MX2011000201A - Ensamble de colector solar. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan sistemas y métodos para montar, desplegar, probar, operar y manejar un concentrador solar. La innovación describe mecanismos para evaluar el funcionamiento y calidad de un colector solar a través de la emisión de radiación láser modulada sobre (o cerca de) una posición de celdas fotovoltaicas (PV). La innovación describe colocar dos receptores a dos distancias desde la fuente (por ejemplo, colector o plato solar). Estos receptores son empleados para recolectar luz que puede ser comparada con estándares u otros umbrales diagnosticando así la calidad de los colectores. Los receptores incluyen módulos fotovoltaicos (PV) para la conversión de energía, o módulos para la cosecha de energía térmica. La celda PV en los módulos PV puede tenderse en varias configuraciones para incrementar al máximo la salida de corriente eléctrica. Además, un ensamble regulador de calor remueve el calor de las celdas PV y otras regiones calientes, para mantener el gradiente de temperatura dentro de niveles predeterminados.

Description

ENSAMBLE DE COLECTOR SOLAR Referencia Cruzada con Solicitudes Relacionadas La presente solicitud reclama el beneficio de la Solicitud de Patente Provisional Norteamericana Serie No. 61/078,038, titulada "GENERACIÓN DE PRUEBAS DE CONCENTRADOR SOLAR" y presentada el 3 de Julio de 2008; la Solicitud Provisional Norteamericana Serie No. 61/078,256, titulada "DISTRIBUCION DE MONTAJE POLAR PARA UN CONCENTRADOR SOLAR" y presentada el 3 de julio del 2008; Solicitud Provisional Norteamericana Serie No. 61/077,991, titulada "RASTREO DE POSICION DEL SOL" y presentada el 3 de Julio 3 de 2008; Solicitud de Patente Provisional Norteamericana Serie No 61/077,998, titulada "COLOCACION DE UN COLECTOR SOLAR" y presentada el 3 de Julio de 2008; Solicitud de Patente Provisional Norteamericana Serie No. 61/078,245 titulada "COLECTOR SOLAR PRODUCIBLE MEDIANTE MASA" y presentada el 3 de Julio de 2008; Solicitud de Patente Provisional Norteamericana Serie No. 61/078,029, titulada "CONCENTRADORES SOLARES CON REGULACION DE TEMPERATURA" y presentada el 3 de Julio de 2008, Solicitud de Patente Provisional Norteamericana Serie No. 61/078,259, titulada "PATRON DE RAYO DE LUZ Y DISTRIBUCION DE ELEMENTOS FOTOVOLTAICOS" y presentada el 3 de Julio de 2008, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/495,303, titulada "RASTREO DE POSICIÓN DEL SOL" y presentada el 30 de Junio de 2009, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/495,164 titulada "COLOCACION DE COLECTOR SOLAR" y presentada el 30 de Junio de 2009, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/495,398, titulada "COLECTOR SOLAR PRODUCIBLE MEDIANTE MASA" y presentada el 30 de Junio de 2009, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/495,136, titulada "CONCENTRACION SOLAR CON REGULACION EN TEMPERATURA" y presentada el 30 de Junio de 2009, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/496,034, titulada "DISTRIBUCION DE MONTAJE POLAR PARA UN CONCENTRADOR SOLAR" y presentada el 1 de Julio 1 de 2009, Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/496,150 titulada "GENERACION DE PRUEBAS DE CONCENTRADOR SOLAR" y presentada el 1 de Julio de 2009, y Solicitud de Patente Norteamericana Serie No. 12/496,541, titulada "PATRON DE RAYO DE LUZ Y DISTRIBUCION DE ELEMENTOS FOTOVOLTAICOS" y presentada el 1 de Julio de 2009. El contenido total de las solicitudes antes mencionadas está incorporado a la presente invención como referencia.

Antecedentes de la Invención El suministro limitado de recursos de energía fósil y su daño ambiental global asociado, han forzado al mercado a diversificar los recursos de energía y tecnología relacionadas.

