Radiación solar: tipos, componentes y variación

La fuente de energía primaria de un sistema solar ya sea térmico o fotovoltaico es
la radiación solar.
Como ya sabemos los primeros parámetros que pueden hacer variar una
instalación de otra por la cantidad de radiación son:
1. Irradiancia.
2. Insolación.
3. Irradiación.
4. Horas Solar Pico.
Los cuales varia en base a la localización del lugar es decir dependen de:
1. Latitud.
2. Longitud.
3. Altura sobre el nivel medio del mar.

Componentes de la radiación solar.
La radiación solar en el exterior de la atmosfera o radicación solar
extraterrestre es básicamente ondas electromagnéticas, sin ningún desvió u
obstáculo aparente es decir rayos solares directos.
El sol emite envía un amplio espectro de radiaciones dentro del espectro
electromagnético, desde longitudes de onda larga como los rayos gamma hasta
longitudes de onda corta como el infrarrojo, como se puede ver en la siguiente
tabla.

La radiación del sol contiene tres tipos de rayos:
El 49% son rayos infrarrojos (IR) que proporcionan calor.
El 43% son rayos visibles (VI) que proporcionan luz.
El 7% son rayos ultravioleta (UV).
El 1% son otros tipos de rayos.
A su vez, los rayos ultravioleta (UV) se subdividen en tres tipos:
• Ultravioleta A o UVA: Atraviesan fácilmente la atmósfera, alcanzando toda la superficie
terrestre.
• Ultravioleta B o UVB: Longitud de onda corta. Tiene mayor dificultad para atravesar la
atmósfera. Llegan con más facilidad a la zona ecuatorial que en latitudes elevadas.
• Ultravioleta C o UVC: Longitud de onda corta. No atraviesan la atmósfera. Son
absorbidos por la capa de ozono.

Muchas de estas radiaciones dañinas son absorbidas o disminuidas por la atmosfera
como las radiaciones ultravioletas que son absorbidas por la capa de ozono que nos sirve
como un protector solar.

Al ingresar de la atmosfera la radiación solar que no es absorbida por las capas altas
también sufre diferentes cambios de dirección o descomposición de los rayos es decir son
dispersados, por otro lado algunas superficies reflejan los rayos solares como por ejemplo
un lago, pasto, concreto etc. Finalmente algunos rayos solares logran evadir la dispersión y
llegan de manera directa a la superficie.
Para un sistema solar fotovoltaico o térmico la radiación que tomamos en cuenta es:
La radiación global = radiación directa + radiación reflejada + radiación difusa(albedo).

Radiación Directa: Se conoce como radiación directa, “el rayo de sol”, la
radiación recibida del sol que no ha sido absorbida ni dispersada en su entrada a
la atmósfera. La radiación solar que fuera de la atmósfera es en su totalidad
radiación directa, ya que no hay presencia de cuerpos o fenómenos que
modifiquen su trayectoria. Sin embargo, cuando los rayos del sol cruzan la
atmósfera una parte de ellos son absorbidos o dispersados y el resto logra tocar la
superficie terrestre en forma directa.

Existen varias maneras de describir la cantidad de radiación directa que llega a la
tierra, dependiendo de la orientación en que se ubica el plano sensor. Se conoce
como dirección de la radiación directa a las relaciones geométricas entre un plano
y cualquier orientación particular relativa a la tierra en cualquier momento (ya sea
que el plano esté fijo o móvil relativo a la tierra) y la radiación solar directa
incidente. Esto es, la posición del sol relativa a ese plano, y puede ser descrita en
términos de algunos ángulos. Estos son:

 Latitud.
 Declinación.
 Inclinación.
 Ángulo acimut de superficie.
v Angulo horario.
q Angulo de incidencia.

 Inclinación,
q Angulo de incidencia.
 Ángulo acimut de superficie.

 Latitud: la localización angular al norte o sur del ecuador, norte positivo:
-90°   90°
 Declinación: la posición angular del sol en el mediodía solar (Cuando está en el
meridiano local) con respecto al plano del ecuador, norte positivo:
-23.45°    23.45°
 Inclinación: el ángulo entre el plano de la superficie en cuestión y la horizontal:
0   180°.
 Ángulo acimut de superficie: la desviación de la proyección sobre un plano
horizontal de la normal a la superficie del meridiano local, con cero al sur,
negativo al este, positivo al oeste:
-180°    180°.

v Angulo horario: el desplazamiento angular del sol este a oeste del meridiano local
debido a la rotación de la tierra sobre su eje a 15º por hora; negativo en la
mañana, positivo por la tarde.
q Angulo de incidencia: el ángulo entre el rayo directo sobre una superficie y la
normal a esa superficie.

Radiación difusa: Es la radiación solar recibida en la superficie terrestre
después que su dirección ha sido cambiada por la dispersión en la atmósfera.
La radiación que incide sobre una superficie también consiste de radiación
solar dispersa proveniente del cielo y posiblemente la radiación solar reflejada
por la tierra. Dado que la radiación difusa se presenta cuando los rayos solares
penetran la atmósfera, es aquí donde se presentan los dos fenómenos
relacionados con la magnitud de la radiación difusa:

Dispersión. Como se mencionó anteriormente, la interacción de los rayos
solares con las moléculas de aire y partículas de polvo provocan la dispersión
de tales rayos; esta manifestación es dependiente del tamaño y cantidad de
cuerpos y moléculas. Las moléculas de aire son muy pequeñas con relación a la
longitud de onda de la radiación solar y la dispersión se produce de acuerdo con
la teoría de Rayleigh (el coeficiente de dispersión varía con l-4). La dispersión
de Rayleigh es significante solo a longitudes de onda cortas; con l=0.6 mm tiene
poco efecto en la transmitancia atmosférica. El polvo y el agua en la atmósfera
tienden a formar partículas más grandes debido a la agregación de moléculas de
agua sobre partículas de polvo de diversos tamaños. Estos efectos son más
difíciles de tratar que los efectos de Rayleigh, ya que la naturaleza y cantidad de
polvo y partículas de humedad en la atmósfera son altamente variables con la
localización y el tiempo.

