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- Tutorial Nº 193 -

Instalación Solar Fotovoltaica
para el Bombeo de Agua para Riego

Índice de contenidos:

1- Introducción

1.1- Generalidades

1.2- Principio fotoeléctrico

1.3- Arquitectura del sistema

2- Componentes del sistema

2.1- Módulos fotovoltaicos

2.2- Regulador de carga

2.3- Bomba solar sumergible

2.4- Cableado eléctrico

2.5- Protecciones

3- Datos de partida

3.1- Emplazamiento de la parcela de riego

3.2- Requerimientos del equipo de bombeo de agua

4- Cálculo de la instalación solar fotovoltaica

4.1- Radiación solar disponible

4.2- Disposición de los módulos

4.3- Consumo energético estimado

4.4- Número e interconexión de los módulos solares

4.5- Cálculo del regulador

4.6- Cableado y protecciones

4.7- Dimensionado de la bomba solar sumergible

 


DESARROLLO DEL CONTENIDO


1- Introducción

1.1- Generalidades

La extracción de agua de pozos para riegos de cultivos es una de las aplicaciones más rentables y novedosa de la energía solar fotovoltaica.

El empleo de un tipo de bombas sumergibles específicas para aplicaciones con energía fotovoltaica, que funcionan a corriente continua/directa (CC/DC) generada directamente de los módulos fotovoltaicos, posibilita una instalación independiente de la red eléctrica con muy escasas necesidades de mantenimiento.

Como se ha indicado, son necesarios la instalación de unos paneles fotovoltaicos que producen energía eléctrica a una tensión de 12 ó 24 voltios en corriente continua. Esta electricidad es consumida directamente por una bomba, también en corriente continua, que bombea el agua desde el fondo del pozo a un depósito con una cierta altura o directamente a la red de distribución de riego.

La falta de uniformidad derivada de la dependencia del rendimiento de los módulos fotovoltaicos a la intensidad de la radiación solar, puede ser suplida por la instalación de un sistema de baterías de acumulación, de manera que la alimentación de corriente hacia la bomba se realice a través de ellas. Con ello se consigue una alimentación de corriente eléctrica constante que asegura un suministro uniforme de agua por parte de la bomba, independiente de las condiciones de radiación solar.

No obstante, otra alternativa a la anterior, y mucho más barata y simple, es la instalación de un sistema de bombeo solar directo, que no incluye baterías. En este caso, para conseguir la uniformidad en el riego se construye un depósito en altura de manera que el flujo de agua extraída por la bomba se dirija hacia este depósito de acumulación. Este depósito, que actuaría como depósito pulmón, permitiría realizar el riego de manera constante y uniforme, mientras el depósito disponga de un nivel de agua mínimo.

Por tanto, se tratará en este tutorial de describir los elementos que componen una instalación solar fotovoltaica autónoma para el bombeo directo de agua, incluyendo catálogos y hojas de especificaciones técnicas de los distintos equipos y exponer un caso práctico de cálculo, que pueda servir de guía y modelo para otras instalaciones.

 

1.2- Principio fotoeléctrico

La base sobre la cual se fundamenta los actuales sistemas fotovoltaicos comerciales es el denominado principio fotoeléctrico, mediante el cual las radiaciones de la luz solar se pueden transformar en energía eléctrica.

Célula fotoeléctrica

Este efecto tiene lugar en las llamadas células fotoeléctricas, unidad básica que componen los módulos o paneles fotovoltaicos.

Dichos módulos o paneles fotovoltaicos estarán formados por la interconexión de estas células solares, que quedarán dispuestas en serie y/o en paralelo de manera que la tensión y corriente que finalmente proporcione el panel se ajuste al valor que se requiera.

Por otro lado, y para entender el fundamento de las células solares, decir que toda radiación de luz solar está compuesta por partículas elementales, llamadas fotones.

Estas partículas llevan asociada un valor de energía (E), que depende de la longitud de onda (λ) de la radiación, y cuyo valor cuantitativo viene expresado de la forma siguiente:

 

h · c

 

E =  


 

 

λ

 


donde (h) es la constante de Planck y (c) es la velocidad de la luz. Se remite al lector a consultar el valor de estas constantes físicas en el siguiente enlace:

>>   Sistemas de Unidades de Medida

Cuando un módulo fotovoltaico recibe radiación solar, los fotones que componen dicha radiación inciden sobre las células fotovoltaicas del panel. Éstos pueden ser reflejados, absorbidos o pasar a través del panel, y sólo los fotones que quedan absorbidos por la célula fotovoltaica son los que, finalmente, van a generar electricidad.

Efecto fotoeléctrico

En efecto, cuando el fotón es absorbido por la célula, la energía que porta el fotón es transferida a los átomos que componen el material de la célula fotovoltaica.

Con esta nueva energía transferida, los electrones que están situados en las capas más alejadas son capaces de saltar y desprenderse de su posición normal asociada al átomo y entrar a formar parte de un circuito eléctrico que se genera.

Por lo tanto, un factor crucial para que pueda generarse el efecto fotovoltaico es que las células de los paneles solares estén compuestas por un tipo determinado de material, tales que sus átomos sean capaces de liberar electrones para crear una corriente eléctrica al recibir energía.

Los átomos de los materiales llamados semiconductores ofrecen esta propiedad, es decir, materiales que actúan como aislantes a baja temperatura y como conductores, al desprenderse de sus electrones, cuando se aumenta la energía que incide sobre ellos.

Materiales semiconductores con capas dopadas tipo P y N

Además, para mejorar sus prestaciones estos materiales semiconductores son tratados de forma que se crean dos capas diferentes dopadas (tipo P y tipo N), con el objetivo de formar un campo eléctrico, positivo en una parte y negativo en otra, de manera que cuando la luz solar incide sobre la célula para liberar electrones, éstos puedan ser atrapados por el campo eléctrico, y formar así una corriente eléctrica.

En la actualidad, la mayoría de las células solares están construidas utilizando como material semiconductor el silicio, en sus formas mono o policristalina.

Las células solares de silicio monocristalino se fabrican a partir de secciones cortadas o extraídas de una barra de silicio perfectamente cristalizado de una sola pieza, y que permiten alcanzar rendimientos del 24% en ensayos de laboratorio y del 16% para células de paneles comercializados.

Por el contrario, para obtener células solares de silicio puro del tipo policristalino el proceso de cristalización del silicio es diferente. En este caso se parte de secciones cortadas de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Son más baratas de fabricar y se reconocen visualmente por presentar su superficie un aspecto granulado. Sin embargo, los rendimientos obtenidos son inferiores, alcanzándose del orden del 20% en ensayos de laboratorio y del 14% en módulos comerciales.

En consecuencia, los módulos solares fotovoltaicos fabricados con células de silicio monocristalino ofrecen una mayor potencia nominal que los hechos a base de células de silicio policristalino, debido principalmente a las mejores propiedades que ofrece el silicio monocristalino, un material muy uniforme, frente a la falta de uniformidad que presentan los límites de grano del silicio policristalino.

 

Tipos de paneles fotovoltaicos

Además, otro aspecto importante a favor de los módulos monocristalinos es la textura final en su superficie que presentan las células monocristalinas, de mayor calidad y con mejores propiedades antirreflexivas, que permiten mejorar las prestaciones del módulo.

 

1.3- Arquitectura del sistema

Una instalación solar fotovoltaica para bombeo directo de agua está destinada a satisfacer las necesidades de consumo propio de electricidad para el accionamiento de la bomba, y consta de un esquema de instalación cuyos componentes principales se muestran en la figura adjunta.

Instalación solar fotovoltaica para bombeo directo de agua

Paneles o módulos solares: son los encargados de captar la radiación solar y transformarla en electricidad, generando una corriente continua (CC), también llamada corriente directa (DC) que alimenta a la bomba. El número de paneles quedará determinado por la potencia que se necesita suministrar a la bomba, de acuerdo al caudal de agua a bombear y presión de suministro.

Asimismo, la disposición y forma del conexionado de los paneles (en serie o en paralelo), será en función de la tensión nominal y la intensidad de corriente necesaria para el accionamiento del motor eléctrico de la bomba.

Los paneles solares se situarán sobre un rack o estructura metálica a cierta altura para evitar que se proyecten sombras sobre la superficie de los paneles debida a la presencia de árboles o de cualquier otro obstáculo cercano.

Regulador o controlador de carga: dispositivo electrónico encargado de controlar el funcionamiento óptimo de la bomba de agua. El controlador ayuda a maximizar el rendimiento energético de los paneles solares, permitiendo que la bomba de agua funcione también durante periodos de menor irradiación solar.

El controlador además regula el funcionamiento de la bomba, desconectándola cuando el depósito donde se bombea el agua haya llegado a su capacidad máxima o bien, porque el nivel del agua en el pozo haya bajado por debajo de un límite de seguridad establecido, con el fin de evitar que se quede descubierta la boca de aspiración de la bomba.

Asimismo, el regulador de carga dispone de un sistema de control con conectores "Plug&Play" de posición única, que permite el encendido o apagado del sistema (en invierno, por ejemplo, como es época de lluvias se desconecta, situando el interruptor en posición "Off").

Bomba de agua sumergible: conectada al regulador o controlador de carga quedará sumergida en el pozo. El valor de la inmersión mínima, expresado en metros, que deberá tener la bomba será aproximadamente de: NPSHbomba (m) - 10 (m). Las bombas solares funcionan en corriente continua y suelen estar fabricadas en acero inoxidable para soportar mejor la agresividad de las aguas subterráneas.