Uno de dichos recursos, el cual ha recibido una atención importante, es la energía solar, la cual emplea tecnología fotovoltaica (PV) para convertir la luz en electricidad. Normalmente, la producción PV ha sido duplicada cada 2 años, incrementando por un promedio el 48% cada año desde el año del 2002, haciéndola la tecnología de energía con más rápido crecimiento a nivel mundial. A mediados del 2008, los estimados de la capacidad de producción de energía solar global acumulada permanecieron en al menos 12,400 megawatts. Aproximadamente el 90% de dicha capacidad de generación, consiste en sistemas eléctricos atados por rejillas, en donde las instalaciones pueden ser montadas en tierra o construidas sobre techos o paredes de una construcción, conocidas como Construcción Fotovoltaica Integrada (BIPV).

Además, se ha logrado un progreso tecnológico significativo en el diseño y producción de paneles solares, el cual está acompañado en forma adicional por una eficiencia incrementada y reducciones en el costo de fabricación. En general, un elemento de costo importante implicado en el establecimiento de un sistema de recolección de energía solar de gran escala, es el costo de la estructura de soporte, la cual se emplea para montar los paneles solares de la formación en una posición adecuada para recibir y convertir la energía solar. Otras complejidades en dichas distribuciones, implican operaciones eficientes de los elementos PV.

Los elementos PV para convertir la luz en energía eléctrica, con frecuencia son aplicados como celdas solares a suministros de energía para productos orientados al consumidor con bajo consumo de energía, tal como calculadoras de escritorio, relojes y similares. Dichos sistemas están atrayendo la atención por su característica práctica para una futura energía alterna de los combustibles de fósil. En general, los elementos PV son elementos que emplean una fuerza fotoelectromotriz (fotovoltaje) de la unión p-n, la unión Schottky, o . semiconductores, en donde el semiconductor de silicón, o similares, absorben luz para generar fototransportadores tales como electrones y agujeros, y los fototransportadores se desplazan hacia afuera debido a un campo eléctrico interno de la parte de la unión p-n.

Un elemento PV común, emplea un silicón de cristal simple y procesos semi-conductores para producción. Por ejemplo, un proceso de crecimiento de cristal prepara un cristal simple de silicón con valencia controlada en el tipo-p o en el tipo-n, en donde dicho cristal simple es rebanado en forma subsecuente en tableta semiconductoras de silicón para lograr los grosores deseados. Además, la unión p-n puede prepararse formando capas de diferentes tipos de conducción, tal como difusión de un controlador de valencia para realizar la conducción del tipo opuesto al de una tableta semiconductora.

Además de los productos orientados hacia el consumidor, los sistemas de recolección de energía solar son empleados para una variedad de propósitos, por ejemplo, como sistemas de energía interactiva de utilidad, suministros de energía para sitios remotos o sin tripulación, y suministros de energía del sitio de la conexión de un teléfono celular, entre otros. Una formación de módulos de conversión de energía, tal como módulos PV, en un sistema de recolección de energía solar, pueden tener una capacidad de unos cuantos kilowatts hasta cientos de kilowatts o más, dependiendo del número de módulos PV, también conocidos como paneles solares, utilizados para formar la formación. Los paneles solares pueden instalarse siempre que exista una exposición al sol durante partes del día significativas.

Normalmente, el sistema de recolección de energía solar incluye una formación de paneles solares distribuidos en forma de filas y montados en una estructura de soporte. Dichos paneles solares pueden orientarse para optimizar la salida de energía del panel solar para adaptarse a los requerimientos de diseño del sistema de recolección de energía solar particular. Los paneles solares pueden montarse en una estructura fija, con una orientación fija y una inclinación fija, o se pueden montar en una estructura de rastreo que orienta los paneles solares hacia el sol, conforme el sol se mueve a través del cielo durante el día y conforme la trayectoria del sol se mueve en el cielo durante el año.

Sin embargo, el control de la temperatura de las celdas fotovoltaicas permanece importante para la operación de dichos sistemas, y la capacidad de escalado asociada permanece como una tarea desafiante. Las aproximaciones comunes concluyen que normalmente aproximadamente el 0.3% de energía se pierde por cada elevación de 1°C en la celda PV.

La tecnología solar normalmente se implementa en una serie de celdas solares (fotovoltaica) o paneles de celdas que reciben luz solar y convierten la luz solar en electricidad, la cual subsecuentemente se puede alimentar en una rejilla de energía. Se ha logrado un progreso significativo en el diseño y producción de paneles solares, lo cual tiene una eficiencia incrementada en forma efectiva, mientras que al mismo tiempo reduce el costo de fabricación de los mismos. Conforme se desarrollan más celdas solares altamente eficientes, se disminuye el tamaño de la celda, conduciendo a un incremento en el aspecto práctico de emplear paneles solares para proporcionar una energía renovable competitiva, que sustituya las fuentes no renovables altamente demandadas y en disminución. Para este fin, se pueden desplegar sistemas de recolección de energía solar, para alimentar energía solar dentro de las rejillas de energía.

