Introducción

Es bien conocida la necesidad de incrementar la utilización de energías renovables y limpias en todo el mundo, complementándola con el uso racional del recurso; la bibliografía es especialmente abundante en los últimos años (^{Alstone et al., 2015}; ^{Pillai y Banerjee, 2009}; ^{Erisman et al., 2015}; ^{Yan et al., 2013}; ^{García, 2013}; ^{Yan et al., 2014a} y ^b; ^{Ahuja, 2008}; ^{Meier, 2014}; ^{Hauser et al., 2014}).

Existen vastas regiones en la Argentina y en el mundo con baja densidad de población donde se hace muy difícil proveer energía a través de las redes de distribución. En muchos casos, se trata de territorios montañosos o semidesérticos, de clima continental con mucha insolación (aún en invierno) y de gran amplitud térmica diaria y estacional. En particular, para estos casos, se hace imprescindible disponer de un sistema sencillo de conversión de energía solar para provisión de electricidad y agua caliente para uso doméstico (^{Pillai y Banerjee, 2009}; ^{García, 2013}; ^{Ahuja, 2008}).

Desde hace muchos años son bien conocidos y comercializados los sistemas solares de calentamiento de agua (^{Colangelo et al., 2016}; Energy Saving Trust Uk y US; ^{Bataineh, 2016}; ^{Li et al., 2016}; ^{Hassanien et al., 2016}; ^{Arthur y Karim, 2016}; ^{Teodorescu y Vartires, 2016}); continuamente se dan a conocer nuevos prototipos de construcción relativamente sencilla y económica (^{Colangelo et al., 2016}; Energy Saving Trust Uk y US). En los últimos tiempos, se han instalado sistemas solares tanto fotovoltaicos como térmicos para provisión independiente de energía eléctrica y agua caliente en casas y escuelas rurales de nuestro país (Argentina) (Proyecto PERMER; Pueblos solares Andinos). Ambos sistemas resultan útiles y colaboran para dar solución a la problemática del aislamiento energético mencionado.

Sin embargo, los sistemas fotovoltaicos comerciales actuales (basados en celdas de silicio amorfo, policristalino o monocristalino) garantizan conversiones en el rango de 10 a 26% donde los de 15-16% (policristalinos) son ampliamente difundidos y accesibles para usos no especializados (^{Parida et al., 2011}; ^{Semonin et al., 2012}; Solar Efficiency limits; ^{Razykov et al., 2011}; ^{Acevedo, 1996}; ^{Green et al., 2016}); estos valores están determinados por la energía necesaria de los fotones incidentes para pasar electrones desde la banda de valencia a la banda de conducción del semiconductor utilizado, fenómeno que permite la obtención de energía eléctrica a partir de la incidencia de ondas electromagnéticas sobre una juntura p-n (^{Queisser y Shockley, 1961}). El resto de la energía radiante que recibe el panel no se aprovecha, pues se refleja y, principalmente, transformada en calor que se disipa a través del propio panel (^{Semonin et al., 2012}; Solar Efficiency limits). Es un hecho bien conocido que el aumento de temperatura disminuye el rendimiento de las celdas solares (^{Skoplaki et al., 2008}; ^{Skoplaki y Palyvos, 2009a} y ^b). Para evitar este efecto se han realizado numerosos estudios y se han desarrollado dispositivos que proponen reducir la temperatura de los paneles mediante la circulación de agua o aire en distintas configuraciones y, solo eventualmente, aprovechar el calor extraído (^{Chow, 2008}; ^{Panaras et al., 2013}; ^{Chow, 2010}; ^{Tyagi et al., 2012}; ^{Rosa et al., 2011}; ^{TESPI, 2008}).

Por otra parte, en todo el mundo se estudian materiales, diseños y configuraciones destinados a alcanzar mayor eficiencia de las celdas. Entre estos estudios se destacan la introducción de nuevos materiales orgánicos e inorgánicos y su aplicación en dispositivos de capas múltiples capaces de convertir en electricidad la mayor parte del espectro solar, incluso la radiación próxima a la infrarroja (^{Parida et al., 2011}; ^{Semonin et al., 2012}; ^{Razykov et al., 2011}; Best Reserch Cell Efficiencies; ^{Landsberg y Markvart 2012}; ^{Lewis et al., 1997}). Sin embargo, estas mejoras a escala de laboratorio no han contribuido aún al aumento de la eficiencia ya citada de los paneles fotovoltaicos comerciales (Best Reserch Cell Efficiencies; ^{Saga, 2010}).