2- Componentes del sistema

2.1- Módulos fotovoltaicos

Los módulos o paneles fotovoltaicos están formados por la interconexión de células solares dispuestas en serie y/o en paralelo de manera que la tensión y corriente que finalmente proporcione el panel se ajusta al valor requerido.

Panel solar fotovoltaico

La conexión entre las células que conforman el panel puede ser en serie y/o en paralelo, con el fin de adaptar el panel solar a los niveles de tensión y corriente requeridos.

Cada célula de las que compone un panel fotovoltaico es capaz de ofrecer una tensión del orden de 0,5 voltios y una potencia eléctrica alrededor de los 3 watios, aunque este valor dependerá de la superficie que mida la célula.

De esta manera la potencia que pueda ofrecer el conjunto de células que conforman un módulo dependerá del número de células que posea, estando diseñado para el suministro eléctrico en corriente continua (CC), también llamada directa (DC), a un determinado voltaje (normalmente 12 ó 24 V).

La tensión e intensidad de corriente que es capaz de ofrecer un panel fotovoltaico dependerá por tanto, del número de células que disponga y el tipo de conexión entre células.

Como norma general, los paneles solares se fabrican disponiendo primero las células necesarias conectadas en serie hasta que se alcance la tensión que se desee a la salida del panel, y a continuación, estos ramales de células se asocian en paralelo hasta alcanzar el nivel de corriente deseado.

Por su parte, al sistema completo formado por el conjunto de módulos o paneles fotovoltaicos dispuestos o conexionados en serie y/o en paralelo se le suele denominar en su totalidad generador fotovoltaico.

Con el fin de poder ofrecer la potencia eléctrica deseada, así como de la tensión e intensidad de corriente a la salida del generador, los distintos módulos o paneles serán distribuidos con conexión en serie y/o en paralelo, según convenga hasta alcanzar los valores determinados.

Para formar un panel o módulo fotovoltaico, las células conectadas unas con otras se dispondrán encapsuladas y montadas sobre una estructura soporte o marco, conformando el llamado módulo fotovoltaico.

Panel solar fotovoltaico

Los elementos que componen un módulo fotovoltaico son los siguientes:

- Una cubierta exterior transparente realizado en vidrio templado de unos 3 ó 4 mm de espesor, con su cara exterior texturada de modo que mejore el rendimiento cuando la radiación solar ocurre a bajo ángulo de incidencia, así como para absorber mejor la radiación solar difusa del ambiente.

- Un material de relleno interior, que funciona de encapsulante, hecho a base de vinilo de acetato etileno (EVA), que sirve para recubrir las células fotovoltaicas dentro del módulo, protegiéndolas de la entrada de aire o humedad, y evitando así que se produzca la oxidación del silicio que conforma las células, dado que de producirse dejarían de funcionar.

- Una cubierta posterior realizada normalmente a base de fluoruro de polivinilo (PVF), que además de sus propiedades como aislante dieléctrico, ofrece gran resistencia a la radiación ultravioleta, contribuyendo a servir de barrera a la entrada de humedad y ofreciendo una gran adhesión al material del que está hecho el encapsulante interior.

- Las propias células fotoeléctricas, ya estudiadas en apartados anteriores.

- Elementos de conexión eléctrica entre células, para establecer el circuito eléctrico.

- Una caja estanca de conexiones, dotada de bornes de conexión normalizados y con grado de protección IP65, de donde parte el cableado exterior del módulo para su conexión con otros módulos que conforman el sistema completo de generación fotovoltaica. En dicha caja se incluyen los diodos de protección cuya misión es la de reducir la posibilidad de pérdida de energía debido a un mal funcionamiento por sombreados parciales de paneles y de evitar la rotura del circuito eléctrico por este efecto. Ello es así porque cuando se produce una sombra parcial sobre un panel, éste deja de generar corriente y se convierte en absorbedor de energía, lo que produciría un recalentamiento excesivo del mismo que podría dañarlo.

- El marco estructural realizado generalmente en aluminio anodizado que ofrece resistencia mecánica y soporte al conjunto. Se deberá comprobar en las especificaciones del fabricante del módulo su resistencia mecánica frente al viento y cargas de nieve, de manera que el conjunto se adecue a las condiciones ambientales del lugar donde se instalen.

Las prestaciones de los módulos que aparecen en la información técnica que proporciona cualquier fabricante están obtenidas sometiendo a los módulos a unas Condiciones Estándar de Medida (CEM) de irradiancia y temperatura, que son siempre las mismas y son utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares. Estas condiciones son las siguientes:

-  Irradiancia solar: 1000 W/m2;

-  Distribución espectral: AM 1,5 G;

-  Temperatura de célula: 25 °C.

No obstante, las condiciones reales de operación de los módulos serán distintas a las estándares anteriores, por lo que habrá que aplicar los correspondientes coeficientes correctores a los procedimientos de cálculos que se realicen.

Según se indican en las siguientes gráficas de la figura 8, donde se define el funcionamiento de un módulo fotovoltaico, el valor de corriente generado por el módulo crece con la intensidad de radiación solar, mientras que la tensión que ofrece cae conforme aumenta la temperatura alcanzada en las células del módulo.

 

Curvas de funcionamiento de módulos fotovoltaicos

Figura 8. Curvas de funcionamiento de módulos fotovoltaicos

Cuando se habla de temperatura alcanzada en las células del módulo, se entiende que es la temperatura que tiene la superficie del panel fotovoltaico, que evidentemente no tiene que ser igual a la de la temperatura ambiente, puesto que la superficie del módulo se calienta por la radiación solar que recibe.

Un módulo fotovoltaico suele trabajar dentro de un rango determinado de valores de intensidad y voltaje, dependiendo de la intensidad de radiación solar recibida, de la temperatura alcanzada en su superficie o el valor de la carga eléctrica que alimenta.

En la siguiente figura se representa esquemáticamente en línea continua la curva intensidad-tensión (I-V) de un módulo fotovoltaico cualquiera, mientras que en línea discontinua se representa la potencia entregada por el módulo, para dos situaciones de trabajo (A y B) distintas.

 

Curvas Intensidad-Tensión y Curvas de Potencia

Figura 9. Curvas I-V y de Potencia

De la anterior figura se observa que se debe hacer trabajar al módulo fotovoltaico en el rango de la tensión de máxima potencia, para sí obtener su mejor rendimiento.

En resumen, en función de la radiación solar, la temperatura de las células del módulo (que dependerá a su vez de la temperatura ambiente, humedad, velocidad del viento, material de fabricación del módulo, etc.) y de la carga eléctrica que alimente, el módulo fotovoltaico generará una determinada intensidad de corriente (I) a una determinada tensión (V), y cuyo producto marcará la potencia eléctrica (P) generada por el módulo.

A continuación, en el siguiente enlace, se puede acceder a la ficha de especificaciones técnicas del modelo de módulo fotovoltaico que se ha seleccionado para la realización de la instalación solar fotovoltaica para bombeo directo de agua para el riego, objeto de este tutorial.

>>   MÓDULO MONOCRISTALINO ISF-255, marca ISOFOTÓN

Para entender mejor los parámetros incluidos en la ficha de características técnicas del módulo, se incluye algunas definiciones para su mejor comprensión:

- Potencia nominal o máxima (PMÁX): es también conocida como potencia pico del panel. Es el valor máximo de potencia que se puede obtener del panel, y se obtiene del producto entre la tensión y la corriente de salida del panel. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de PMÁX = 255 W (CEM).

- Tensión en circuito abierto (VOC): es el valor máximo de voltaje que se mediría en el panel o módulo si no hubiese paso de corriente entre los bornes del mismo (intensidad de 0 amperios). Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de VOC = 37,9 V (CEM).

- Intensidad de cortocircuito (ISC): es la máxima intensidad que se puede obtener del panel fotovoltaico (tensión de salida 0 V). Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de ISC = 8,86 A (CEM).

- Tensión en el punto de máxima potencia (VM ó VMÁX): es el valor de la tensión en el punto de máxima potencia o potencia pico, que suele ser el 80% de la de vacío. También se suele representar como VMP. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de VMP = 30,9 V (CEM).

- Intensidad de corriente máxima (IM ó IMÁX): es el valor de la corriente en el punto de máxima potencia o potencia pico. También se suele representar como IMP. Para el módulo seleccionado ISF-255, el valor de IMP = 8,27 A (CEM).

Recordemos que CEM se refiere que los valores antes indicados se han obtenido en Condiciones Estándar de Medida.

 

2.2- Regulador de carga

Un regulador o controlador de carga es un equipo electrónico encargado de controlar y regular, de ahí su nombre, el paso de corriente eléctrica desde los módulos fotovoltaicos hacia la bomba de agua. Es un dispositivo que evita que se produzcan sobrecargas y a la vez limita la tensión de alimentación a la bomba a unos valores adecuados para su funcionamiento.

Instalación solar fotovoltaica para bombeo directo de agua

De este modo, un regulador de carga se encarga de controlar la alimentación de corriente a la bomba, haciendo que ésta sea segura cuando por ejemplo, los paneles solares están recibiendo mucha radiación solar evitando que se produzcan cargas excesivas por picos de corriente.

De un modo sencillo, un regulador se puede entender como un interruptor colocado en serie entre los paneles solares y la bomba, que está cerrado y conectado para el proceso de alimentación de la bomba, y abierto cuando los niveles de tensión o intensidad de corriente no son los adecuados para alimentar los bornes del motor de la bomba.