Normalmente, un sistema de recolección de energía solar incluye una formación de paneles solares distribuidos en filas y montados en una estructura de soporte. Dichos paneles solares pueden orientarse para optimizar la salida de energía del panel solar para adaptarse a los requerimientos de diseño del sistema de recolección de energía solar particular. Los paneles solares pueden montarse en una estructura fija, con una orientación fija y una inclinación fija, o se pueden montar en una estructura de movimiento para orientar los paneles solares hacia el sol, ya que la orientación adecuada de los paneles para recibir la máxima radiación solar, producirá una energía incrementada. Se han desarrollado algunos sistemas de rastreo automático para apuntar los paneles hacia el sol, con base solo en la fecha y hora, ya que la posición del sol puede ser un tanto anticipada a partir de estas métricas; sin embargo, esto no proporciona una alineación óptima ya que la posición del sol puede cambiar en forma muy estrecha de su posición calculada. Otros métodos incluyen detectar la luz y de manera correspondiente dirigir los paneles solares hacia la luz. Estas tecnologías normalmente emplean una máscara de sombra, de modo que cuando el sol está en el eje del detector, las áreas ensombrecidas y directamente iluminadas de la celda tienen un tamaño igual. Sin embargo, dichas tecnologías detectan la luz producida de muchas fuentes además de la luz del sol directa, tal como reflexión de las nubes, lasers, etc.

Para sistemas que concentran luz en un receptor con celdas fotovoltaicas para la generación de electricidad o recolección de calor, un reflector parabólico es una técnica que se utiliza para lograr la concentración de luz. Los reflectores parabólicos, formados en una dimensión o dos dimensiones, algunas veces son fabricados, mediante vidrio, plástico o metal moldeado o formado previamente en una forma parabólica, la cual puede ser costosa. Un método alternativo es formar reflectores semi-parabólicos adheridos a una estructura elaborada de una tubería de aluminio doblada u otras estructuras similares. En estos y otros diseños convencionales, la complejidad de la estructura, limita la producción en masa y la facilidad de ensamble del diseño en un colector solar. En muchos casos, se necesita una grúa para ensamblar las estructuras, y por lo tanto, son altos los costos de ensamble. De igual manera, la alineación de espejos puede ser difícil en el campo. Además, el propio ensamble puede ser difícil de mantener y darle servicio.

Los reflectores parabólicos normalmente se utilizan para lograr concentración de luz. Para producir electricidad o calor, los reflectores parabólicos normalmente enfocan la luz en un área focal, o lugar, el cual puede ser localizado (por ejemplo un punto focal) o extendido (por ejemplo, una línea focal). Sin embargo, la mayor parte de los diseños de reflector, poseen una complejidad estructural sustancial que entorpece la capacidad de producción en masa y la facilidad de ensamble del diseño en un colector solar para conversión de energía. Además, la complejidad estructural generalmente complica la alineación de elementos reflectores (por ejemplo, espejos) así como la instalación y mantenimiento o servicio de los concentradores desplegados.

Breve Descripción de la Invención A continuación se presenta un resumen simplificado de la innovación, con el objeto de proporcionar una comprensión básica de algunos aspectos de innovación. Este resumen no es una revisión extensa de la innovación. Pretende identificar los elementos clave/importantes de la innovación, o delinear el alcance de la innovación. Su único propósito es presentar algunos conceptos de la innovación en una forma simplificada como un preludio a la descripción más detallada que se presenta posteriormente.

La innovación aquí descrita y reivindicada, en un aspecto de la misma, comprende un sistema (y metodologías correspondientes) para probar, evaluar y diagnosticar la calidad de las ópticas de concentrador solar. Esencialmente, la innovación describe mecanismos para evaluar el desempeño y calidad de un colector solar por medio de la emisión de radiación láser modulada en (o cerca de) una posición de celdas fotovoltaicas (PV). En un ejemplo, la emisión puede estar en (o sustancialmente cerca de) el enfoque de la parábola de un reflector parabólico real.