Absorción. La absorción de la radiación en la atmósfera en el espectro de
energía solar es debida mayormente al ozono (O3) en la región ultravioleta, y al
vapor de agua y al bióxido de carbono (CO2) por bandas en la región infrarroja.
Hay una absorción casi completa de la radiación de onda corta por el ozono en
la atmósfera superior a l por debajo de 0.29 mm. La absorción por el ozono
disminuye cuando l está por encima de 0.29 mm; hasta 0.35 mm no hay
absorción, pero hay una banda débil de absorción por el ozono cercana a l=0.6
mm. Por otro lado, el vapor de agua absorbe fuertemente en bandas en la parte
infrarroja del espectro solar, centradas a 1.0, 1.4 y 1.8 mm. Mas allá de 2.5 mm,
la transmisión de la atmósfera es muy baja debido a la absorción del agua y el
CO2.

Radiación reflejada: Este tipo de radiación solar es la que refleja la
superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de
reflexión de la superficie, también llamado albedo. Las superficies horizontales
no reciben ninguna radiación reflejada, porque no ven ninguna superficie
terrestre y las superficies verticales son las que más radiación reflejada reciben.

Radiación global: La radiación global o total es la suma de las radiaciones
directa y difusa sobre una superficie. Es la medición más común de la radiación
solar (radiación total sobre una superficie horizontal).
En un día despejado, la radiación directa es preponderante sobre la
radiación difusa. Por el contrario, en un día nublado no hay radiación directa y
la totalidad de la radiación que incide es difusa.

Los distintos tipos de colectores solares aprovechan de forma distinta la
radiación solar, los colectores solares planos, por ejemplo, captan la radiación
total (directa + difusa) los colectores de concentración sólo captan la radiación
directa. Por esta razón, los colectores de concentración suelen situarse en zonas
de muy poca nubosidad y con pocas brumas, en el interior, alejadas de las
costas. Los colectores solares planos pueden colocarse en cualquier lugar,
siempre que la insolación sea suficiente.
Mientras que los paneles fotovoltaicos aprovechan la radiación directa y
difusa sin embargo su eficiencia es directamente proporcional a la radiación
directa, en un día nublado solamente producirán entre un 10 y un 15% de su
capacidad.

Irradiancia W/m2
Irradiación Wh/m2

De acuerdo con lo que hemos analizado el sol varia su aparente posición con
respecto a la tierra en relación al la hora del día y día del año.

Variación de la irradiación en una superficie horizontal en la longitud 20° Este,
variando la latitud.

Variación de la irradiación en una superficie horizontal en la latitud 19.7° norte,
variando la longitud.

Variable Unidades Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual
RadiaciónDirecta Kwh/m
2
/día 6.89 7.74 8.49 7.68 6.45 4.64 4.14 4.21 4.09 5.14 6.85 6.85 6.09
Declinaciónsolar Grados -20.77 -12.38 -1.8 9.71 18.83 23.07 21.22 13.78 3.09 -8.46 -18.18 -22.9 0
IrradiaciónHorizontal Kwh/m2/día 4.72 5.56 6.83 6.94 6.49 5.58 5.27 5.13 4.82 4.87 5.01 4.54 5.48
IrradiaciónL-15° Kwh/m2/día 4.99 5.81 6.99 6.98 6.44 5.51 5.22 5.13 4.87 5.01 5.3 4.83 5.59
IrradiaciónLatitud Kwh/m2/día 5.71 6.4 7.28 6.83 6.06 5.11 4.89 4.95 4.9 5.32 6.03 5.6 5.76
IrradiaciónL+15° Kwh/m2/día 6.1 6.62 7.15 6.32 5.37 4.51 4.36 4.54 4.68 5.35 6.42 6.05 5.62
IrradiaciónVertical Kwh/m2/día 4.48 4.26 3.44 2.04 1.47 1.58 1.57 1.67 2.2 3.14 4.64 4.64 2.93
Irradiaciónconángulooptimo Kwh/m2/día 6.16 6.62 7.29 6.98 6.5 5.65 5.3 5.13 4.92 5.37 6.47 6.15 6.05
InclinaciónOptima Grados 43 35.5 22 6.5 -4.5 -10.5 -8 1.5 13.5 28.5 42.5 45.5 18
OrientaciónOptima Grados S S S S N N N S S S S S S
Irradianciaconseguidorsolar Kwh/m2/día 7.15 8.41 9.45 8.77 7.76 6.7 6.22 5.88 5.73 6.51 8.04 7.11 7.31
Variación de la geometría y la energía solar recibida para la ciudad de Morelia.

En la grafica vemos en azul la declinación del sol a la latitud y en naranja la inclinación
que deberá tener el panel a lo largo del año.