Asimismo, en la actualidad la mayoría de los reguladores de carga disponen de una función que permite maximizar la energía capturada por el generador fotovoltaico mediante el uso de una tecnología específica de seguimiento y búsqueda del punto de máxima potencia de funcionamiento del generador (MPP, Maximum Power Point), también llamado MPP-tracking ó MPPT (del inglés, track: seguir, rastrear).

El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daños unos valores de tensión nominal e intensidad máxima de acuerdo a la configuración del sistema de generadores fotovoltaicos instalados.

De esta manera, el regulador o controlador de carga deberá estar dimensionado para soportar la intensidad máxima de corriente generada en el sistema, tanto en la línea de entrada al regulador procedente de los generadores fotovoltaicos, como en la línea de salida hacia las cargas que alimenta.

Regulador de carga solar

En este sentido, la corriente máxima prevista por la línea de entrada al regulador desde los generadores fotovoltaicos es la correspondiente a la corriente de cortocircuito (ISC) del generador fotovoltaico más un margen de seguridad (generalmente un 25%), para tener en cuenta los posibles picos de irradiancia o los cambios de temperatura.

Por otro lado, la corriente máxima prevista por la línea de salida viene dada por el consumo de las cargas del sistema (en este caso, el motor eléctrico de la bomba) también incrementada en un 25% (Isalida). La elección del regulador será aquel que soporte la mayor de las dos anteriores corrientes eléctricas, como se verá más adelante en este tutorial.

Como ya se ha indicado, el regulador también actuará interrumpiendo el suministro de electricidad desde los paneles fotovoltaicos hacia la bomba cuando, debido a una falta de irradiación solar, el voltaje en los terminales de alimentación del motor sea inferior a su valor de tensión mínima (que suele ser su tensión nominal menos el 10%), con objeto de evitar dañar el motor de la bomba.

Igualmente, durante los periodos de máxima insolación donde los paneles solares están generando electricidad y el voltaje a un valor límite máximo, el regulador podrá interrumpir la conexión entre los módulos fotovoltaicos y la bomba si pudiera resultar dañino para la integridad de la bomba, o bien podrá actuar también reduciendo gradualmente la corriente media entregada por los paneles hacia el motor de la bomba.

Todo regulador de corriente instalado deberá estar convenientemente protegido frente a cortocircuitos que se produzcan en la línea de consumo de la bomba, además de contra la posibilidad de poder producirse una desconexión accidental de la misma mientras los paneles están generando energía.

Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador solar y bomba serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas de menos de 1 kW, y del 2% de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales.

En todo caso, las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condiciones normales de operación deberán ser inferiores al 3 % del consumo diario de energía.

Asimismo, el regulador de carga dispondrá de un sistema de control con conectores "Plug&Play" de posición única, que permita el encendido o apagado del sistema (en invierno, por ejemplo, como es época de lluvias se desconecta, situando el interruptor en posición "Off").

Por último, indicar que todo regulador que se emplee en cualquier instalación deberá estar etiquetado correctamente, con al menos la siguiente información:

Tensión nominal (V)

Corriente máxima (A)

Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie

Polaridad de terminales y conexiones

 

2.3- Bomba solar sumergible

Las bombas solares trabajan por lo general sin baterías, conectadas directamente a los paneles fotovoltaicos a través del regulador o controlador de carga.

Son bombas en acero inoxidable para soportar la agresividad de las aguas subterráneas, y disponen de un motor eléctrico de corriente continua (CC/DC), a una tensión nominal que puede abarcar desde bombas que funcionan a 12/24V hasta modelos de bombas diseñadas para ofrecer grandes caudales y presiones con tensiones nominales de entre 300 y 500 Voltios.

Suelen ser bombas sumergibles que se instalan inmersas en pozos de agua, en cuyo caso, será necesario la instalación de sondas de nivel de agua en el interior del pozo para evitar que el nivel del agua pueda descender durante el bombeo por debajo de la boca de aspiración de la bomba, evitándose así que la bomba trabaje en seco.

En bombas sumergibles el riesgo de cavitación resulta muy bajo. No obstante se recomienda comprobar el NPSH de la bomba en su punto de funcionamiento. Entonces, el valor de la inmersión mínima en el agua, expresado en metros, que deberá tener la bomba será aproximadamente de: NPSHbomba (m) - 10 (m).

Toda bomba deberá trabajar cerca de su máximo rendimiento, el cual se alcanza sólo en un estrecho margen de caudal, que será el criterio que se emplee para la selección del tipo de bomba. Esta información aparecerá en las curvas de funcionamiento de la bomba que deberán ser suministradas por el fabricante en sus catálogos técnicos.

Por lo tanto, el punto de funcionamiento de la bomba será aquel cuyo caudal que suministre esté lo más próximo posible a su punto de rendimiento óptimo, o bien ligeramente a la derecha de éste.

Mediante la siguiente expresión se puede calcular el consumo energético (en kWh) de la bomba, en función de su rendimiento (η), del caudal suministrado (Q) y de la altura o presión de descarga (H):

KWh =  

Q · H


367 · η


donde,

Q    es el caudal suministrado por la bomba, en m3/h

H    es la altura de impulsión, en m

η    es el rendimiento de la bomba.

Otro aspecto que influye en el rendimiento de una bomba de tipo sumergible es su diámetro, es decir, lo ancha que resulte ser. En general, cuanto mayor sea el diámetro de una bomba sumergible mejor será su rendimiento, por lo que en la mayoría de las veces, se tenderá a elegir modelos de bombas lo más anchas posible.

Bomba de agua solar sumergible

Sin embargo, la anchura máxima de una bomba quedará limitada por el diámetro del pozo donde se sumerja, es decir, lo ancho que sea el pozo.

En este sentido, el rendimiento de una bomba sumergible estará influenciado de manera importante por el espacio libre que queda entre la pared del pozo y la carcasa de la bomba.

Esto es así, porque en un pozo estrecho, donde la bomba se encuentra muy justa de espacio, quedando poca distancia entre las paredes del pozo y la camisa de la bomba, se producirán pérdidas de carga importantes por fricción del agua debido a las turbulencias que ocurren en el hueco pequeño que queda entre la bomba y las paredes del pozo, que hará que el rendimiento de la bomba caiga.

En general, se recomienda que se instale la bomba lo más centrada posible en el hueco del pozo para que ésta quede rodeada en todo su perímetro por agua, debiendo existir una distancia lateral mínima entre el perímetro de la bomba y la pared interior del pozo.

Además, otro motivo para mantener un espacio de agua suficiente que rodee a la camisa de la bomba es la de asegurar una refrigeración eficiente del motor de la bomba que absorba el calor que se genera durante su funcionamiento.

En este sentido, la siguiente formulación permite obtener el espacio mínimo recomendado entre la pared interior del pozo y la camisa de la bomba:

v =  

Q · 354


(D2 - d2)


donde,

v (m/s)    es la velocidad del agua en el hueco existente alrededor de la bomba. Para evitar que se produzcan grandes pérdidas de carga por fricción se debe limitar a 3 m/s.

Q (m3/h)    es el caudal que bombea la bomba en su punto de diseño.

D (mm)    es el diámetro interno de las paredes del pozo.

d (mm)    es el diámetro exterior de la camisa de la bomba.

En otro orden de cosas, la tubería ascendente de la bomba, o tubería de impulsión, estará condicionada por el diámetro de salida de la bomba, según el modelo de bomba seleccionado para el caudal y presión de servicio establecidos.

Por otro lado, la elección del tipo resistente para la tubería vertical de impulsión de la bomba dependerá de varios factores, como puedan ser, la presión de descarga y profundidad de la instalación, la agresividad del agua, las pérdidas de carga por fricción, etc.

Bomba de agua solar sumergible

La figura adjunta ayuda a seleccionar la presión requerida para la tubería de impulsión en función de la profundidad de la instalación de la bomba y la presión de descarga.

Para la agresividad de la mayoría de las aguas subterráneas, el empleo del acero inoxidable para la tubería ascendente resulta suficiente, o incluso el acero galvanizado o recubierto, una opción más barata, puede ser aceptable. Si la agresividad del agua fuera importante se recomienda instalar ánodos de zinc reemplazables para proteger el motor y la bomba.

Como sustitución a las tuberías de acero inoxidable, mucho más caras, se pueden emplear mangueras de tipo flexibles como las mangueras Wellmaster. Éstas son mangueras fabricadas con una chaqueta de poliéster de alta resistencia, tejidas circularmente sin costuras y extrusionada interior y exteriormente, mediante poliuretano elastómero o caucho sintético.

Debido al diseño de este tipo de manguera flexible, el diámetro se expandirá ligeramente cuando ésta se encuentre bajo presión y por lo tanto reducirá la pérdida de carga por fricción al aumentar su diámetro de paso. Al mismo tiempo, evita la acumulación de cal en la superficie de la manguera, ya que el cambio constante del diámetro durante el bombeo de agua fuerza el desprendimiento de la cal.

 

2.4- Cableado eléctrico

Los sistemas fotovoltaicos, como toda instalación que queda permanente al aire libre, deben estar diseñadas para resistir las duras inclemencias meteorológicas (temperaturas ambientales extremas, radiación solar ultravioleta, humedad, resistencia a los impactos...) que condicionan la calidad de los materiales empleados.

Hasta hace relativamente poco, y debido a la falta de normalización al respecto, se utilizaba para el cableado y conexionado entre los paneles, de éstos con la caja del regulador de carga y de aquí al motor eléctrico de la bomba, cables eléctricos del tipo RV-K, muy comunes en cualquier otra instalación eléctrica, pero que para los usos en instalaciones fotovoltaicas ofrecen características limitadas. En efecto, el polietileno reticulado de la cubierta de los cables tipo RV-K es un material adecuado para aislamientos de cables eléctricos convencionales, pero para aplicaciones más exigentes, como el caso de las instalaciones fotovoltaicas, existen actualmente otros materiales también reticulados pero con características muy mejoradas, idóneos para estas aplicaciones.