Es sabido que el agua es transparente en la región del espectro solar que las celdas fotovoltaicas (CF) convierten en energía eléctrica y tiene mayor absorción en el infrarrojo, radiación que en el panel solo produce calor, disminuyendo su eficiencia (^{Skoplaki et al., 2008}; ^{Skoplaki y Palyvos, 2009a} y ^b). Sobre esta base proponemos colocar una capa de agua por encima del panel en una cámara sellada que permita su circulación por termosifón (circulación natural). Este complemento produce un doble efecto: aprovecha la energía solar que los paneles desechan y refrigera las celdas mejorando su rendimiento. De este modo, es posible un mejor aprovechamiento del recurso y proveer en un único dispositivo electricidad y agua caliente a poblaciones que, teniendo alta incidencia de radiación solar, no alcanzan la disponibilidad de energía para las necesidades humanas básicas.

En el presente trabajo se propone la utilización de un dispositivo del tipo descrito, y se presenta la evaluación de un prototipo diseñado y construido en nuestro laboratorio. El objetivo es emplearlo en regiones de buena insolación y de bajas temperaturas nocturnas, típicas de altura y regiones continentales, como las del noroeste de la Argentina (NOA). Los resultados muestran la factibilidad y ganancia de su utilización en estas condiciones. En las aplicaciones de energías primarias, en particular en este caso, la utilidad de un sistema es absolutamente dependiente de su ubicación geográfica y condiciones ambientales (latitud, amplitud térmica, variables climáticas locales, insolación). También es importante su correcto dimensionamiento para conseguir el rendimiento y la complementación esperados.

Fundamentos

La Tabla 1 muestra el salto energético (band gap) característico para diversos materiales utilizados en CF de acuerdo con datos conocidos y documentados (^{Lewis et al., 1997}; ^{Saga, 2010}; ^{Bücher et al., 1998}).

Si ahora se considera la irradiancia espectral solar a nivel terrestre (según ASTM G173-03 Reference Spectra Derived from SMARTS v. 2.9.2) que se observa en la Figura 1, se comprueba que para un material de band gap de 1,5 eV (valor intermedio tomado como referencia entre los de los materiales más usuales citados), correspondiente a una longitud de onda de 827 nm, la energía que podría convertir de ese espectro se encuentra graficada en la Figura 2 (curva de trazo negro, “Absorbible por las celdas fotovoltaicas”). Como puede observarse, la energía convertible por este material crece rápidamente en la zona del espectro visible a partir de los 380 nm hasta alcanzar valores de máximo aprovechamiento hacia el límite con la región del infrarrojo (780 nm). A partir del IR cercano la energía de los fotones resulta insuficiente para arrancar los electrones de la banda de valencia a la de conducción y no es aprovechable por el material para generar transporte de cargas, disipándose en forma de calor. Esto se puede observar en la misma Figura 2, donde se representa el resultado de la diferencia de la energía incidente y la que podría aprovechar el material como “No absorbible por las celdas fotovoltaicas” (curva de trazo gris): tenemos por una parte el exceso de la zona del visible de menor longitud de onda y prácticamente todo el espectro del IR que, como ya se dijo, se disipa principalmente en forma de calor.

Figura 1 Irradiancia espectral solar de referencia a nivel terrestre (ASTM G17-303 Reference Spectra Derived from SMARTS v. 2.9.2.) 

Figura 2 Superposición de las componentes absorbible y disipada de la irradiancia espectral solar a nivel terrestre con el coeficiente de absorción del agua (en escala logarítmica, eje secundario) (^{Pope y Fry, 1997}; ^{Palmer y Williams, 1974}; Chaplin; ^{Muaddi y Jamal, 1991}; Hollis; ^{Hale y Querry 1973}; ^{Mobley, 1994}). Se observa que el agua es transparente en el intervalo de la radiación utilizable por las CF, principalmente en el espectro visible (380-780nm) 

