Tesis y Trabajos de Investigación PUCP

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Diseño de un sistema de energía solar eléctrica y térmica en una edificación multifamiliar de la ciudad de Ayacucho
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2024-06-11) Barbaran Barbaran, Didier Niko; Jimenez Ugarte, Fernando Octavio
La realización del presente proyecto de tesis tiene como objetivo principal la investigación de una alternativa sostenible y limpia a la generación de energía eléctrica y térmica mediante el diseño de un sistema fotovoltaico y termo solar en una edificación en la ciudad de Ayacucho. Se compilaron principios teóricos importantes como el aprovechamiento de la radiación solar y los componentes de ambos sistemas, así como también la problemática y las justificaciones meteorológica, eléctrica, económica, ambiental, social y legal. Se midió la energía eléctrica en el mes de agosto del 2023 (12,190.00 Wh), cuyas tomas fueron realizadas con el medidor electrónico de cada piso, y la potencia activa (3,622.05 W), midiendo la corriente y la tensión de cada piso con un instrumento (multímetro), asimismo, se estimó el volumen de ACS para la edificación multifamiliar es 420 L y el porcentaje de uso de acuerdo a la estación y el mes de cada año. Se diseñó el sistema fotovoltaico para cubrir completamente la demanda de energía eléctrica de la edificación, obteniendo como resultado un conjunto de 8 paneles monocristalinos de 500 Wp, 5 baterías de litio de 3,5 kWh cada una, 01 controlador de MPPT de 250 V y 01 inversor cargador de 5200 W. Asimismo, se calculó el calibre del cableado eléctrico para cada tramo según la intensidad de corriente. En el cuarto capítulo se diseñó el sistema térmico solar para abastecer la demanda de ACS, obteniéndose una necesidad de 17 tubos solares Heat Pipe por cada terma solar (4 en total) y un tanque térmico de almacenamiento de 1.60 m de largo y 0.25 m de diámetro por terma. Se determinó la reducción anual de la huella de carbono para cada sistema: 980.15 kg CO2 eq. al implementar el sistema fotovoltaico y 1,490.0 kg CO2 eq. al implementar el sistema térmico solar. Finalmente, se determinaron los costos netos de la implementación de ambos sistemas, el costo estandarizado de generación (LCoE) y el análisis de viabilidad y sostenibilidad mediante los indicadores VAN y TIR, se obtuvieron cálculos que justifican la inversión económica para la implementación de ambos sistemas y un costo de generación eléctrica y térmica más económico y competitivo con respecto al costo de acceso al servicio de la red pública.
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Mejora en la producción energética de un módulo fotovoltaico bifacial vertical mediante la implementación de reflectores fijos de aluminio
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2024-01-23) Nuñez Rishmawi, David Elias; Palomino Tofflinger, Jan Amaru
En el año 2020 se produjeron un poco más de 50 mil millones de toneladas de CO2eq a través de las diferentes industrias. 12.2 mil millones de estas fueron producto de diversos procesos de generación eléctrica. Es decir, 24.14% de las emisiones de CO2 equivalente en el mundo son producto de la generación de la energía eléctrica. En vista de esto, uno de los avances más importantes para el control de emisiones consiste en el uso de energías renovables, siendo la energía solar unos de sus principales bastiones. En la actualidad los paneles monofaciales son los más comunes en la industria fotovoltaica. Sin embargo, según el informe de 2023 de la International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV), la participación de mercado de los Módulos Fotovoltaicos Bifaciales (BF) en 2023 es de aproximadamente el 35% y se espera que aumente a 70% para el año 2033. Además, los módulos fotovoltaicos bifaciales han abierto nuevas posibilidades para instalaciones en posiciones verticales orientadas Este-Oeste y mejorando el albedo a través de reflectores. Esta última configuración es de particular interés para el campo emergente de agrivoltaics. Hay poca investigación publicada sobre el rendimiento energético de módulos bifaciales en sitios de baja latitud, y todavía no se ha publicado nada para Lima, Perú. Este trabajo busca enmendar esta falta de conocimiento, buscando optimizar un arreglo BF vertical (VBF) que apunta Este-Oeste en lugar de la convención usual de módulos BF inclinados hacia el Norte en el hemisferio sur. Agregar reflectores fijos adjuntos a ambos lados del arreglo resultó en mayores irradiancias recibidas por un módulo fotovoltaico y su posterior conversión energética. Se utilizó el software de simulación óptica Tonatiuh y bifacial_radiance para estimar las ganancias de irradiancia a través de los reflectores para diferentes configuraciones. Luego, en el trabajo experimental subsiguiente, se utilizaron mediciones de reflectancia de diferentes materiales en un espectrofotómetro para diseñar los mejores reflectores posibles. Una vez hecho esto, se utilizó una disposición que contenía un VBF, junto con dos piranómetros adyacentes, para tomar mediciones de irradiancia recibida y energía generada a través de curvas I-V en un día de control sin reflectores. Posteriormente, se implementaron dos reflectores de aluminio a cada lado de la disposición para contrastar estas mediciones con los resultados del control. Este proceso se llevó a cabo analizando las ganancias de irradiancia y energía a través de los reflectores para días nublados y soleados típicos, con la finalidad de averiguar si había una diferencia significativa en la mejora de la producción de energía entre estos días. Los resultados indican que, después de ajustar por la variabilidad del GHI y comparado con los días de control sin los reflectores, los piranómetros instalados percibieron un promedio de 59% más irradiancia en días soleados y 32% más en días nublados. Asimismo, utilizando las Curvas I-V del módulo, se pudo observar una mejora considerable de un promedio de 39% mayor entrega de máxima potencia para días soleados y 21% en días nublados.