En la grafica vemos los valores de irradiación para un hipotético panel solar con una
posición:
• Fija horizontal.
• Fija con inclinación igual a la latitud.
• Variando la inclinación al mejor ángulo mensualmente.
• Variando la posición con seguimiento de dos ejes es decir la inclinación de acuerdo
al día del año y el azimutal de acuerdo a la hora del día.

La irradiación varia entonces con la localización y el día del año.
Estos factores se verán afectados o beneficiados por la inclinación y la
orientación del sistema solar.
Es así que la inclinación ideal de un sistema solar debería ser variable en
relación al día año, pero existe una ecuación que nos ayuda a determinar la
inclinación optima anual que nos dice que:
𝐼𝑛𝑐𝑙𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 3.7 + 0.69 ∗ latitud.

En la siguiente tabla podemos observar algunas recomendaciones de acuerdo a
la ampliación que se dará de la energía solar.
Tipo de instalación
Inclinación
recomendada
Ventajas Desventajas
Fotovoltaico Interconectado Latitud o Latitud + 5°
En promedio anual la generación
es mayor
La generación en invierno es baja
Fotovoltaico Aislado Anual Latitud o Latitud + 5°
es mayor
Fotovoltaico Aislado Verano Latitud -10 o Latitud -15 La generación en verano es mayor
La generación en invierno es
menor y hay mayores perdidas
por acumulación de polvo y por
temperatura
Fotovoltaico Aislado
Invierno
Latitud + 10
mayor
La generación en verano y anual
es menor
Fotovoltaico Bombeo Latitud -10 La generación en verano es mayor
La generación anual es menor.
Deberá considerar el tipo de
cultivo. Hay mayores perdidas por
acumulación de polvo y por
temperatura
Térmico consumo anual Latitud
En promedio anual es la
generación es mayor
Térmico consumo
preferente en invierno
Latitud +10
mayor
es menor
Térmico consumo
preferente en verano
Latitud -10 La generación en verano es mayor
menor, puede ser peligroso por la
acumulación de energía
Térmico consumo anual
excesivo, lugares fríos
Latitud +10
mayor , evita congelamiento en
invierno
es menor
Térmico consumo excesivo
en invierno, lugares fríos
Latitud 20
mucho mayor , evita
congelamiento en invierno
es menor
en verano, lugares fríos
Latitud
La generación en verano es mayor
, evita congelamiento en invierno
La generación en invierno y anual
es menor

¿ Que es una HSP u Hora Sol Pico ?
La hora solar pico (HSP) es una unidad que mide la irradiación solar y se
define como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante
de 1000 W/m2.
Una hora solar pico equivale a 3.6 MJ/m2 o, lo que es lo mismo, 1 kWh/m2.
Y esto que es ? Una manera muy simple de medir la energía que se recibe del
sol metiéndolo en paquetes de 1 hora por cada 1000 watts.

Factores que afectan al recurso solar
Uno de los principales fatores que afectan la energía aprovechable en un
sistema solar, son los atmosféricos como la cantidad de días nublados el cual
no podemos modificar ni predecir en su totalidad, pero lo tendremos en
cuenta en los cálculos para el recurso disponible.

La cantidad de días nublados la podemos obtener de la base de datos de la nasa
y su utilidad es mas para el calculo de respaldo en baterías para los sistemas
aislados, generalmente se menciona en la literatura que para el calculo de
baterías tome un factor de multiplicación de las baterías de 3, que generalmente
multiplicamos nuestro calculo de baterías por 3.
Sin embargo esto se refiere a en realidad se refiere a la cantidad máxima de días
nublados en periodos de 3 días en la pagina de la nasa podemos descargar este
factor, sin embargo pueden ocurrir fenómenos atípicos como huracanes, etc.,
por lo que el diseñador tomara un factor mayor en base al costo beneficio y la
importancia del servicio por ejemplo una clínica.

Así por ejemplo de color naranja tenemos la irradiancia para una inclinación igual a la
“latitud -15°” de color naranja, la irradiación a la inclinación de la “latitud” de color verde,
la irradiación a la inclinación de “latitud + 15°”, de color amarillo el mejor ángulo mensual
para la captación de energía, y de azul la mejor orientación para la captación de la energía.

Factores que afectan al recurso solar
Otro factores que modifican la cantidad de energía que si se pueden modificar en la
mayoría de los casos son la inclinación, orientación y sombras que se presentan en la
superficie de captación.
Las pérdidas, por orientación e inclinación: son pérdidas debidas a la colocación de
los paneles con respecto a la trayectoria solar. En concreto, se definen de la siguiente
manera:
•Pérdidas por orientación: cantidad de irradiación solar no aprovechada por el
sistema captador a consecuencia de no tener la orientación óptima.
•Pérdidas por inclinación: cantidad de irradiación solar no aprovechada por el
sistema captador a consecuencia de no tener la inclinación óptima.
•Por sombras: son las relativas a la radiación solar perdida por las sombras
proyectadas por los obstáculos interpuestos entre el edificio y la trayectoria solar.
Dependen de la época del año, al igual que la trayectoria solar.

