28 56 74,35 25
PHOTOWATT PW1650-165 165 24 4,80 13,27 1,24 4 14 56 69,63 25Evergreen Solar EC-102 NSP 102 24 3,15 10,81 0,94 6 14 84 79,24 25PHOTOWATT PW1650-175 175 24 5,00 14,07 1,24 4 14 56 69,63 25
SHARP NT-185 U1 185 24 5,11 14,22 1,30 4 14 56 72,85 25Evergreen Solar EC-115 NSP 115 24 3,48 12,19 0,94 6 14 84 79,24 25
KYOCERA KC120 120 12 7,10 12,92 0,93 3 28 84 78,04 25SHARP ND-123 U1 123 12 7,16 12,39 0,99 3 28 84 83,36 25BP Solar 5170 170 24 4,72 13,60 1,25 4 14 56 70,00 25
KYOCERA KC125g 125 12 7,20 13,45 0,93 3 28 84 78,04 25PHOTOWATT PW1650-155 155 24 4,60 12,47 1,24 5 14 70 87,04 25SOLAR SHELL SP140 140 24 4,25 12,44 1,13 5 14 70 78,75 25
BP Solar 4160 160 24 4,52 12,70 1,26 5 14 70 88,20 25BP Solar 3160 160 24 4,55 12,71 1,26 5 14 70 88,09 25
RELIAGEN ST1650 155 12 9,10 11,67 1,33 3 28 84 111,53 25SOLAR SHELL SP150 150 24 4,58 13,33 1,13 5 14 70 78,75 25
Astropower APi-110 110 12 6,60 11,27 0,98 3 28 84 82,01 25SOLAR SHELL SQ160-C 160 24 4,58 14,22 1,13 5 14 70 78,75 25
KYOCERA KC158g 158 12 6,82 12,37 1,28 3 28 84 107,28 25RWE SCHOTT SOLAR ASE-300-DGF/50 300 48 5,90 12,35 2,43 4 7 28 68,04 20
KYOCERA KC167g 167 12 7,20 13,08 1,28 3 28 84 107,28 25Astropower AP-100 100 12 6,20 10,24 0,98 4 28 112 109,35 25
Apéndice 126
APENDICE B DETERMINACIÓN DE LA INSOLACIÓN VARIANDO EL
ÁNGULO DE INCLINACIÓN EN CAPTADORES ORIENADOS AL SUR EN LA CIUDAD DE CARACAS, VENEZUELA.
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
0 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,85 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 874,92 97,21 972,13 822,33 5,02
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,92 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 939,38 104,38 1043,75 907,02 5,80 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1021,94 113,55 1135,48 977,99 6,06 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1611,00 179,00 1790,00 1527,94 6,11 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1179,64 131,07 1310,71 1139,01 6,38 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1249,62 138,85 1388,46 1206,57 6,27 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,98 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1114,14 123,79 1237,93 1075,76 6,24
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 957,76 106,42 1064,18 916,58 6,14 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1103,68 122,63 1226,32 1046,78 5,97
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,95 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1209,60 134,40 1344,00 1157,59 5,79 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,88 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1020,00 113,33 1133,33 967,41 5,22 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,83 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1074,38 119,38 1193,75 1009,79 4,85
Promedio Anual 5,82
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
1 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,86 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 884,07 97,21 981,28 830,07 5,06
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,93 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 946,16 104,38 1050,53 912,91 5,84 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1025,70 113,55 1139,25 981,24 6,08 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1611,15 179,00 1790,15 1528,07 6,11 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1182,50 131,07 1313,57 1141,50 6,39 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1254,30 138,85 1393,15 1210,64 6,30 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1117,68 123,79 1241,47 1078,84 6,26
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 958,58 106,42 1065,00 917,28 6,15 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1106,05 122,63 1228,68 1048,80 5,98
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,95 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1216,68 134,40 1351,08 1163,69 5,82 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,89 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1029,59 113,33 1142,92 975,60 5,27 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,84 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1086,57 119,38 1205,95 1020,11 4,90
Promedio Anual 5,85
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
2 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,87 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 892,95 97,22 990,17 837,58 5,11
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,93 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 952,65 104,38 1057,03 918,56 5,88 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1029,15 113,55 1142,71 984,21 6,10 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1610,80 179,01 1789,81 1527,78 6,11 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1185,00 131,07 1316,07 1143,67 6,40 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1258,60 138,85 1397,45 1214,38 6,31 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1120,88 123,79 1244,67 1081,62 6,27
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 959,11 106,42 1065,52 917,73 6,15 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1108,08 122,63 1230,71 1050,54 5,99
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,96 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1223,40 134,40 1357,80 1169,47 5,85 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,89 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1038,87 113,34 1152,20 983,52 5,31 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,85 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1098,44 119,38 1217,83 1030,16 4,94
Promedio Anual 5,87
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
3 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,88 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 901,56 97,23 998,79 844,87 5,15
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,94 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 958,85 104,38 1063,24 923,95 5,91 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1032,29 113,56 1145,85 986,92 6,12 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1609,97 179,01 1788,98 1527,07 6,11 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1187,14 131,07 1318,21 1145,53 6,41 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1262,52 138,85 1401,37 1217,79 6,33 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1123,73 123,79 1247,53 1084,10 6,29
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 959,34 106,42 1065,76 917,94 6,15 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1109,78 122,63 1232,41 1051,98 6,00
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,96 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1229,74 134,40 1364,14 1174,93 5,87 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,90 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1047,83 113,34 1161,17 991,17 5,35 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,86 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1109,98 119,39 1229,37 1039,92 4,99
Promedio Anual 5,89
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
4 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,89 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 909,89 97,24 1007,13 851,93 5,20
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,95 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 964,77 104,39 1069,15 929,10 5,95 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1035,12 113,56 1148,68 989,36 6,13 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1608,64 179,02 1787,67 1525,95 6,10 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1188,92 131,07 1319,99 1147,07 6,42 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1266,06 138,85 1404,90 1220,86 6,35 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1126,25 123,79 1250,04 1086,29 6,30
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 959,28 106,42 1065,70 917,89 6,15 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1111,13 122,63 1233,76 1053,14 6,00
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,97 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1235,71 134,40 1370,11 1180,07 5,90 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,91 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1056,47 113,35 1169,82 998,56 5,39 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,87 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1121,17 119,40 1240,58 1049,41 5,04
Promedio Anual 5,91
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
5 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,90 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 917,95 97,25 1015,20 858,76 5,24
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,95 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 970,38 104,39 1074,78 933,98 5,98 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1037,63 113,57 1151,20 991,53 6,15 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1606,83 179,03 1785,86 1524,41 6,10 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1190,34 131,07 1321,41 1148,30 6,43 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1269,20 138,85 1408,05 1223,60 6,36 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1128,42 123,79 1252,21 1088,17 6,31
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 958,93 106,42 1065,35 917,58 6,15 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1112,15 122,63 1234,78 1054,01 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,97 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1241,30 134,40 1375,70 1184,89 5,92 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,92 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1064,79 113,35 1178,14 1005,66 5,43 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,88 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1132,03 119,42 1251,45 1058,60 5,08
Promedio Anual 5,93
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
6 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,90 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 925,73 97,27 1023,00 865,35 5,28
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,96 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 975,71 104,40 1080,11 938,62 6,01 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1039,82 113,58 1153,40 993,43 6,16 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 1,00 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1604,53 179,05 1783,58 1522,46 6,09 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1191,39 131,07 1322,46 1149,22 6,44 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1271,97 138,85 1410,81 1226,00 6,38 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1130,25 123,79 1254,04 1089,76 6,32
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 958,29 106,42 1064,70 917,03 6,14 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1112,83 122,63 1235,46 1054,59 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,97 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1246,51 134,40 1380,91 1189,38 5,95 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,92 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1072,78 113,36 1186,15 1012,50 5,47 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,89 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1142,54 119,44 1261,98 1067,51 5,12
Promedio Anual 5,95
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
7 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,91 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 933,23 97,29 1030,51 871,71 5,32
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,96 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 980,73 104,41 1085,15 942,99 6,04 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1041,70 113,59 1155,29 995,05 6,17 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,99 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1601,73 179,07 1780,80 1520,09 6,08 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1192,08 131,07 1323,15 1149,82 6,44 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1274,34 138,85 1413,19 1228,06 6,39 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1131,73 123,79 1255,53 1091,05 6,33
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 957,35 106,42 1063,77 916,23 6,14 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1113,17 122,63 1235,80 1054,88 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,98 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1251,34 134,40 1385,74 1193,54 5,97 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,93 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1080,45 113,38 1193,83 1019,05 5,50 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,90 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1152,70 119,46 1272,17 1076,12 5,17
Promedio Anual 5,96
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
8 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,92 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 940,44 97,31 1037,75 877,83 5,35
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,97 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 985,46 104,43 1089,88 947,11 6,06 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1043,26 113,60 1156,86 996,41 6,18 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,99 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1598,45 179,09 1777,54 1517,31 6,07 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1192,41 131,07 1323,48 1150,10 6,44 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1276,33 138,85 1415,17 1229,79 6,39 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1132,87 123,79 1256,67 1092,04 6,33
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 956,13 106,42 1062,54 915,17 6,13 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1113,17 122,63 1235,80 1054,88 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,98 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1255,79 134,40 1390,19 1197,37 5,99 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,94 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1087,79 113,39 1201,18 1025,33 5,54 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,90 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1162,51 119,49 1282,00 1084,45 5,21
Promedio Anual 5,98
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
9 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,93 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 947,36 97,33 1044,70 883,71 5,39
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,97 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 989,88 104,44 1094,32 950,97 6,09 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1044,50 113,62 1158,12 997,49 6,18 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,99 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1594,68 179,11 1773,80 1514,11 6,06 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1192,37 131,07 1323,44 1150,07 6,44 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1277,93 138,85 1416,77 1231,18 6,40 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1133,67 123,79 1257,46 1092,73 6,34
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 1,00 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 954,61 106,42 1061,03 913,86 6,12 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1112,83 122,63 1235,46 1054,59 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,98 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1259,86 134,40 1394,26 1200,88 6,00 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,94 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1094,80 113,40 1208,20 1031,32 5,57 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,91 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1171,97 119,52 1291,49 1092,47 5,24
Promedio Anual 5,99
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
10 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,93 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 954,00 97,36 1051,36 889,35 5,43
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,97 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 994,01 104,45 1098,46 954,56 6,11 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1045,43 113,63 1159,06 998,30 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,99 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1590,43 179,14 1769,57 1510,50 6,04 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1191,97 131,07 1323,04 1149,72 6,44 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1279,13 138,85 1417,98 1232,23 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1134,12 123,79 1257,91 1093,12 6,34
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,99 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 952,80 106,42 1059,22 912,30 6,11 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1112,15 122,63 1234,78 1054,01 6,01
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,99 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1263,55 134,40 1397,95 1204,05 6,02 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,95 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1101,47 113,42 1214,89 1037,03 5,60 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,92 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1181,07 119,56 1300,62 1100,20 5,28
Promedio Anual 6,00
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
11 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,94 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 960,35 97,39 1057,74 894,74 5,46
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,98 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 997,83 104,47 1102,30 957,90 6,13 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1046,03 113,65 1159,68 998,84 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,98 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1585,69 179,16 1764,86 1506,48 6,03 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1191,21 131,07 1322,28 1149,06 6,43 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1279,95 138,85 1418,80 1232,94 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1134,22 123,79 1258,01 1093,21 6,34
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,99 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 950,70 106,42 1057,12 910,50 6,10 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1111,13 122,63 1233,76 1053,14 6,00
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,99 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1266,85 134,40 1401,25 1206,89 6,03 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,95 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1107,81 113,44 1221,25 1042,46 5,63 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,92 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1189,81 119,59 1309,40 1107,62 5,32
Promedio Anual 6,01
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
12 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,94 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 966,40 97,43 1063,82 899,89 5,49
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,98 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1001,35 104,49 1105,84 960,97 6,15 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1046,32 113,67 1159,99 999,10 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,98 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1580,47 179,20 1759,67 1502,05 6,01 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1190,08 131,07 1321,15 1148,08 6,43 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1280,38 138,85 1419,23 1233,31 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1133,98 123,79 1257,77 1093,00 6,34
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,99 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 948,31 106,42 1054,73 908,44 6,09 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1109,78 122,63 1232,41 1051,98 6,00
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,99 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1269,76 134,40 1404,16 1209,40 6,05 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,96 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1113,82 113,46 1227,27 1047,60 5,66 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,93 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1198,19 119,64 1317,82 1114,75 5,35
Promedio Anual 6,01
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
13 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,95 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 972,16 97,46 1069,62 904,79 5,52
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,99 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1004,56 104,51 1109,07 963,78 6,17 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1046,29 113,69 1159,98 999,09 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,98 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1574,77 179,23 1754,00 1497,21 5,99 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1188,59 131,07 1319,67 1146,79 6,42 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1280,42 138,85 1419,27 1233,34 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1133,39 123,79 1257,19 1092,49 6,34
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,99 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 945,64 106,42 1052,05 906,13 6,07 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 1,00 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1108,08 122,63 1230,71 1050,54 5,99
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,99 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1272,29 134,40 1406,69 1211,58 6,06 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,96 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1119,48 113,48 1232,96 1052,45 5,68 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,94 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1206,20 119,68 1325,88 1121,56 5,38
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
14 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,95 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 977,62 97,50 1075,12 909,45 5,55
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,99 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1007,47 104,53 1112,00 966,33 6,18 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1045,94 113,72 1159,65 998,81 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,97 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1568,59 179,27 1747,85 1491,97 5,97 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 1,00 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1186,74 131,07 1317,82 1145,18 6,41 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1280,07 138,85 1418,92 1233,04 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1132,46 123,79 1256,25 1091,68 6,33