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Diseño e implementación de un sistema de monitoreo de parámetros eléctricos para la evaluación del rendimiento energético de sistemas fotovoltaicos conectados a red
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2023-11-10) Zamudio Piscoya, Martin Alcides; Cataño Sánchez, Miguel Ángel; Palomino Töfflinger, Jan Amaru
Los sistemas de monitoreo son una forma de evaluar el estado de las variables que resultan de interés para realizar luego un análisis o estudio correspondiente. En ese sentido, la monitorización de sistemas fotovoltaicos (FV) se ha convertido en un proceso necesario para asegurar el correcto funcionamiento de estos sistemas. Para ello, se utilizan sistemas de adquisición de datos (DAQ), los cuales permiten adquirir variables de interés. Así, resulta útil conocer tanto los parámetros eléctricos como meteorológicos que en conjunto permiten analizar el desempeño de sistemas fotovoltaicos. Como trabajo previo, se han realizado instalaciones fotovoltaicas en distintas regiones del Perú y, junto con ellas, se han instalado sistemas de monitoreo que adquieren parámetros meteorológicos de primer orden (irradiancia y temperatura del módulo FV) que afectan a la productividad de los sistemas fotovoltaicos conectados a red (SFCR). Los datos obtenidos de los DAQ son importantes para analizar el comportamiento energético de los sistemas fotovoltaicos y las anomalías que puedan generarse. Asimismo, para que estos sistemas se puedan analizar y caracterizar de manera completa, es necesario monitorizar también las variables eléctricas tanto en corriente continua (DC) como en alterna (AC). La presente tesis propone el diseño y la implementación de un sistema que adquiera parámetros eléctricos en DC y AC, y que cumpla con el estándar IEC 61724-1:2021, el cual provee requerimientos para el monitoreo y diseño de SFCR. Se tiene proyectado que el sistema opere en los diferentes climas de cinco regiones del Perú (Lima, Arequipa, Tacna, Puno y Amazonas) en conjunto con el sistema de adquisición de parámetros meteorológicos desarrollado en un trabajo previo. Los datos del nuevo sistema se monitorearán de manera continua en tiempo real y las variables serán registradas tanto de manera local en un computador así como en una plataforma en la nube que cumple con el concepto de Internet de las Cosas (IoT). El objetivo deseado es que el sistema mida correctamente de acuerdo con la normativa seguida para que pueda ser empleado en el monitoreo de diferentes sistemas fotovoltaicos conectados a red.