Tomando como referencia el Código Técnico de la Edificación de españa, en sus
secciones HE4 y HE5, permite distintos porcentajes de pérdidas en función la
instalación y funcionalidad de los captadores solares. Se distinguen tres casos:
•General: cuando los captadores se colocan sobre sus propios soportes
aprovechando la existencia de una solera o una cubierta plana.
•Superposición de captadores: cuando los captadores se colocan paralelos a la
envolvente del edificio sin la doble funcionalidad definida en la integración
arquitectónica. No obstante, no se consideran los módulos horizontales. Por
ejemplo, serían los paneles colocados sobre una cubierta inclinada.
•Integración arquitectónica de los captadores: cuando los captadores cumplen
una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o
sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales, o son
elementos constituyentes de la composición arquitectónica. Por ejemplo, fachadas
solares o tejas fotovoltaicas.

Según este código de edificación las perdidas máximas permitidas son:
Orientación
e
inclinación
Sombras Total
General 10% 10% 15%
Superposición 20% 15% 30%
Integración
Arquitectónica
40% 20% 50%
Perdías máximas
Tipo de Caso

Esto concuerda con la carta solar estereográfica donde se puede observar que el sol se
posiciona al norte en una parte del verano línea verde y al sur hacia el invierno línea
azul.

Analizaremos ahora los parámetros recomendados de inclinación
Tipo de instalación
Inclinación
recomendada
Ventajas Desventajas
Fotovoltaico Interconectado Latitud o Latitud + 5°
es mayor
Fotovoltaico Aislado Anual Latitud o Latitud + 5°
es mayor
Fotovoltaico Aislado Verano Latitud -10 o Latitud -15 La generación en verano es mayor
menor y hay mayores perdidas
por acumulación de polvo y por
temperatura
Fotovoltaico Aislado
Invierno
Latitud + 10
mayor
es menor
Fotovoltaico Bombeo Latitud -10 La generación en verano es mayor
La generación anual es menor.
Deberá considerar el tipo de
cultivo. Hay mayores perdidas por
acumulación de polvo y por
temperatura
Térmico consumo anual Latitud
En promedio anual es la
generación es mayor
Térmico consumo
preferente en invierno
Latitud +10
mayor
es menor
Térmico consumo
preferente en verano
Latitud -10 La generación en verano es mayor
menor, puede ser peligroso por la
acumulación de energía
Térmico consumo anual
excesivo, lugares fríos
Latitud +10
mayor , evita congelamiento en
invierno
es menor
en invierno, lugares fríos
Latitud 20
mucho mayor , evita
congelamiento en invierno
es menor
en verano, lugares fríos
Latitud
La generación en verano es mayor
, evita congelamiento en invierno
La generación en invierno y anual
es menor

De acuerdo con el tipo de instalación fija o con seguimiento tenemos que:

De acuerdo con los estudios las perdidas por acumulación de polvo se comportan de la
siguiente manera:
Acumulación de partículas en cada parte del ánel de acuerdo al ángulo de inclinación.
Perdidas de acuerdo al tipo de material de la cubierta PFV – vidrio, PVC, Acrílico
Calentadores, y la relación con la inclinación.

De acuerdo con las tablas de recomendación tenemos que:
La inclinación es determinante en la irradiación en la grafica vemos como a ángulos
menores la irradiación disminuye y el fenómeno se repite para inclinaciones mayores a
la latitud del lugar.

Otro factor determinante para el aprovechamiento de energía solar es la temperatura.
Las pedidas por temperatura para sistemas fotovoltaicos se calculan con las siguientes
ecuaciones:
Primero calculamos la temperatura en la celda en el lugar de la instalación.
Tcel sitio = Tamb + Tcel NOTC − Tamb NOTC ∗
Irra STC
Irra NOTC
Con este dato calculamos el diferencial de temperatura.
ΔT = Tcel sitio − Tcel STC
Este diferencial de temperatura se multiplica por el factor de perdidas de potencia.
Eff tem = 100% − γ ∗ ΔT %
Esta eficiencia se puede aplicar a la potencia pico del panes o la irradiación, en nuestro
caso la aplicaremos en la irradiación.

5 7
9
6
1. Tcel sitio = Temperatura en la celda en el sitio, Calcular.
2. Tamb = Temperatura ambiente en el sitio, Meteonorm.
3. Tcel NOTC = Temperatura en la celda NOTC, ficha técnica.
4. Tamb NOTC = Temperatura ambiente NOTC, ficha técnica.
5. Irra STC = Irradiancia STC, ficha técnica.
6. Irra NOTC = Irradiancia NOTC, ficha técnica.
7. Tcel STC = Temperatura en la celda STC, ficha técnica.
8. ΔT = Diferencial de Temperatura. Calcular.
9. γ = Coeficiente de temperatura para la potencia, ficha técnica.
3
4

Según la formula para el calculo de un calentador solar.
𝑄𝑟𝑒𝑞 = 𝐶𝐴𝐶𝑆 ∗ 𝐶𝑒𝑠𝑝 ∗ (𝑇𝑓 − 𝑇𝑖)
CACS= Consumó de agua caliente sanitaria al día Litros al día.
𝑄𝑟𝑒𝑞 = Energía requerida kJ/día.
𝐶𝑒𝑠𝑝= 4.2kJ/Kg°C ( tomaremos la constante, calor especifico del agua)
𝑇𝑓= 60°C.
𝑇𝑖 = en este caso tomaremos la temperatura ambiente promedio anual - 3°C
𝑇𝑖 = 16.55 -3 = 13.55
𝑄𝑟𝑒𝑞 = 180
𝑙
𝑑í𝑎
∗
4.2 𝑘𝐽
𝑘𝑔°𝐶
∗ 60 − 13.55 °C = 35,115kJ/día

Finalmente calculamos el área del colector con la siguiente ecuación:
𝐴𝑐𝑠 =
𝑄𝑟𝑒𝑞
𝜂 ∗ irradiación
𝐴𝑐𝑠 = Área del colector solar.
𝜂= Eficiencia del colector, en la tabla siguiente. Utilizaremos un colector de tubos
en condiciones normales (estimado de 72%).
𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛= depende del tipo de dimensionamiento se pude utilizar para verano,
para invierno o para el promedio anual.

