Un equipo de investigación de la Universidad de Córdoba ha desarrollado un dispositivo de calentamiento solar fotovoltaico que utiliza el 95,06% de la energía disponible para producir agua caliente sanitaria.

En particular, este nuevo sistema está enfocado a calentar agua sanitaria, pero según Camara-Diaz, puede utilizarse con fines comerciales e industriales. El proceso de calentamiento se realiza mediante resistencias termoeléctricas alimentadas por energía solar fotovoltaica.

“Los depósitos de agua caliente convencionales, lo que llevan dentro es una resistencia eléctrica que al conectarla a la electricidad genera calor. A esto lo llamamos termorresistencia. La diferencia con respecto a nuestro prototipo es que lo enchufamos a los paneles solares fotovoltaicos en vez de a la corriente eléctrica”, añade.

De esta forma, la energía solar existente se convierte en energía fotovoltaica y se puede utilizar para calefacción en cualquier momento del día. El depósito de agua actúa como batería para toda esa energía diaria y evita instalar baterías.

A continuación puede encontrar una traducción de este artículo científico.

por Luis Cámara-Díaz 1,José Ramírez-Faz 1, *,Rafael López-Luque 2 yFrancisco José Casares 11Departamento de Ingeniería Eléctrica y Automática, Campus de Rabanales, Universidad de Córdoba, 14071 Córdoba, España2Departamento de Física Aplicada, Radiología y Medicina Física, Campus de Rabanales, Universidad de Córdoba, 14071 Córdoba, España*Autor a quien debe dirigirse la correspondencia. Editor académico: Luca CioccolantiSostenibilidad 2021 , 13 (18), 10270; https://doi.org/10.3390/su131810270 Recibido: 26 de julio de 2021 / Revisado: 7 de septiembre de 2021 / Aceptado: 9 de septiembre de 2021 / Publicado: 14 de septiembre de 2021

Fuente: https://ecoinventos.com/sistema-de-calefaccion-solar-fotovoltaica-cordoba/

Original en ingles: https://www.mdpi.com/2071-1050/13/18/10270/htm

Abstracto

Un porcentaje significativo del consumo de energía en los edificios es para producir agua caliente. La calefacción solar fotovoltaica puede considerarse una opción de energía limpia y renovable, fácil de instalar, silenciosa y sin mantenimiento, para reemplazar el consumo de combustibles fósiles utilizados en este proceso. Este artículo presenta un estudio que simula el proceso de calentamiento mediante resistencias termoeléctricas alimentadas por energía solar fotovoltaica. Para ello se ha habilitado una instalación de agua caliente solar. Esta instalación consta de un depósito de agua con resistencia eléctrica conectado a módulos fotovoltaicos mediante un sistema de conversión electrónica experimental de bajo coste. Este sistema electrónico ha sido desarrollado para evitar la necesidad de inversores o baterías, típicos de las instalaciones solares fotovoltaicas tradicionales. 

Es un sistema aislado, ya que no está conectado a la red eléctrica. Los módulos solares fotovoltaicos, el tanque y su resistencia térmica corresponden a modelos comerciales. Este sistema electrónico tiene un rendimiento del 95,06% y opera en toda la curva diaria de irradiancia, habiendo verificado su funcionamiento durante varios meses. Aunque se trata de un dispositivo electrónico experimental, es económicamente viable, ya que el coste de sus componentes es inferior a 60 EUR por kW de capacidad máxima. Los resultados obtenidos en un sistema en buen funcionamiento son prometedores, demostrando la viabilidad técnica y las ventajas económicas de utilizar este tipo de sistema fotovoltaico aislado para potenciar los procesos de calefacción. y opera en toda la curva diaria de irradiancia, habiendo verificado su funcionamiento durante varios meses. Aunque se trata de un dispositivo electrónico experimental, es económicamente viable, ya que el coste de sus componentes es inferior a 60 EUR por kW de capacidad máxima. Los resultados obtenidos en un sistema en buen funcionamiento son prometedores, demostrando la viabilidad técnica y las ventajas económicas de utilizar este tipo de sistema fotovoltaico aislado para potenciar los procesos de calefacción. y opera en toda la curva diaria de irradiancia, habiendo verificado su funcionamiento durante varios meses. Aunque se trata de un dispositivo electrónico experimental, es económicamente viable, ya que el coste de sus componentes es inferior a 60 EUR por kW de capacidad máxima. Los resultados obtenidos en un sistema en buen funcionamiento son prometedores, demostrando la viabilidad técnica y las ventajas económicas de utilizar este tipo de sistema fotovoltaico aislado para potenciar los procesos de calefacción.