De este modo, para el uso específico en instalaciones fotovoltaicas, se recomienda emplear cables del tipo PV ZZ-F, que están especialmente concebidos para aplicaciones fotovoltaicas.

Cable de corriente continua para instalaciones solares fotovoltaicas

Los cables PV ZZ-F son cables unipolares con doble aislamiento, que tienen capacidad para transportar corriente continua hasta 1.800 V de manera eficiente y con gran durabilidad en el tiempo.

Los cables tipo PV ZZ-F ofrecen gran resistencia térmica, además de una gran resistencia climática (rayos UV, frío, humedad…), que se comprueba mediante ensayos de resistencia a la intemperie. También presentan un excelente comportamiento y resistencia al fuego, que se comprueba mediante ensayos específicos de incendio.

Para ello, los materiales empleado para el aislamiento y la cubierta de este tipo de cables son de alta calidad, reticulados, de alta resistencia mecánica, resistentes también a la abrasión, flexibles y libres de halógenos.

Asimismo, el conductor interior de los cables PV ZZ-F deberá estar estañado, confiriéndose así una mayor resistencia a una posible corrosión por oxidación.

En la siguiente tabla se indica el tipo de cable que se va a emplear en este caso para el conexionado entre módulos, para la caja del regulador o controlador de carga, y de aquí hacia el motor eléctrico de la bomba sumergible:

Tabla 1.  Cables flexibles tipo PV ZZ-F

Conductor:  Cobre electrolítico estañado, clase 5 (flexible) según EN 60228

Aislamiento:  Goma libre de halógenos tipo EI6.

Cubierta:  Goma ignifugada tipo EM8, libre de halógenos y con baja emisión de humos y gases corrosivos en caso de incendio.

Embalaje:  Disponible en rollos con film retractilado (longitudes de 50 y 100 m) y bobinas.

Norma Nacional/ Europea:  UNE-EN 60332-1 / UNE-EN 50267-1 / UNE-EN 50267-2 / UNE-EN 61034 / NFC 32-070 (C2)

Norma Internacional:  IEC 60332-1 / IEC 60754-1 / IEC 60754-2 / IEC 61034

Características:

tubería de polietileno de baja densidad

 

Los tramos de cables en corriente continua serán tramos compuestos de dos conductores activos (positivo y negativo) más el conductor de protección.

Para el cálculo de la sección (S) de conductores en corriente continua, como es éste el caso de las instalaciones fotovoltaicas, se empleará la siguiente formulación:

S =  

2 · L · I


ΔU · K


donde,

S   es la sección del conductor del cable en continua, en mm2

L   es la longitud del tramo de conductor que se esté considerando, en m

I   es la intensidad de corriente que circula por el conductor, en amperios (A)

ΔU   es la caída de tensión máxima permitida en el tramo, en voltios (V)

K   es la conductividad del conductor del cable (56 Cu ; 35 Al)

En la siguiente tabla se indican los porcentajes de caída de tensión máximas y recomendadas para cada tramo en una instalación fotovoltaica para riego directo:

Tabla 2.  Porcentajes de caída de tensión (%)

Tramo

Máxima

Recomendada

Paneles - Regulador

3%

1%

Regulador - Bomba sumergible

5%

3%


 

En la tabla adjunta se indican las secciones de cables más empleadas en instalaciones fotovoltaicas de una casa comercial, con indicación de la intensidad máxima del cable y su caída de tensión en DC:

 

Secciones de cable e intensidad de corriente para cables de corriente continua en instalaciones fotovoltaicas

Tabla 3. Secciones de cable e intensidad de corriente para cables de corriente continua en instalaciones fotovoltaicas

La siguiente tabla es una comparación entre los calibres AWG (American Wire Gauge) usados en América y los mm2 del Sistema Métrico:

 

Tabla 4.  Tabla de conversión AWG - mm2

AWG

18

17

16

14

12

10

8

6

4

2

1

1/0

2/0

3/0

mm2

0,75

1,0

1,5

2,5

4,0

6,0

10

16

25

35

50

55

70

95


 

En cuanto al cable de caída que alimenta al motor eléctrico de la bomba sumergible, durante el arranque de la bomba se produce un pico de corriente. El tamaño del cable sin embargo, no se debe determinar para esta intensidad de arranque, dado que el motor arranca en menos de 1/10 segundos.

Para su dimensionado siempre se usa la intensidad de corriente que circula por el cable a plena carga de la bomba. Este valor suele venir indicado en la placa de características de la bomba.

Por último, recordar que la longitud máxima para el cable de caída sumergible será tal que la caída de tensión máxima que se produzca en el cable no excedan del 3% recomendada, y como máximo del 5%, según la tabla 2 anterior.

Asimismo, bajo ninguna circunstancia esta caída de tensión que se produzca al final del cable de caída que alimenta al motor de la bomba, deberá ser tal que se obtenga una tensión en los terminales de alimentación del motor inferior a su valor de tensión mínima, que suele ser la tensión nominal menos el 10%.

 

2.5- Protecciones

En esta sección se tratará de las protecciones necesarias a instalar con objeto de poder detectar y eliminar cualquier incidente en la instalación, garantizando así la protección de los equipos conectados y de las personas.

- Protección contra sobrecargas:

Una sobrecarga ocurre cuando existe un valor excesivo de intensidad ocasionado por un defecto de aislamiento, una avería o una demanda excesiva de carga.

Una sobrecarga en los cables genera un calentamiento excesivo de los mismos, lo que provoca su daño prematuro, reduciendo su vida útil. Además, una sobrecarga que se prolongue en el tiempo y no sea solucionada, puede terminar ocasionando un cortocircuito en la instalación.

Los dispositivos de protección contra sobrecargas podrán ser, o bien un interruptor automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o bien un fusible. En el cálculo de la instalación, objeto de este tutorial, se ha escogido un fusible como elemento de protección.

En general, los dispositivos que se empleen para la protección de la instalación contra sobrecargas, deberán cumplir las siguientes dos condiciones:

I)      Ib ≤ In ≤ Iadm

siendo,

Ib,    la intensidad de diseño del circuito, según la previsión de cargas.

In,    la intensidad nominal del interruptor, es decir, el calibre asignado.

Iadm,    es la máxima intensidad admisible del cable conductor.

Y la otra condición:

II)      Icd ≤ 1,45 · Iadm

siendo,

Icd,    la intensidad de ajuste (desconexión) del interruptor y que asegura el funcionamiento efectivo del dispositivo de protección. En fusibles es la intensidad de fusión (If) en 5 segundos.

Como en este caso se va a emplear fusibles como elementos de protección contra sobrecargas de corriente, además se cumple que Icd = If   y en este caso, para los fusibles elegidos, también que  If = 1,60·In

Por lo que la anterior relación, para el caso de fusibles como elemento de protección, quedaría como sigue:

Ib ≤ In ≤ 0,9·Iadm

Un fusible consiste fundamentalmente en un alambre o tira metálica inserta en el circuito de corriente que al rebasarse cierta intensidad se funde, provocando la desconexión y protegiendo así al circuito. Por lo tanto, todo fusible habrá que reponerlo después de cada cortocircuito producido.

Fusibles

La intensidad nominal de un fusible es el valor de la intensidad de corriente continua que puede soportar indefinidamente. Como criterio general un fusible es capaz de despejar una falta de intensidad 5 veces la nominal en un tiempo de 0,1s.

A la hora de seleccionar el fusible se deberá tener en cuenta los siguientes factores:

Tensión nominal Vn del fusible, que deberá ser mayor o igual que la tensión de operación de la línea donde se instale.

La intensidad nominal In del fusible deberá ser mayor o igual que la máxima corriente esperada en la línea donde se instale.

La intensidad de actuación o ruptura del fusible actuará en un tiempo inferior a 0,1 s.

Que la intensidad de cortocircuito máxima que pueda soportar el fusible sea mayor que la máxima intensidad de cortocircuito esperada en el punto de la línea donde se instale el fusible.

 

- Protección contra cortocircuitos:

El origen para que se produzca un cortocircuito suele estar en una conexión incorrecta o en un defecto de aislamiento.

Todo equipo de protección empleado para limitar la incidencia de un cortocircuito deberá cumplir con las siguientes dos condiciones:

I)      I2 · t ≤ Icu

siendo,

I,    la intensidad de disparo.

t,    es el tiempo de despeje (al producto   I2 · t   se le suele llamar energía de paso).

Icu    es la máxima intensidad de cortocircuito soportada por el cable, siendo Icu = k2 · S2, donde k es un valor de corrección del material del cable (115 para conductor de cobre aislado con PVC; 143 para conductor de cobre aislado con XLPE ó EPR y 94 para conductores de aluminio), y S es la sección del conductor en mm2.

II)      PdC ≥ Isc,máx

siendo,

PdC,    el poder de corte del dispositivo de protección.

Isc,máx    es la máxima intensidad de cortocircuito prevista en el punto de instalación.

En todo caso, para que la protección contra cortocircuitos sea eficaz, se debe cumplir que el tiempo de corte de toda corriente de cortocircuito que se produzca en un punto cualquiera de la instalación, no debe ser superior al tiempo que los conductores tardan en alcanzar su temperatura límite admisible.