En la siguiente tabla veremos el análisis de las perdidas:
Color naranja las perdidas en irradiación entre la inclinación optima y las demás
inclinaciones.
De color verde las perdidas en irradiación para los paneles fotovoltaicos entre la
inclinación + perdidas por temperatura entre la inclinación optima y las demás
inclinaciones.
De color rojo perdías en irradiación antes de la corrección y después de la
corrección por temperatura.
De color azul las perdidas por inclinación en el área para un calentador solar entre
la inclinación optima y las demás inclinaciones.

Unidades Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre PromedioAnual
N. de días 31 29 31 30 30 30 31 31 30 31 30 31 30.4
Grados 43 35.5 22 6.5 -4.5 -10.5 -8 1.5 13.5 28.5 42.5 45.5 18.0
kwh/m2*día 4.55 5.21 5.94 6.07 5.77 5.43 5.13 4.94 4.40 4.55 4.33 4.32 5.05 6.10%
Tde lasuperficie °C 14.30 16.00 18.80 20.30 21.60 20.30 19.00 18.70 18.00 17.30 15.60 14.50 17.87 6.21%
Prdidas en paneles 4.20 4.78 5.39 5.47 5.17 4.90 4.65 4.48 4.01 4.15 3.98 3.99 4.60 9.00%
Areadel colectorsolar 3.12 2.63 2.17 2.05 2.09 2.29 2.50 2.62 2.98 2.93 3.19 3.27 2.66 6.82%
kwh/m2*día 4.87 5.52 6.10 6.10 5.70 5.37 5.06 4.94 4.47 4.74 4.60 4.65 5.18 3.80%
kwh/m2*día 5.13 5.72 6.23 6.13 5.63 5.30 5.00 4.90 4.50 4.84 4.80 4.90 5.26 2.28%
kwh/m2*día 5.65 6.14 6.42 6.03 5.40 5.00 4.77 4.81 4.53 5.06 5.23 5.45 5.37 0.10%
kwh/m2*día 5.84 6.28 6.45 5.93 5.23 4.83 4.61 4.71 4.50 5.13 5.37 5.68 5.38 0.00%
kwh/m2*día 6.00 6.38 6.42 5.80 5.03 4.60 4.45 4.58 4.43 5.16 5.50 5.87 5.35 0.51%
kwh/m2*día 6.23 6.48 6.29 5.43 4.60 4.13 4.00 4.26 4.27 5.13 5.63 6.13 5.22 3.07%
kwh/m2*día 6.26 6.38 5.94 4.87 3.97 3.53 3.45 3.81 3.93 4.97 5.63 6.23 4.91 8.68%
Irradiación parala
Orientación S, Inclinación
(Latitud +5°) =24.7°
Irradiación parala
(Latitud +10°) =29.7°
Irradiación parala
(Latitud +20°) =39°
Irradiación parala
(Latitud =19.7+30=49.7°
Pedidas%
Irradiación parala
horizontal =0°
Irradiación parala
(Latitud-15°) =4.7
Irradiación parala
(Latitud - 10°) =9.7°
Irradiación parala
(Latitud) =19.7°
Mes
Días pormes
Inclinación optimamensual

En la siguiente grafica se puede observar de mejor manera la diferencia de
eficiencias de en rojo se puede observar que las perdidas por temperatura son
prácticamente la misma para todas las inclinaciones.
Para los demás parámetros, se puede observar que la peor condición se da en la
inclinación de latitud + 30 = 49.7° sin embargo como se ve en la tabla esta es la
que ofrece las mejores condiciones en invierno.
Para los otros parámetros también podemos observar que la mejor condición se
da en la inclinación de latitud + 5° = 24.7°, sin embargo la diferencia entre esta
inclinación y la inclinación de la latitud es despreciable.

Dimensionamiento ideal básico de
sistema fotovoltaico.

𝐻𝑆𝑃 =
Irradiación
1000 𝑊/𝑚2
HSP = Hora Solar Pico.
Tomando los datos de la tabla de la pagina de internet para la ciudad de
Morelia.
1. Para un sistema interconectado tomaremos la irradiación promedio anual.
2. Para un sistema aislado tomaremos la irradiación del mes menos
favorable.

Promedio anual = 5.61 kWh/m2/día
Mes menos favorable diciembre = 4.40 kWh/m2/día
Nota: Los valores de Irradiación son para superficies horizontales, después se analizará la inclinación y orientación.

Para el interconectado
𝐻𝑆𝑃 =
5.61 kWh/𝑚2/día
1000 𝑊/𝑚2
= 5.61 ℎ/𝑑í𝑎
Para el sistema aislado
𝐻𝑆𝑃 =
4.40 kWh/𝑚2/día
1000 𝑊/𝑚2 = 4.40 ℎ/𝑑í𝑎

Calculo de paneles en condiciones ideales:
Por el momento no consideraremos las perdidas que se pueden presentar como
son:
• Perdidas por degradación del fabricante.
• Perdidas por inclinación.
• Perdidas por orientación.
• Perdidas por temperatura de operación.
• Perdidas por polución.
• Perdidas por equipos y conductores.
• Perdidas por sombreado.
• Perdidas por confiabilidad de la red (solo interconectados).