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,98 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 942,67 106,42 1049,09 903,58 6,05 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1106,05 122,63 1228,68 1048,80 5,98
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1274,43 134,40 1408,83 1213,43 6,07 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,97 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1124,80 113,50 1238,30 1057,01 5,71 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,94 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1213,84 119,73 1333,57 1128,07 5,41
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
15 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,96 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 982,79 97,54 1080,33 913,85 5,57
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,99 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1010,07 104,55 1114,62 968,61 6,20 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1045,27 113,74 1159,01 998,25 6,19 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,97 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1561,93 179,30 1741,23 1486,32 5,95 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1184,53 131,07 1315,60 1143,26 6,40 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1279,33 138,85 1418,18 1232,39 6,41 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1131,18 123,79 1254,98 1090,57 6,33
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,98 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 939,42 106,42 1045,84 900,78 6,04 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1103,68 122,63 1226,32 1046,78 5,97
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1276,18 134,40 1410,58 1214,93 6,07 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,97 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1129,78 113,53 1243,30 1061,28 5,73 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,95 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1221,12 119,78 1340,90 1134,27 5,44
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
16 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,96 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 987,65 97,59 1085,24 918,01 5,60
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,99 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1012,36 104,58 1116,94 970,62 6,21 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1044,28 113,77 1158,05 997,43 6,18 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,97 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1554,79 179,35 1734,14 1480,26 5,92 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1181,96 131,07 1313,03 1141,02 6,39 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1278,20 138,85 1417,05 1231,41 6,40 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 1,00 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1129,56 123,79 1253,35 1089,16 6,32
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,98 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 935,88 106,42 1042,30 897,73 6,01 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1100,98 122,63 1223,61 1044,48 5,95
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1277,54 134,40 1411,94 1216,11 6,08 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,98 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1134,41 113,55 1247,96 1065,26 5,75 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,95 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1228,02 119,84 1347,86 1140,15 5,47
Promedio Anual 6,03
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
17 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,97 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 992,22 97,64 1089,86 921,91 5,62
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 0,99 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1014,34 104,60 1118,95 972,37 6,22 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1042,97 113,80 1156,77 996,33 6,18 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,96 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1547,18 179,39 1726,58 1473,80 5,90 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1179,03 131,07 1310,10 1138,48 6,38 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1276,68 138,85 1415,53 1230,09 6,40 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1127,59 123,79 1251,39 1087,46 6,31
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,97 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 932,06 106,42 1038,48 894,44 5,99 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,99 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1097,94 122,63 1220,57 1041,88 5,94
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1278,52 134,40 1412,92 1216,95 6,08 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,98 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1138,70 113,58 1252,28 1068,95 5,77 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,96 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1234,55 119,90 1354,45 1145,73 5,50
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
18 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,97 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 996,48 97,69 1094,17 925,56 5,65
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1016,02 104,63 1120,65 973,84 6,23 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 1,00 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1041,35 113,83 1155,18 994,95 6,17 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,96 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1539,10 179,44 1718,54 1466,95 5,87 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,99 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1175,74 131,07 1306,81 1135,62 6,36 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 1,00 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1274,77 138,85 1413,62 1228,43 6,39 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1125,28 123,79 1249,08 1085,45 6,30
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,97 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 927,95 106,42 1034,37 890,90 5,97 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,98 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1094,57 122,63 1217,20 1039,00 5,92
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1279,10 134,40 1413,50 1217,45 6,09 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,98 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1142,64 113,61 1256,25 1072,34 5,79 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,96 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1240,71 119,96 1360,66 1150,99 5,52
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
19 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,98 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1000,44 97,74 1098,18 928,95 5,67
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1017,38 104,66 1122,04 975,06 6,24 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1039,41 113,86 1153,27 993,31 6,16 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,95 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1530,55 179,49 1710,04 1459,69 5,84 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,98 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1172,09 131,07 1303,16 1132,44 6,34 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1272,47 138,85 1411,32 1226,44 6,38 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1122,63 123,79 1246,43 1083,14 6,28
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,96 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 923,56 106,42 1029,98 887,12 5,94 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,98 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1090,86 122,63 1213,49 1035,84 5,90
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1279,30 134,40 1413,70 1217,62 6,09 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,99 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1146,24 113,64 1259,88 1075,43 5,81 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,97 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1246,48 120,03 1366,51 1155,93 5,55
Promedio Anual 6,02
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
20 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,98 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1004,09 97,80 1101,89 932,09 5,69
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1018,44 104,69 1123,13 976,00 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1037,15 113,89 1151,04 991,39 6,15 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,94 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1521,54 179,54 1701,08 1452,04 5,81 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,98 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1168,08 131,07 1299,15 1128,96 6,32 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1269,79 138,85 1408,63 1224,10 6,37 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,99 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1119,64 123,79 1243,43 1080,54 6,27
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,96 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 918,89 106,42 1025,31 883,10 5,92 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,98 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1086,82 122,63 1209,45 1032,39 5,88
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1279,10 134,40 1413,50 1217,45 6,09 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,99 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1149,48 113,68 1263,16 1078,23 5,82 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,97 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1251,88 120,09 1371,97 1160,55 5,57
Promedio Anual 6,01
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
21 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,98 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1007,44 97,86 1105,30 934,97 5,70
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1019,19 104,72 1123,91 976,68 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1034,58 113,93 1148,51 989,21 6,13 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,94 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1512,06 179,59 1691,65 1444,00 5,78 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,98 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1163,72 131,07 1294,79 1125,17 6,30 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1266,72 138,85 1405,56 1221,43 6,35 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,98 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1116,30 123,79 1240,10 1077,64 6,25
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,95 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 913,94 106,42 1020,36 878,83 5,89 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,97 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1082,45 122,63 1205,08 1028,66 5,86
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1278,52 134,40 1412,92 1216,95 6,08 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,99 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1152,38 113,71 1266,09 1080,73 5,84 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,98 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1256,89 120,17 1377,06 1164,85 5,59
Promedio Anual 6,00
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
22 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,99 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1010,49 97,92 1108,41 937,60 5,72
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1019,62 104,76 1124,38 977,08 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,99 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1031,69 113,96 1145,65 986,75 6,12 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,93 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1502,12 179,65 1681,77 1435,56 5,74 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,97 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1159,00 131,07 1290,07 1121,07 6,28 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,99 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1263,26 138,85 1402,11 1218,43 6,34 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,98 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1112,63 123,79 1236,42 1074,45 6,23
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,95 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 908,71 106,42 1015,13 874,33 5,86 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,97 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1077,75 122,63 1200,38 1024,65 5,84
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1277,54 134,40 1411,94 1216,11 6,08 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 0,99 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1154,92 113,75 1268,67 1082,93 5,85 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,98 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1261,52 120,24 1381,77 1168,84 5,61
Promedio Anual 5,99
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
23 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,99 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1013,22 97,99 1111,20 939,97 5,73
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1019,74 104,79 1124,53 977,22 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1028,49 114,00 1142,49 984,03 6,10 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,93 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1491,72 179,71 1671,43 1426,74 5,71 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,97 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1153,93 131,07 1285,00 1116,67 6,25 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1259,42 138,85 1398,26 1215,09 6,32 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,98 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1108,61 123,79 1232,41 1070,96 6,21
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,94 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 903,20 106,42 1009,62 869,59 5,83 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,96 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1072,72 122,63 1195,35 1020,35 5,82
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1276,18 134,40 1410,58 1214,93 6,07 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 1,00 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1157,11 113,78 1270,90 1084,84 5,86 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,98 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1265,77 120,32 1386,09 1172,50 5,63
Promedio Anual 5,98
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
24 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,99 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1015,64 98,05 1113,70 942,08 5,75
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1019,56 104,83 1124,38 977,09 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1024,97 114,04 1139,01 981,03 6,08 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,92 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1480,87 179,77 1660,65 1417,53 5,67 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,96 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1148,51 131,07 1279,58 1111,96 6,23 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1255,19 138,85 1394,04 1211,42 6,30 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,97 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1104,26 123,79 1228,05 1067,18 6,19
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,94 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 897,42 106,42 1003,84 864,61 5,79 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,96 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1067,37 122,63 1190,00 1015,78 5,79
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 1,00 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1274,43 134,40 1408,83 1213,43 6,07 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 1,00 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1158,95 113,82 1272,78 1086,44 5,87 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,99 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1269,63 120,41 1390,04 1175,83 5,64
Promedio Anual 5,97
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Variación del ángulo de inclinación en captadores orientados en dirección SurInclinación (β) Azimut (a)
25 0
Declinacion Altura Fraccion de
Mes Solar (δ) del sol (h) Insolación (ζ) Albedo (α) cos (u') QO HSP GOH DOH SOH SOβ DOβ GOβ Gβ Qβ Enero -20,70 58,70 0,67 0,12 0,99 5,93 6,10 972,13 97,21 874,92 1017,76 98,12 1115,88 943,93 5,76
Febrero -12,30 67,10 0,70 0,11 1,00 6,68 6,40 1043,75 104,38 939,38 1019,06 104,86 1123,92 976,69 6,25 Marzo -1,81 77,60 0,69 0,11 0,98 7,04 6,20 1135,48 113,55 1021,94 1021,14 114,08 1135,23 977,77 6,06 Abril 9,70 89,20 0,68 0,11 0,91 7,16 4,00 1790,00 179,00 1611,00 1469,57 179,84 1649,41 1407,93 5,63 Mayo 18,80 81,60 0,70 0,10 0,96 7,34 5,60 1310,71 131,07 1179,64 1142,74 131,07 1273,81 1106,94 6,20 Junio 23,00 77,40 0,70 0,10 0,98 7,22 5,20 1388,46 138,85 1249,62 1250,58 138,85 1389,43 1207,41 6,28 Julio 21,20 79,20 0,70 0,10 0,97 7,18 5,80 1237,93 123,79 1114,14 1099,57 123,79 1223,37 1063,10 6,17
Agosto 13,70 86,70 0,69 0,10 0,93 7,13 6,70 1064,18 106,42 957,76 891,37 106,42 997,78 859,39 5,76 Septiembre 3,09 82,50 0,68 0,10 0,95 6,99 5,70 1226,32 122,63 1103,68 1061,69 122,63 1184,32 1010,93 5,76
Octubre -8,44 71,00 0,69 0,10 0,99 6,72 5,00 1344,00 134,40 1209,60 1272,29 134,40 1406,69 1211,58 6,06 Noviembre -18,10 61,30 0,68 0,11 1,00 6,12 5,40 1133,33 113,33 1020,00 1160,44 113,86 1274,30 1087,74 5,87 Diciembre -22,80 56,60 0,67 0,12 0,99 5,73 4,80 1193,75 119,38 1074,38 1273,11 120,49 1393,60 1178,85 5,66
Promedio Anual 5,95
β: Ángulo de inclinación del captador solar, orientado hacia el sur (°). SOβ: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidsuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
a: Azimut (°). (W/m^2).
h: altura del sol (°). DOβ:Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
ζ: Fracción de Insolación que llega a la atmósfera y alcanza la superficie de (W/m^2).la tierra en un día con cielo despejado.
GOβ:Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unaα: Coeficiente de Albedo. superficie inclinada un ángulo β en un día con cielo despejado
(W/m^2).QO: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por una superficiehorizontal en un día con cielo despejado (KWh/m^2*día). Gβ:Cantidad de Insolación media global recibida en la localidad, por
una superficie inclinada un ángulo β (W/m^2).GOH: Cantidad de Insolación global recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
DOH: Cantidad de Insolación difusa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
SOH: Cantidad de Insolación directa recibida en la localidad, por unasuperficie horizontal en un día con cielo despejado (W/m^2).
Apéndice 153
APENDICE C ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS RECOMENDADOS
PW1650- 12/24 V HIGH EFFICIENCY
PHOTOVOLTAIC MODULE - Cables
The PW1650 is Photowatt’s 5 inch high efficiency module. Thanks to its optimum size it is easy to handle and specifically dedicatedto large scale grid connected applications.
The PW1650 module uses Photowatt’s multicrystalline technology. The solar cells are individually characterized and electronically matched prior to interconnection. Encapsulation beneath high transmission tempered glass is accomplished using an advanced, UVresistant thermal setting plastic. The encapsulant, ethylene vinyl acetate, cushions the solar cells within the laminate and protect the cells from etching. The rear surface of the module is completely sealed from moisture and mechanical damage by a continuous high strengh polymer sheet.
The PW1650 is using a reinforced transparent anodised aluminium frame, designed to meet Photowatt’s High Quality Standards for corrosion resistance (lifetime tested 3 times longer than requested by CEI 61215).
With a tolerance improvement to+/- 3%, the PW1650 module ensures more power homogeneity in installations, and a financial investment corresponding to the real power produced.
A 12V version and a UL version are available on request.
POWER TOLERANCE : +/ -3% EFFICIENCY WARRANTY : 25 YEARS* PRODUCT WARRANTY : 5 YEARS*
The PW1650 is made of 8 x 9 high efficiency (up to 15%) 5 inch polycrystalline silicon solar cells (125,50 mm X 125,50 mm), with a silicon nitride anti-reflective coating.
- Grid connected system
- Water pumping
- Telecommunications
- Battery charging system
- Cathodic protection system
- Building integrated power system
*According to general warrantu conditions
Datas subject to evolutions – Last update : 020903
W 155 165 175 155 165 175W 150 160 170 150 160 170V 34 34,4 35 17 17,2 17,5
A 4,6 4,8 5 9,2 9,6 10A 4,8 5,1 5,3 9,6 10,2 10,6V 43 43,2 43,4 21,5 21,6 21,7
Maximum system voltage V 770V DC
12 V Configuration
Typical powerMinimum powerVoltage at typical powerCurrent at typical powerShort circuit currentOpen circuit voltage
Temperature coefficient
24 V ConfigurationPW1650
Power specifications at 1000 W/m² : 25°C : AM 1,5α=+1,46 mA/°C ; β= -158 mV/°C ; γ P / P = -0,43 % /°C α = +2,92 m A/°C ; β = -79 m V/°C ; γ P /P = - 0,43 % /°C
PV Quality Mark® No.:001-S-02-1002
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48
Volts
Ampères
100 W
50 W
150 W
0,8 kW/m2
1 kW/m2
0,6 kW/m2
0,5 kW/m2
0,1 kW/m2
0,2 kW/m2
0,4 kW/m2
200 W
!!!! Module weight : 18 kg
!!!! Module size:1237 x 1082 x 45 mm
!!!! Packaged per 2 units :1350 mm x 1130 mm x 102 mm, 39 kKg
!!!! Maximum pallet size (34 modules) :1360 mm x 1130 mm x 1770 mm, 678 Kg
Module dimensions
Frame
Module protected by 4 bypass diodes (1 bypass diode per 18 cells)
The mounting frame screw not passing beyond the frame
∅ 2,5 mm² Cables
Photowatt International SA – 33 Rue Saint Honoré – ZI Champfleuri – 38300 Bourgoin Jallieu – France
Tel : +33 (0) 4.74.93.80.20 – Fax : +33 (0) 4.74.93.80.40 - www.photowatt.com - marketing@photowatt.com
PW1650 Characteristics Ptyp : 165 Watts (24V)
Module’s mounting oblong hole
I=F(V) at T = 25°C as a function of the irradiance E (kW / m2), AM 1.5.