Sobre este punto de partida, consideremos ahora la absorción del agua en estado líquido. Según datos de ^{Pope y Fry (1997)}, ^{Palmer y Williams, 1974}; Chaplin; ^{Muaddi y Jamal, 1991}; Hollis; ^{Hale y Querry (1973)} la absortividad del agua es mínima en todo el ámbito del espectro visible (380-780 nm) y aumenta hacia la zona del IR y del UV (Figura 2: Coeficiente de absorción del agua a_w, línea de puntos), en el primer caso por interacción de longitudes de onda larga con niveles vibracionales del agua, y en el segundo, al tener los fotones la energía necesaria para excitar transiciones electrónicas (^{Mobley, 1994}). Queda entonces la “ventana” del espectro visible (entre el UV y el IR) donde ambos fenómenos se minimizan y el agua resulta transparente a la radiación fotovoltaica: el índice de absorción se reduce en hasta 8 órdenes de magnitud, justamente en la zona de mayor aprovechamiento fotovoltaico de los materiales utilizados en paneles comerciales. Es decir, que el agua no solo es “transparente” a la energía útil para las CF sino que absorbe radiación infrarroja que produciría calor bajando el rendimiento de las CF. Por otra parte, el agua también absorbe calor por conducción y convección, lo que contribuye a enfriar el panel (^{Rosa et al., 2011}; ^{TESPI, 2008}).

En la Figura 2 se compara entonces la región del espectro solar en el que absorben las CF, la absortividad del agua para el mismo ámbito de longitudes de onda y el espectro de radiación solar no convertible por las CF. En la región del UV la absortividad del agua es muy alta, pero la intensidad de la irradiancia espectral solar a nivel terrestre en esa región no es significativa, como se observa en la Figura 1; sin embargo, existe radiación solar incidente en la región del IR cercano, como se ha visto en la Figura 1, que, de no ser captada por el agua, se transformaría en calor en el panel (lo mismo ocurre con el exceso de energía de los fotones por sobre el band gap del material). El agua, como se observa en la Figura 2, no resulta una barrera relevante para la radiación que se convierte en energía eléctrica en las CF.

De acuerdo con lo dicho, una capa de agua sobre el panel solar puede cumplir la doble función de:

Parte experimental

Se emplearon cuatro paneles solares fotovoltaicos comerciales de igual marca (Solartec), modelo (KS-3T 3W) y serie de fabricación; a todos se les comprobó experimentalmente la homogeneidad de respuesta, que nunca superó la diferencia de 3% entre ellos. Para esta determinación, se obtuvo la potencia entregada por los módulos a distintas irradiancias midiendo la caida de potencial sobre una carga resistiva; de este modo se pudo establecer una correlación entre la irradiancia solar y la potencia obtenida; esto permitió calcular la irradiancia total incidente en cada instante en que se midió la potencia entregada por los paneles durante toda la experiencia (^{Cabezas et al., 2014}).

Los paneles se agruparon en dos pares, a manera de obtener la respuesta más homogénea entre los dos conjuntos.

Con cada par se conformó entonces un panel doble; uno de los pares se destinó a la construcción del prototipo de Panel Solar Térmico (PST, PVT) objeto de este trabajo; el otro par de paneles se empleó como Panel Solar de Referencia (PSR, PVR).

El esquema de la modificación realizada al panel fotovoltaico para incluir la etapa térmica se muestra en la Figura 3. Para construir las paredes laterales se cortaron cuatro piezas de acrílico, las que se montaron sobre el par de paneles con el propósito de construir una cámara aislada del exterior mediante un segundo vidrio de características idénticas a las de la cubierta original del panel. A dos de las piezas laterales de acrílico se les practicaron agujeros roscados para colocar conectores a tubos flexibles que permitan la circulación del agua adentro de la cámara. El PST construido y el sistema de evaluación completo utilizado se observa en la fotografía de la Figura 3.

Figura 3 Corte esquemático y fotografía del PST. El espesor de la capa de agua es de 2 cm 

Etapa térmica

El esquema de la etapa térmica del dispositivo propuesto se muestra en la Figura 4. Por claridad no se incluye el circuito eléctrico que puede consistir tanto en un adaptador para carga de acumuladores y acondicionamiento de la energía fotovoltaica para el consumo, como en un equipo de acumulación por vector hidrógeno, aplicando el excedente de energía eléctrica a un sistema de electrólisis y acumulando el combustible en depósitos de baja presión. El primer método es el convencional, en tanto que el segundo aún se desarrolla en el laboratorio, complementando el sistema con una batería de tipo PEM para la conversión en energía eléctrica de la energía almacenada en el combustible hidrógeno, lo que permite su utilización en ausencia de la fuente primaria (luz solar) (^{Cabezas et al., 2014}).