Para sistemas de generación de energía eléctrica con sistemas fotovoltaicos,
podemos dimensionar en base dos principales metodologías:
1. Historial de consumos, cuando se calcula un sistema fotovoltaico para un
servicio que previamente a estado facturando energía con la compañía
eléctrica (CFE) tomaremos como base el historial de consumos, (para un
análisis confiable se recomienda por lo menos un año de análisis
dependiendo de la tarifa aplicable)
2. Por censo de cargas, cuando se calcula un sistema fotovoltaico para un
servicio nuevo o con poco historial de consumo se deberá realizar un censo de
carga consumo de los aparatos eléctricos, por ejemplo una casa nueva con uno
o dos periodos de consumo, sistemas aislados y sistemas de bombeo.

Para esta actividad realizaremos el dimensionamiento por historial de consumos:
Calculamos el promedio de nuestro
historial. Que es de 436 Kwh/bim

En la grafica observamos que el consumó promedio que calculamos es mayor y/o
menor dependiendo del bimestre:

Sin embargo el proyectista podrá determinar como base de calculo, a el consumo
mayor, menor o algún porcentaje, dependiendo de factores como la tarifa
eléctrica aplicable y el retorno de inversión del proyecto.

Ahora tenemos el consumo promedio bimestral (CPB), pero debemos calcular el
consumo promedio diario (CPD):
𝐶𝑃𝐷 =
𝐶𝑃𝐵
60.8 𝐷í𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
𝐶𝑃𝐷 =
436 𝑘𝑊ℎ /𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑠
60.8 𝐷í𝑎𝑠 / 𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
= 7.17 kWh/día

Este consumo promedio diario es la energía requerida o la energía que el sistema
fotovoltaico deberá generar diariamente.
𝐶𝑃𝐷 =
436 𝑘𝑊ℎ /𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒𝑠
60.8 𝐷í𝑎𝑠 / 𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
= 7.17 kWh/día

El siguiente paso es encontrar la potencia pico o máxima del sistema fotovoltaico.
𝑃𝑝𝑆𝐹𝑉 =
𝐶𝑃𝐷
𝐻𝑆𝑃
𝑃𝑝𝑆𝐹𝑉 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑜.
Es decir para el sistema solar interconectado:
7.17 𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎
5.61 ℎ/𝑑í𝑎
= 1.27kW
Es decir para el sistema solar aislado:
4. 40ℎ/𝑑í𝑎
= 1.62kW

Finalmente calcularemos el número de paneles, para la actividad utilizaremos
como referencia un modulo genérico de 220 Wpp (watts de potencia pico.)
𝑁. 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 =
𝑊𝑝𝑝𝑆𝐹𝑉
𝑊𝑝𝑝𝑃𝐹𝑉
𝑊𝑝𝑝𝑆𝐹𝑉 = 𝑊𝑎𝑡𝑡𝑠 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑜.
𝑊𝑝𝑝𝑃𝐹𝑉 = 𝑊𝑎𝑡𝑡𝑠 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 𝑓𝑜𝑡𝑜𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑖𝑐𝑜.
Es decir para el sistema solar interconectado:
1.27𝑘𝑊
220𝑊
= 5.70 paneles
Es decir para el sistema solar aislado:
1.62 𝑘𝑊
220𝑊
= 7.40 paneles

Con estos cálculos concluimos que se requieren:
5.70 paneles de 220Wpp, para el sistema interconectado.
7.40 paneles de 220Wpp, para el sistema aislado.
Para nuestro casos de estudio tomaremos como parámetro aumentar el
numero de paneles a:
6 paneles de 220Wpp, para el sistema interconectado.
8 paneles de 220Wpp, para el sistema aislado.
Para cada caso el proyectista tomara la decisión de aumentar o disminuir los
paneles para el sistema.

Finalmente comprobamos nuestro sistema:
Para el sistema interconectado tenemos que se requieren 6 paneles de
220Wpp que funcionan en base a una HSP promedio anual de 5.61 h/día lo
que nos da como resultado
𝐺𝐷 = 𝑃𝑝𝑆𝐹𝑉 ∗ 𝐻𝑆𝑃
𝐺𝐷 = 6 ∗ 220𝑊 ∗ 5.61ℎ/𝑑í𝑎 = 7537 𝑊ℎ/𝑑í𝑎 = 7.53𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎
GD= Generación diaria del sistema fotovoltaico.(en este caso promedio anual)
Con este dato calculamos la generación bimestral.
𝐺𝐵 = 𝐺𝐷 ∗ 60.8
𝑑í𝑎𝑠
𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
GB= 7.53𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 ∗ 60.8 𝑑í𝑎𝑠/𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒 = 458 𝑘𝑊ℎ/𝑏𝑖𝑚

Finalmente comprobamos nuestro sistema:
Para el sistema aislado tenemos que se requieren 8 paneles de 220Wpp que
funcionan en base a una HSP promedio anual de 4.40 h/día lo que nos da
como resultado
𝐺𝐷 = 𝑃𝑝𝑆𝐹𝑉 ∗ 𝐻𝑆𝑃
𝐺𝐷 = 8 ∗ 220𝑊 ∗
4.40ℎ
𝑑í𝑎
= 7744𝑊ℎ/𝑑í𝑎 = 7.74𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎
Calculamos la generación bimestral.
𝐺𝐵 = 𝐺𝐷 ∗ 60.8
𝑑í𝑎𝑠
𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
GB= 7.74𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 ∗ 60.8 𝑑í𝑎𝑠/𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒 = 470.83 𝑘𝑊ℎ/𝑏𝑖𝑚

En la siguiente grafica observamos el comportamiento mensual del sistema
fotovoltaico donde vemos que el sistema aislado genera mucho mas energía de la
requerida excepto si consideramos el consumo real para los meses de noviembre a
enero.