EC-100seriesC E D A R L I N E™ P H O T O V O L TA I C M O D U L E S
Photovoltaics (PV) provideclean, quiet, re l iableelectrici ty from sunlightwhere traditional sourcesare too distant, expen-sive, or environmentallyunacceptable. With nomoving parts to wear out,no emissions of any kind,and a limitless, readily-available power source,PV meets the need forelectricity in places andways that other sourcessimply cannot.
Outstanding flexibility for optimal system design• EC-100 series modules are field-selectable to nominal
12 - or 24 - volt configurations.• Junction boxes have two spare terminals for
pass-through wiring and four knockouts, providingdesigners and installers with interconnectionoptions for every application.
Easier, faster, more accurate wiring• The junction box has a captive lid and fastener,
eliminating the possibility of losing vital parts.• The lid of the junction box even has a detent to
hold it open during the wiring process.• Generous junction box size, clear markings, and
separate terminals for factory and field wiringhelp make wiring easy, accurate, and reliable.
• Available with factory-installed wires, connectors, and bypass diode(s).
Advanced technology with promise for the future• String Ribbon™ polycrystall ine solar cells
outper form thin fi lms and achieve comparable per formance to bulk cr ystal l ine technologieswhile using half as much si l icon.
• The proprietary cell fabrication process is amongthe most environmentally friendly in the business.
Predictable, reliable, long-term performance• Each module is individually tested to ensure field
performance meets or exceeds specifications.• Solar cells are matched to reduce internal losses
and the possibility of hot spots.• Rugged, durable anodized aluminum frame makes
for strong, stable mechanical mounting.• Industry standard EVA (Ethyl Vinyl Acetate) and
TedlarTM construction protects solar cells frommechanical and environmental stress.
s u n l i g h t t o e l e c t r i c i t y t o d a y
SAFETY AND QUALITY TESTS
• IEC 1215 (IEC 503, ISPRA) Certified
• , Class C Fire Rating
• IEEE 1262 Certified
• TUV Safety Class II Certified
•
I-V CHARACTERISTICS*
VOLTAGE (V)
CU
RR
ENT
(A)
0 5 10 15 20
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
0 5 10 15 20 25 30 35 40
EC-110
EC-102
EC-115
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
259 Cedar Hill St., Marlboro, MA 01752-3004 USATL: 508.357.2221 FX: 508.357.2279
www.evergreensolar.comv2.7e
Designed for maximum performance: safe, reliable, versatile and easy to install.
*At STC (Standard Test Conditions): 1000 W/m2, 25° C celltemperature, AM 1.5. Specifications subject to change withoutnotice. 25 year limited power warranty. Complete warranty available on request.
TEMPERATURE EFFECTS
Pp = –0.49%/ °C
Vp = –0.53%/ °C
Ip = +0.049%/ °C
NOCT = 44°C
Voc = –0.41%/ °C
Isc = +0.088%/ °C
ELECTRICAL SPECIFICATIONS*
EC-102 EC-110 EC-115
Pp watts 102 110 115 12V 24V 12V 24V 12V 24V
Vp volts 16.2 32.4 16.4 32.7 16.5 33.0
Ip amps 6.30 3.15 6.72 3.36 6.97 3.48
Voc volts 20.0 40.0 20.0 40.0 20.0 40.0
Isc amps 7.49 3.75 7.60 3.84 7.71 3.86
No. of cells 72 72 72
Dimensions: Inches (mm)
Weight: lb (kg) 30 (13.64)
EC102/110/115Shown with optional cables and connectors
Joachimstaler Strasse 15, 10719 Berlin GermanyTelefon: +49 (30) 8861 4520 Fax: +49 (30) 8839633
1.78 (45)1.25 (31.75)
25.69 (653)
6.59 (167)
0.84 (21)
62.4
(158
5)
7.40
(188
)
20.5
(521
)
37.1
3 (9
47)
29.5
3 (7
05)
JUNCTION BOX
MODULE DATA ANDSAFETY LABEL
CABLES
STANDARD EVERGREENCLEAR ANODIZEDALUMINUM FRAME
1.38 (35)24.40 (620)
Ø0.16 (Ø4) X 4GROUNDING HOLE
Ø.160 (Ø4) GROUNDING HOLE
20.025 (509)
Ø0.26 (6.6MM) X 14,FOR 1/4" (6MM) BOLT
CONNECTORS
#1 in Reliability,
Performance and Value!
The ReliaGen TM ST1650 155 Watts in a single module This long awaited module has hit the
market with a vengeance ! The
ST1650 is literally flying off our
shelves, we can't stock enough of
them. A larger output module means less
wiring and less mounting hardware
and labor ! This industrial grade
module produces an incredible 9.1 amps @
17 volts in the 12 volt charging mode or 4.56 amps @ 34 volts in the 24 volt
charging mode. They come with a 25 year factory warranty and
are manufactured under the strictest
quality control that has made the ReliaGen TM
line of solar panels famous ! 42" X 49" X 1.5" Weight 40 LBS
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WARRANTY
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year factory warranty for anywhere near what we're
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Solder-coated grid results in high fill factor performance under low light conditions.
Sharp multi-purpose modules offer industry-leading performance for
a variety of applications.
165 WATTM U LT I - C RYS TA L S I L I CO N P H OTOVO LTA I C M O D U L EW I T H 1 6 5 W M A X I M U M P O W E R
Sharp’s NE-165U1 photovoltaic modules offer high-powered performance
and industry-leading durability for large electrical power requirements.
Using advanced technology perfected by Sharp’s nearly 45 years of
research and development, these modules use a textured cell surface
to reduce reflection of sunlight, and BSF (Black Surface Field) structure
to improve conversion efficiency. An anti-reflective coating provides a
uniform blue color and increases the absorption of light in all weather
conditions. Common applications include office buildings, cabins, solar
power stations, solar villages, radio relay stations, beacons, and traffic lights.
Ideal for grid-connected systems and designed to withstand rigorous
operating conditions, Sharp’s NE-165U1 modules are a breakthrough in
technology and reliability.
H I G H - P O W E R E D M O D U L E . S U P E R I O R P E R F O R M A N C E .
N E - 16 5 U 1
F E AT U R E S
• High-power module (165W) using125mm square multi-crystal silicon solar cells with 12.68%module conversion efficiency
• Bypass diode minimizes thepower drop caused by shade
• Improved cell conversion efficiency: 14.55%
• Water white, tempered glass, EVAlaminate, plus aluminum framefor extended outdoor use
• Nominal 24VDC output perfectfor grid-connected systems
• UL Listings: UL 1703, cUL
• Sharp modules are manufactured in ISO 9001 certified facilities
• 25-year limited warranty on power output (see dealer for details)
M U LT I - P U R P O S E M O D U L E
D I M E N S I O N S
Sharp Electronics Corporation • 5901 Bolsa Avenue, Huntington Beach, CA 92647Tel:1-800-SOLAR-06 • E-mail: sharpsolar@sharpusa.com • www.sharpusa.com/solar
N E - 16 5 U 1 M U LT I - P U R P O S E M O D U L E 165 WATT
I V C U R V E S
A B S O L U T E M A X I M U M R A T I N G S
M E C H A N I C A L C H A R A C T E R I S T I C SE L E C T R I C A L C H A R A C T E R I S T I C S
In the absence of confirmation by product manuals, Sharp takes no responsibility for any defects that may occur in equipment using any Sharp devices.Contact Sharp to obtain the latest product manuals before using any Sharp device.
Specifications are subject to change without notice.
Cell Multi-crystal silicon
No. of Cells and Connections 72 in series
Open Circuit Voltage (Voc) 43.1V
Maximum Power Voltage (Vpm) 34.6V
Short Circuit Current (Isc) 5.46A
Maximum Power Current (Ipm) 4.77A
Maximum Power (Pm)* 165W
Minimum Power (Pm)* 148.5W
Encapsulated Solar Cell Efficiency (ηc) 14.55%
Module Efficiency (ηm) 12.68%
PTC Rating (W)** 144.87
Maximum System Voltage 600VDC
Series Fuse Rating 10A
Type of Output Terminal Lead Wire with MC Connector
Dimensions (A x B x C below) 62.01 x 32.52 x 1.81" / 1575 x 826 x 46mm
Weight 37.485lbs / 17.0kg
Packing Configuration 2 pcs per carton
Size of Carton 66.93 x 38.19 x 5.12" / 1700 x 970 x 130mm
Loading Capacity (20 ft container) 168 pcs (84 cartons)
Loading Capacity (40 ft container) 392 pcs (196 cartons)
Operating Temperature -40 to 194˚F / -40 to +90˚C
Storage Temperature -40 to 194˚F / -40 to +90˚C
Dielectric Isolation Voltage 2200 VDC max.
* (STC) Standard Test Conditions: 25°C, 1 kW/m2, AM 1.5** (PTC) Pacific Test Conditions: 20°C, 1 kW/m2, AM 1.5, 1 m/s wind speed
A C
B
DE
G
F
FRONT VIEW
BACK VIEW
D E F G30.93"/785.5mm 7.3"/185.5mm 30.43"/773mm 51.2" +/- 2"/1300mm+/-50mm
Cell Temperature: 25˚C
Current, Power vs. Voltage Characteristics
Cover photo: Solar installation by Pacific Power Management, Auburn CA SSD-03-006 ©2003 Sharp Electronics Corporation Printed in the USA
C
Xantrex Technology Inc.Headquarters
8999 Nelson Way
Burnaby, British Columbia
Canada V5A 4B5
800 670 0707 Toll Free
604 420 1591 Fax
5916 195th Street NE
Arlington, Washington
USA 98223
800 446 6180 Toll Free
360 925 5144 Fax
www.xantrex.com© 2003 Xantrex Technology Inc. All rights reserved. Xantrex is a trademark of Xantrex International. P/N 970-0051-01-02 Rev A Printed in USA
PV Inverter
High Voltage Commercial Scale Power Conversion Center
Utility Interactive Renewable EnergyUtility interactive, three-phase inverter, with models ranging from 5 kW to 225 kW. Multiple inverters may be paralleled for larger power installations.
Designed for cost-effectiveness, high performance, easy installation, and reliability.
Advanced MPPT technology maximizes PV array output (not for use with batteries).
Revolutionary switching technology utilizes insulated gate bi-polar transistors (IGBT), greatly reducing power losses during the conversion process.
Meets all applicable UL, IEEE, and NEC codes.
Automatic operation includes start-up, shut-down, self-diagnosis, and fault detection.
FeaturesEfficient design, with over 95% peak efficiency for the inverter, and overall efficiency, including transformer losses, in excess of 93%.
Digital Signal Processor (DSP) based controls with self-diagnostics and LCD for display of operating status.
Inverter shut off and reset toggle switch.
Over- and under-voltage and frequency protection, shutting down the inverter in compliance with UL1741.
Anti-islanding protection - prevents back-feeding inverter-generated power to the grid in the event of a utility outage.
User definable power tracking matches the inverter to the array, as well as adjustable delay periods to customize system shut-down sequences.
OptionsVariety of system accessories for ease of system installation, including combiner boxes, isolation transformers, disconnect switches, etc.
Graphical user interface software for real time communication and control.
Complete inverter kits, incorporating all required accessories for NEC code compliant installation, are available.
Specifications subject to change without notice.
Models PV5 PV10 PV15 PV20 PV30 PV45 PV100 PV225
Continuous Power Rating 5 kW 10 kW 15 kW 20 kW 30 kW 45 kW 100 kW 225 kW
Nominal AC Voltage 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC 208 VAC Three-phase, +10% / -12%
Nominal AC Frequency 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz 60 Hz + 0.5 Hz / -0.7 Hz
Line Power Factor > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 > 0.99 >0.99 Above 20% rated power
Maximum AC Line Current 15.4 amps AC 30.8 amps AC 46.3 amps AC 61.7 amps AC 94 amps AC 143 amps AC 316 amps AC 625 amps AC
AC Current Distortion < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD < 5% THD At rated power
Max. Open Circuit Voltage 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC 600 VDC
Power Tracking Window Range 330 to 600 VDC all models
Max. DC Input Current 15.9 amps DC 31.9 amps DC 47.8 amps DC 63.8 amps DC 100 amps DC 150 amps DC 319 amps DC 710 amps DC
Max. Ripple Current < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% < 5% % of rated current
Peak Inverter Efficiency > 93% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95% > 95%
Standby Tare Losses < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 30 watts < 90 watts < 90 watts
PV Inverter
High Voltage Commercial Scale Power Conversion Center
Electrical Specifications
General Specifications
Temperature Range
Ambient -4 °F to 122 °F (-20 °C to 50 °C)
Storage -40 °F to 122 °F (-40 °C to 50 °C)
Enclosure Environmental Rating NEMA4 NEMA4 NEMA4 NEMA4 NEMA3R NEMA3R NEMA3R NEMA 3R
Enclosure Galvaneal folded steel enclosure
Weight 75 lb 115 lb 160 lb 160 lb 260 lb 260 lb 1140 lb 2150 lb
34 kg 52 kg 73 kg 73 kg 118 kg 118 kg 518 kg 977 kg
Dimensions (H x W x D) 20x16x13” 26x16x12 28x24x15” 28x24x15” 54x36x19” 54x 36x19” 83x76x20” 89x102x27”
51x41x33cm 66x41x30cm 71x61x38cm 71x61x38cm 137x91x48cm 137x91x48cm 211x193x51cm 226x259x68cm
Altitude 6,600’ (2,012 m)
Relative Humidity 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% 0 to 95% non-condensing
Array Configuration Monopole, negative grounded
Features & Options
Cooling Method PV5: natural convection cooling
PV10 – PV225: forced convection cooling
Protective Functions AC over / under voltage, AC over / under frequency, ground over current, over temperature, AC and DC over current, DC over voltage
User Display Standard - LCD, four-line, twenty-characters, with on/off toggle switch (LED status indicators, only, on PV5)
AC Disconnect Optional - NEMA3R wall mount enclosure, load break rated; Standard and integral to inverter assembly for PV100 and PV225
DC Disconnect Optional - NEMA3R wall mount enclosure, 600 VDC load break rated; Standard and integral to inverter assembly for PV100 and PV225
Isolation Transformer Optional - High efficiency, NEMA3R wall or floor mount enclosure
Combiner Enclosures Optional - 10 or 12 pole, with or without diodes, NEMA3R wall mount enclosure
Communications Software Optional - Serial communications and control software
Regulatory Approvals
Listed to UL Standard 1741, UL File No. E199356
Xantrex Technology Inc.Headquarters
8999 Nelson Way
Burnaby, British Columbia
Canada V5A 4B5
800 670 0707 Toll Free
604 420 1591 Fax
5916 195th Street NE
Arlington, Washington
USA 98223
360 435 8826 Telephone
360 435 2229 Fax
www.xantrex.com© 2003 Xantrex Technology Inc. All rights reserved. Xantrex is a trademark of Xantrex International. P/N 974-0102-01-04 Rev C Printed in USA
Sun Tie XR Grid Tie Inverter (2003 Model)
1.5 kW / 2.5 kW Sine wave
Converts solar power to AC power
The Sun Tie XR inverter converts DC energy generated by a solar array into utility grade AC power turning any household into a solar power plant. The Sun Tie XR efficiently sells excess power back to the utility, significantly reducing monthly electric bills. With Sunsweep™ Maximum Power Point Tracking (MPPT) technology, the Sun Tie XR harvests the maximum amount of energy available from the solar array as environmental conditions change.