1. Introducción

Las consecuencias del cambio climático y el calentamiento global, así como la escasez de recursos energéticos, han puesto el foco en un mayor uso de energía procedente de fuentes renovables. El Parlamento Europeo [ 1 ] establece metas para las naciones para la implementación de estas energías que incluyen el objetivo vinculante de reducir las emisiones de la Unión en al menos un 40% para 2030, en línea con el objetivo número 7 de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas de proporcionar acceso. a una energía asequible, segura, sostenible y moderna. Dentro de la estrategia de la UE, algunos autores como Panagiotidou et al. [ 2 ] han indicado que los edificios son responsables del 38% del consumo total de energía de la UE, y su gestión de la demanda energética brinda una oportunidad para alcanzar los objetivos deseados para 2030.En cuanto al consumo energético doméstico, Fuentes et al. [ 3 ] declaró que el agua caliente sanitaria (ACS) representa aproximadamente del 14% (en la UE) al 18% (en los EE. UU.) Del consumo total. En España, el organismo público encargado de promover la implantación de las energías renovables, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente del Ministerio de Transición Ecológica, informó en 2017 que el consumo doméstico representaba el 18% del total de energía consumida. ; Eurostat [ 4 ] aprobó estos datos . La ingesta de energía para los sistemas de ACS se obtuvo principalmente a partir del gas (55% del total) y productos del petróleo (20%), mientras que la electricidad representó el 15% y el 10% de las energías renovables. La energía solar térmica representó el 8% de la energía dedicada a la producción de ACS.Casanovas-Rubio y Armengou [ 5 ] han afirmado que una selección adecuada de sistemas de ACS puede reducir ampliamente el consumo de energía y los costes operativos y proteger el medio ambiente, y han reconocido el potencial de la energía solar en la reducción del consumo de energía dedicado al suministro de ACS. Asimismo, De Somer et al. [ 6 ] argumentó que generar ACS y almacenarlo en un tanque actuará como un amortiguador y ayudará a almacenar energía de manera más económica que en los sistemas de baterías. Como lo muestran Jack et al. [ 7 ], la capacidad de almacenar energía para su uso posterior, como lo demuestran estos tanques, revela su potencial como sistema inteligente para la gestión de la energía.La investigación propuesta por Panagiotidou et al. [ 2 ], Wang y col. [ 8 ] y Aguilar et al. [ 9 , 10 ] coinciden en que las principales tecnologías solares renovables que se aplican actualmente en la producción de ACS son la solar térmica (ST), la fotovoltaica (FV), la fotovoltaica / térmica (FV / T) y las bombas de calor asistidas por energía solar (SAHP). ). Esto se debe al rápido crecimiento de la demanda de energía térmica para edificios durante las últimas décadas.La generación de ACS en términos de las necesidades energéticas de un edificio y la comparación entre diferentes tecnologías ST, PV y PV / T han sido objeto de estudio de Souliotis et al. [ 11 ], Tse y Chow [ 12 ], Good et al. [ 13 ] y Mousa [ 14 ] para evaluar el balance energético; Se concluyó que la energía solar fotovoltaica es suficiente para alcanzar un balance energético nulo. Asimismo, Huide et al. [ 15] propuso un estudio comparativo para determinar la elección de colectores o módulos solares fotovoltaicos, según el área disponible, seleccionando entre ST, PV y PV / T y concluyó que las demandas de ACS pueden influir en la elección del número de energía solar. módulos y sus diseños. Estos estudios incluyeron un análisis de la demanda energética total de un edificio.En el caso de los sistemas SAHP, Wang et al. [ 8 ], Aguilar et al. [ 9 , 10 ] y Angenendt et al. [ 16 ] examinó las posibilidades reales detrás de la producción de ACS mediante bombas de calor asistidas por energía solar fotovoltaica y almacenamiento en tanques de agua. La investigación comparó estos sistemas de bombas de calor con colectores de energía solar [ 10 , 17 ], concluyendo que los costos operativos y de mantenimiento aumentan debido a las bombas de circulación y otras instalaciones de componentes hidrónicos, como es el caso de los costos asociados a tuberías, válvulas e intercambiadores, como mostrado por Huang et al. [ 18] análisis económico, aunque no se mencionan los problemas y limitaciones asociados a este tipo de instalaciones. Asimismo, otro estudio [ 2 ] concluyó que la tecnología SAHP presenta un mayor costo inicial en comparación con las tecnologías ST, PV y PV / T; esto considera que los costos de la tecnología híbrida PV / T son altos debido a los mayores costos de instalación y material, como lo muestran Brinkley et al. [ 19 ].Las tecnologías más utilizadas para la producción de ACS en los edificios son la ST y, en menor medida, la FV [ 2 ]. Esto se debe a que la eficiencia de ST es alta; Los colectores solares térmicos tienen una eficiencia típica del 80% [ 2 ]. Sin embargo, ST transforma la energía solar en la energía interna de un fluido operativo, como describen Kumar et al. [ 20 ]. Panagiotidou y col. [ 2 ] y Kumar et al. [ 20] acuerdan que debido al uso de un fluido operativo, se requiere una bomba, junto con un controlador de arranque / parada y tuberías independientes. Debido al intercambio de calor, y en situaciones de baja o nula demanda, el sistema puede alcanzar temperaturas muy altas que alterarán su funcionamiento normal y degradarán los componentes de la instalación, lo que se convierte en un grave problema. Por otro lado, Nems y Nems [ 21 ] argumentaron que las instalaciones de componentes fotovoltaicos son menos complejas y que la evolución de la tecnología y los precios, en cuanto a la producción de dichos módulos, los convierten en una alternativa adecuada a los colectores térmicos. Apoyando este enfoque, los autores antes mencionados [ 2] declaró que los costos de la energía fotovoltaica, incluida su instalación, ascienden al 39% de los costos iniciales totales de ST. En cuanto a los costes de mantenimiento, algunos autores como Lin et al. [ 22 ] asumió el 2% del costo inicial de la inversión de ST, mientras que otros autores como Huang et al. [ 18 ] asumió un costo del 1% para la inversión inicial de ST; PV no tiene ninguno. Los mismos autores [ 18 ] afirmaron en su análisis financiero que, en términos de costes operativos, ST soporta los costes asociados al consumo de electricidad de la bomba, mientras que la fotovoltaica no tiene costes operativos, lo que es una ventaja de las instalaciones fotovoltaicas.Javed y col. [ 23 ], al igual que otros autores, han afirmado que, en comparación con otras fuentes renovables, la energía fotovoltaica ha demostrado ser la fuente de energía menos contaminante, más silenciosa e ilimitada. Estas características hacen que la tecnología fotovoltaica sea la opción preferida entre las fuentes de energía renovables, como se muestra en la investigación de Hernandez-Callejo et al. [ 24 ]. La constante caída de los precios de los módulos solares fotovoltaicos, como se muestra en la Figura 1 , incluidos los datos proporcionados por el Instituto Fraunhofer [ 25 ], ha llevado a diferentes autores como Ayadi et al. [ 17 ], Klamka y col. [ 26 ] y Chung et al. [ 27] para destacar el interés de la generación de calor por acoplamiento directo. Esto evita la instalación hidrónica para la transmisión de calor ya que la transformación de energía se realiza a través de una resistencia eléctrica ubicada en el interior del tanque donde se produce y almacena el ACS, como muestran los dispositivos analizados por Panagiotidou et al. [ 2 ], Huide et al. [ 15 ] y Kumar et al. [ 20 ].