Por esta razón y en el hipotético caso que se quisiera desconectar de la red
eléctrica de CFE deberá tomarse este consumo máximo como base para el
dimensionamiento.
Por lo que:
𝐶𝑃𝐷 =
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜
60.8 𝑑í𝑎𝑠/𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒
=
540𝑘𝑊ℎ/𝑏𝑖𝑚
60.8 𝑑í𝑎𝑠/𝑏𝑖𝑚
=
8.88𝑘𝑊ℎ
𝑑í𝑎
4.40 ℎ/𝑑í𝑎
= 2.01kW
2.01𝑘𝑊
220𝑊
= 9.17 paneles

Tomando entonces el resultado anterior aumentaremos a 10 paneles, lo que nos
da como generación:
Es decir si este servicio quisiera independizarse de la red eléctrica de CFE,
requeriría de 10 paneles, es decir 4 paneles aproximadamente un 60%, mas que
el caso de la interconexión con la red eléctrica, aunado a esto se deberá
considerar los costos en baterías, equipos y la instalación adicionales a los que se
requieren en un sistema interconectado.
𝐺𝐷 = 10 ∗ 220𝑊 ∗
4.40ℎ
𝑑í𝑎
= 9680𝑊ℎ/𝑑í𝑎 = 9.684𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎
GB= 9.68𝑘𝑊ℎ/𝑑í𝑎 ∗ 60.8 𝑑í𝑎𝑠/𝑏𝑖𝑚𝑒𝑠𝑡𝑟𝑒 = 588.54 𝑘𝑊ℎ/𝑏𝑖𝑚

Finalmente observamos la grafica siguiente y podemos ver con el segundo
sistema aislado la energía no es limitante en noviembre – diciembre, pero se tiene
un exceso de generación en los meses de marzo – mayo.

Dimensionamiento ideal básico de
colector solar.

Inicialmente analizamos los parámetros de temperatura e irradiancia
De estos datos tenemos que:
De la irradiación promedio anual = 5.61, máxima=6.74 y mínima 4.4
De la temperatura promedio anual = 16.55 máxima = 20.24 y mínima= 12.59

Ahora calculamos la cantidad de agua caliente que se requiere para la ampliación
en nuestro caso una casa habitación, para lo que empleamos la siguiente tabla.

Para un casa habitación unifamiliar con 4 personas, se tiene el siguiente
requerimiento de agua caliente sanitaria.
𝐶𝐴𝐶𝑆 = 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ∗ 𝑁. 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠
𝐶𝐴𝐶𝑆 =Consumo de agua caliente por día.
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 = Consumo de agua caliente unitario por tipo de servicio.
𝑁. 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 = Cantidad de personas en caso de servicio residencial.
𝐶𝐴𝐶𝑆 = 45𝑙 ∗ 4 = 180 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜𝑠.

Ahora debemos calcular la energía térmica requerida para la cantidad de agua
que diaria:
𝐶𝑒𝑠𝑝= Calor especifico del agua 4.2kJ/Kg°C energía necesaria para aumentar en
un grado centígrado 1 Kg de agua.
𝑇𝑓=Temperatura del a la que requerimos el agua caliente 60°C.
𝑇𝑖 = Temperatura de agua fría de la red publica aproximadamente 3° C menos que
la temperatura ambiente.

𝐶𝑒𝑠𝑝= 4.2kJ/Kg°C ( tomaremos la constante)
𝑇𝑓= 60°C.
𝑇𝑖 = en este caso tomaremos la temperatura ambiente promedio anual - 3°C
𝑇𝑖 = 16.55 -3 = 13.55
𝑄𝑟𝑒𝑞 = 180
𝑙
𝑑í𝑎
∗
4.2 𝑘𝐽
𝑘𝑔°𝐶
∗ 60 − 13.55 °C = 35,115kJ/día

Finalmente calculamos el área del colector con la siguiente ecuación:
𝐴𝑐𝑠 =
𝑄𝑟𝑒𝑞
𝜂 ∗ irradiación
𝐴𝑐𝑠 = Área del colector solar.
𝜂= Eficiencia del colector, en la tabla siguiente. Utilizaremos un colector de tubos
en condiciones normales (estimado).
𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛= depende del tipo de dimensionamiento se pude utilizar para verano,
para invierno o para el promedio anual.(utilizaremos el promedio anual) cambiar
unidades a kJ