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Propuesta metodológica para el tratamiento de datos para la evaluación del desempeño de sistemas fotovoltaicos. Caso de estudio: Tres sistemas fotovoltaicos de 1,5 kWac con tecnologías distintas, en el Campus-PUCP, en San Miguel
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2023-06-13) Berastain Hurtado, Arturo Emilio; Chirinos García, Luis Ricardo
El presente trabajo busca proponer una metodología que permita asegurar la calidad de los registros de medición utilizados para evaluar un sistema fotovoltaico, de acuerdo a la norma IEC-61724. La evaluación, de acuerdo a la norma, requiere de un largo periodo experimental (al menos un año de medición). Durante este período, diversas fuentes de error pueden presentarse que afecten los indicadores de desempeño de la instalación. Para el caso del presente trabajo, la metodología propuesta fue implementada para evaluar de tres sistemas fotovoltaicos durante un periodo de dos años. La propuesta metodológica comprende la implementación de criterios de filtrado para detectar registros que no deben considerarse al momento de calcular indicadores. Para llegar a la serie de criterios utilizados, se revisaron en la bibliografía cuatro series de criterios, y el efecto de cada uno en los indicadores de desempeño fueron comparados. Adicionalmente, se propone una metodología para detectar puntos durante el registro en los que la instalación fotovoltaica se vio afectada por la presencia de sombras, basándose en la medición de irradiancia incidente en el plano de la instalación. Estos puntos no son detectados por criterios de filtrado convencionales, pero afectan significativamente los indicadores. Una vez que los registros que no deben ser utilizados son detectados y se toma en consideración posibles fallas en los sensores que ocurren durante un largo periodo de medición, se corre el riesgo que la cantidad de puntos correctos disponibles no sea suficiente para que los indicadores calculados sean representativos. La metodología propuesta incluye la implementación y evaluación de cuatro modelos de estimación de temperatura del módulo fotovoltaico, cuatro modelos de estimación de irradiancia en el plano de la instalación y cuatro modelos de estimación de potencia generada por la instalación fotovoltaica. Estos modelos fueron comparados entre ellos para identificar los más adecuados para corregir registros y completar puntos que no pudieron ser registrados. Finalmente, se presenta una comparación entre los resultados de calcular los indiciadores de desempeño de las tres instalaciones fotovoltaicas antes y después de haber implementado la propuesta metodológica. Con esto, se obtuvo una metodología replicable para otros estudios relacionados a instalaciones fotovoltaicas.
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Optimal design of a photovoltaic station using Markov and energy price modelling
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2023-05-09) Salazar Márquez, Marcio Boris; Tafur Sotelo, Julio César
As the fight against anthropogenic global warming increases, photovoltaic (PV) systems, which are a type of renewable energy, are increasingly being considered. In order to use PV systems, it is necessary to develop methods to optimize their configuration, that is, the optimal number of PV modules and inverters. The objectives are to examine the optimization of PVs subject to not only the operational constraints but also the failure and repair events of PV inverters up to 100 kW, while minimizing the effective levelized cost of energy. To achieve this, using Markov modelling, a new energy price model that considers the current prices of the PV inverters is developed as part of a new optimization framework. A case study considering six real PV inverters is developed to show the effectiveness of the framework. In addition, real data from a reference PV station in Germany is used to calculate the average hours per day that a panel generates its rated power to consider the geographical location, temperature and number of sunny days in the given region. Unlike previous work, local and global optimal solutions are found using PV inverters in the range of 15 kW to 100 kW. Therefore, the new findings of this study will be considered in the future, for example, when considering the failure and repair events of PV modules.
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Contribution to the characterization and modeling of photovoltaic generators
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2023-01-10) Angulo Abanto, Jose Ruben; Palomino Töfflinger, Jan Amaru
A crucial aspect of evaluating and maintaining a photovoltaic (PV) installation connected to the grid is the availability of models that describe its operation reliably in real operating conditions. The nominal power of the PV generator (P*M) is considered an essential input parameter, and several models have been proposed to estimate P*M for characterizing the PV system. In the case of PV generators in outdoor conditions, the American Society for Testing and Materials, the International Electrotechnical Commission, and others have proposed procedures to determine the P*M of the generator. As part of these procedures, monitoring days with ideal conditions is mandatory, notably days with a clear sky, high irradiance values, and low wind speeds. Such restrictions can limit the number of suitable monitoring days, especially in places where clouds frequently form. This thesis proposes a new approach that allows estimating the P*M with data even from non-ideal, partially cloudy days. Based on non-parametric statistics, this procedure identifies and filters out noise as well as deviations from ideal conditions of irradiance, allowing for an estimation of P*M with similar accuracy as for a clear-sky day. This new procedure enables the characterization of a PV generator on a daily basis without the requirement to meet ideal conditions, thus, considerably enhancing the number of suitable monitoring days. To overcome the limitation in the P*M estimation and considerably extend the number of monitoring days, the new procedure can be applied to ideal and non-ideal conditions, such as partially cloudy days. This procedure determines the most probable nominal power value within one monitoring day using non-parametric statistics. In order to test the new procedure, a 109.44 kW photovoltaic plant in Granada, Spain, was monitored for six months. A referential procedure reported in the literature for large PV plants under ideal climatic conditions is first applied to estimate its nominal power. The results indicate that the nominal power can be estimated reliably in non-ideal conditions, maintaining the same precision as in ideal conditions. Then validating the procedure for a smaller PV generator and under different conditions, two small grid-connected 1.5 kW PV arrays were used. The PV systems in question are located in two different cities in Peru: Chachapoyas (tropical