Figura 4 Esquema de la etapa térmica del sistema utilizado, el agua circula por termosifón por encima de las celdas y se acumula en un tanque aislado térmicamente 

El sistema instrumentado en este trabajo como una mejora de costo bajo y mantenimiento sencillo consiste en conectar el dispositivo a un acumulador de agua caliente de la manera que se muestra en la Figura 4; el agua circula por termosifón entre el panel fotovoltaico y térmico (PVT) y el tanque de almacenamiento. La capacidad máxima del tanque de almacenamiento es de 10,0 dm³; el volumen total de agua empleado en este trabajo es de 11,8 dm³ (capacidad de la cámara del PST: 1,8 dm³). Esta configuración, con el agregado de una válvula antirretorno, constituye un esquema básico aplicable a un prototipo funcional.

Resultados y discusión

Evaluación de la energía fotovoltaica

La evolución de los registros de potencia fotovoltaica del PVT y del PVR obtenidos durante los meses en que se realizó la evaluación se presenta en las Figuras 5 y 6.

Figura 5 Registros de potencias fotovoltaicas (expresadas por unidad de área) para el PVR (sistema de referencia) y el PVT (sistema propuesto evaluado) sin agua, realizados para verificar la equivalencia en respuesta de ambos sistemas. Solo se consideran los valores por encima de 5% de la potencia nominal 

Figura 6 Resultados de las evaluaciones de respuesta fotovoltaica (potencia por unidad de área de panel) de los sistemas PVR y PVT en pleno funcionamiento del sistema de calentamiento de agua. Solo se consideran los valores por encima de 5% de la potencia nominal 

La Figura 5 muestra la potencia por unidad de área entregada por el PVT “en vacío” (sin agua) y el PVR entre los días 16 de julio (16-07) y 5 de agosto (05-08) de 2014: se observa la similitud de ambos perfiles; el nivel de correlación en energía total de cada sistema resultó además excelente.

Aun cuando puede observarse que algunas potencias máximas diarias del PVT en vacío resultan algo mayores que las del PVR, el resultado de la integración de las curvas (energía) muestra que esas diferencias se compensan con la mayor respuesta del PVR a lo largo de cada día. Estas pequeñas diferencias en la distribución de la densidad de potencia pueden atribuirse al apantallamiento parcial durante las primeras y últimas horas del día y a cambios en la refracción o reflexión del haz incidente por el agregado del sistema térmico. En nuestro caso, el interés se centra en la energía total obtenida de los dispositivos. No obstante, resulta una interesante propuesta de trabajo futuro el estudio específico y sistemático de la distribución de densidades de potencias, para determinar el origen de estas pequeñas variaciones, lo que podría realizarse mediante el control y cambios precisos de las variables mencionadas.

Tras un breve período de mediciones discontinuas en el que se hicieron pruebas y ajustes, se iniciaron las determinaciones comparativas con el PVT con agua.

En la Figura 6 se muestran los resultados del comportamiento fotovoltaico del PST en funcionamiento con circulación con agua por termosifón entre el 27-08 y el 29-09; se presenta también el comportamiento del PSR entre los mismos días. Como es de esperar, las curvas muestran perfiles semejantes, pero la integración de las potencias en el tiempo (energía) pone en evidencia la ganancia del PST.

Los resultados para los sistemas PST y PSR resultan prácticamente equivalentes cuando el PST funciona vacío, donde la energía fotovoltaica se suministra por este, algo menor que la que se obtiene con el PSR. Con la etapa térmica del PST en funcionamiento con agua se observa el aumento de su respuesta fotovoltaica en todos los casos (en torno a 10%) inclusive durante los días en que se registró discontinuidad del sistema de circulación (entre el 08-08 y el 20-08).

En el gráfico de la Figura 7 se observan claramente los “cruces” en las respuestas de los sistemas PST y PSR debidos al agregado o no de la etapa térmica (para mayor claridad se incluyen solamente los días con registros de densidad de energía total mayor que 500 Wh/ m²).

Figura 7 Densidades de energía diarias calculadas por integración de las potencias registradas. Se muestran los resultados para los días con valores superiores a los 500 Wh/m² 

Las diferencias en la ganancia dependen de distintos factores como la nubosidad y su distribución horaria, pero principalmente de las diferencias de temperatura que son objeto del análisis que se realiza a continuación.

Evaluación de la energía térmica

La Figura 8 muestra las temperaturas superior e inferior (de entrada y salida, respectivamente, funcionando en termosifón directo) del agua de los tanques de reserva entre el 27-08 y el 30-09. Se aprovecha el termosifón inverso durante la noche para enfriar el agua y preparar así la experiencia del día siguiente.