 

- Protección contra sobretensiones:

Generalmente, una sobretensión en una instalación fotovoltaica para autoconsumo tiene su origen en descargas atmosféricas (rayos) que se realizan sobre las partes altas de la estructura metálica que soporta los paneles.

La protección contra estos fenómenos se realiza con unos aparatos llamados autoválvulas o pararrayos. Realmente son unos descargadores de corriente que ofrecen una resistencia de tipo inversa, fabricada con óxido de zinc (ZnO) ó carburo de silicio (SiC), cuyo valor disminuye al aumentar la tensión que se aplica sobre ella.

Estos aparatos deberán colocarse lo más cerca posible del equipo a proteger, para que pueda derivar a tierra el exceso de tensión originado por la descarga de un rayo, de manera que absorba las sobretensiones que se puedan producir en la instalación y evitando así la perforación de los aislamientos.

3- Datos de partida

3.1- Emplazamiento de la parcela de riego

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Como se sabe, el objeto de este tutorial es diseñar un sistema de generación solar fotovoltaica que sirva para suministrar electricidad a una bomba de agua para el riego de un terreno de cultivo.

Para ello se partirá de lo expuesto en el tutorial nº 207 "Cálculo de una Instalación de Riego por Goteo", donde se presenta el diseño una instalación de riego localizado por goteo para una parcela de terreno dedicada al cultivo del olivo.

De este modo, el presente tutorial será una continuación del mencionado tutorial nº 207 de donde se tomarán las necesidades de agua para el riego allí establecidas y la misma localización de la parcela de terreno.

Dicha parcela, donde se pretende montar la instalación solar fotovoltaica para el bombeo directo de agua de riego, se encuentra emplazada en el término municipal de Arahal (Sevilla, España), según lo definen las siguientes coordenadas DMS (Grados, Minutos, Segundos):

Latitud: 37° 14' 33.35" N

Longitud: 5° 28' 33.83" O

Elevación de la cota de terreno de la parcela sobre el nivel del mar: 124 m.

La parcela de terreno, según se muestra en la fotografía aérea adjunta (cortesía de Google earth), es de topografía prácticamente plana y está destinada al cultivo del olivo.

 

Emplazamiento de la parcela de olivos

La distribución de las plantas de olivo en el terreno de la parcela se puede también apreciar en la anterior foto aérea de la misma.

El área que ocupa la parcela es de 14.014 m2 (1,40 Ha. aprox.), y dispone de aproximadamente 250 plantas de olivos.

 

3.2- Requerimientos del equipo de bombeo de agua

Según está indicado en el tutorial nº. 207, apartado 3.2, las necesidades hídricas para el cultivo del olivo puede suponer un promedio de agua por olivo de 80 litros/día.

De esta manera las necesidades totales de agua para toda la parcela (250 olivos) serán de 80·250 = 20.000 litros de agua diario (20 m3/día) concentrados principalmente en los meses de verano (junio, julio, agosto y septiembre), donde las necesidades hídricas serán mayores.

Por otro lado, y suponiendo que durante estos meses los módulos solares funcionan una media de 8 horas diarias a plena carga (aproximadamente desde las 10 de la mañana hasta las 6 de la tarde), resulta un caudal (Q) horario de:

Q = 20 m3/ 8 horas = 2,5 m3/h

Por otro lado, en el apartado 4.3 del tutorial nº 207 ya se realizó el cálculo de la pérdida de carga que se produce en la instalación de riego de la parcela indicada para este caudal, por lo que se remite al lector a consultar dicho procedimiento de cálculo si se desea.

De lo anterior resulta el siguiente requerimiento del equipo de bombeo necesario para la instalación:

Tabla 5.  Criterios de diseño de la bomba

Caudal (m3/h)

Presión (metros)

2,5

22,96


 

Con los anteriores valores de caudal de agua y presión se selecciona la bomba solar que mejor se adapte a los anteriores requerimientos de diseño, resultando ser la siguiente:

Modelo de bomba: PS600 C-SJ5-8 de LORENTZ

Tipo:

Bomba sumergible para suministro de agua subterránea, provista de motor DC sin escobillas.

Caudal máximo:

6,5 m3/h

Altura máxima:

30 m

Materiales

Motor:

Acero inoxidable, AISI 304/316

Cabeza de bomba:

Acero inoxidable, AISI 304

Datos del motor

Potencia nominal

0,70 kW

Eficiencia

Máx. 92%

Revoluciones motor

900...3.300 rpm

Clase de aislamiento

F

Modo de protección

IP68

Funcionamiento solar

Voltaje a potencia máx. (VMP)

>68 VDC

Voltaje a circuito abierto (VOC)

Máx. 150 VDC

Voltaje nominal

48 VDC

Pesos

Motor

7,0 kg

Cabeza de bomba

4,2 kg

Curvas de funcionamiento

curva de funcionamiento de bomba sumergible

 

Para más información sobre la bomba seleccionada, se adjunta acceso el siguiente documento impreso en formato .pdf extraído de su catálogo de características técnicas para su consulta:

 


Datos Técnicos de la Bomba de Agua Solar Seleccionada

4- Cálculo de la instalación solar fotovoltaica

4.1- Radiación solar disponible

El conocimiento de la radiación solar que se produce en el lugar donde se va a realizar la instalación fotovoltaica es determinante, tanto para conocer la energía disponible, como para analizar el comportamiento de los componentes del sistema.

Habitualmente se utilizan los términos de irradiación e irradiancia para definir la radiación solar disponible. La irradiación (W·h/m2) se define como la energía incidente por unidad de superficie durante un determinado periodo de tiempo, mientras que la irradiancia (W/m2) se refiere a la potencia instantánea recibida por unidad de superficie, o dicho de otro modo, la energía incidente por unidad de superficie y unidad de tiempo.

Para el diseño de instalaciones fotovoltaicas, y con el fin de poder evaluar la energía que puede producir la instalación en cada mes del año, se define el concepto de número de horas de sol pico (HSP) del lugar en cuestión, y que representa las horas de sol disponibles a una hipotética irradiancia solar constante de 1000 W/m2.

En este sentido existe una multitud de bases de datos de donde se puede obtener información sobre la radiación solar disponible en cualquier lugar del planeta.

A continuación se adjuntan algunos enlaces que permiten concocer los valores de la radiación solar en cualquier lugar del mundo:

>>   PVGIS, Photovoltaic Geographical Information System (Europa)

>>   OpensolarDB - Datos Mundiales de Radiación

Para el caso concreto de este tutorial, se va a emplear la base datos del PVGIS, Photovoltaic Geographical Information System, para obtener los valores de irradiación diaria para la localización del lugar elegido. En este caso la parcela de terreno se encuentra situada en la localidad de Arahal-España, de coordenadas geográficas (Latitud, Longitud): 37° 14' 33.35" Norte, 5° 28' 33.83" Oeste, según se indicaba en el apartado 3.1 anterior.

Por otro lado, la instalación fotovoltaica dará servicio para el bombeo de agua principalmente durante los meses de verano (de junio a septiembre) coincidiendo con la temporada de riego. Y de entre estos meses de verano, para el cálculo se tomará el mes de septiembre, por ser el mes más desfavorable en cuanto a radiación solar disponible al coincidir ya con el final del verano.

De esta forma, se entra en la base de datos de la aplicación PVGIS con las coordenadas anteriores del lugar, y con los datos de inclinación de la superficie de los paneles (ß=37º) coincidiendo con la latitud del lugar (ver siguiente apartado 4.2 "Disposición de los módulos") y orientación sur (Azimut, α=0º), tomándose el resultado obtenido para el mes de septiembre, que es el mes más desfavorable:

Tabla 7.  Promedio diario de irradiación global recibido por metro cuadrado de módulo

Mes

HSP (kWh/m2)

Septiembre

6,53


 

Para obtener el informe completo de irradiación del lugar por mes durante todo el año, extraído de la base de datos del PVGIS, se puede consultar el siguiente documento impreso:

 


Datos de Irradiación del Lugar

 

4.2- Disposición de los módulos

La disposición de los módulos fotovoltaicos, definido por su orientación e inclinación, repercute de manera decisiva en su rendimiento. Lo ideal es emplear módulos solares que estén provistos de un seguidor mecánico que permite en todo momento orientar los paneles fotovoltaicos hacia el sol, lo que garantiza el máximo uso de la radiación solar.

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Se estima en un 40% el incremento de la potencia entregada por aquellos módulos que emplean un sistema de seguimiento de la posición del sol, respecto a los paneles instalados fijos en una posición determinada.

No obstante, en este tutorial se hará uso de módulos solares fijos montados sobre una estructura metálica, mucho más económicos y simples de instalar, para lo cual habrá que definir primero los ángulos de orientación respecto al sur geográfico (en instalaciones situadas en el hemisferio sur terrestre los paneles deberán estar orientados hacia el norte geográfico) e inclinación respecto a la horizontal, para que resulten lo más eficientes posible.

Los paneles solares se situarán sobre un marco de estructura metálica, colocado a cierta altura sobre un mástil o poste también metálico con el fin de evitar que se proyecten sombras sobre la superficie de los paneles debida a la presencia de árboles o de cualquier otro obstáculo cercano.

La orientación de los paneles solares será tal que éstos se dispongan siempre "mirando" hacia el ecuador terrestre. Esto supone orientación sur para aquellas instalaciones situadas en el hemisferio norte terrestre, y orientadas hacia el norte para las instalaciones situadas en el hemisferio sur, como ya se indicó anteriormente.