highland) and Lima (coastal desert). The objective of this study in Chachapoyas was to validate the methodology in a tropical climate with a high presence of clouds but at the same time with high irradiance values above 800 W/m2. According to the results obtained, under these conditions, the nominal power of the system can be calculated with reasonable certainty. As a precaution, monitoring for more than one day is recommended to obtain more data (at least 3 hours with high irradiance) to reduce uncertainties. Lima, Peru's second location under study, has a particular climate. Since the capital is located in a desert with high relative humidity values, dust deposition increases and power output decreases due to these conditions. For this purpose, the nominal power was used as a parameter to determine the maintenance schedule. Since keeping the system in optimal performance, considering this in future installations for operation and maintenance costs, is essential. The new procedure developed in this work can be applied to facilitate technical due diligence and quality control processes for PV generators of different sizes and under different operating conditions that are being re-purchased or have been recently installed. The possibility of daily monitoring of the P*M also enables long-term monitoring of a PV generator to ensure the correct operation or identify possible degradation effects
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Study of models for the nominal power characterization of a photovoltaic generator and the power estimation of different photovoltaic technologies in Lima, Peru
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2022-03-02) Calsi Silva, Brando Xavier; Palomino Töfflinger, Jan Amaru
This work investigates two main aspects related to photovoltaic: systems and module characterization and performance modeling. The first part aims to characterize a PV generator located in Spain with a nominal power of 109.44 kW under standard test conditions according to the datasheet. An operational photovoltaic system's nominal power is a valid parameter for determining its current operational state. The applicability of a standard procedure to estimate the nominal power of an operating generator, proposed by Martínez-Moreno and based on Osterwald's model, is investigated. However, the standard procedure does not specify how to deal with experimental data when unexpected behavior impedes the nominal power estimation under operating conditions. During the 6-month study, the power-irradiance relation showed a hysteresis effect with varying amplitudes throughout the campaign. Adding a data filter that removes the non-linear part of the data proves necessary to estimate the nominal power, complementing Martinez-Moreno's procedure to enable the generators' characterization. The second part contributes to closing a knowledge gap in the performance behavior and predictability of multiple PV technologies in Peru. The quality of two simple analytical models for estimating the outdoor performance of three different photovoltaic module technologies in Lima was investigated. Osterwald's and the Constant Fill Factor models were applied to estimate the maximum power delivered by an Aluminum Back Surface Field, a Heterojunction with Intrinsic Thin-layer, and an amorphous/microcrystalline thin-film tandem PV module. The results point that both models overestimate the expected power compared to the measured one. Implementing a correction factor adjusts the estimated maximum power by both models. This correction factor allows us to estimate losses, calculate an adequate nominal power and minimize the estimated power error. The normalized root mean square error and mean bias error determine the implemented methodology's quality. The two crystalline silicon-based technologies present a similar behavior throughout the year. However, both differ considerably from the tandem one during different months, implying that the ambient variables have other seasonal impacts on their performance.
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Estudio sobre los sistemas de producción de energía eléctrica utilizados en nuestro país, así como la forma de distribución, producción de energía eléctrica utilizando paneles solares
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2021-08-24) Castillo Quispe, Antonella Krhistel; Asis Gamarra, Cristhian Mauricio; Curi Rengifo, Guillermo Rajinder; Jimenez Chavez, César Alejandro; Bendezú Choque, Oswaldo Yeferson; Torres Mendoza, Luis Enrique
El uso de un sistema fotovoltaico en la actualidad es una alternativa para obtener energía eléctrica en el ambiente, además, de ser una solución para evitar la contaminación por su uso ecológico. Por ello, para este caso de investigación se optó por realizar un análisis del sistema fotovoltaico para un salón del Centro Educativo ubicado en Puente Piedra - Lima y realizar un comparación técnica y económica con objetivo de ver el rendimiento y efectividad. El caso de estudio se encuentra en Puente Piedra en Lima por lo que la investigación abarcar para la región costera ya que la temperatura, precipitación, humedad va a variar en los distintos lugares. Por otro lado, para la instalación convencional donde la energía proviene de una central hidroeléctrica solo se obtiene datos de instalación y costo con el objetivo de realizar la comparación a diferencia de la instalación de los paneles solares que abarca el diseño, instalación y costo. Asimismo, los datos y equipos elegidos para el sistema fotovoltaico son obtenidos de una distribuidora licenciada en el Perú para generar datos específicos en la investigación. El proceso de diseño proyectado en la investigación muestra que el mejor sistema a elegir es el On-grib y eso se debe a que Lima consta con estaciones donde la irradiancia no llega a horas picos y esto evita el mayor rendimiento de los paneles solares. El sistema On-grib consta de la instalación en conjunto con la instalación convencional para que estos se puedan complementar y su uso sea variado dependiendo de los tiempos. El análisis técnico de los paneles solares se enfoca a la durabilidad y mantenimiento de los equipos por lo que la comparación con el sistema convencional muestra que hay unas mejoras en la obtención de energía eléctrica. Asimismo, en el análisis de costo muestra un enfoque general del ahorro de dinero con el uso de paneles solares en el centro educativo, pero en un rango de tiempo de 6 años lo cual es eficiente ya que la duración del diseño de construcción es de 25 años lo cual muestra ganancia en el costo de energía. Además, la evaluación ambiental muestra que los paneles solares generan impactos positivos al centro educativo. Por último, la investigación del sistema fotovoltaico muestra un óptimo desarrollo de rendimiento y eficiencia en su instalación, costo a largo plazo lo cual es una alternativa recomendable para generar energía eléctrica, pero se debe considerar las estaciones de la zona para analizar su máximo desempeño.