Features Quiet, efficient operation, utilizing high frequency solid-state design.
Durable construction designed to accommodate harsh environments.
1.5 kW and 2.5 kW continuous output models.
Standard scrolling LCD display shows system status, power output, AC volts, array input voltage and energy harvest.
Standard 5 year warranty (applicable to products manufactured after Feb 03).
Incorporates all AC and DC disconnects, PVGFP, combiner board, and the required electrical components for an NEC code compliant system installation this simplifies system complexity and reduces installation time at the site.
System Expandability Nominal 48 volt DC input allows entry level systems as small as four modules.
System expansion can be accomplished at a later date by adding additional “strings” of four modules in series.
Multiple Sun Tie XR units can be installed at a single site when the PV array exceeds the capacity of a single inverter.
Optional Accessories The optional remote meter (STRM) can be easily installed inside the home allowing homeowners
to monitor system status and performance.
The optional rainshield (STRS) allows the Sun Tie XR to be located in an outdoor location, minimizing DC wire length.
Specifications subject to change without notice.
Model STXR1500 STXR2500
AC Output Voltage (Nominal) 240 VAC 240 VAC
AC Output Voltage Range 211-264 VAC 211-264 VAC
Continuous Power (@ 45°C) 1500 VA 2500 VA
Efficiency (Peak) 91% 91%
AC Output Characteristics Current source Current source
Frequency (Nominal) 60 Hz 60 Hz +0.5 Hz, -0.7 Hz default per IEEE929 & UL 1741
DC Input Voltage (Nominal) 48 VDC 48 VDC Typically 4 nominal 12 VDC PV modules, in series
Sunsweep MPPT Voltage Range 44-85 VDC 44-85 VDC
Full Power Output 52-85 VDC 52-75 VDC
Absolute Max PV Open Circuit Voltage 120 VDC 120 VDC
Waveform Sine wave Sine wave Voltage referenced - current source
Total Harmonic Distortion Less than 5% at rated power per IEEE929 and UL 1741 (all models)
Sun Tie XR
1.5 kW / 2.5 kW Sine wave
Electrical Specifications
General Specifications
Operating Temperature Range -38 °F to 113 °F (-39 °C to 45 °C) (A full temperature versus performance curve is available in the manual)
Enclosure Type Outdoor, powder coated aluminum enclosure, fully screened
Optional rainshield required for outdoor installation
Unit Weight 35 lb (16 kg)
Shipping 40 lb (18 kg)
Inverter Dimensions 33” H x 13” W x 5” D (83 cm H x 34 cm W x 13 cm D)
Shipping Dimensions 38” H x 16“ W x 10” D (94 cm H x 39 cm W x 24 cm D)
Mounting Vertical wall mount only
Altitude 15,000’ (4,572 m)
Warranty 5 years (applicable to products manufactured after Feb 03)
Part Numbers STXR1500, STXR2500 - Sun Tie XR Inverters
STRS - Rainshield
STRM - Remote Meter
Features & Options
Forced Air Cooling Standard thermally controlled eight speed brushless fan
Islanding Protection Standard over/under AC voltage and frequency detection plus active islanding protection
Meets IEEE 929 and UL 1741 requirements
User Display Standard backlit alphanumeric LCD display for system status and daily energy harvest (Wh)
AC Disconnect Standard double-pole 15 amp, 240 VAC branch rated circuit breaker
DC Disconnect Standard single-pole 100 amp, DC rated circuit breaker
Remote Monitor STRM - optional remote display unit for status, resettable Wh meter, tech menu, and daily energy harvest with 50’ cable
Rain Shield STRS - optional protective rain shield required for outdoor installation
PV Ground Fault Protection System Standard on STXR1500 and STXR2500
PV Combiner Board Standard on STXR1500 and STXR2500 with 6 fused inputs, 20 amps maximum per input
Lightning Arrestor AC/DC Protection Standard on all models
Regulatory Approvals
UL Listed to UL 1741 - 1st Edition
cUL Listed to CSA 22.2 No. 107.1-95
102
1 See chart on page 109.
NOTE: Inputs and Outputs may be reversed; KVA capacity remains constant. All applications above bold face line are suitable for 5 0/60 Hz.All applications below bold face line are suitable for 60 Hz only.
With larger KVA buck-boost units, it is necessary to utilize multiple conductors on the secondary (X) terminals as shown in the chart on page 109.
SINGLE PHASE BOOSTINGLine Voltage 95 100 105 208 215 215 220 225(Available)
Load Voltage 120 114 119 240 244 230 235 240(Output)
CAT. NO.
Load KVA 0.19 0.36 0.37 0.38 0.38 0.72 0.73 0.75
T-1-81054 Amps 1.56 3.13 3.13 1.56 1.56 3.13 3.13 3.13
Max. Size of 6 6 6 6 6 6 6 6Fuse or Breaker
Load KVA 0.38 0.71 0.74 0.75 0.76 1.44 1.47 1.50
T-1-81055 Amps 3.13 6.25 6.25 3.13 3.13 6.25 6.25 6.25
Max. Size of 10 15 6 6 15 15 15 15Fuse or Breaker
Load KVA 0.56 1.07 1.12 1.13 1.14 2.16 2.20 2.25
T-1-81056 Amps 4.69 9.38 9.38 4.69 4.69 9.38 9.38 9.38
Max. Size of 10 15 15 10 10 15 15 15Fuse or Breaker
Load KVA 0.94 1.78 1.86 1.88 1.91 3.59 3.67 3.75
T-1-81057 Amps 7.81 15.63 15.63 7.81 7.81 15.63 15.63 15.63
Max. Size of 15 25 25 15 15 25 25 25Fuse or Breaker
Load KVA 1.88 3.56 3.72 3.75 3.81 7.19 7.34 7.50
T-1-81058 Amps 15.63 31.25 31.25 15.63 15.63 31.25 31.25 31.25
Max. Size of 25 45 45 25 25 45 45 45Fuse or Breaker
Load KVA 2.81 5.34 5.58 5.63 5.72 10.78 11.02 11.25
T-1-81059 Amps 23.44 46.88 46.88 23.44 23.44 46.88 46.88 46.88
Max. Size of 40 70 70 40 40 70 70 70Fuse or Breaker
Load KVA 3.75 7.13 7.44 7.50 7.63 14.38 14.69 15.00
T-1-13073 Amps 31.25 62.50 62.50 31.25 31.25 62.50 62.50 62.50
Max. Size of 50 90 90 50 50 90 90 90Fuse or Breaker
Load KVA 5.63 10.69 11.16 11.25 11.44 21.56 22.03 22.50
T-1-13074 Amps 46.90 93.80 93.80 46.90 46.90 93.80 93.80 93.80
Max. Size of 80 150 150 70 70 125 125 125Fuse or Breaker
Load KVA 7.50 14.25 14.88 15.00 15.25 28.75 29.38 30.00
T-1-13075 Amps 62.50 125.00 125.00 62.50 62.50 125.00 125.00 125.00
Max. Size of 100 200 200 90 90 175 175 175Fuse or Breaker
Load KVA 11.25 21.38 22.31 22.50 22.88 43.13 44.06 45.00
T-1-13076 Amps 93.80 187.50 187.50 93.80 93.80 187.50 187.50 187.50
Max. Size of 150 300 300 150 150 250 250 250Fuse or Breaker
Load KVA 18.75 35.63 37.19 37.50 38.13 71.88 73.44 75.00
T-1-13077 Amps 156.30 312.50 312.50 156.30 156.30 312.50 312.50 312.50
Max. Size of 250 450 450 225 225 450 450 450Fuse or Breaker
Load KVA 28.10 53.40 55.80 56.30 57.20 107.80 110.20 112.50
T-2-13078 1 Amps 234.40 468.80 468.80 234.40 234.40 468.80 468.80 468.80
Max. Size of 400 700 700 350 350 700 700 700Fuse or Breaker
Load KVA 37.50 71.30 74.40 75.00 76.30 143.80 146.90 150.00
T-2-13079 1 Amps 312.50 625.00 625.00 312.50 312.50 625.00 625.00 625.00
Max. Size of 500 1000 1000 450 450 1000 1000 1000Fuse or Breaker
See Page 110 For D C C H H G G GConnection Diagrams
BUCKING
135 240 240 245 250 255
119 208 225 230 234 239
0.42 0.37 0.75 0.77 0.78 0.803.54 1.77 3.33 3.33 3.33 3.33
6 3 6 6 6 6
0.84 0.74 1.50 1.53 1.56 1.597.08 3.54 6.67 6.67 6.67 6.67
15 6 15 15 15 15
1.26 1.11 2.25 2.30 2.34 2.3910.63 5.31 10.00 10.00 10.00 10.00
15 6 15 15 15 15
2.11 1.84 3.75 3.83 3.90 3.9817.71 8.85 16.67 16.67 16.67 16.67
20 15 20 20 20 20
4.21 3.68 7.50 7.67 7.80 7.9735.42 17.71 33.33 33.33 33.33 33.33
40 20 40 40 40 40
6.32 5.53 11.25 11.50 11.70 11.9553.13 26.56 50.00 50.00 50.00 50.00
60 30 60 60 60 60
8.43 7.37 15.00 15.33 15.60 15.9370.83 35.42 66.67 66.67 66.67 66.67
80 40 80 80 80 80
12.64 11.05 22.50 23.00 23.40 23.90106.30 53.10 100.00 100.00 100.00 100.00
125 60 125 125 125 125
16.86 14.73 30.00 30.67 31.20 31.87141.70 70.80 133.30 133.30 133.30 133.30
175 80 175 175 175 175
25.29 22.10 45.00 46.00 46.80 47.80212.50 106.30 200.00 200.00 200.00 200.00
250 125 250 250 250 250
42.15 36.83 75.00 76.67 78.00 79.67354.20 177.10 333.30 333.30 333.30 333.30
400 200 400 400 400 400
63.20 55.30 112.50 115.00 117.00 119.50531.30 265.60 500.00 500.00 500.00 500.00
600 300 600 600 600 600
84.30 73.70 150.00 153.30 156.00 159.30708.30 354.20 666.70 666.70 666.70 666.70
800 400 800 800 800 800
F I E E E E
SECTION VII BUCK-BOOST TRANSFORMERS
GROUP II
See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.Prices and specifications are subject to change without notice.
Price List and Sizing Charts
SolarMount Configurations and Components
*
1. Choose your SolarMountConfiguration (below).
2. Size and select your components (pages 2-5).
3. Price and Order your system (page 6).
For further assistance, see our SolarMount Configuration Worksheet and otherSolarMount resources at www.unirac.com/solarmount.htm.
As soon as you know the make, model, and number of PV modules you’ll be installing, you’re ready to configure your SolarMount.
Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . .Sizing Chart B, pg 3 clip set• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . . Sizing Chart B, pg 3 clip set• TLH leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart D, pg 5• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
Splice kits are not used in this configuration.
Bottom Mounting Clips• SMR rail set and• CB bottom mounting . . Sizing Chart B, pg 3 clip set• TLL leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart C, pg 4• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• TLH leg kits . . . . . . . . . . . Sizing Chart D, pg 5• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
Splice kits are not used in this configuration.
Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• TLL leg kits . . . . . . . . . . . .Sizing Chart C, pg 4• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kits (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
Top Mounting Clamps• SMR rail set and• CT top mounting . . . . Sizing Chart A, pg 2 clamp set• Standoffs (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5• Splice kit (optional) . . . . . . . . . . . . . . . . . .pg 5
* SolarMount products are U.S. patent pending.
Flush Mounts High Profile Mounts Low Profile Mounts
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2See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.
Prices and specifications are subject to change without notice.
SMR120 + CT4ENumber of modules accommodated
Clamp size required for specific modules
Rail length in inches
When to Choose Top Mounting CT Series ClampsSelect top mounting clamps if you prefer to install modules last—in other words, if you plan to secure the footings and attach rails to the footings on site prior to attaching modules. This installation sequence is well suited for:
• Plug and Play modules.• Flush mounting—especially flush mounting onto standoffs.
Top mounting clamps do not depend on the spacing of module mounting holes. In roof mount installations, therefore, rails placed parallel to rafters can be spaced to lag directly into the rafters without the addition of special supports. Note that top mounting requires 1 inch of space between modules and that rails must extend 1-1/2 inches beyond the last module on each end.