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Figura 1. Precio medio de los sistemas fotovoltaicos para tejados en Alemania (10–100 kWp). Cuadro del autor, fuente Fraunhoffer ISE.Esta situación ha llevado a varios autores como Ayadi et al. [ 17 ], Akbari et al. [ 28 ] y Casaleiro et al. [ 29 ] proponer el uso de energía solar fotovoltaica para la producción de ACS almacenado en un depósito, con el objetivo de optimizar el autoconsumo de energía eléctrica generada por estos medios. La opción de generar ACS únicamente mediante módulos solares fotovoltaicos también ha sido investigada por Nems y Nems [ 21 ] para determinar la cantidad de potencia a instalar, en función de la demanda de la instalación. Teniendo esto en cuenta, otros autores [ 30 ] han demostrado que tal estrategia de control de la demanda afecta la calidad y el suministro de ACS, así como el rendimiento de los tanques.Meyers y col. [ 31 ] mostró que la energía fotovoltaica puede producir energía térmica a costos competitivos calentando la resistencia eléctrica; esto evidentemente apoya nuestra investigación sobre este uso específico de la energía fotovoltaica. Además de eso, Mousa et al. [ 14 ] destacó que la energía solar fotovoltaica se puede utilizar para generar calor en procesos industriales y también puede satisfacer sus requisitos de demanda energética, como Talbi et al. [ 32 ] han demostrado. De hecho, el sector industrial es el mayor consumidor de energía térmica ya que el 74% de su demanda lo hace [ 33 ]. Estos procesos pueden incluir actividades como teñir, blanquear, cocinar y secar, entre otras [ 34 ]. Para ello, la investigación de Kumar et al. [20 ] y Farjana et al. [ 35 ] analizó la idoneidad de las aplicaciones de calefacción solar en sectores tan diversos como la automoción, los textiles, la impresión, la producción de alimentos, el papel, los plásticos, los productos químicos, la electricidad y la maquinaria.Una solución sencilla y sencilla para el calentamiento solar de agua (CSA), así como para otros procesos de calentamiento mediante PV, sería el acoplamiento directo de todos los módulos fotovoltaicos en una resistencia o grupo de resistencias. Sin embargo, el acoplamiento directo nos presentaría un grave problema. El comportamiento del sistema solar fotovoltaico es similar al de una fuente de corriente constante, y cuando el voltaje eléctrico excede un cierto nivel, la corriente cae repentinamente. Si se conecta una carga puramente resistiva, el punto de funcionamiento del sistema P PR dependerá del valor de la resistencia. Este punto de funcionamiento puede estar lejos del punto de máxima potencia P Pmax , como se muestra en la Figura 2. Estar lejos de este punto de máxima potencia significa estar en una situación de muy baja eficiencia porque solo se utiliza una parte de la energía disponible en el campo fotovoltaico.

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Figura 2. ( a ) Circuito equivalente de un módulo fotovoltaico que alimenta una resistencia (RL) con un punto de operación (PPR). ( b ) Tipo de curva.Los sistemas propuestos por Aguilar et al. [ 10 ], Good et al. [ 13 ] y Angenendt et al. [ 16 ] siempre estuvieron, en la práctica, equipados con baterías o inversores, lo que representa importantes limitaciones en términos de mantenimiento y costos de la instalación. Alternativamente, Hirech et al. [ 36 , 37 ] y Sibiya et al. [ 38] analizó el acoplamiento directo fotovoltaico para corriente continua a través de convertidores CC-CC, incluidos los sistemas de control de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT); sin embargo, en la investigación mencionada anteriormente, no se consideró el uso de un tanque comercial de ACS. El objetivo es eliminar inversores y baterías y, así, reducir los costos de inversión y mantenimiento, como describen Hernandez-Callejo et al. [ 24 ]. Talbi y col. [ 32 ] ya reflexionó sobre la posibilidad de utilizar resistencias eléctricas con sistemas fotovoltaicos aislados sin baterías, con la intención de calentar agua de forma experimental.En cualquier caso, un sistema aislado con acoplamiento fotovoltaico directo mediante inversor, sin la existencia de baterías, nos presenta otro problema. Como se muestra en la Figura 3 , la potencia suministrada por los módulos fotovoltaicos varía a lo largo del día.

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Figura 3. Potencia de carga nominal vs. curva de potencia FV.En un acoplamiento directo con un inversor, el sistema solo funcionaría mientras el sistema fotovoltaico sea capaz de suministrar una potencia superior a la potencia nominal de la carga (área de rejilla). Por lo tanto, si el sistema fotovoltaico se diseñó de manera que su potencia máxima fuera menor que la potencia nominal de la carga, el sistema nunca funcionaría. Por otro lado, si el sistema fotovoltaico se diseñara para tener una potencia máxima superior a la potencia nominal de la carga, se perdería la energía que surge de la diferencia entre la potencia del sistema y la potencia nominal de la carga. En cualquier caso, la energía aportada por el sistema fotovoltaico siempre se perdería siempre que se encuentre fuera de la zona enrejada de la Figura 3 .El objetivo es poner a disposición un sistema sencillo en cuanto a número de componentes, bajo coste y facilidad de mantenimiento para evitar la complejidad de las instalaciones hidrónicas asociadas al intercambio de calor. Este artículo muestra el diseño e implementación de una solución de bajo costo orientada a la optimización de instalaciones de generación fotovoltaica térmica aislada. En concreto, nos hemos centrado en un sistema de producción ACS.Dentro de este campo de CSA, el sistema ha sido diseñado para aprovechar toda la energía proporcionada por los módulos fotovoltaicos. No se trata solo de resolver el problema de mantener el punto de máxima potencia sino también de aprovechar la energía disponible para cualquier nivel de potencia suministrada por los módulos fotovoltaicos.Este artículo mostrará los fundamentos sobre los que se basa el diseño y cómo se integran sus diferentes elementos y subsistemas, así como la presentación de los resultados que demuestran su viabilidad técnica.

2. Materiales y métodos

Esta investigación presenta un dispositivo de prueba con un sistema electrónico que es capaz de colocar el sistema fotovoltaico en su punto de máxima potencia, aunque la carga sea puramente resistiva, como es el caso de las resistencias para conversión electrotérmica.Dado que la electricidad producida por uno o varios módulos fotovoltaicos se comporta como una fuente de energía finita, es necesario que el sistema funcione en el punto de máxima potencia, por lo que se requiere un seguidor MPPT. Sin utilizar inversores ni baterías, que son más habituales en las instalaciones solares fotovoltaicas tradicionales, hemos desarrollado un sistema electrónico de bajo coste capaz de actuar como dispositivo MPPT.Mantener un voltaje de referencia fijo es el método de seguimiento MPPT utilizado. Es por ello que el núcleo del sistema electrónico cuenta con una placa microcontroladora, que mantendrá una tensión de referencia para que los módulos fotovoltaicos operen en el punto de máxima potencia.El diseño del dispositivo electrónico se basa en la carga y descarga de un condensador. Se ha diseñado un circuito simple para que funcione como un búfer entre el módulo fotovoltaico y la resistencia de carga.El funcionamiento del sistema se basa en la activación de un transistor de efecto de campo semiconductor de óxido metálico (MOSFET) sobre una resistencia en serie de calentamiento térmico. El transistor actúa como un interruptor que puede abrir y cerrar el circuito en la resistencia de carga y también puede funcionar con diferentes frecuencias. Este mecanismo de «encendido» y «apagado» produce la carga y descarga de un condensador en paralelo con la resistencia de carga. La configuración eléctrica se muestra en la Figura 4 .