No obstante, son admisibles unas desviaciones de hasta ±20º respecto del ecuador del observador sin que se produzcan grandes pérdidas de rendimiento.

Orientación e inclinación del módulo fotovoltaico

En concreto, para las instalaciones que se sitúen en el hemisferio norte, como es el caso de estudio de este tutorial, la orientación se define por el ángulo llamado azimut (α), que es el ángulo que forma la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano (orientación sur) del lugar. Toma el valor para módulos orientados al sur, -90º para módulos orientados al este, +90º para módulos orientados al oeste.

Por otro lado, el ángulo de inclinación (ß) es aquel que forma la superficie del módulo con el plano horizontal, tal como se ve en la figura adjunta. Su valor es para módulos horizontales y 90º si son verticales.

El valor de la inclinación de los paneles solares con respecto a la horizontal, cuando se pretende que la instalación se use todo el año con un rendimiento aceptable, coincide aproximadamente con la latitud del lugar donde se instale.

Por otro lado, si la instalación a proyectar se usa principalmente en invierno, entonces la inclinación óptima de los módulos sería la obtenida de sumarle a la latitud 10º. Y por el contrario, si la instalación va a usarse básicamente en verano, la inclinación que habría que proporcionarle a los módulos sería el resultado de restar a la latitud del lugar 20º.

Por último, y como será éste el caso, si se pretende un diseño óptimo que funcione para todo el año, la inclinación que habrá que proporcionarle al panel solar será igual a la latitud del lugar.

En esta ocasión, aunque normalmente el periodo de riego se concentra básicamente en el periodo de verano, en este caso se pretende también que la instalación pueda emplearse en otras épocas del año (por ejemplo, cuando ocurran casos de inviernos secos y poco lluviosos).

Por este motivo, para que la instalación presente un rendimiento óptimo durante todo el año, la inclinación que habrá que proporcionarle a los paneles solares será la coincidente con la latitud del lugar, en este caso 37º.

En resumen, la disposición final de los módulos será la que se indica en la siguiente tabla:

Tabla 8.  Orientación en inclinación de los módulos solares

Orientación Sur (Azimut, α)

Inclinación (β)

37º


 

Cuando la disposición de los paneles solares (orientación e inclinación) esté restringida por algún motivo a unos determinados valores, distintos de los óptimos, habrá que calcular las pérdidas en que se incurren porque la orientación e inclinación del panel sea distinta de la óptima. Para ello se recomienda consultar el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), en cuyo documento, en su Anexo II, se incluye cómo calcular dichas pérdidas.

>>   Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Aisladas de Red  (IDAE)

>>   Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red  (IDAE)

 

4.3- Consumo energético estimado

Según se indicó en el anterior apartado 2.3, el consumo energético (en kWh) de una bomba de agua, se puede obtener en función de su rendimiento global (η), del caudal suministrado (Q) y de la altura o presión de descarga (H), mediante la siguiente expresión:

KWh =  

Q · H


367 · η


donde,

Q    es el caudal suministrado por la bomba, en m3/h

H    es la altura manométrica ganada por el agua a su paso por la bomba, es decir, la presión de impulsión del agua, expresado en metros (m)

η    es el rendimiento global de la bomba.

Este rendimiento (η) es el rendimiento final de la bomba, que ya incluye el efecto de los distintos rendimientos que lo componen que son: el rendimiento volumétrico (que tiene en cuenta las pérdidas por fuga de agua en la bomba), hidráulicos (debido a las pérdidas por rozamiento del agua con las paredes de la bomba, válvulas y rodetes) y el rendimiento mecánico del motor de la bomba (pérdidas por fricción en los rodamientos, etc.).

La bomba que se ha seleccionado está indicada en el apartado 3.2 de este tutorial, donde también se incluyen sus curvas de funcionamiento, resultando ser la bomba Modelo PS600 C-SJ5-8 de la marca comercial LORENTZ.

De la información extraída de catálogos técnicos y de las curvas de funcionamiento de esta bomba, se obtiene el siguiente régimen de funcionamiento para una altura de impulsión aproximada de 25 metros (que es la presión necesaria para la instalación objeto de este tutorial, según los cálculos realizados en el tutorial nº 207 que se tomó como base):

Caudal de suministro de la bomba (Q): 4,7 m3/h

Altura de impulsión (H): 25 m

Rendimiento de la bomba en este punto de funcionamiento (η): 0,51

Con estos valores, y sustituyéndolos en la expresión anterior, se obtiene un consumo energético horario (Ceh) de:

Ceh= 0,63 KWh

Como la instalación de riego va a estar funcionando una media de 8 horas diarias, finalmente el consumo energético estimado diario (Ced) de la bomba será de:

Ced= 0,63·8 = 5,04 KWh

 

4.4- Número e interconexión de los módulos solares

Para el cálculo del número de paneles solares (Nmód) necesarios para satisfacer la demanda eléctrica prevista por la bomba de agua, se empleará la expresión siguiente:

 

Ced

 

Nmód =  


 

 

PMP · HSPcrít · PR

 


Siendo,

Ced   el consumo estimado diario de energía, que se ha visto en el apartado 4.3 anterior, de valor 5,04 kW·h;

PMP   es la potencia pico del módulo ISF-255 seleccionado para este proyecto, en condiciones estándar de medida (CEM), visto también su valor en el apartado 2.1, de 255 W;

HSPcrít   es el valor de las horas de sol pico del mes crítico (en este caso septiembre), visto también en el apartado 4.1 anterior, de valor 6,53 HPS;

PR   es el "Performance Ratio" de la instalación o rendimiento energético de la instalación, definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.

Este coeficiente (PR) va a tener en cuenta las siguientes pérdidas originadas en la instalación:

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Pérdidas por dispersión de potencia de los módulos

Pérdidas por incremento de temperatura de las células fotovoltaicas

Pérdidas debida a la acumulación de suciedad en los módulos

Pérdidas por sombras

Pérdidas por degradación de los módulos

Pérdidas eléctricas

Pérdidas por reflectancia

A continuación, se valorarán las distintas pérdidas anteriores con objeto de poder estimar el "Performance Ratio" (PR) de la instalación.

- Pérdidas por dispersión de potencia de los módulos:

La potencia que pueden desarrollar los módulos no es exactamente la misma, y por lo tanto tampoco lo son ni su intensidad ni su tensión de máxima potencia. De este modo, cuando se constituye un sistema generador formado por varios paneles o módulos conectados en serie, este hecho induce a que se produzca una pérdida de potencia debido a que el valor de la intensidad de corriente de paso será igual a la de menor valor de los paneles colocados en serie.

Para minimizar este efecto, los módulos se clasifican por su intensidad, que suele venir indicado con una letra grabada mediante un adhesivo adherido al marco de un panel, de manera que se puede escoger los paneles similares a la hora de armar las series durante la instalación.

En esta ocasión, y según se puede consultar en el catálogo de propiedades técnicas suministrado por el fabricante de los módulos fotovoltaicos seleccionados (ver apartado 2.1 de este tutorial), la tolerancia de potencia (%Pmáx) del módulo seleccionado es de 0/+3%, por lo que las posibles pérdidas por dispersión de potencia se pueden estimar en un 3%.

- Pérdidas por incremento de temperatura de las células fotovoltaicas:

El rendimiento de los módulos fotovoltaicos disminuye con el incremento de la temperatura a la que se encuentra la superficie del panel. Al ser un elemento expuesto a la radiación solar de manera continuada es necesario que exista una buena ventilación tanto por la superficie expuesta al sol como por la parte posterior de los módulos. No obstante, incluso con buena ventilación, se produce un incremento de temperatura de la superficie de los módulos con respecto a la temperatura ambiente exterior.

Para el cálculo del factor que considera las pérdidas por incremento de la temperatura del panel (PT), se suele emplear la siguiente expresión:

PT = KT · (Tc - 25ºC)

siendo,

KT,  el coeficiente de temperatura, medido en ºC-1. Generalmente este valor viene dado por el fabricante de la placa solar, aunque si este dato no lo proporcionara el fabricante se puede tomar por defecto el valor de 0,0035 ºC-1. En este caso, sí se puede extraer del catálogo del fabricante que contiene la información técnica de la placa (consultar enlace del apartado 2.1), siendo KT = 0,0044 ºC-1.

Tc,  es la temperatura media mensual a la que trabajan las placas fotovoltaicas. Para calcular esta temperatura, Tc, se suele emplear la siguiente expresión:

 

(Tonc - 20 ºC) · E

 

Tc  =  Tamb


 

 

800

 


siendo,

Tamb,  la temperatura ambiente media mensual del lugar donde se instalarán los módulos fotovoltaicos. Este es un dato que puede ser extraído de la información que albergan las agencias de meteorología oficiales en cada país. En este caso, para la localidad de Arahal (Sevilla-España), lugar elegido para realizar la instalación, la temperatura media para el mes de septiembre es de 23,7 ºC.

Tonc,  es la temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s. Este dato también es suministrado por el fabricante del módulo solar, siendo el valor en este caso Tonc = 45ºC.

E,  es la radiación media en un día soleado del mes en cuestión, que en este caso es de valor 697 W/m2 para el mes de septiembre en la localidad de Arahal (Sevilla).

Sustituyendo los valores en la expresión anterior, resulta que la temperatura media mensual (Tc) a la que trabajan las placas fotovoltaicas, resulta ser de:

Tc = 23,7 + 21,8 = 45,5 ºC

Por lo que el factor que considera las pérdidas por incremento de la temperatura del panel (PT) resulta ser:

PT = KT · (Tc - 25 ºC)= 0,0044 · (45,5 - 25)= 0,09

Resultando unas pérdidas por incremento de temperatura de los módulos fotovoltaicos del 9%.