Sizing Chart A: Select SolarMount Rail Set (SMR) + Top Mounting Clamp Set (CT) Number of modules to be mounted per row
Module make and model 2 3 4 5 6 7 8
AstroPower AP65, AP75 SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CAP110, AP120 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C
BP Solar 275, 380, 585, SX75TU SMR48+CT2E SMR72+CT3E SMR96+CT4E SMR120+CT5E SMR144+CT6E SMR168+CT7E SMR180+CT8E3160, 4160, 5170, SX150 SMR72+CT2E SMR106+CT3E SMR132+CT4E SMR168+CT5E SMR204+CT6E MSX120 SMR84+CT2E SMR132+CT3E SMR168+CT4E SMR204+CT5E SX110, SX120 SMR72+CT2E SMR96+CT3E SMR132+CT4E SMR156+CT5E SMR192+CT6E SMR216+CT7E
Evergreen EC94, EC102, EC110 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8C
First Solar FS50D SMR60+ SMR84+ SMR106+ SMR132+ SMR156+ SMR180+ SMR204+ 2 ea U-MH-4 2 ea U-MH-4 3 ea U-MH-4 3 ea U-MH-4 4 ea U-MH-4 4 ea U-MH-4 5 ea U-MH-4
Kyocera KC70, KC80, KC120, KC125G SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8CKC158G, KC167G SMR84+CT2C SMR132+CT3C SMR168+CT4C SMR204+CT5C
Photowatt PW750 SMR48+CT2A SMR72+CT3A SMR96+CT4A SMR120+CT5A SMR144+CT6A SMR168+CT7A SMR192+CT8APW1250 SMR72+CT2C SMR106+CT3C SMR144+CT4C SMR180+CT5C SMR204+CT6C PW1650 SMR96+CT2C SMR144+CT3C SMR180+CT4C
RWE Schott 165 SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6FASE300 SMR106+CT2E SMR168+CT3E SMR216+CT4E
Sanyo HIT167, HIT175, HIT180 SMR84+CT2C SMR120+CT3C SMR156+CT4C SMR192+CT5C
Sharp NE-80EIU (80 W) SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CND-L3EIU (123 W) SMR60+CT2F SMR84+CT3F SMR120+CT4F SMR144+CT5F SMR168+CT6F SMR192+CT7F NE-Q5E2U (165 W) SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6FNT-S5EIU (185 W) SMR72+CT2F SMR106+CT3F SMR144+CT4F SMR180+CT5F SMR204+CT6F
Shell SM100, SM110 SMR60+CT2D SMR84+CT3D SMR120+CT4D SMR144+CT5D SMR168+CT6D SMR192+CT7D SQ70, SQ75, SQ80 SMR48+CT2C SMR72+CT3C SMR96+CT4C SMR120+CT5C SMR144+CT6C SMR156+CT7C SMR180+CT8CSQ140, SQ150, SQ160 SMR72+CT2D SMR106+CT3D SMR144+CT4D SMR168+CT5D SMR204+CT6D
SunWize SW85, SW90, SW95 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR106+CT4C SMR132+CT5C SMR156+CT6C SMR180+CT7C SMR204+CT8CSW115, SW120 SMR60+CT2C SMR84+CT3C SMR120+CT4C SMR144+CT5C SMR168+CT6C SMR192+CT7C SMR216+CT8C
UniSolar US64 SMR72+CT2B SMR96+CT3B SMR132+CT4B SMR156+CT5B SMR192+CT6B SMR216+CT7B US116 SMR72+CT2E SMR96+CT3E SMR132+CT4E SMR168+CT5E SMR192+CT6E
UniRac, Inc.www.unirac.com
3201 University Boulevard SE, Suite 110Albuquerque NM 87106-5635 USA
505.242.6411505.242.6412 Fax
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3
SMR120 + CB4Rail length in inches Number of modules accommodated
When to Choose Bottom Mounting CB Series ClipsThe use of bottom mounting clips on flush mount roof installations is significantly more difficult than top mounting clamps. Clips are more often used in ground mount installations and with adjustable tilt legs because the modules and rails are usually pre-assembled for these installations.
Select bottom mounting clips if you plan to attach modules to rails prior to final installation. This installation sequence is well suited whenever rows of modules must be pre-wired.
Bottom mounted installations also use space more efficiently. Space between mod-ules is not required and rails need not extend past the end modules.
See details regarding these limitations at www.unirac.com/solarmount.htm.
Sizing Chart B: Select SolarMount Rail Set (SMR) + Bottom Mounting Clip Set (CB)
Number of modules to be mounted per row
Module make and model 2 3 4 5 6 7 8
AstroPower AP65, AP75 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8AP110, AP120 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8
BP Solar 275, 380, 585, SX75TU SMR48 +CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR180+CB83160, 4160, 5170, SX150 SMR72+CB2 SMR96+CB3 SMR132+CB4 SMR156+CB5 SMR192+CB6 MSX120 SMR84+CB2 SMR120+CB3 SMR168+CB4 SMR204+CB5 SX110, SX120 SMR60+CB2 SMR96+CB3 SMR120+CB4 SMR144+CB5 SMR180+CB6 SMR204 +CB7
Evergreen EC94, EC102, EC110 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7
First Solar FS50D SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR204+CB8
Kyocera KC70, KC80, KC120, KC125G SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR216+CB8KC158G, KC167G SMR84+CB2 SMR120+CB3 SMR156+CB4 SMR204+CB5
Photowatt PW750 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR120+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR180+CB8PW1250 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6 PW1650 SMR96+CB2 SMR132+CB3 SMR180+CB4 SMR216+CB5
RWE Schott 165 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6ASE300 SMR106+CB2 SMR156+CB3 SMR204+CB4
Sanyo Sanyo modules have no module mounting holes, thus cannot be used with bottom mounting clips.
Sharp NE-80EIU (80 W) SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8ND-L3EIU (123 W) SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR168+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8NE-Q5E2U (165 W) SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6NT-S5EIU (185 W) SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6
Shell SM100, SM110 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR192+CB7 SMR216+CB8SQ70, SQ75, SQ80 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR84+CB4 SMR106+CB5 SMR132+CB6 SMR156+CB7 SMR168+CB8SQ140, SQ150, SQ160 SMR72+CB2 SMR106+CB3 SMR132+CB4 SMR168+CB5 SMR204+CB6
SunWize SW85, SW90, SW95 SMR48+CB2 SMR72+CB3 SMR96+CB4 SMR120+CB5 SMR144+CB6 SMR168+CB7 SMR192+CB8SW115, SW120 SMR60+CB2 SMR84+CB3 SMR106+CB4 SMR132+CB5 SMR156+CB6 SMR180+CB7 SMR204+CB8
UniSolar US64 SMR60+CB2 SMR96+CB3 SMR120+CB4 SMR156+CB5 SMR180+CB6 SMR216+CB7 US116 SMR72+CB2 SMR96+CB3 SMR132+CB4 SMR156+CB5 SMR192+CB6 SMR216+CB7
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4
SolarMount Price List and Sizing Charts
Page
4See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.
Prices and specifications are subject to change without notice.
Kyocera
KC70, KC8013–28° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1230–60° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-30
KC120, KC125G8–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–45° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
KC158G, KC167G 9–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-12 20–50° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-30 29–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
Photowatt
PW750, PW1250, PW16509–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–52° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3030–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
RWE Schott
1677–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–41° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
ASE3006–13° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1213–34° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3020–50° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
Sanyo
HIT167, HIT175, HIT1808–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1219–49° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3028–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
Sharp
NE-80E1U (80w)9–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
ND-L3E1U (123w)7–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1217–45° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3025–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
NE-Q5E2U (165w), NT-S5E1U (185w)7–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–41° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SolarMount rail set
Module SMR48 SMR120 SMR192& desired thru thru thrutilt angle SMR106 SMR180 SMR216
AstroPower
AP65, AP759–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
AP110, AP1207–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1217–43° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3025–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
BP Solar
275, 380, 585, SX75TU9–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–53° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
3160, 4160, 5170, SX1507–15° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–40° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
MSX12010–22° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1223–58° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3034–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SX110, SX1208–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026-60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
Evergreen
EC94, EC102, EC1107–16° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–40° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3024–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
First Solar
FS50D4–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
Sizing Chart C: Select Low Profile (TLL) Adjustable Tilt Leg Sets
Shell
SM100, SM1108–19° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1220–49° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3029–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SQ70, SQ75, SQ809–20° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1221–54° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3031–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SQ140, SQ150, SQ1607–15° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1216–39° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3023–60° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SunWize
SW85, SW90, SW958–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
SW115, SW1208–17° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1218–44° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3026–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
UniSolar
US648–18° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1219–47° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3027–60°+ TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
US1164–10° TLL2-12 TLL3-12 2 ea TLL2-1210–26° TLL2-30 TLL3-30 2 ea TLL2-3015–39° TLL2-44 TLL3-44 2 ea TLL2-44
When to Choose Low Profile TLL Series Tilt LegsLow profile orientation minimizes the vertical height of your array—to hide an array behind a parapet, for example. Once you have chosen your module and SolarMount rail set and have determined your desired tilt angle, use the table below to select the appropriate low profile leg kit. Note that two TLL2 setsare required for each of the longer rail sets: SMR192 thru SMR216 rail set.
SolarMount rail set
Module SMR48 SMR120 SMR192& desired thru thru thrutilt angle SMR106 SMR180 SMR216
SolarMount rail set
Module SMR48 SMR120 SMR192& desired thru thru thrutilt angle SMR106 SMR180 SMR216
TLL3-44Number of legs per kit
Maximum length of (longer) leg in inches
H = high profile; L = low profile
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5
SolarMount Price List and Sizing Charts
StandoffsSTR raised-flange standoffs fasten directly to rails. Order sufficient standoffs to replace L-feet in rail sets.
STF flat-top standoffs support strut or other stringers to which L-feet attach. Spac-ing required to support the load on the stringer and other considerations determine the number of standoffs.
Order 3-, 4-, 6-, or 7-inch standoffs to raise rails above roofing material.
F = flat top; R = raised flange
Height of standoff in inchesSTF6
See www.unirac.com to locate your nearest distributor of SolarMount components.Prices and specifications are subject to change without notice.
TLH4-64Number of legs per kit
Maximum length of (longer) leg in inches
H = high profile; L = low profile
SolarMountrail set &desired tilt angle Leg kit
Sizing Chart D: Select High Profile (TLH) Adjustable Tilt Leg Sets
SMR4810–23° TLH2-1233–60°+ TLH2-44
SMR608–18° TLH2-1226–60°+ TLH2-4443–60°+ TLH2-72
SMR727–16° TLH2-1222–60° TLH2-4436–60°+ TLH2-72
SMR845–12° TLH2-1217–47° TLH2-4428–60°+ TLH2-72
SMR965–11° TLH2-1216–43° TLH2-4426–60°+ TLH2-72
SMR1064–10° TLH2-1215–39° TLH2-4424–60° TLH2-72
SMR1205–10° TLH4-1817–38° TLH4-6427–60° TLH4-104
SMR1326–10° TLH4-1817–37° TLH4-6426–60° TLH4-104
SMR1446–9° TLH4-1816–33° TLH4-6424–56° TLH4-104
SolarMountrail set &desired tilt angle Leg kit
SolarMountrail set &desired tilt angle Leg kit
SolarMountrail set &desired tilt angle Leg kit
SMR1565–8° TLH4-1814–30° TLH4-6422–49° TLH4-104
SMR1685–7° TLH4-1813–28° TLH4-6420–46° TLH4-104
SMR1803–7° TLH4-1812–26° TLH4-6419–43° TLH4-104
When to Choose High Profile TLH Series Tilt LegsHigh profile orientation maximizes module density in a given size site. Once you have selected a rail set and determined your desired tilt angle, use the table below to select the appropriate high profile leg kit. Order one TLH leg kit for each rail set. TLH2 leg kits have one leg for each rail (two legs total). TLH4 leg kits have a short leg and a long leg for each rail (four legs total). High profile legs are not recommended for SMR196 thru SMR216 rail sets. Never use splice kits with high profile legs.
Splice KitsFor very long flush and low profile installations, SP splice kits join rails end-to-end. Tilt-up applications require adequate personnel to lift and support long, assembled rows of modules during instal-lation and, if desired, seasonal adjustment. If splicing more than two rail sets into a single row, consult UniRac concerning thermal expansion. Each kit contains two splices plus hardware.
UniRac, Inc.www.unirac.com
3201 University Boulevard SE, Suite 110Albuquerque NM 87106-5635 USA
505.242.6411505.242.6412 Fax
Pub 031006-1plOctober 2003
Page
6
SolarMount Price List and Sizing Charts
SolarMount Component Prices
SMR: SolarMount Rail SetsIncludes two rails, L-feet, and hardware to attach feet to rails.
No. of Shipping ListModel L-feet wt. (lbs) price
SMR48 4 13 $ 83.00SMR60 4 14 99.00SMR72 4 16 115.00
SMR84 4 17 131.00SMR96 4 19 145.00SMR106 4 20 157.00
SMR120 6 22 178.00*SMR132 6 24 190.00*SMR144 6 25 202.00*
SMR156 6 27 214.00*SMR168 6 28 226.00*SMR180 6 30 238.00*
SMR192 8 31 259.00*SMR204 8 33 271.00*SMR216 8 34 283.00†
UPS-20 20.00*
*SMR120 thru SMR204 rail sets and any components packed with them normally ship truck freight. For UPS shipment, add item UPS-20 @ $20.00 per rail set; rails will be cut and splices included. (Except as noted, other SolarMount items usually ship UPS, and no surcharge applies.)
†Ships via truck freight only.
CB: Bottom Mounting Clip Sets Includes the clips and hardware to attach the listed number of PV modules to one pair of rails.
No. of PV Shipping ListModel modules wt. (lbs) price
CB2 2 2 $14.00CB3 3 2 18.00CB4 4 3 22.00CB5 5 3 26.00
CB6 6 4 30.00CB7 7 4 34.00CB8 8 5 38.00
TLL: Low Profile Leg KitsIncludes legs and additional L-feet and hardware to complete foot-leg-rail assemblies.