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Figura 4. ( a ) Modo de desconexión del MOSFET del circuito de alimentación del sistema; ( b ) Modo de encendido MOSFET.El MOSFET conduce o corta la corriente dependiendo del voltaje de la puerta, V g . Esta tensión de puerta es producida por el sistema de control y su valor depende de la tensión de los módulos fotovoltaicos.Cuando el voltaje de los módulos fotovoltaicos es inferior al valor de referencia, V ref1 , el voltaje de la puerta será 0 V. En este punto, el transistor no está conduciendo electricidad y la intensidad de los módulos fotovoltaicos, I S , cargará el capacitor, que se puede ver en la Figura 4 a. La curva de carga del capacitor se muestra en la Figura 5 , y la ecuación que describe la carga del capacitor se muestra en (1).

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Figura 5. Tensión durante la fase de carga y la fase de descarga de un condensador.Cuando la tensión de los módulos fotovoltaicos es superior a V ref2 , la tensión de puerta será de 12 V. Habiendo llegado a este punto, el transistor conducirá electricidad y el condensador entregará una intensidad de descarga, I C , sobre la resistencia de carga, R L , que se puede ver en la Figura 4 b. La curva de descarga del condensador se muestra en la Figura 5 y la ecuación de carga del condensador se muestra en (2). La intensidad I S de los módulos fotovoltaicos , como se muestra en la Figura 4b, debe sumarse a la corriente I C del condensador de descarga .v( t )=Vjefe+ (Vref 1-Vjefe) ⋅ mi-tRS ⋅ C,(1)v( t )=Vref 2 ⋅mi-tRL ⋅ C,(2)Las ecuaciones de carga y descarga dependen del valor de voltaje inicial V ref1 y V ref2 , el tiempo transcurrido t y la capacidad del condensador C. Cabe mencionar cómo la carga del condensador (Ecuación (1)) depende de R S , que es el resistencia interna de los módulos fotovoltaicos más el cableado eléctrico, mientras que la descarga (Ecuación (2)) depende de la resistencia de carga R L . Esta diferencia provoca diferentes tiempos de carga y descarga del condensador y, por lo tanto, también los llamados períodos de «encendido» y «apagado».Así, existen dos formas de funcionamiento del sistema (periodos de encendido y apagado) que se pueden distinguir en la Figura 6 , donde se muestra la carga y voltaje de los módulos fotovoltaicos.

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Figura 6. Periodos de encendido / apagado.En la Figura 7 se ofrece una descripción más detallada . Si el MOSFET está encendido, el voltaje de los módulos fotovoltaicos caerá al punto de intersección entre la curva del sistema VI y la línea recta cuya pendiente es 1 / R L , siendo R L la resistencia de carga. Por otro lado, cuando el MOSFET está apagado, el voltaje del sistema alcanzará el voltaje máximo del sistema, siendo ese punto la intersección entre la curva y el eje V.

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Figura 7. Voltaje en módulos fotovoltaicos vs. voltaje en la carga.El sistema debe mantener un voltaje equivalente al punto de máxima potencia. Así, el sistema se hace oscilar entre 2 voltajes, V ref1 y V ref2 . V ref2 es una tensión superior a la tensión de referencia, determinada por el sistema de control mediante un valor configurado por hardware. V ref1 es una tensión inferior a la tensión de referencia, determinada por el sistema de control mediante un valor configurado por hardware. La tensión de referencia, determinada por el sistema de control, es equivalente a la tensión del punto de máxima potencia resultante de la agrupación de módulos fotovoltaicos.Cuando se inicia el dispositivo, el voltaje del sistema fotovoltaico está en un máximo, y luego el voltaje del sistema fotovoltaico, V, es más alto que V ref1 , lo que hace que el condensador se cargue a ese voltaje máximo. Cuando el voltaje del sistema es superior a V ref2 , el sistema de control activa la puerta MOSFET y el voltaje de la puerta V g alcanza un valor cercano a los 12 V. La corriente generada por el sistema fotovoltaico atraviesa la resistencia de carga. Al mismo tiempo, el condensador comienza a descargarse y esa corriente de descarga atraviesa la resistencia de carga, como se muestra en la Figura 7 . Mientras la corriente pasa por el MOSFET, el condensador baja su voltaje de la misma manera que lo hacen los módulos fotovoltaicos.Cuando el voltaje cae hasta llegar a V ref1 , la compuerta del MOSFET se establece en «apagado» porque el voltaje de la compuerta V g alcanza 0 V. El resultado es que no hay corriente que se mueva a lo largo de la carga. La corriente generada por el sistema fotovoltaico aumenta el voltaje del condensador (a un nivel igual al voltaje en los terminales de los módulos fotovoltaicos). Por lo tanto, mientras el MOSFET está apagado, el condensador aumenta su voltaje de la misma manera que lo hacen los módulos fotovoltaicos. Esta sobretensión continúa hasta que alcanza V ref2 . En ese momento, se activa la puerta MOSFET y el ciclo se repite.Luego tiene lugar un proceso cíclico, donde el voltaje del sistema oscila entre V ref1 y V ref2 . Cuando el voltaje se mueve de V ref2 a V ref1 , el MOSFET está encendido y transfiriendo energía, y la corriente de descarga del condensador pasa por la carga (esta descarga hace que la corriente de carga sea más alta que la corriente entregada por los módulos fotovoltaicos, pero es limitado por el valor de resistencia de la carga). Cuando el voltaje se mueve de V ref1 a V ref2 , la corriente producida por los módulos fotovoltaicos carga el condensador porque el MOSFET está apagado y no pasa corriente a través de la resistencia de carga.Este proceso de encendido / apagado alrededor de un punto específico, también conocido como histéresis, mantiene los módulos fotovoltaicos operando alrededor de un voltaje de referencia dado por el sistema de control.Esta tensión de referencia, alrededor de la cual oscila el sistema, la puede obtener el sistema analizando la curva IV de los módulos fotovoltaicos o, como en nuestro caso, puede ser una tensión de referencia fija. Teniendo un microcontrolador en el sistema de control, se puede implementar el algoritmo MPPT requerido para obtener la tensión de referencia.En cuanto al diseño de los bloques de control (ver Figura 8 ), existen dos partes, diferenciadas por su implementación. Por un lado, está el bloque de control implementado en la placa Arduino y, por tanto, codificado por software. Por otro lado, existe un bloque de control implementado por hardware.