Figura 8 Registros de las temperaturas del agua a la entrada de los depósitos: Temperatura SUPERIOR y a la salida: Temperatura INFERIOR; considerándose “entrada” y “salida” según el funcionamiento del termosifón en directa 

Al comenzar una evaluación, las temperaturas superior e inferior se encuentran prácticamente igualadas. Al incidir la radiación solar, aumenta la temperatura superior manteniéndose la inercia de la inferior debida a la temperatura inicial del gran volumen de agua del depósito, lo que pone en evidencia el buen funcionamiento del termosifón.

Al alcanzarse el máximo registro en la termocupla superior (normalmente en días soleados al mediodía) y comenzar a descender, el registro de la termocupla inferior sigue aumentando, circunstancia que señala el comienzo de funcionamiento a la inversa. Es de notar que sin consumo-reposición resulta una situación desfavorable, pero permite cuantificar un total de energía térmica (también eléctrica) en las circunstancias más desfavorables posibles.

La temperatura máxima registrada por el datalogger superior y la temperatura que en ese momento registra el datalogger inferior se promediaron para obtener la temperatura máxima de referencia. De hecho, los promedios de las temperaturas consideran un valor medio aceptable de la temperatura del agua minuto a minuto y se representan en la Figura 9, aunque a los efectos de cuantificar la energía térmica total solo se utilizarán el máximo citado y el promedio de los mínimos que, como también se ha dicho, son prácticamente iguales. De estos resultados se obtiene que para días soleados, en las condiciones de evaluación, es posible elevar entre 15 y 20°C la temperatura de 130 litros de agua por día por metro cuadrado de panel.

Figura 9 Temperaturas medias del agua calculadas para el período evaluado 

Integración de los resultados fotovoltaicos y térmicos

Los resultados integrados del período evaluado se muestran en la Figura 10. Se observa que en todos los casos la energía fotovoltaica entregada por el panel fotovoltaico modificado es superior, y se obtiene energía térmica adicional, aunque en los días de baja irradiancia ambas mejoras resultan poco significativas.

Figura 10 Cuadro comparativo de respuestas fotovoltaicas de ambos sistemas PST y PSR y térmica de este último (∆t = variación de temperatura), para días con diversa intensidad de radiación solar. Solo se representan los días de correcto funcionamiento del termosifón 

Como se ha dicho, la aplicación de este sistema está prevista para regiones de buena irradiancia y gran amplitud térmica.

Una salvedad acerca de la amplitud térmica y temperaturas mínimas es que, de acuerdo con las características de la región, se debe dimensionar la cámara y los depósitos para evitar que el agua se caliente por encima de 60°C, en desmedro del rendimiento fotovoltaico. Si bien se trata de características de cuidado en el dimensionamiento de cualquier sistema de captura de energías primarias, esto es de especial importancia en esta instalación.

Realizando una selección de días representativos de las condiciones previstas para la instalación del sistema, en la Figura 11 se observa claramente la efectividad del dispositivo para la mejora energética complementaria. Esta mejora puede ser mucho mayor en el NOA debido a que en esa región la irradiancia y la amplitud térmica entre el día y la noche son mayores que en BA.

Figura 11 Selección de días representativos de las condiciones previstas para la instalación del dispositivo (densidad de energía fotovoltaica capturada diaria mayor a 600 Wh/m²) 

Tomando como referencia un rendimiento fotovoltaico de 12% para los módulos utilizados es posible estimar la energía solar total incidente sobre los paneles. Por otra parte, mediante los registros de variación de temperatura del agua se puede calcular la energía solar utilizada para este proceso de calentamiento. Sobre esta base, el promedio de las energías térmicas obtenidas para los días representados en la Figura 11 es de 58% de la energía solar incidente, lo que totaliza un aprovechamiento de 70% del total de la energía solar recibida.

Conclusiones

El sistema propuesto ha demostrado tanto en teoría como en la práctica su capacidad de proveer agua caliente y energía eléctrica en forma simultánea en lugares con considerable amplitud térmica entre el día y la noche.

Con un correcto dimensionamiento (depósitos de agua, volumen y espesor de la cámara), de acuerdo con las condiciones del clima de la zona de instalación, el sistema mejora el rendimiento fotovoltaico.

El dispositivo propuesto mejora el rendimiento de la captura de energía solar por unidad de área, satisfaciendo mediante la producción de electricidad y agua caliente necesidades básicas de los usuarios.

El sistema aquí propuesto se concibe para instalaciones domésticas y de pequeños establecimientos (educativos, puestos de vigilancia, de pequeños productores, etcétera).