Tipo de colector
Sistema con
captador solar
plano
Sistema con
tubo al vacío de
flujo directo
Sistema con
tubo al vacío de
flujo indirecto
(heat pipe)
Países de
fabricación
México, EE.UU.,
Alemania,
España, Israel,
Grecia, China,
Brasil, Turquía,
etc. Fabricantes
mexicanos con
más de 50 años
de experiencia
Prácticamente
sólo en China;
existen fábricas
en México que
hacen los tanques
pero importan los
tubos de vacío
China, Alemania,
Austria, Australia,
Inglaterra, etc.
¿Resisten la
presión?
Sí. Pueden
conectarse
a tinaco,
hidroneumático o
presión municipal
sin ningún riesgo
No. Sólo pueden
operarse a presión
atmosférica. Hay
proveedores que
le adicionan un
tanque flotador
que rompe la
presión, pudiendo
ocasionar un
desbalance en la
red hidráulica del
domicilio donde
se instale
Sí. Pueden
conectarse
a tinaco,
hidroneumático o
presión municipal
sin ningún riesgo
¿Pueden
quedarse sin
agua o llenarse
cuando están
calientes por
causa de la
radiación solar?
Sí. No hay ningún
riesgo si falta
el agua en el
sistema y resisten
choques térmicos
sin problemas
No. Pierden su
garantía y los
sellos se dañan.
Los tubos pueden
romperse ya que
no son tubos
pyrex que resisten
choques térmicos
Sí. No hay ningún
riesgo si falta el
agua en el sistema
y resisten choques
térmicos sin
problemas

Tipo de colector
Sistema con
captador solar
plano
Sistema con
tubo al vacío de
flujo directo
Sistema con
tubo al vacío de
flujo indirecto
(heat pipe)
¿Resisten
granizo?
Sí. Los equipos
que cuentan con
vidrio templado
son resistentes a
impactos severos,
granizo, pedradas
y vandalismo
En general puede
resistir granizo
de hasta 25
mm, pero una
granizada fuerte
rompe los tubos.
No son vidrios
templados.
En general puede
resistir granizo
de hasta 25
mm, pero una
granizada fuerte
rompe los tubos.
No son vidrios
templados.
¿Resisten
congelamiento?
Pueden resistir
si se utilizan por
ejemplo válvulas
anticongelantes
en los sistemas
o cuentan con
algún sistema de
protección anti
congelamiento
No tienen
problemas de
congelamiento
a menos que los
tubos pierdan el
vacío
No tienen
problemas de
congelamiento
a menos que los
tubos pierdan el
vacío
¿Son fáciles de
instalar?
Tan sencillo
como colocar el
tanque sobre
la base, colocar
dos conexiones y
conectar entrada
y salida de agua
fría y caliente
Requieren una
gran cantidad de
uniones, una por
cada tubo al vacío
que contenga el
equipo, lo que
incrementa la
posibilidad de
fugas o daños
Requieren una
gran cantidad de
uniones, una por
cada tubo al vacío
que contenga el
equipo.
Espesor de
la cubierta
exterior
Existen equipos
con vidrio y
policarbonato.
En el caso del
vidrio, éste debe
ser templado y
de al menos 3.2
mm. En el caso
del policarbonato,
éste suele ser de
6 mm
El espesor de
la pared de los
tubos suele ser
de vidrio de 1.6
mm no templado,
lo que los hace
de frágil manejo.
Hay equipos más
resistentes con
espesores de 2 y
hasta 3 mm
El espesor de
la pared de los
tubos suele ser
vidrio de 1.6 mm
no templado, lo
que los hace de
frágil manejo.
Hay equipos más
resistentes con
espesores de 2 y
hasta 3 mm

Tipo de colector
Sistema con
captador solar
plano
Sistema con
tubo al vacío de
flujo directo
Sistema con
tubo al vacío de
flujo indirecto
(heat pipe)
Conexión
entre tanque y
captador
Conexiones
roscadas o
soldadas muy
seguras
Vidrio contra
empaque de
silicón. Si se
rompe un sello se
vacía el sistema
Conexiones
roscadas o a
presión de cobre
insertadas al
tanque. Muy
seguras
Tanque termo
De acero
fabricado en
placa robusta con
acabado vidriado
anticorrosivo. Para
operar a presión
De acero
inoxidable
fabricado en
lámina de
espesores bajos,
en varios casos
inferiores a 0.5
mm
De acero
inoxidable
fabricado en placa
que les permite
operar a presión
Temperatura
que entrega
el sistema en
un día soleado
estándar
50-60 °C. Ningún
riesgo de daño
en tuberías o
quemaduras
65-70 °C. Riesgo
de quemaduras y
daños en tuberías
si no son las
adecuadas
65-70 °C. Riesgo
de quemaduras y
daños en tuberías
si no son las
adecuadas

𝐴𝑐𝑠 =
35115 𝑘𝐽/𝑑í𝑎
(72%) ∗ 5.61𝑘𝑊ℎ/𝑚2𝑑í𝑎
𝐴𝑐𝑠 =
35,115 𝑘𝐽/𝑑í𝑎
(72%) ∗ 20,199𝑘𝐽/𝑚2𝑑í𝑎
= 2.41𝑚2
El área que se requiere para captar la energía en base a promedio anual será de
2.41 m2 ahora buscaremos en los colectores comerciales.

El área que se requiere para captar la energía en base a promedio anual será de
2.41 m2 ahora buscaremos en los colectores comerciales.
Seleccionaremos el modelo BTS-58/1800-16 de 16 libros, que supera el área,
pero que además cumple con la cantidad de agua requerida en el termotanque de
180 L

En la grafica se observa en comportamiento del calentador a lo largo del año
donde se observa del 1 al 12 son los meses, 13 promedio anual, 14 máximo y 15
mínimo.

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