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Figura 8. Diagrama de flujo de control del sistema.La placa Arduino registra el voltaje y la intensidad del sistema fotovoltaico para ejecutar el algoritmo MPPT y poder establecer el voltaje de referencia.La histéresis se implementa mediante hardware. Eso hace que el voltaje del sistema fotovoltaico oscile alrededor del voltaje de referencia, según lo establecido por el sistema de control.Esta separación permite la histéresis a altas frecuencias y una rápida respuesta a las variaciones de voltaje del sistema porque no depende de los ciclos operativos de los microcontroladores. Otra ventaja está ligada al uso del sistema de control para administrar y almacenar datos así como ejecutar procesos de control de temperatura; todos estos beneficios se logran manteniendo la tensión de referencia.Para validar el experimento, se construyó una instalación piloto de prueba para que los resultados obtenidos pudieran verificar el correcto funcionamiento del sistema de control de potencia. El dispositivo de prueba está diseñado para calentar agua para uso doméstico en un tanque de 300 L de capacidad.El sistema fue diseñado para utilizar la máxima cantidad de energía solar en las siguientes condiciones:

  • El sistema puede funcionar todo el día si se dispone de una exposición solar mínima.
  • El sistema funciona de forma aislada.
  • El tanque tiene capacidad suficiente para absorber la energía producida por los módulos solares fotovoltaicos en un día de alta radiación.
  • El sistema ha sido desarrollado para que se pueda simular el consumo de agua con el fin de estudiar la capacidad de calefacción del sistema en diferentes escenarios de demanda.

Este estudio puede ayudar a determinar el diseño de los módulos solares fotovoltaicos y la definición de los parámetros de instalación de CSA.La instalación está formada por 5 módulos fotovoltaicos conectados en serie, un sistema de control electrónico experimental, con dispositivos de monitorización y control, y un depósito de ACS. En la figura 9 se muestran imágenes del sistema, construido en el Laboratorio de Ingeniería Hidráulica del campus de la Universidad Rabanales de Córdoba (España), con una latitud de 37,85 grados norte.

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Figura 9. Imágenes que muestran la instalación experimental: ( a ) módulos fotovoltaicos; ( b ) sistema electrónico; ( c ) termotanque.Figura 9 b. Se incluyeron los siguientes elementos: (1) un sistema electrónico que contiene un microcontrolador, una sección electrónica analógica y un condensador, (2) un disipador de calor o radiador para diodo y MOSFET, (3) la fuente de alimentación del sistema electrónico, (4) un Computadora externa, utilizada para la visualización y almacenamiento de las medidas experimentales recogidas por el (5) analizador de redes.En la tabla 1 se muestran las características técnicas del módulo fotovoltaico que, montado como cinco módulos idénticos conectados en serie, proporcionará al sistema una potencia pico máxima de 1650 W.Tabla 1. Características técnicas del módulo fotovoltaico Mod. Jinko Solar JKM330PP-72.

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La Tabla 2 muestra las características eléctricas del tanque / calentador de agua.Tabla 2. Características técnicas del calentador eléctrico.

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La Figura 10 muestra el flujo de energía dentro del sistema. La energía eléctrica fotovoltaica es adaptada por el sistema de control, y la adaptación de impedancia a la potencia alimenta la resistencia eléctrica instalada en el interior del depósito de agua. El sistema se comporta como un sistema aislado, sin conexión a la red eléctrica, por lo que toda la energía térmica se obtiene de la energía solar fotovoltaica.

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Figura 10. Gráfico esquemático del flujo de energía.El diseño de la instalación se muestra en la Figura 11 , donde se pueden ver los componentes del sistema y sus enlaces. Para recrear una red de alimentación de agua, se conectó un depósito auxiliar de recirculación de agua con una capacidad de 15.000 L a una bomba de recirculación para que no hubiera consumo de agua durante las pruebas.

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Figura 11. Diagrama del sistema experimental.La selección de la capacidad del tanque se basó en la elección de tanques comerciales con una resistencia eléctrica suficientemente baja. Esto corresponde a una potencia de 3000 W, y esta potencia suele estar asociada a una capacidad de 300 L.Aunque existen tanques comerciales en el mercado con capacidades de 160, 200, 300, 500 y 750 L y superiores, el tanque de 300 L de capacidad es suficiente para absorber la energía de los módulos fotovoltaicos a cualquier nivel de irradiancia. Esto permite la realización de pruebas durante todo un día, verificando la evolución térmica del calentamiento del agua y recopilando datos de manera uniforme. Así, se evita el uso de una bomba auxiliar para vaciar el tanque más de una vez al día por razones de seguridad; esto también podría interferir con la recopilación de datos.Esta baja resistencia eléctrica es necesaria para un factor de rendimiento. Para diferentes irradiancias a lo largo del día, los paneles fotovoltaicos tienen una curva que se cruza con la línea de carga en diferentes puntos P PR , como se muestra en la Figura 12 . La tensión correspondiente a estos puntos P PR debe ser inferior a la tensión correspondiente a la potencia máxima o puntos P Pmax en cada curva.

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Figura 12. Curvas del Sistema VI para diferentes irradiancias.Otro elemento que condiciona la capacidad del tanque es tener una capacidad de agua lo suficientemente grande como para absorber la energía producida por los paneles fotovoltaicos en un día sin tener que recircular el agua en el tanque.Asimismo, la configuración de la conexión eléctrica de los paneles responde a varias consideraciones. Se conectaron cinco paneles en serie para lograr un voltaje de funcionamiento nominal cercano al voltaje de la red eléctrica. Asimismo, el valor de tensión obtenido no debe superar los 220 V nominales de la tensión de red para evitar que los componentes eléctricos del sistema funcionen fuera de sus límites eléctricos.Otro aspecto a considerar es que esta configuración serial significa que todos los voltajes de los diferentes puntos de máxima potencia para diferentes irradiancias deben estar por encima del voltaje de los puntos P PR , como se muestra en la Figura 12 . A la irradiancia máxima, el voltaje del punto P Pmax de los módulos fotovoltaicos está muy cerca (pero más alto) del voltaje del punto P PR en la intersección de la línea de carga con la curva IV. Si no se cumplieran estos requisitos, se producirían situaciones de irradiación en las que no se utilizaría toda la energía disponible.Esta configuración serial también busca cumplir con otra característica. La intensidad máxima (9 A) resultante de la combinación de módulos fotovoltaicos no debe ser superior a la intensidad (13 A) que circularía por la resistencia eléctrica del tanque si estuviera conectado a la red eléctrica. También debe tenerse en cuenta que se están utilizando equipos comerciales, lo que impone ciertos parámetros de funcionamiento.En resumen, se instalan 5 módulos. Permiten una potencia máxima de 1650 W que, junto con el depósito de 300 L, cubre el 85% del consumo anual de agua caliente sanitaria de una vivienda de 6 personas.El sistema puede alcanzar temperaturas del agua superiores a 70 ° C, ya que las especificaciones indican medidas de prevención de Legionella en la producción de ACS. Dado que se utiliza un tanque de recirculación auxiliar, la temperatura del agua en el punto de entrada varía entre 13 y 25 ° C, según la estación del año.La energía media diaria necesaria para calentar un depósito de 300 L, con un incremento de 40 ° C, es de 13,95 kWh / día.Los módulos fotovoltaicos se configuran en serie como 5 módulos monocristalinos instalados en la cubierta del edificio, orientados directamente al sur en un ángulo de 25 °. Esta configuración en serie tiene como objetivo alcanzar un pico de 1650 W y presentar una tensión máxima en circuito abierto de 230,95 V DC y una corriente máxima de cortocircuito de 9,11 A. Estos parámetros eléctricos son cercanos a los de un tanque de agua eléctrico conectado a un Red eléctrica estándar de 220/230 V CA.Como los módulos están en serie, se conectan mediante cables eléctricos con solo 2 hilos al sistema electrónico de adaptación de impedancia. El adaptador alimenta una resistencia de calentamiento de 16 Ω ubicada dentro de un tanque aislado con una capacidad de 300 L. Como se dijo anteriormente, el sistema está aislado porque no está conectado a la red eléctrica, y toda la energía producida se obtiene de los módulos solares fotovoltaicos. Los módulos fotovoltaicos, el tanque y la resistencia térmica son modelos disponibles comercialmente.Desde un punto de vista electrónico, se podría decir que el sistema electrónico, que se puede ver en la Figura 13 , está compuesto por 2 subsistemas, un subsistema de potencia y un subsistema de control.