- Pérdidas debida a la acumulación de suciedad en los módulos:

En unas condiciones normales de emplazamiento y realizando tareas de mantenimiento y limpieza correspondientes de forma regular, los paneles fotovoltaicos no deben superar unas perdidas por este concepto del 3%.

- Pérdidas por sombras:

Las pérdidas por el sombreado parcial de los generadores fotovoltaicos que penalizan su producción eléctrica se pueden estimar en torno al 2%.

- Pérdidas por degradación de los módulos:

Estas pérdidas se deben a un proceso natural de degradación de todas las células de silicio debido a su exposición a la radiación solar, que de forma usual se admite que sean del orden del 1%.

- Pérdidas eléctricas:

La instalación eléctrica y el conexionado entre módulos, y de éstos con los demás componentes de la instalación fotovoltaica, se deberá realizar según las recomendaciones recogidas en el Pliego de Condiciones Técnicas del IDEA, donde se indica que la caída de tensión no podrá superar el 1,5% en la parte de la instalación que funcione en corriente continua, que en este caso coincide con toda la instalación. Por tanto, teniendo en cuenta estas consideraciones, se estiman que las pérdidas eléctricas serán del 1,5%.

- Pérdidas por reflectancia:

Este tipo de pérdidas, que hacen referencia a los efectos angulares de la reflexión en los módulos, fueron estimadas por la Universidad de Ginebra y deben considerarse en un 2,9%.

Finalmente, contabilizando todas las pérdidas anteriores, se obtiene el "Performance Ratio" (PR) o rendimiento energético de la instalación, definido como la eficiencia alcanzada en la instalación, y de valor en este caso de:

PR = 100% - 3% - 9% - 3% - 2% - 1% - 1,5% - 2,9% = 77,6%

Por lo que la expresión anterior del principio de este apartado, que servía para el cálculo del número de paneles solares necesarios, resultará valer lo siguiente:

 

Ced

 

Nmód =  


 

 

PMP · HSPcrít · PR

 


para,

Ced (consumo diario estimado)= 5040 W·h

PMP (potencia pico del módulo seleccionado)= 255 W

HSPcrít (horas de sol pico)= 6,53 HPS

PR (performance ratio)= 0,776.

Por lo que para calcular el número de módulos totales (Nmód) se sustituye en la expresión anterior:

 

5040

 

Nmód =  


 

 

255 · 6,53 · 0,776

 


resultando, Nmód = 3,9 → 4

Se instalarán finalmente 4 módulos fotovoltaicos, del tipo MÓDULO MONOCRISTALINO ISF-255, marca ISOFOTÓN.

Para establecer la conexión entre módulos, si en serie o en paralelo, teniendo en cuenta que el módulo seleccionado, tipo Monocristalino ISF-255, del fabricante Isofotón, tiene una tensión en el punto de máxima potencia (VMP) de 30,9V, resulta que el número de paneles necesarios que habrá que colocar en serie para alcanzar la tensión nominal de trabajo del motor eléctrico de la bomba, que es de 48 V, según se indicó en la tabla 6 del apartado 3.2, vendrá dada por la siguiente expresión:

Nserie = 48V / VMP = 48V / 30,9V = 1,55 → 2

Mientras que el número de paneles a colocar en paralelo será calculado mediante la expresión siguiente:

Nparalelo = Nmód,Total / Nserie = 4 / 2 = 2

Por lo tanto, finalmente el sistema generador fotovoltaico constará de 2 ramales conectados en paralelo, y cada ramal constará de 2 paneles ISF-255 colocados en serie por ramal. En total: 4 paneles ISF-255.

 

4.5- Cálculo del regulador

Para la selección del regulador de carga es necesario calcular cuál será la máxima corriente que deberá soportar, tanto en la entrada como a la salida del propio regulador.

Regulador de carga

Para el cálculo de la máxima corriente de entrada al regulador (IRe), que proviene directamente de los módulos fotovoltaicos, se empleará la siguiente expresión:

IRe = 1,25 · ISC · Nparalelo

donde,

ISC  es la intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico seleccionado ISF-255, de valor ISC = 8,86 A (CEM).

Nparalelo  es el número de ramales de paneles solares dispuestos en paralelo del generador fotovoltaico que se vaya a instalar, siendo en este caso, 2 ramales.

1,25  es un factor de seguridad para evitar daños ocasionales al regulador.

Sustituyendo en la expresión del cálculo de la intensidad de entrada al regulador (IRe) los valores anteriores, resulta el siguiente resultado:

IRe = 1,25 · ISC · Nparalelo = 1,25 · 8,86 · 2 = 22,15 A

Por otro lado, para el cálculo de la máxima corriente esperada a la salida del regulador (IRs), es decir, del lado de la instalación que alimenta a la bomba de agua, se empleará la siguiente expresión:

 

1,5 · PDC

 

IRs =  


 

 

VB

 


siendo,

PDC   la potencia de las cargas en continua (o corriente directa) que haya que alimentar, que en este caso es la potencia nominal de la bomba, de valor 0,70 kW, según la tabla 6 del apartado 3.2.

VB   la tensión nominal de la bomba, de valor 48 VDC  según la tabla 6 del apartado 3.2.

1,5   es un factor de seguridad para tener en cuenta los picos de corriente que puedan producirse en el arranque de la bomba.

Que sustituyendo en la anterior expresión, la corriente de salida del regulador (IRs) resultará:

IRs = 21,9 A

Por lo tanto, el regulador que se seleccione deberá soportar al menos una corriente aproximada de 23 amperios en su entrada y de 22 amperios a su salida.

A partir de estos requisitos, el regulador de carga seleccionado va a ser el modelo MPPT-50C, de la marca ATERSA, que incluye tecnología de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), según se puede comprobar en el catálogo de especificaciones técnicas del equipo.

Por último habría que comprobar que los parámetros de diseño del modelo de regulador seleccionado se ajustan a las condiciones de operación previstas:

    Rango de tensión de diseño a la entrada del regulador modelo MPPT-50C: 16 ↔ 112 VDC

Según la configuración prevista, el regulador va a ser alimentado por un sistema generador fotovoltaico compuesto de 2 ramales en paralelo, con 2 módulos fotovoltaicos en serie por ramal.

Con esta configuración, la tensión de operación final será igual al resultado de multiplicar por 2 por la tensión de trabajo de un módulo.

Según se puede comprobar en las especificaciones técnicas del módulo solar seleccionado ISF-255 su tensión de operación es VMP = 30,9 V (CEM), por lo que la tensión de entrada al regulador (VRe) será finalmente de:

VRe = 2 · VMP = 2 · 30,9 = 61,8 V

Valor que queda dentro del rango de diseño del regulador:

16 V < 61,8 V < 112 V

    Tensión máxima en circuito abierto admitida por el regulador MPPT-50C: 140 VDC máxima

De la misma manera, la tensión a circuito abierto de un módulo ISF-255, según se puede comprobar en sus especificaciones técnicas del apartado 2.1, es de valor VOC = 37,9 V (CEM).

Al montarse dos módulos en serie por cada ramal, la tensión a circuito abierto resultante será igual a la de un módulo multiplicado por 2, es decir:

VMáx,Re = 2 · VOC = 2 · 37,9 = 75,8 V < 140 VDC

que es inferior a la tensión máxima de diseño del regulador.

    Potencia máxima admisible por el regulador MPPT-50C: 3250 W

De nuevo, según la configuración prevista para el generador fotovoltaico compuesto por 2 ramales en paralelo con 2 módulos por ramal, la potencia máxima producida por el grupo será de: 4·255W= 1020W, inferior a la máxima potencia admitida por el regulador.

Como se sabe, 255W es la potencia nominal o máxima de un módulo fotovoltaico ISF-255, según se puede comprobar en sus especificaciones técnicas del apartado 2.1.

Por lo tanto, finalmente el regulador MPPT-50C seleccionado de la marca ATERSA, resulta válido para la instalación y la configuración prevista.

 

4.6- Cableado y protecciones

El cableado eléctrico que forma parte de la instalación objeto de este tutorial se compone de dos tramos principales:

PROGRAMA DE COLABORACIÓN

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- Tramo 1: desde la caja de conexión de los módulos solares hasta el regulador de carga, y

- Tramo 2: que comprende desde la salida del regulador hasta la conexión a los bornes del motor eléctrico de la bomba sumergible.

En ambos casos, todos los tramos serán en corriente continua/directa (DC) y se compondrán de dos conductores activos, uno positivo y otro negativo, que serán de igual sección a lo que resulte del cálculo que se desarrollará a continuación, más el cable de protección.

Como ya se indicó en el apartado 2.4, se emplearán cables unipolares de tipo PV ZZ-F, con doble aislamiento, que tienen capacidad para transportar corriente continua hasta una tensión de aislamiento de 1.800 VDC.

Para el cálculo de la sección de cable (S) en los distintos tramos donde se circula con corriente continua, se empleará la siguiente formulación:

S =  

2 · L · I


ΔU · K


donde,

S   es la sección del conductor del cable en continua, en mm2

L   es la longitud de cable del tramo que se esté considerando, en m

I   es la intensidad de corriente que circula por el tramo, en amperios (A)

ΔU   es la caída de tensión máxima permitida en el tramo, en voltios (V)

K   es la conductividad del material del que está hecho el conductor del cable (56 Cu ; 35 Al)

A continuación se procede a calcular las secciones de cables de cada uno de los distintos tramos que componen la instalación fotovoltaica.