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Estudio y aplicación de métodos analíticos para la extracción de parámetros eléctricos del modelo de un solo diodo para distintas tecnologías de módulos fotovoltaicos
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2021-03-31) Perich Ibáñez, Renzo Alberto; Palomino Töfflinger, Jan Amaru
The single-diode model is used to characterize a photovoltaic (PV) solar cell using an equivalent circuit and an equation that depends on five electric parameters. Three analytical methods are applied to extract the five parameters from an Aluminium Back Surface Field (Al-BSF) PV module using 500 experimental current-voltage (I-V) curves measured in the 100-1000W/m2 range. Two of these methods are also applied to four thin-film PV modules, using four experimental I-V curves measured at an irradiance of 1000 W/m2 and air temperature 25℃. While parameter extraction methods have been studied before, this work offers a new perspective by applying the techniques to outdoor PV modules in Lima-Peru and, on the other hand, thin-film technologies located in Jaen-Spain. Results are presented by comparing the measured I-V curve with the ones modelled using the extracted parameters. The Normalized Root Mean Square Error (NRMSE) is calculated to evaluate and compare each extraction method. Values of NRMSE are then grouped by irradiance using a series of boxplots or bar charts to better visualize the success of each extraction method. The results indicate that the method proposed by Phang et al. is very robust, obtaining low values for error across the different irradiances and technologies (median NRMSE of 0.20 % for silicon and 0.50-1.10 % for thin-films). The Blas et al. method obtained low error with the silicon module (median NRMSE of 0.21 %), it was not applied to thin-films in this study. Finally, the Khan et al. method showed greater error than the other two when applied to the Al-BSF and thin-film modules, with noticeably higher error when applied to amorphous silicon modules (median NRMSE of 0.30 % for silicon and 1.77-6.73 % for thin-films).
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Factibilidad y diseño de una micro red conformada por paneles solares y turbinas eólicas en la torre A del edificio McGregor de la PUCP
(Pontificia Universidad Católica del Perú, 2021-03-01) Mejía Montalvo, Bryan Fernando; Melgarejo Ponte, Oscar Antonio
Actualmente es más frecuente el empleo de energía eléctrica a partir de fuentes renovables interactuando en paralelo o de manera aislada de la red eléctrica pública, especialmente orientados a suplir la energía eléctrica convencional, tanto cuando esta falla y no está disponible, o para zonas aisladas. En este contexto, las micro redes eléctricas surgen como medio para la utilización de energías renovables a niveles de potencia bajas y medias, donde la energía es generada empleando diversos tipos de recursos renovables para luego ser entregada a un conjunto de cargas propias y, además es posible que entreguen energía a la red pública, convirtiéndose en sistemas bidireccionales. El objetivo principal de este trabajo de tesis es el análisis de factibilidad para proponer el diseño de una micro red conformada por paneles solares o turbinas eólicas para el sistema de iluminación de la torre A del edificio McGregor, esperando que sirva como guía para trabajos futuros relacionados al diseño de micro redes y al diseño de sistemas que funcionen con energías renovables, especialmente en edificios en Lima. Aquí se desarrollará el diseño de los distintos componentes que conforman una micro red, el análisis técnico y económico de la factibilidad para determinar la conveniencia de utilizar energía solar y eólica o sólo una de estas. Para estos fines, primero se realizará la determinación de la carga que conforma el sistema de iluminación y las características físicas de la torre A del edificio McGregor. Finalmente, se realizará una simulación del sistema (micro red y cargas de iluminación) mediante un software para verificar que su funcionamiento es el esperado. Las conclusiones del estudio estarán complementadas con un análisis económico para determinar la factibilidad de su implementación en la torre A del edificio McGregor.

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