Legs Shipping ListModel per kit wt. (lbs) price
TLL2-12 2 3 $49.00TLL2-30 2 5 59.00TLL2-44 2 7 67.00
TLL3-12 3 4 68.00TLL3-30 3 7 83.00TLL3-44 3 10 94.00
TLH: High Profile Leg KitsIncludes legs and additional hardware to complete foot-leg-rail assemblies. TLH4 kits include a short leg and long leg for each rail. TLH2 kits include one leg per rail.
Legs Shipping ListModel per kit wt. (lbs) price
TLH2-12 2 3 $ 37.00TLH2-44 2 7 54.00TLH2-72 2 10 68.00
TLH4-18 4 7 65.00TLH4-64 4 16 99.00TLH4-104 4 20 129.00
SP: Splice KitIncludes two splices plus hardware. One kit is required whenever two rail sets are sliced together. If splicing more than two rail sets into a single row, consult UniRac concerning thermal expansion.
Model Shipping wt (lbs) List price
SP2 2 $16.00
CT: Top Mounting Clamp SetsIncludes all clamps and hardware to attach the listed number of PV modules to 1 pair of rails.
No. of PV Shipping ListModel modules wt. (lbs) price
CT2A–F 2 1 $16.00CT3A–F 3 2 20.00CT4A–F 4 2 24.00CT5A–F 5 2 28.00
CT6A–F 6 2 32.00CT7A–F 7 2 36.00CT8A–F 8 3 40.00
U-MH-4 – 2 2.50
R A I L S
S P E C S , F I N I S H E S , & P A R T S
C L A M P S , C L I P S T I L T L E G S
ST: StandoffsIncludes one standoff and two lag bolts (3-1/2 x 5/16 inches). Flat top standoffs include 3/8-inch hardware to attach stringer to standoff.
Height Shipping ListModel (inches) Type wt. (lbs) price
STF3 3 flat top 2 $17.00STF4 4 flat top 2 17.50STF6 6 flat top 2 18.00STF7 7 flat top 2 18.50
S T A N D O F F S
Height Shipping ListModel (inches) Type wt. (lbs) price
STR3 3 raised flange 2 18.00STR4 4 raised flange 2 18.50STR6 6 raised flange 2 19.00STR7 7 raised flange 2 19.50
Material SpecificationsSolarMount rails, top mounting clamps, bottom mounting clips, tilt legs, and L-feet are 6105-T5 aluminum extrusion; model numbers and prices on this page are for mill finish. Standoffs are Service Condition 4 (very severe) zinc-plated welded steel. Fasteners are 304 stainless steel.
Clear Anodized FinishAll SolarMount items except standoffs are available with a clear anodized finish. To order, add the prefix “C” to the model number and 10 percent to the price. For example, the SMR60 rail set becomes SMR60-C priced at:
$99.00 (SMR60 list price) + $9.90 (10 percent anodizing charge) = $108.90 (SMR60-C list price)
Bulk PartsSolarMount components are available in bulk quantities. For details, contact your distributor or UniRac.
Apéndice 172
APENDICE D COSTO DE LOS EQUIPOS
Inmueble de 600 KWh
Total
Fabricante US $ c/u US $/Watts US $
PHOTOWATT 565,00 3,65 23730,00 Evergreen Solar 440,00 3,83 24640,00
SHARP 589,00 3,57 24738,00 BP Solar 600,00 3,64 25200,00
SOLAR SHELL 450,00 3,66 25200,00 PHOTOWATT 450,00 3,75 25200,00
SHARP 470,00 3,76 26320,00 KYOCERA 630,00 3,60 26460,00 KYOCERA 645,00 3,49 27090,00
PHOTOWATT 496,00 3,20 27776,00 SHARP 679,00 3,99 28518,00
SOLAR SHELL 409,00 4,01 28630,00 RELIAGEN 568,00 4,06 31808,00
BP Solar 573,00 3,58 32088,00 Evergreen Solar 590,00 3,69 33040,00
KYOCERA 590,00 3,58 33040,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 33432,00
BP Solar 625,00 3,74 35000,00 RELIAGEN 655,00 4,09 36680,00 KYOCERA 1800,00 6,00 37800,00
RWE SCHOTT SOLAR 525,00 4,77 44100,00
Astropower 549,00 3,47 46116,00 Astropower 699,00 6,99 58716,00
Inmueble de 300 KWh
Total
Fabricante US $ c/u US $/Watts US $
Evergreen Solar 440,00 3,83 12320,00 KYOCERA 450,00 3,75 12600,00
SHARP 450,00 3,66 12600,00 KYOCERA 470,00 3,76 13160,00 RELIAGEN 496,00 3,20 13888,00
PHOTOWATT 565,00 3,65 15820,00 SOLAR SHELL 568,00 4,06 15904,00
BP Solar 573,00 3,58 16044,00 SHARP 589,00 3,57 16492,00 BP Solar 590,00 3,69 16520,00
RELIAGEN 590,00 3,58 16520,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 16716,00 PHOTOWATT 600,00 3,64 16800,00 Evergreen Solar 409,00 4,01 17178,00
KYOCERA 625,00 3,74 17500,00 PHOTOWATT 630,00 3,60 17640,00
SHARP 645,00 3,49 18060,00 SOLAR SHELL 655,00 4,09 18340,00
BP Solar 679,00 3,99 19012,00 RWE SCHOTT
SOLAR 1800,00 6,00 25200,00
Astropower 525,00 4,77 29400,00 KYOCERA 549,00 3,47 30744,00 Astropower 699,00 6,99 39144,00
Inmueble de 100 KWh
Total
Fabricante US $ c/u US $/Watts US $
RELIAGEN 496,00 3,20 3968,00 Evergreen Solar 440,00 3,83 4400,00 PHOTOWATT 565,00 3,65 4520,00 SOLAR SHELL 568,00 4,06 4544,00
BP Solar 573,00 3,58 4584,00 SHARP 589,00 3,57 4712,00 BP Solar 590,00 3,69 4720,00
RELIAGEN 590,00 3,58 4720,00 SOLAR SHELL 597,00 3,98 4776,00 PHOTOWATT 600,00 3,64 4800,00 Evergreen Solar 409,00 4,01 4908,00 PHOTOWATT 630,00 3,60 5040,00
SHARP 645,00 3,49 5160,00 SOLAR SHELL 655,00 4,09 5240,00
KYOCERA 450,00 3,75 5400,00 SHARP 450,00 3,66 5400,00
RWE SCHOTT SOLAR 1800,00 6,00 5400,00
BP Solar 679,00 3,99 5432,00 KYOCERA 470,00 3,76 5640,00 Astropower 525,00 4,77 6300,00 KYOCERA 549,00 3,47 6588,00 KYOCERA 625,00 3,74 7500,00 Astropower 699,00 6,99 8388,00
Inmueble ubicado en la ciudad de Caracas
Total
Fabricante US $ c/u US $/Watts US $
SHARP 589 3,57 32984 RELIAGEN 590 3,58 33040
PHOTOWATT 600 3,64 33600 Evergreen Solar 409 4,01 34356 PHOTOWATT 630 3,60 35280
SHARP 645 3,49 36120 Evergreen Solar 440 3,83 36960
KYOCERA 450 3,75 37800 SHARP 450 3,66 37800 BP Solar 679 3,99 38024
KYOCERA 470 3,76 39480 PHOTOWATT 565 3,65 39550 SOLAR SHELL 568 4,06 39760
BP Solar 573 3,58 40110 BP Solar 590 3,69 41300
RELIAGEN 496 3,20 41664 SOLAR SHELL 597 3,98 41790
Astropower 525 4,77 44100 SOLAR SHELL 655 4,09 45850
KYOCERA 549 3,47 46116 RWE SCHOTT
SOLAR 1800 6,00 50400
KYOCERA 625 3,74 52500 Astropower 699 6,99 78288
Apéndice 175
APENDICE E TABLAS DE LA NASA
NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables
At Latitude 10.5 and Longitude -65.5
Parameters for Solar Cooking:
Insolation on horizontal surface (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth.
Units: kWh/m2/day
Note: insolation incident on a horizontal surface
Reference: SSE Methodology Section
Midday insolation (Definition)
Average insolation available less than 1.5 hours before or after Local Solar Noon.
Units: kW/m2
Note: n/a indicates night conditions or no data
Clear sky insolation (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).
Units: kWh/m2/day
Geometry Information Average elevation: 56 meters
Northern boundary11
Western boundary-66
Center Latitude 10.5
Longitude -65.5
Eastern boundary-65
Southern boundary10
Insolation on horizontal surface (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94
Midday insolation (kW/m2)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
4 Year Average 0.71 0.75 0.82 0.81 0.78 0.73 0.74 0.77 0.78 0.78 0.71 0.68
Clear sky insolation (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 6.01 6.75 7.14 7.27 7.42 7.30 7.26 7.23 7.09 6.80 6.19 5.81
Página 1 de 11NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables
30/03/2004http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?var=ALL&email=miguel00@cantv.n...
Clear sky days (Definition)
Number of clear sky days (cloud fraction < 10%).
Units: days
Parameters for Sizing and Pointing of Solar Panels and for Solar Thermal Applications:
Insolation on horizontal surface (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth.
Units: kWh/m2/day and percent (difference)
Notes: insolation incident on a horizontal surface percent difference minimum and maximum
Reference: SSE Methodology Section
Diffuse Irradiance on horizontal surface / Erbs et al. method (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth under all-sky conditions with direct radiation from the sun's beam blocked by a shadow band or tracking disk at the earth's surface.
Units: kWh/m2/day
Clear sky days (days)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 1 1 3 1 2 0 1 2 1 0 1 1
Insolation on horizontal surface (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
Average10 Year Average 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94 5.75
Difference from average insolation (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Minimum -6 -5 -10 -6 -7 -7 -9 -9 -10 -8 -18 -14Maximum 5 6 7 6 13 6 6 7 7 8 12 6
Diffuse irradiance on horizontal surface / Erbs et al. method (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
Average10 Year Average 1.80 1.90 2.05 2.15 2.16 2.14 2.14 2.15 2.12 1.98 1.86 1.77 2.02Minimum 1.75 1.80 1.94 2.07 2.00 2.09 2.07 2.08 2.04 1.89 1.74 1.71 1.93Maximum 1.85 1.96 2.15 2.20 2.21 2.19 2.20 2.21 2.18 2.05 1.93 1.83 2.08Average K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Minimum K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Maximum K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62
NOTE:
Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.
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Notes: the minimum diffuse irradiance is when the horizontal insolation and clearness index are maximum no data is available when the clearness index is < 0.3 or > 0.8
Reference: Erbs et al., 1982, Solar Energy, Vol. 28, No. 4, pp. 293-302
Direct Normal Irradiance / RETScreen-type method (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) at the earth's surface on a flat surface perpendicular to the sun's beam with surrounding sky radiation blocked.
Units: kWh/m2/day and percent (difference)
Reference: SSE Methodology Section
Insolation clearness index (Definition)
Fraction of insolation at the top of the atmosphere which reaches the surface of the earth.
Units: dimensionless
Note: average, minimum and maximum are calculated from average, minimum and maximum insolation on a horizontal surface
Insolation normalized clearness index (Definition)
Zenith angle-independent expression of the insolation clearness index.
Units: dimensionless
Reference: Perez et al., 1992, ASHRAE Transactions: Research 3578 (RP-644), pp. 354-369
Direct normal irradiance / RETScreen-type method (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
Average10 Year Average 5.47 5.95 5.79 5.35 5.05 4.86 4.99 4.98 5.08 5.38 5.10 5.19 5.26
NOTE:
Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.
Difference from average direct normal irradiance (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
AverageMinimum -8 -5 -12 -6 -7 -10 -12 -12 -13 -10 -25 -19 -12Maximum 6 7 7 8 18 8 8 9 9 10 17 8 10
Insolation clearness index (0 to 1.0)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
AverageAverage K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Minimum K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Maximum K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62
Insolation normalized clearness index (0 to 1.0)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 0.54 0.56 0.55 0.54 0.52 0.51 0.52 0.52 0.53 0.54 0.52 0.53
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Clear sky insolation (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident on the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).
Units: kWh/m2/day
Clear sky insolation clearness index (Definition)
Fraction of insolation at the top of the atmosphere which reachs the surface of the earth during clear sky days (cloud fraction < 10%).
Units: dimensionless
Clear sky insolation normalized clearness index (Definition)
Zenith angle-independent expression of the clear sky clearness index.
Units: dimensionless
Reference: Perez et al., 1992, ASHRAE Transactions: Research 3578 (RP-644), pp. 354-369
Solar Geometry:
Solar Noon (Definition)
The time when the sun is due south in the northern hemisphere or due north in the southern hemisphere.
Units: GMT time
Note: during Polar Winter the sun may be below the horizon at Solar Noon
Clear sky insolation (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 6.01 6.75 7.14 7.27 7.42 7.30 7.26 7.23 7.09 6.80 6.19 5.81
Clear sky insolation clearness index (0 to 1.0)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 0.68 0.71 0.70 0.69 0.71 0.71 0.70 0.70 0.69 0.70 0.69 0.68
Clear sky insolation normalized clearness index (0 to 1.0)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 0.62 0.65 0.64 0.63 0.65 0.65 0.64 0.64 0.63 0.64 0.63 0.62
Solar Noon (GMT time)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
GMT 1632 1637 1631 1623 1619 1622 1629 1627 1618 1608 1607 1615
Daylight (hours)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Hours 11.5 11.8 12.0 12.3 12.6 12.7 12.6 12.4 12.2 11.9 11.6 11.5
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Daylight (Definition)
Time between sunrise and sunset.
Units: hours
Note: Polar daylight is 0 in winter and 24 in summer.
Daylight average of hourly cosine solar zenith angles (Definition)
The average cosine of the angle between the sun and directly overhead during daylight hours.