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Figura 13. ( a ) Electrónica de control; ( b ) electrónica de potencia.Como se muestra en la Figura 13 , las señales de entrada gestionadas por el sistema están representadas por: tensión equipotencial del sistema EQ, tensión del sensor de temperatura VTEMP, tensión adaptada a VTEST1 del grupo de paneles fotovoltaicos, tensión de referencia VTEST2 con respecto a la corriente del sistema EQ y 12 V CC para alimentar el sistema. Las señales de salida están representadas por el VREF como voltaje de control del sistema y 5 V CC como voltaje de referencia para generar la señal de comando del MOSFET. Finalmente, la etiqueta solar representa la salida del grupo de módulos fotovoltaicos, y “PS” es la fuente de alimentación responsable de generar 12 V DC.El subsistema electrónico de potencia está compuesto por un diodo anti-circulación de alta eficiencia modelo STTH20R04, un condensador de 1000 µF, un MOSFET modelo FDL 100N50F y una resistencia térmica de 17,6 Ω (encargada de transferir calor al agua del tanque). La corriente eléctrica producida por los módulos fotovoltaicos pasará por estos componentes.El núcleo del sistema electrónico está hecho de una plataforma electrónica de código abierto que pertenece a la familia Arduino. Esta plataforma tiene un microcontrolador en su interior que se puede programar. El núcleo está conectado a un modelo convertidor digital a analógico (DAC), DAC 4725, mediante comunicaciones I2C (para generar la tensión de referencia) y un modelo convertidor analógico a digital (ADC), ADS1115 (para medir la corriente de los módulos fotovoltaicos). ). También se instalan amplificadores operacionales (LM234) para comparar la tensión real de los módulos fotovoltaicos y la tensión de referencia.Para configurar el sistema solar en MPPT, los amplificadores operacionales monitorean el voltaje del sistema fotovoltaico; lo comparan con el voltaje de referencia que genera la placa Arduino y se mueve a través del DAC. Uno de los amplificadores operacionales está configurado como disparador Schmitt (a través de las resistencias R1, R2 y R3) para lograr la histéresis requerida. El segundo amplificador está configurado como un inversor-rastreador para transmitir una señal de disparo consistente con el MOSFET. La configuración como un disparador Schmitt causa histéresis en el proceso del disparador MOSFET, asegurándose de que la corriente oscile alrededor del voltaje de referencia.Esta comparación continua activa el MOSFET. La secuencia de encendido / apagado asegura que el sistema fotovoltaico mantenga un voltaje alrededor del punto de máxima potencia para que se aproveche toda la energía fotovoltaica disponible.El sistema de control, mientras genera el voltaje de referencia, controla la temperatura del tanque a través de un sensor, DS18B20, para que esta temperatura pueda ser monitoreada y mantenida; también puede detener el sistema si se excede el umbral de temperatura de seguridad.El sistema de control electrónico se alimenta directamente de los módulos fotovoltaicos a través de una fuente de alimentación comercial con un margen de entrada de 100-230 V y una salida estable de 12 V CC. Esta fuente eléctrica puede alimentar la placa de control electrónico y el voltaje de la puerta o el punto de activación del MOSFET. Por tanto, el sistema es independiente de las fuentes de energía eléctrica externas.El sistema electrónico se encuentra entre los módulos solares fotovoltaicos y la resistencia térmica; su función es obtener la máxima cantidad de energía de los módulos solares y, al mismo tiempo, controlar la temperatura del sistema y monitorear los datos de control requeridos.La instalación de prueba también cuenta con un sistema de recirculación de agua para permitir la entrada de agua fría en el tanque de ACS y simular el consumo de agua y la renovación de agua dentro del tanque. Este sistema de recirculación está equipado con una pequeña bomba de agua conectada a la red eléctrica ya que es un sistema que simula una red hidráulica real. En un escenario de caso real, la red hidráulica proporcionaría la presión de agua necesaria sin necesidad de una bomba de agua externa.Para establecer las condiciones de funcionamiento experimentales específicas, la circulación del agua se establece mediante el arranque de la bomba de recirculación mediante un relé conectado al microcontrolador Arduino instalado en el sistema electrónico. Esto permitirá la simulación del consumo de agua caliente del retorno a las condiciones de temperatura iniciales predeterminadas.Los parámetros eléctricos se medirán con un analizador de potencia PCE-PA6000. La corriente y la tensión proporcionada por los módulos fotovoltaicos son medidas por este dispositivo, que registrará los valores de intensidad y tensión cada 2 s en una computadora estándar. La temperatura del tanque se registra cada minuto mediante una sonda DS18B20 y se transfiere al microcontrolador para su almacenamiento en un dispositivo extraíble o transmisión a la nube. Asimismo, la placa de control también puede transferir los datos por Ethernet o WIFI, permitiendo el acceso a la plataforma desde la nube.El cálculo de la energía térmica Q producida se puede realizar directamente midiendo la temperatura del agua dentro del tanque y aplicando la Ecuación (3)Q =mCmiΔ T ,(3)m es la masa de agua dentro del tanque; Ce, el calor específico del agua; y ∆T, la diferencia de temperatura en el tanque tras la aplicación de la energía producida por los módulos fotovoltaicos.La temperatura del agua se mide con la sonda DS18B20; esta se introduce en el interior del tanque a través del receptáculo provisto.La pérdida de energía del agua en el tanque no se puede medir fácilmente. Inicialmente, se consideró insignificante debido a que se está utilizando un tanque comercial convenientemente aislado, aunque se pudieron establecer estimaciones de pérdida de agua.La energía térmica producida se puede comparar con la energía eléctrica producida por los módulos fotovoltaicos para poder establecer el rendimiento del sistema. Midiendo la tensión fotovoltaica obtenida por el dispositivo de medición POWER ANALYZER PCE-PA6000 a intervalos de tiempo e integrando la curva en un período de tiempo establecido, podemos obtener la energía producida por el sistema en ese período de tiempo.