- Tramo 1:  Módulos solares hasta el Regulador de carga:

Los valores que toman para este tramo los distintos parámetros que se emplearán para el cálculo de la sección mínima de cable conductor, serán los siguientes:

L = 4,5 m,  es la longitud que recorre el cable desde la salida de la caja de conexión de los módulos solares hasta el regulador de carga.

I = 2· ISC = 2 · 8,86 = 17,72 A,  se corresponde con la intensidad máxima que puede circular por este tramo.

En efecto, al instalarse dos ramales de módulos solares en paralelo, la intensidad máxima de corriente que se puede generar será igual a la intensidad de cortocircuito (ISC) de un módulo ISF-255, de valor ISC = 8,86 A, multiplicado por dos (I = 2 · ISC = 2 · 8,86 = 17,72 A).

ΔU = 0,62V,  que se corresponde con la caída de tensión máxima permitida en este tramo.

En efecto, según se indica en la tabla 2 del apartado 2.4, para el tramo paneles solares-regulador la caída máxima de tensión recomendada es del 1%.

Como el regulador está alimentado por dos ramales en paralelo, y cada ramal está compuesto por dos módulos solares en serie, la tensión de alimentación al regulador (VRe) será igual a 2·VMP, siendo VMP la tensión en el punto de máxima potencia o potencia pico de un módulo solar ISF-255, de valor VMP = 30,9 V, según se indica en el apartado 2.1.

Por lo tanto, la tensión de alimentación al regulador, VRe = 2 · 30,9 = 61,8 V.

Aplicando el límite máximo del 1%, el valor de la caída de tensión máxima permitida en este tramo es de, ΔU = 0,01 · 61,8 = 0,62 V.

K = 56 m/Ω·mm2,  que es la conductividad del cobre, material del que está hecho el conductor del cable para este tramo.

Estos valores sustituidos en la expresión anterior dan como resultado una sección mínima de cable para el tramo 1 de:

Stramo1 = 4,59 mm2

Según la tabla 3 del apartado 2.4, la sección normalizada inmediatamente superior a la calculada para el cable unipolar PV ZZ-F es de 6 mm2.

- Tramo 2:  Regulador de carga hasta el motor eléctrico de la bomba sumergible:

Los valores que toman para este tramo los distintos parámetros que se emplearán para el cálculo de la sección mínima del cable conductor, serán los siguientes:

L = 15 m,  es la longitud que recorre el cable de caída desde la salida del regulador hasta los bornes de entrada al motor eléctrico de la bomba sumergible.

I = 21,9 A,  que coincide con la corriente de salida del regulador (IRs), calculada en el apartado 4.5 anterior.

ΔU = 1,44V,  que se corresponde con la caída de tensión máxima permitida para este tramo.

En efecto, según se indica en la tabla 2 del apartado 2.4, para el tramo regulador-bomba sumergible la caída máxima de tensión recomendada es del 3%.

Por otro lado, la tensión nominal de alimentación a la bomba es de 48 VDC, por lo que el valor de la caída de tensión máxima permitida para este tramo es de, ΔU = 0,03 · 48 = 1,44 V.

Sustituyendo estos valores en la expresión anterior de cálculo de la sección de cable, resulta una sección mínima para el tramo 2 de:

Stramo2 = 8,15 mm2

Según la tabla 3 del apartado 2.4, la sección normalizada inmediatamente superior a la calculada para el cable unipolar PV ZZ-F de alimentación a la bomba es de 10 mm2.

Tabla 9.  Intensidades de corriente y secciones de cable en cada tramo

Tramo

Longitud del tramo (m)

Intensidad de corriente del tramo (A)

Sección de cable mínima calculada (mm2)

Sección de cable seleccionada (mm2)

Módulos solares - Regulador

4,5

17,72

4,59

6

Regulador - Bomba sumergible

15,0

21,9

8,15

10


 

- Cableado de protección:

Para la protección y seguridad de la propia instalación, habrá que instalar un cable adicional, además de los cables activos (positivo y negativo), que será el cable de protección y que servirá para conectar todas las masas metálicas de la instalación con el sistema de tierra, con el objetivo de evitar que aparezcan diferencias de potencial peligrosas, y al mismo tiempo permita descargar a tierra las corrientes de defectos o las debidas por las descargas de origen atmosférico.

El cable de protección será del mismo material que los conductores activos utilizados en la instalación, en este caso de cobre, e irán alojados todos los cables por el mismo conducto para su protección.

La sección que deben tener el conductor de protección en función de la sección de los conductores activos viene dada por la tabla siguiente:

Tabla 10.  Relación entre los conductores de protección y activos

Sección de los conductores activos de la instalación,    S (mm2)

Sección mínima de los conductores de protección,    Sp (mm2)

S ≤ 16

Sp = S

16 < S ≤ 35

Sp = 16

S > 35

Sp = S/2


 

Para el caso que ocupa en este tutorial, y haciendo uso de la tabla 10 anterior, la sección que tendrá el cable de protección en cada tramo de la instalación se indica en la siguiente tabla:

Tabla 11.  Secciones de conductores activos y de protección por tramos

Tramo

Sección de cable activo
(mm2)

Sección del cable de protección,   (mm2)

Módulos solares - Regulador

6

6

Regulador - Bomba sumergible

10

10


 

- Elección de los elementos de protección: Fusibles

Para la protección contra sobreintensidades originadas por sobrecargas o cortocircuitos se empleará fusibles.

En este caso se elegirán cartuchos de fusibles de cuchilla de tipo gPV 1000V DC de uso específico para instalaciones fotovoltaicas, de la marca DF Electric.

Este tipo de fusibles proporciona una adecuada protección contra sobrecargas y cortocircuitos de acuerdo a la norma IEC 60269-6, y con una corriente mínima de fusión de 1,35·In, capaz de interrumpir el paso de todas las corrientes que vayan desde su valor de intensidad nominal (In) hasta su poder de corte asignado.

Recordemos del apartado 2.5 anterior, que para que el fusible seleccionado sea efectivo, se debe cumplir que:

Ib ≤ In ≤ 0,9·Iadm

siendo,

Ib   la intensidad de corriente que recorre la línea.

In   la intensidad nominal del fusible asignado a la línea.

Iadm   es la máxima intensidad admisible del cable conductor de la línea.

A continuación se adjunta una tabla resumen con la protección asignada a cada tramo:

Tramo

Ib

In (asignado)

0,9·Iadm

Módulos solares - Regulador

17,72 A

25 A

63 A

Regulador - Bomba sumergible

21,9 A

25 A

86,4 A


 

Por último, en la siguiente tabla se indican las características de los cartuchos de fusibles de cuchilla gPV 1000V DC que se han seleccionado para cada uno de los tramos en corriente continua de la instalación fotovoltaica:

Tramo

Intensidad nominal, In

Tensión nominal, Vn

Poder de corte

Módulos solares - Regulador

25 A

1000 V

30 kA

Regulador - Bomba sumergible

25 A

1000 V

30 kA


 

4.7- Dimensionado de la bomba solar sumergible

Por último, quedará por definir el equipo de bombeo de agua más idóneo y que pueda ser alimentado sin problemas por el generador fotovoltaico que se ha diseñado según los apartados anteriores.

En el apartado 3.2 se indicaban las necesidades de agua (tanto de caudal como de presión de suministro) necesarias para satisfacer las necesidades de riego de la parcela de terreno objeto de este estudio. Estos valores se exponían en la tabla 5 del apartado 3.2, según se muestra a continuación:

Tabla 5.  Criterios de diseño de la bomba

Caudal (m3/h)

Presión (metros)

2,5

22,96


 

El modelo de bomba solar que se seleccione deberá satisfacer al menos los requerimientos de bombeo de agua anteriores.

No obstante, es habitual elegir una bomba que pueda ofrecer mejores prestaciones, con objeto de poder hacer frente a futuras ampliaciones de la parcela o pequeñas modificaciones en el sistema de distribución de riego que pueda suponer un aumento de la pérdida de carga.

Finalmente, el modelo de bomba solar que se ha seleccionado que cumple con los requerimientos de bombeo establecidos, incluyendo un cierto margen de holgura, se muestra en la tabla siguiente:

Modelo de bomba: PS600 C-SJ5-8 de LORENTZ

Tipo:

Bomba sumergible para suministro de agua subterránea, provista de motor DC sin escobillas.

Prestaciones

Caudal en el punto de funcionamiento:

4,7 m3/h

Altura en el punto de funcionamiento:

25 m

Caudal máximo:

6,5 m3/h

Altura máxima:

30 m

Materiales

Motor:

Acero inoxidable, AISI 304/316

Cabeza de bomba:

Acero inoxidable, AISI 304

Datos del motor

Potencia nominal

0,70 kW

Eficiencia

Máx. 92%

Revoluciones motor

900...3.300 rpm

Clase de aislamiento

F

Modo de protección

IP68

Funcionamiento solar

Voltaje a potencia máx. (VMP)

>68 VDC

Voltaje a circuito abierto (VOC)

Máx. 150 VDC

Voltaje nominal

48 VDC

Pesos

Motor

7,0 kg

Cabeza de bomba

4,2 kg

Curvas de funcionamiento

curva de funcionamiento de bomba sumergible

 

Para más información sobre la bomba seleccionada, se adjunta acceso al siguiente documento impreso extraído de su catálogo de características técnicas para su consulta:

 


Datos Técnicos de la Bomba de Agua Solar Seleccionada

 

 

 

>> FIN DEL TUTORIAL

 

 

 

 

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