Average cos(ΘZ) = f cos-1 (-f/g) + g[1 - (f/g)2]½ / cos-1(-f/g) where:
f = sin(latitude) * sin(solar declination) g = cos(latitude) * cos(solar declination)
Units: dimensionless
Note: n/a indicates night conditions or no data
Reference: Gupta et al., 2001, NASA TP-2001-211272
Cosine solar zenith angle at mid-time between sunrise and solar noon (Definition)
Approximate monthy average ratio of horizontal surface solar beam radiation to direct normal radiation.
cos(ΘZMT) = f + g[(g - f) / 2g]½ where:
f = sin(latitude) * sin(solar declination) g = cos(latitude) * cos(solar declination)
Units: dimensionless
Note: n/a indicates night conditions or no data
Reference: Gupta et al., 2001, NASA TP-2001-211272 and SSE Methodology Section
Declination (Definition)
The angular distance of the sun north (positive) or south (negative) of the equator. Declination varies through the year from 23.45° north to 23.45° south and reaches the minimum/maximum at the southern/northern summer solstices.
Units: degrees
Daylight average of hourly cosine solar zenith angles (dimensionless)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average 0.52 0.57 0.62 0.64 0.65 0.64 0.65 0.65 0.63 0.59 0.58 0.55
Cosine solar zenith angle at mid-time between sunrise and solar noon (dimensionless)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average 0.60 0.64 0.68 0.69 0.69 0.67 0.68 0.69 0.69 0.66 0.61 0.58
Declination (degrees)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average -20.7 -12.3 -1.81 9.70 18.8 23.0 21.2 13.7 3.09 -8.44 -18.1 -22.8
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Sunset hour angle (Definition)
The angle that the earth has rotated between the time of solar noon and sunset. The earth rotates 15° with respect to the sun each hour.
Units: degrees
Maximum solar angle from horizon (Definition)
The maximum vertical angle of the sun above the horizon.
Units: degrees
Hourly solar angles from horizon (Definition)
The vertical angle of the sun above the horizon.
Sunset hour angle (degrees)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average 85.9 87.6 89.6 91.8 93.6 94.5 94.1 92.6 90.5 88.4 86.5 85.5
Maximum solar angle from horizon (degrees)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average 58.7 67.1 77.6 89.2 81.6 77.4 79.2 86.7 82.5 71.0 61.3 56.6
Hourly solar angles from horizon (degrees)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
0000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0100 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0200 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0400 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0500 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0600 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0700 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0800 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0900 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1100 GMT 2.72 3.46 6.81 10.9 13.1 12.8 11.1 10.5 11.0 11.1 9.21 6.181200 GMT 16.2 17.7 21.5 25.5 27.2 26.6 25.0 25.0 25.7 25.4 22.8 19.31300 GMT 29.2 31.6 36.1 40.2 41.4 40.4 39.0 39.5 40.5 39.5 35.8 31.81400 GMT 41.2 44.9 50.5 55.0 55.5 53.9 52.9 54.1 55.1 52.9 47.6 43.01500 GMT 51.4 56.9 64.2 69.7 69.3 66.8 66.2 68.6 69.4 64.6 56.9 51.91600 GMT 57.7 65.4 75.5 84.4 80.5 76.4 77.3 82.7 81.4 70.9 61.2 56.41700 GMT 57.9 66.3 75.7 80.6 76.9 74.4 76.8 81.1 77.0 67.0 58.4 54.81800 GMT 51.9 59.0 64.6 65.9 64.0 63.3 65.4 66.8 63.4 56.2 49.8 47.81900 GMT 42.0 47.5 50.8 51.1 50.1 50.2 52.0 52.3 48.9 43.1 38.4 37.52000 GMT 30.1 34.4 36.5 36.4 35.9 36.5 38.1 37.7 34.2 29.1 25.6 25.52100 GMT 17.1 20.6 21.9 21.7 21.7 22.7 24.1 23.2 19.5 14.8 12.1 12.62200 GMT 3.65 6.42 7.22 7.13 7.65 9.00 10.2 8.77 4.78 0.35 n/a n/a2300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a
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Units: degrees
Notes: This information is provided to assist the user in interpreting diurnal variations in both insolation and clouds. n/a indicates night conditions or no data
Hourly solar azimuth angles (Definition)
The arc of the horizon measured clockwise from True North, to the point where a vertical circle through the sun intersects the horizon.
Units: degrees
Notes: These angles are provided as a function of GMT to assist the user in interpreting diurnal variations of insolation and clouds in this data set. If either mornings or afternoons are habitually cloudy, it may be useful to point the solar panels slightly to the east or west instead of directly south. n/a indicates night conditions or no data
Parameters for Tilted Solar Panels:
Hourly solar azimuth angles (degrees)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
0000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0100 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0200 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0400 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0500 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0600 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0700 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0800 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a0900 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1000 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a1100 GMT 111 103 93.2 82.0 72.9 68.5 70.1 77.6 88.7 100 110 1141200 GMT 115 106 96.2 84.2 74.1 69.3 71.3 79.5 91.5 104 114 1181300 GMT 121 111 100 86.1 74.1 68.5 71.0 80.6 94.8 110 121 1251400 GMT 130 119 106 88.0 71.9 64.9 68.5 80.8 99.7 119 132 1351500 GMT 144 133 117 90.4 64.0 54.5 60.3 78.9 109 137 150 1511600 GMT 165 158 147 97.8 27.4 21.5 31.3 62.2 149 174 176 1731700 GMT 192 194 211 266 310 325 325 292 235 214 204 1981800 GMT 214 222 242 270 291 301 298 280 255 236 224 2171900 GMT 229 238 253 272 286 293 291 278 262 247 236 2302000 GMT 238 247 259 274 285 291 288 279 266 253 243 2382100 GMT 244 252 263 276 286 290 288 280 269 258 248 2432200 GMT 248 256 266 278 287 291 289 282 272 261 n/a n/a2300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a
Radiation on equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
Average
Página 7 de 11NASA Surface meteorology and Solar Energy - Available Tables
30/03/2004http://eosweb.larc.nasa.gov/cgi-bin/sse/grid.cgi?var=ALL&email=miguel00@cantv.n...
Radiation on equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)
Units: kWh/m2/day
Note: the optimum angle provides the monthly averaged maximum radiation
Reference: Leng et al., 2002, Chapter 4, http://www.retscreen.net/ang/12.php
Equivalent Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)
Equivalent Sun Hours radiation is based on the minimum monthly SSE horizontal insolation for the 10-year time period from July 1983 through June 1993.
Units: kWh/m2/day
Note: the optimum angle provides the monthly averaged maximum radiation
Reference: SSE Methodology Section
SSE HRZ 5.23 5.93 6.27 6.21 6.00 5.81 5.91 5.95 5.91 5.74 5.14 4.94 5.75K 0.59 0.61 0.61 0.58 0.57 0.56 0.57 0.57 0.57 0.59 0.57 0.57 0.58Erbs DIF 1.80 1.90 2.05 2.15 2.16 2.14 2.14 2.15 2.12 1.98 1.86 1.77 2.02RET DNR 5.47 5.95 5.79 5.35 5.05 4.86 4.99 4.98 5.08 5.38 5.10 5.19 5.26Tilt 0 5.18 5.87 6.19 6.11 5.89 5.69 5.80 5.85 5.83 5.68 5.09 4.90 5.67Tilt 10 5.58 6.17 6.30 6.02 5.96 5.81 5.90 5.86 5.85 5.89 5.43 5.30 5.84Tilt 25 5.94 6.35 6.20 5.63 5.83 5.75 5.81 5.64 5.64 5.97 5.71 5.69 5.85Tilt 90 4.03 3.63 2.66 1.70 2.45 2.67 2.58 2.08 2.12 3.15 3.72 4.02 2.90OPT 6.00 6.35 6.31 6.11 5.96 5.83 5.90 5.87 5.86 5.98 5.75 5.78 5.98OPT ANG 35.0 26.0 13.0 0.00 11.0 14.0 13.0 6.00 7.00 21.0 32.0 37.0 17.9
NOTE:
Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.
Equivalent Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
AverageSSE MIN 4.90 5.61 5.66 5.85 5.55 5.39 5.38 5.42 5.33 5.26 4.19 4.26 5.23K 0.55 0.58 0.55 0.55 0.53 0.52 0.52 0.52 0.51 0.54 0.46 0.49 0.53Erbs DIF 1.85 1.96 2.15 2.20 2.21 2.19 2.20 2.21 2.18 2.05 1.93 1.83 2.08RET DNR 5.02 5.61 5.09 4.97 4.66 4.37 4.36 4.36 4.39 4.82 3.78 4.16 4.63Tilt 0 4.86 5.55 5.59 5.76 5.45 5.28 5.28 5.33 5.26 5.20 4.15 4.23 5.16Tilt 10 5.21 5.82 5.68 5.67 5.51 5.38 5.36 5.34 5.27 5.38 4.38 4.54 5.29Tilt 25 5.51 5.97 5.58 5.32 5.38 5.32 5.27 5.13 5.09 5.43 4.54 4.81 5.28Tilt 90 3.73 3.42 2.47 1.69 2.32 2.51 2.40 1.98 2.02 2.90 2.93 3.35 2.64OPT 5.56 5.97 5.68 5.76 5.51 5.39 5.36 5.35 5.28 5.45 4.55 4.86 5.39OPT ANG 34.0 25.0 12.0 0.00 10.0 14.0 12.0 6.00 6.00 20.0 29.0 35.0 16.9
NOTE:
Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.
Peak Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (kW/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
AverageSSE MAX 5.50 6.30 6.70 6.61 6.76 6.15 6.28 6.35 6.33 6.20 5.76 5.26 6.18
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Peak Sun Hours radiation for equator-pointed tilted surfaces / RETScreen method (Definition)
Peak Sun Hours radiation is based on the maximum monthly SSE horizontal insolation for the 10-year time period from July 1983 through June 1993.
Units: kWh/m2/day
Note: the optimum angle provides the monthly averaged maximum radiation
Reference: SSE Methodology Section
Cloud Information:
Daylight cloud amount (Definition)
Percent of cloud amount during daylight within a region.
Units: percent
Notes: Zero = clear skies and 100 = overcast skies n/a indicates no data
K 0.62 0.65 0.65 0.62 0.64 0.59 0.60 0.61 0.61 0.63 0.64 0.61 0.62Erbs DIF 1.75 1.80 1.94 2.07 2.00 2.09 2.07 2.08 2.04 1.89 1.74 1.71 1.93RET DNR 5.83 6.41 6.25 5.81 6.00 5.26 5.40 5.43 5.56 5.95 5.98 5.61 5.79Tilt 0 5.45 6.24 6.62 6.51 6.64 6.03 6.16 6.25 6.24 6.13 5.71 5.21 6.10Tilt 10 5.89 6.57 6.74 6.41 6.74 6.16 6.28 6.26 6.27 6.38 6.13 5.67 6.29Tilt 25 6.29 6.78 6.64 5.98 6.59 6.11 6.19 6.02 6.05 6.48 6.50 6.11 6.31Tilt 90 4.29 3.87 2.78 1.70 2.65 2.79 2.70 2.14 2.19 3.39 4.26 4.35 3.09OPT 6.37 6.79 6.75 6.51 6.74 6.18 6.28 6.27 6.28 6.49 6.55 6.23 6.45OPT ANG 35.0 26.0 13.0 0.00 11.0 15.0 13.0 6.00 7.00 22.0 33.0 38.0 18.2
NOTE:
Diffuse irradiance, direct normal irradiance and radiation on tilted surfaces is not calculated when the clearness index (K) is below 0.3 or above 0.8.
Daylight cloud amount (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 46.1 47.2 46.7 57.1 61.1 66.3 59.5 55.0 58.6 59.5 57.7 52.8
Cloud amount at available GMT times (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Average@0 37.1 36.2 35.4 50.0 59.4 68.5 66.9 60.6 67.0 64.7 58.3 50.9Average@3 37.7 39.2 35.1 51.9 61.1 67.8 65.9 63.2 64.9 65.7 57.5 49.2Average@6 40.5 40.3 38.7 54.3 62.9 69.8 64.7 61.0 59.0 62.9 58.3 51.2Average@9 44.5 39.1 44.0 58.9 60.8 67.4 61.8 58.5 59.1 58.8 58.2 51.4Average@12 44.4 43.7 40.2 54.6 59.8 65.0 58.3 53.2 55.2 56.9 53.9 50.4Average@15 47.6 50.0 48.3 58.7 61.2 66.9 58.3 53.4 56.8 58.9 58.1 53.7Average@18 52.8 52.1 54.1 62.7 63.7 67.9 60.2 55.5 60.4 62.1 59.7 57.5Average@21 39.7 42.9 44.2 52.3 59.8 65.3 61.4 58.0 61.7 60.3 59.0 49.8
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Cloud amount at available GMT times (Definition)
Percent of cloud amount within a region.
Units: percent
Notes: Zero = clear skies and 100 = overcast skies n/a indicates no data
Frequency of cloud amount at available GMT times (Definition)
Percent of time the cloud amount is less than 10% (clear skies), between 10 - 70% (broken-cloud skies), and greater than 70% (near-overcast skies) within a region.