3. Resultados

Nuestro objetivo es verificar la viabilidad del sistema mediante la recopilación de los resultados experimentales, tanto de su funcionamiento estable y eficiente como de su capacidad de calentamiento. Los ensayos se realizaron en condiciones reales de exposición solar.La Figura 14 muestra cómo el sistema puede registrar y monitorear las curvas IV. Para ello, se tomaron medidas cada 30 minutos en un día despejado. El sistema de control varía la tensión de referencia o de funcionamiento y mide la intensidad producida por los módulos fotovoltaicos. Esto significa que el punto de funcionamiento de los módulos se puede gestionar para conseguir la máxima potencia para los diferentes niveles de radiación solar durante el día. En cualquier caso, los registros son totalmente compatibles con las características teóricas del sistema en cuanto a voltaje e intensidad se refiere.

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Figura 14. Curvas VI del sistema fotovoltaico ( Datos de Materiales Suplementarios ).La Figura 15 muestra las curvas que vinculan la potencia del sistema y la tensión de funcionamiento. Cada una de las curvas se refiere a un nivel de radiación solar diferente. Cabe destacar que la zona de máxima potencia del sistema se ubica en un alcance de voltaje aproximado, entre 160 y 185 V, dependiendo de la radiación. Dado que el sistema es capaz de detectar curvas VI, puede alcanzar y mantener el voltaje de referencia para alcanzar la máxima potencia. El voltaje del alcance mencionado anteriormente se puede variar para adaptarse a los diferentes niveles de radiación.

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Figura 15. Curvas VP del sistema fotovoltaico ( Datos de Materiales Suplementarios ).La Figura 16 muestra la evolución de la temperatura del agua en un día claro de invierno. Los datos se recopilaron una vez por minuto. El diagrama muestra cómo el sistema puede funcionar a temperaturas entre 60 y 70 ° C, que son los rangos operativos requeridos para los sistemas de ACS.

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Figura 16. Curva de calentamiento el 9 de enero de 2020 ( datos de materiales complementarios ).En la figura 17 se muestra la curva que indica la energía solar utilizada por el sistema y su evolución a lo largo de 1 día. Los datos se recogieron cada 2 s. La curva muestra cómo el sistema se adapta a la radiación solar, aunque al principio y al final de la curva se pueden ver saltos distintivos. Estos fueron provocados por la desaparición y presencia de sombras provocadas por edificios cercanos al exponer y cubrir los módulos fotovoltaicos.

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Figura 17. Curva de potencia del sistema el 9 de enero de 2021 ( datos de materiales complementarios ).El rendimiento del circuito electrónico se midió con un osciloscopio de 4 canales, modelo DL850E. Las medidas se realizaron simultáneamente a la salida de los módulos fotovoltaicos (que se comporta como un generador de energía del sistema) y a la resistencia del calentador (que se comporta como la carga del sistema).Se midió la tensión y la intensidad instantánea en los módulos fotovoltaicos y, así, se puede obtener la potencia instantánea generada por los módulos. También se utilizó un osciloscopio para medir, con los mismos intervalos de tiempo, la tensión de la carga y la intensidad instantánea, que proporciona la potencia instantánea en la resistencia.Estas medidas se toman para comparar la potencia de entrada y salida y para obtener el rendimiento del sistema electrónico.La Figura 18 muestra la comparación entre la tensión fotovoltaica y la tensión de carga. Si bien el voltaje de los módulos fotovoltaicos es básicamente constante, en la carga se convierte en una onda de pulso. Los niveles de voltaje son muy similares, el voltaje de salida es menor debido a la caída de voltaje en el MOSFET y el resto del sistema de control electrónico.

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Figura 18. Voltaje del sistema fotovoltaico y voltaje de carga en función del tiempo ( datos de materiales complementarios ).La Figura 19 muestra la comparación entre la corriente fotovoltaica y la corriente de carga. La intensidad es básicamente constante en los módulos y es una intensidad de pulsos de carga. En este caso, los niveles máximos son mayores en la carga (más del doble) que en todos los módulos fotovoltaicos.

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Figura 19. Corriente del sistema fotovoltaico y corriente de carga frente al tiempo ( datos de materiales complementarios ).Por lo tanto, la Figura 20 compara la curva de potencia del sistema fotovoltaico y la curva de potencia de carga frente al tiempo. Si bien la potencia producida por los módulos fotovoltaicos permanece más o menos constante, actúa como energía pulsante sobre la carga. La Figura 20 también muestra un área rayada como la energía de carga del condensador y un área gris como la energía de descarga del condensador, que se transmite sobre la resistencia de carga. Cuando ambas curvas se integraron durante un período de tiempo, se observó un nivel de desempeño del 95.09%.

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Figura 20. Potencia del sistema fotovoltaico y potencia de carga frente al tiempo ( datos de materiales complementarios ).La transformación de la potencia continua en los módulos fotovoltaicos en pulsante en la carga es lo que nos permite mantener el MPPT en los módulos fotovoltaicos, y así, la potencia disponible en los paneles se puede utilizar en cualquier condición de irradiación solar. La frecuencia de esta onda de pulso es de aproximadamente 400 Hz, pero esta frecuencia es variable a través de los diferentes niveles de energía fotovoltaica producidos durante el día. También es variable con respecto a la amplitud durante los períodos de «encendido» y «apagado». Estos parámetros dependen de la energía suministrada por los módulos fotovoltaicos y la capacidad del condensador del circuito de la Figura 4 . La resistencia de carga usa la onda de pulso y la convierte en calor.Al hacer una comparación con los sistemas de producción de agua caliente sanitaria basados ​​en energía solar térmica, se ha notado que en cuanto al costo por la misma demanda de ACS, los sistemas solares fotovoltaicos son más económicos para cualquier demanda doméstica normal, como se muestra en la Figura 21. . La comparación se hace para una tasa de cobertura anual del 85% de la demanda. La ubicación es Córdoba (España), con una latitud de 37,85 grados norte.