Units: percent
Frequency of clear skies at available GMT times (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
< 10% @0 34.9 38.6 37.8 23.2 18.6 10.0 9.18 12.3 10.2 12.9 15.7 23.6< 10% @3 35.9 32.6 39.8 22.2 17.9 11.2 9.86 10.5 12.0 13.3 17.6 26.4< 10% @6 32.5 30.6 30.9 22.2 16.3 11.4 10.6 11.6 17.2 14.2 16.0 20.8< 10% @9 25.3 37.5 24.5 16.0 17.0 10.7 11.3 13.9 13.5 15.1 15.9 18.6< 10% @12 10.5 14.5 20.4 10.6 9.65 7.55 6.23 12.2 8.77 5.60 6.79 7.44< 10% @15 7.31 7.88 9.30 7.43 8.97 5.54 7.41 9.23 5.35 5.03 4.55 5.11< 10% @18 3.49 4.42 6.91 4.83 6.70 3.19 3.47 7.82 4.05 1.71 3.90 3.89< 10% @21 18.4 12.6 18.1 14.7 13.5 6.35 5.05 6.66 6.03 9.22 12.8 14.4
Frequency of broken-cloud skies at available GMT times (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 - 70% @0 51.2 45.2 44.5 45.2 36.2 35.4 41.3 43.4 38.5 42.7 47.5 50.410 - 70% @3 50.2 50.9 45.1 43.5 35.1 36.4 42.7 43.1 39.3 40.4 46.6 52.310 - 70% @6 54.4 52.8 50.8 42.6 36.3 36.1 43.6 45.4 40.9 41.6 48.3 57.910 - 70% @9 59.6 46.9 54.7 43.1 39.4 40.8 49.5 48.0 49.3 46.4 48.6 59.010 - 70% @12 68.7 62.8 57.6 50.1 43.8 40.4 51.0 48.7 52.6 51.9 56.8 62.810 - 70% @15 67.6 63.1 60.4 50.4 42.3 37.0 50.5 52.9 56.2 51.3 56.3 61.910 - 70% @18 64.0 61.6 54.7 45.6 41.3 40.5 53.1 53.3 51.9 50.9 55.3 57.310 - 70% @21 63.3 63.9 55.7 48.3 39.0 38.9 49.6 51.8 47.3 46.9 52.6 56.8
Frequency of near-overcast skies at available GMT times (%)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
>= 70% @0 13.3 15.9 17.4 31.5 44.9 54.6 49.1 44.0 51.4 44.0 36.5 25.7>= 70% @3 13.6 16.2 15.1 34.0 46.7 52.4 47.1 46.0 48.6 46.0 35.4 20.9>= 70% @6 12.6 16.2 18.1 35.4 46.9 52.5 45.5 42.6 41.9 43.7 35.7 21.2>= 70% @9 14.9 15.3 20.3 40.6 43.1 48.5 38.8 37.7 37.0 38.3 35.5 21.9>= 70% @12 20.7 22.2 21.7 39.2 46.3 51.8 42.8 38.7 38.4 42.1 36.5 29.5>= 70% @15 24.8 28.7 30.2 42.1 48.4 57.4 42.0 37.7 38.5 43.6 38.9 32.7>= 70% @18 32.0 33.7 38.2 49.6 51.7 56.1 43.2 38.8 44.1 47.1 40.7 38.6>= 70% @21 18.0 23.3 26.0 36.8 47.2 54.5 45.0 41.4 46.8 43.7 34.6 28.4
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Supporting Information:
Top-of-atmosphere insolation (Definition)
Amount of electromagnetic energy (solar radiation) incident at the top of the atmosphere.
Units: kWh/m2/day
Note: n/a indicates no data
Surface albedo (Definition)
Fraction of insolation reflected by the surface of the earth.
Units: dimensionless
Top-of-atmosphere insolation (kWh/m2/day)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
10 Year Average 8.84 9.57 10.2 10.5 10.4 10.3 10.3 10.4 10.2 9.72 8.99 8.56
Surface albedo (0 to 1.0)
Lat 10.5 Lon -65.5 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual
Average10 Year Average 0.11 0.10 0.10 0.10 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.10 0.10 0.11 0.09
Find a different location
Click on a desired map location Enter latitude and longitude
Additional information about the SSE data set
Accuracy Methodology Parameters (Units & Definition)
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Questions?
Responsible NASA Official: Bruce R. Barkstrom, Ph.D. Site Administration: NASA Langley ASDC User Services: larc@eos.nasa.gov Site URL: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/ [Privacy, Security, Notices] [Feedback on Langley Products and Services] Document generated on Tue Mar 30 11:29:25 EST 2004
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Apéndice 187
APENDICE F TABLA DEL INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICAS
CUADRO 121 - 07. DURACION DIARIA DE INSOLACION PROMEDIO Y ABSOLUTA, POR MES, SEGUN ENTIDAD FEDERAL Y ESTACION METEOROLOGICA, 2001-2002
PROMEDIO DIARIO DE INSOLACION (HORAS Y DECIMAS) ENTIDAD
FED.,EST METEOROLOGICA
Y AÑO Tipo de
insolación ANUAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
DISTRITO CAPITAL:
CAGIGAL 2001 Insolación 4,9 5,2 5,7 5,3 2,9 5,2 5,4 5,6 6,3 5,4 4 3,8 3,6 2002 Med. 6,3 7 7 7 5 6 5 6 7 6 6 7 6
AMAZONAS: PUERTO AYACUCHO
2001 Insolación 6,5 9,8 9 7,6 6,8 5,5 4,3 5,3 4 5,9 6,5 7,7 6 2002 Med. 6,2 8,5 8 6,6 5,8 4,5 3,2 4,2 5,2 5,4 7,4 7,1 8
ANZOATEGUI: BARCELONA
2001 Insolación 8 8,9 8,9 8,8 7,4 8,2 7,7 7 6,6 7,5 8 9 7,5 2002 Med. 7,6 8,5 9,2 8,2 8 6,5 5,3 6,7 7,8 7,4 7,9 7,7 8,4
APURE: GUASDUALITO
2001 Insolación 6,2 9,5 8,4 6,9 5,1 4,6 3,4 5,7 5,3 5 6,5 7,1 6,7 2002 Med. 6,1 8,9 9 6 4,3 4,7 2,8 5,3 4 6,6 6,7 6,7 7,7
SAN FERNANDO DE APURE 2001 Insolación 7,9 9,5 9,8 9,2 8,1 5,9 6,2 7,2 5,4 7,6 8,6 9,5 8 2002 Med. 7,8 8,7 9,7 8,4 7,2 6,7 4,1 7,2 6,4 7,6 8,6 9,3 9,4
ARAGUA: COLONIA TOVAR
2001 Insolación 4,9 5,7 6,2 7,2 5,3 4,6 5,1 5,3 3,5 5,5 4,5 3,7 2,4 2002 Med. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
MARACAY 2001 Insolación 7,8 9,4 9 9,5 7,2 7 6,4 7,6 6,6 7,8 7,8 8,4 7,3 2002 Med. 7,9 8,9 9,6 8,6 7,2 6,5 5,9 7,3 7,5 7,4 7,7 8,9 9,2
BARINAS: BARINAS
2001 Insolación . . . 8,6 8,2 6 4,2 4,6 5,2 6,2 . . . . . . 6,3 7,1 6 2002 Med. 6,1 8,6 7,9 6,1 4,3 4,6 3,2 5,6 5,1 6,4 6,2 7,6 7,2
BOLIVAR: CIUDAD BOLIVAR
2001 Insolación 7,8 8 8,1 8,7 7,8 7,8 7,5 7,5 7 8,1 7,7 9,1 6,8 2002 Med. 7,5 7 8,2 7,5 7,2 5,9 6,7 7,3 7,8 8,4 8,4 8,1 7,4
SANTA ELENA DE UAIREN 2001 Insolación 7,1 8,1 7,5 8,2 6,4 6,3 5,5 6,4 6,8 7,8 8,2 8,3 5,9 2002 Med. 6,8 7,3 6,5 6,6 4,6 5,1 4,6 7,1 7,2 8,6 8,7 7,9 6,8
TUMEREMO 2001 Insolación . . . . . . 6,4 6 6,5 7 6,3 7,3 8,3 7,9 8,2 7,8 5,9 2002 Med. 6,5 5,4 5,1 6,8 6 4,5 5,2 6,4 7,6 8,7 8,1 7,2 6,4
CARABOBO: PALMICHAL
2001 Insolación 5 6,5 6,7 6,5 3,5 5,6 4,4 4,9 5,3 5,1 4,4 4,2 3,3 2002 Med. 4,7 5,7 6,1 4,8 3,7 2,8 4 4,8 5,4 5,8 4,8 4,1 4,3
PUERTO CABELLO 2001 Insolación 7,3 9,1 8,5 6,2 6,5 6,7 5,6 7,7 7,1 8 7,7 7,2 6,8 2002 Med. . . . . . . 0,8 0,7 0,7 0,7 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,7 0,8
VALENCIA 2001 Insolación 7,7 9,6 9,7 9 7,5 6,5 6,6 7,1 5,9 7,8 7,3 7,8 7,6 2002 Med. 7,7 9,7 9,8 8,2 7,1 6,1 6,1 7,4 6,7 6,7 7 8 9,3
FALCON: CORO
2001 Insolación 8,4 8,9 9,3 9,4 7,3 7 8 9 9,8 8,9 7,9 8,2 7,6 2002 Med. 8,8 9,3 9,8 9 7,5 8 8,2 9,3 9,2 8,4 8,4 9,7 9,2
PUNTO FIJO 2001 Insolación 8,1 8,3 8,5 8,6 5,8 6,6 8,1 9,1 9,5 8,2 8,6 8,1 7,7 2002 Med. 7,7 9 0,9 0,8 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,9 0,8
Apéndice 189
APENDICE G CONSUMO DE LOS INMUEBLES EN LAS HORAS
NOCTURNAS Y COSTOS DEL CONSUMO ELECTRICO SIN EL ARREGLO FOTOVOLTAICO
Inmueble de 600 KWh
Consumo de la Red Eléctrica
Consumo de la red diariamente (KWh/dia) 19,81
Consumo de la red mensual (KWh/mes) 600
Costo de 500 KWh US$ (*) 27,67
Costo de cada siguiente KWh US$ (*) 0,071
Costo total mensual US$ (**) 34,77
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Electricos Cantidad Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/dia Total
Wh/dia batidora 1 150 120 1,25 0 0
Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0 0 Calentador de 50 lts 1 800 120 6,67 0,15 120
equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0 0 horno Microondas 1 1400 120 11,67 0 0
Lavadora 1 1500 120 12,50 0 0 licuadora 1 100 120 0,83 0 0
Luz de pared 29 60 120 0,50 1 60 maquina de afitar 1 10 120 0,08 0 0
Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 0,5 800 Plancha normal 1 1000 120 8,33 0 0 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0 0 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0 0
Televisor 2 250 120 2,08 2 500 Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0 0
Nevera 1 350 120 2,92 1 350 Computadora 1 350 120 2,92 3 1050
impresora 1 50 120 0,42 0 0 motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0
Capacidad de carga Continua CCC 15831 Total Consumo de Energia 2.880,00
Inmueble de 300 KWh
Consumo de la Red Eléctrica
Consumo de la red diariamente (KWh/dia) 9,93
Consumo de la red mensual (KWh/mes) 300
Costo de 200 KWh US$ (*) 8,09
Costo de cada siguiente KWh US$ (*) 0,07
Costo total mensual US$ (**) 15,09
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC) Artefactos electricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/dia Total Wh/dia
Aspiradora 1 1400 120 11,67 0 0 Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0 0
Horno Microondas 1 1400 120 11,67 0 0 Lavadora 1 500 120 4,17 0 0 Licuadora 1 100 120 0,83 0 0
Luz de pared 14 75 120 0,63 1,4 1470 Plancha 1 1000 120 8,33 0 0 Radio 2 50 120 0,42 0 0
Secador de pelo 1 500 120 4,17 0 0 Televisor 2 250 120 2,08 0,5 250 Nevera 1 350 120 2,92 0,5 175
Motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0 Computadora 1 350 120 2,92 0,5 175
Impresora 1 50 120 0,42 0 0 Capacidad de Carga Continua: 7261 Total consumo de Energía: 2070
Inmueble de 100 KWh
Consumo de la Red Eléctrica
Consumo de la red diariamente (KWh) 3,33
Consumo de la red mensual (KWh) 100
Costo de cada siguiente KWh US$ (*) 0,071
Costo total mensual US$ (**) 7,1
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC) Artefactos electricos Cantidad Potencia (Watt) Voltaje Amperaje A=P/V Hora/dia Total Wh/dia
Equipo de sonido 1 300 120 2,50 0 0 Lavadora 1 500 120 4,17 0 0 Licuadora 1 100 120 0,83 0 0
Luz de pared 6 75 120 0,63 1,4 630 Radio 1 50 120 0,42 0 0
Televisor 1 250 120 2,08 0,3 75 Nevera 1 350 120 2,92 0,9 315
Computadora 1 350 120 2,92 0 0 Capacidad de Carga Continua: 1975 Total consumo de Energía: 1020
Inmueble de Caracas
Consumo de la Red Eléctrica
Consumo de la red diariamente (KWh/dia) 28,69
Consumo de la red mensual (KWh/mes) 835,52
Costo de 500 KWh US$ (*) 27,67
Costo de cada siguiente KWh US$ (*) 0,071
Costo total mensual US$ (**) 51,455
CONSUMO TOTAL DE ENERGIA (AC)
Artefactos Electricos Cantidad Potencia (watt) Voltaje (V) Amperaje (A)=P/V Hora/dia Total
Wh/dia batidora 1 150 120 1,25 0 0
Horno pequeño 1 1400 120 11,67 0,1 140 Cafetera 1 600 120 5,00 0,05 30
Calentador de 50 lts 1 800 120 6,67 0,3 240 Cocina 1 6000 120 50,00 0,5 3000
equipo de Sonido 2 300 120 2,50 0 0 horno Microondas 1 1400 120 11,67 0,1 140
Lavadora 1 1500 120 12,50 0 0 licuadora 1 100 120 0,83 0 0
Luz de pared 1 10 120 0,08 0 0 Luz de pared 18 15 120 0,13 0 0 Luz de pared 1 30 120 0,25 0 0 Luz de pared 10 40 120 0,33 0,1 4 Luz de pared 4 50 120 0,42 0 0 Luz de pared 29 60 120 0,50 0,05 3 Luz de pared 5 75 120 0,63 0 0 Luz de pared 4 100 120 0,83 0 0 Luz de pared 16 150 120 1,25 0 0
maquina de afitar 1 10 120 0,08 0,15 1,5 Motor bomba agua 1 1600 120 13,33 0,1 160
Plancha normal 1 1000 120 8,33 0 0 Secador de pelo 2 500 120 4,17 0 0 secador de ropa 1 5000 240 20,83 0 0
Televisor 2 250 120 2,08 1 250 Timbre 1 50 120 0,42 0 0
Tostador de pan pequeño 1 75 120 0,63 0,1 7,5 Nevera 1 119 120 0,99 1 119
Computadora 1 350 120 2,92 2 700 impresora 1 50 120 0,42 0 0
motor puerta garaje 1 936 120 7,80 0 0 Horno Convencional 1 4500 120 37,50 0 0
Capacidad de carga Continua CCC (Watt) 27220 Total Consumo de Energia 4.795,00
(*) Según el precio del KWh impuesto por La Electricidad de Caracas
(*) Dólar cálculado al cambio oficial: 1920 Bs
(**) Para un mes de 30 días