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Figura 21. Coste de la generación de ACS con energía solar térmica (ST) vs. solar fotovoltaica (FV), en función de la demanda.Para la construcción de este gráfico se consideraron los costos de cada tipo de sistema de energía solar (térmica y fotovoltaica). Para comparar los costos del ciclo de vida de los dos tipos de sistemas, se consideraron tres tipos de costos: inversión en materiales, instalación y mantenimiento, que se calcularon a partir de datos de mercado.Los colectores de ambos sistemas son diferentes, pero mientras que el tanque y los soportes de los paneles son elementos comunes a ambas instalaciones, la instalación hidráulica, bomba de recirculación, fluido térmico y aislamiento son típicos de los sistemas solares térmicos.Para el cálculo del costo de ambos sistemas se consideró una vida útil de 15 años, teniendo en cuenta que en el caso del tanque, la vida útil de la bomba de recirculación y del aislamiento térmico es de 10 años.También se ha tenido en cuenta que el sistema solar térmico tiene costos relacionados con los paneles y su fijación estructural, el tanque y su instalación, la bomba de recirculación, y la instalación hidráulica de tuberías aisladas para una distancia estándar de 20 m así como Costos de operación y mantenimiento.Además de los costos de operación y mantenimiento, la instalación de ACS térmico necesita inspecciones periódicas (al menos una vez al año) para verificar la presión y los niveles del fluido de transmisión de calor, la corrosión, la estanqueidad y el aislamiento de la bomba, las válvulas y tuberías del sistema hidráulico y, en general, todas aquellas partes susceptibles de degradación debido al funcionamiento normal del sistema.Por otro lado, la energía solar fotovoltaica tiene una serie de costos relacionados con los módulos y su fijación estructural, el tanque y su instalación, el cableado eléctrico para una distancia estándar de 20 m, y el dispositivo electrónico, pero, en la práctica, no existen Costos de operación y mantenimiento. Esto se debe a que no existen partes móviles o elementos sujetos a deterioro termodinámico o hidráulico más allá del depósito de ACS.El coste de la instalación fotovoltaica es inferior al de la instalación solar térmica equivalente. El costo de mantenimiento del sistema fotovoltaico es cero en comparación con el costo del 2%, como Lin et al. [ 22 ] asumido, de la inversión inicial que supone la termosolar. La sencillez de la instalación puede ser un factor decisivo, no solo a nivel económico, sino también para evitar problemas que hagan inoperativa la instalación durante determinados periodos de tiempo.El sistema fotovoltaico es más resistente a las variaciones de temperatura. La instalación solar térmica puede presentar problemas de viabilidad ante temperaturas muy elevadas. A bajas temperaturas, la congelación de los fluidos hidrónicos y las pérdidas de energía pueden ser un problema. Sin embargo, aunque la instalación fotovoltaica puede verse afectada por un aumento de temperatura, su integridad no corre peligro. En el caso de afrontar bajas temperaturas, la instalación fotovoltaica mejorará su rendimiento.

4. Discusión

Esta investigación demuestra que el dispositivo de prueba es funcionalmente viable, validando la solución eléctrica desarrollada aquí. El sistema de monitorización permitirá la recogida de datos para comparar valores de eficiencia energética teóricos y experimentales. Además, el sistema está diseñado para resolver situaciones de la vida real, y dado que utiliza módulos fotovoltaicos y tanques de almacenamiento térmico comerciales, los resultados obtenidos y las pruebas futuras pueden ser fácilmente utilizados y aplicados por arquitectos e instaladores.Los datos obtenidos en la investigación muestran que la producción de agua caliente mediante un sistema fotovoltaico es muy económica. Al diseñar el sistema, se deben considerar los siguientes parámetros para obtener una eficiencia sobresaliente:

-Demanda estimada de ACS.

-Volumen del depósito de ACS para que funcione como tampón del sistema.

-Configuración y disposición de los módulos fotovoltaicos de manera que se obtenga el nivel de tensión requerido para el funcionamiento de la resistencia de calefacción.

-Tipo y valor de la resistencia térmica eléctrica.

-Estrategia para el seguimiento del rastreador de MMP.

Los beneficios del sistema se relacionan con su simplicidad. Es un sistema económico de operar porque no necesita baterías ni inversores de energía. La cantidad de componentes electrónicos es pequeña y los controles se basan en sistemas de bajo costo y código de fuente abierta. La instalación eléctrica solo necesita un cable de dos conductores desde los módulos fotovoltaicos hasta el tanque, a diferencia de las costosas instalaciones solares termohidrónicas tradicionales. Además, el mantenimiento de los módulos fotovoltaicos es insignificante en comparación con las soluciones hidrónicas. Su adaptabilidad a la radiación solar existente y su funcionamiento aislado de la red eléctrica completan la lista de prestaciones.La adaptabilidad del sistema, como se muestra en la Figura 17 , y su capacidad para convertir la energía eléctrica fotovoltaica disponible en energía térmica hace irrelevante la predicción de irradiancia o su incertidumbre, por lo que no se convierte en un factor limitante a la hora de obtener energía, evitando el efecto. se muestra en la Figura 3 .

Los resultados obtenidos muestran el potencial del sistema de prueba, y sus rendimientos energéticos demuestran las ventajas al utilizar resistencias térmicas eléctricas en procesos de calentamiento alimentados por energía solar fotovoltaica.Otros aspectos a considerar en futuras investigaciones son la construcción de simulaciones tecnológicas y financieras para que se pueda establecer un diseño convenientemente caracterizado. El objetivo será optimizar los ciclos de calentamiento del sistema, adaptándolos a la demanda y, así, maximizando el autoconsumo de la producción fotovoltaica [ 6 ]. En lo que respecta al control de sistemas, la programación de los ciclos de calefacción fotovoltaica mediante modelos de aprendizaje es la mejor opción para optimizar el autoconsumo, como proponen De Somer et al. [ 6 ].

Materiales complementarios

Los siguientes están disponibles en línea en https://www.mdpi.com/article/10.3390/su131810270/s1 .

Contribuciones de autor

Todos los autores han leído y aceptado la versión publicada del manuscrito. Conceptualización, JR-F., RL-L. metodología, JR-F .; software, LC-D .; validación, RL-L .; análisis formal, FJC; investigación, LC-D .; recursos, FJC; curación de datos, RL-L .; redacción — preparación del borrador original, LC-D .; redacción — revisión y edición, RL-L., FJC; visualización, JR-F .; supervisión, JR-F .; administración de proyectos, FJC; adquisición de financiación, FJC Todos los autores han leído y aceptado la versión publicada del manuscrito.

Fondos

Esta investigación no recibió financiación externa.