La innovación describe la colocación de dos receptores a dos distancias de la fuente (por ejemplo, colector o plato solar).

Estos receptores se emplean para recolectar luz modulada que puede compararse con estándares u otros valores de umbral. En otras palabras, la fuerza de la luz recibida puede compararse con los estándares de la industria y algunos otros de valor pre-programado o inferido. Por consiguiente, se pueden extraer conclusiones relacionadas con el desempeño a partir del resultado de la comparación.

En otros aspectos, el desempeño de las ópticas puede ajustarse si se desea para mejorar los resultados observados por los receptores. Por ejemplo, se pueden emplear mecanismos mecánicos (por ejemplo, motor y controlador) para "sintonizar" o "sincronizar en forma fina" automáticamente el colector (o un subconjunto del colector) con el objeto de lograr un desempeño aceptable o deseado.

Los métodos convencionales para montar una formación solar en un sistema de recolección solar implican tener la formación montada, compensada desde una estructura de soporte. Sin embargo, durante el rastreo del sol a través de la formación, se pueden utilizar motores con mayor capacidad para superar los efectos del centro de gravedad desplazado de la formación, disminuyendo la eficiencia del sistema.

Con el asunto o materia descrito, se describe una formación de modo que la formación se monte en un plano de una estructura de soporte que permita que se mantenga el centro de gravedad de la formación alrededor del eje de la estructura del soporte. En comparación con sistemas convencionales, se pueden utilizar motores más pequeños para colocar la formación, conforme se minimizan los efectos de un centro de gravedad desplazado. Además, la formación puede girarse alrededor de un estructura de soporte, lo que permite que la formación sea colocada en una posición segura para evitar el daño de los componentes que comprenden la formación, por ejemplo, celdas fotovoltaicas, espejos, etc. La formación también se puede colocar para facilitar el mantenimiento e instalación.

Se proporciona el rastreo de la posición del sol, cuando se puede detectar la luz del sol directa sobre otras fuentes de luz. A este respecto, se pueden concentrar celdas solares sustancialmente en forma directa en la luz solar lo cual produce una alta eficiencia de energía. En particular, los analizadores de luz pueden operar junto con un rastreador de luz solar, en donde cada analizador puede recibir una de una pluralidad de fuentes de luz. Las fotoseñales resultantes de los analizadores, se pueden producir y comparar para determinar si la luz es luz solar directa; a este respecto, las fuentes que no son determinadas como luz solar directa, pueden ser ignoradas. En un ejemplo, los analizadores de luz pueden comprender un polarizador, un filtro de espectro, lentes de bola y/o una celda de cuadrante para efectuar este propósito. Además, se puede proporcionar un amplificador para llevar una fotoseñal resultante para el procesamiento de la misma.

De acuerdo con un ejemplo, se puede configurar un número de analizadores de luz en un rastreador de luz solar determinado. Por ejemplo, los polarizadores de los analizadores de luz se pueden utilizar para asegurar una no polarización sustancial de la fuente de luz original, como es el caso para luz solar directa. En un ejemplo, el filtro de espectro del analizador de luz puede utilizarse para bloquear ciertas longitudes de onda de luz que permiten un rango utilizado por la luz solar. Además, los lentes de bola y las configuraciones de celda de cuadrante se pueden utilizar para determinar una propiedad de colimación de la luz para identificar en forma adicional luz solar directa, así como corregir la alineación del eje para recibir una mayor cantidad de luz solar directa. La fotoseñal resultante de cada analizador de luz puede recolectarse y compararse entre las otras para determinar si la fuente de luz es luz solar directa. En un ejemplo, cuando se determina la luz como luz solar directa, se puede ajusfar en forma automática la posición de un panel solar, de acuerdo con una posición de la luz a través de los lentes de bola y en una celda de cuadrante, de modo que la luz solar sea alineada en forma óptima con el eje de las celdas cuadrantes.

En operación convencional, se puede colocar un concentrador solar a través del uso de un codificador. El codificador puede programarse con estimados de posición solar con base en la hora y fecha; se puede reunir una hora y fecha, y con base en la información reunida, se puede determinar una posición adecuada del concentrador. Sin embargo, si una configuración del concentrador solar se mueve en forma intencional, el movimiento ocurre a través de un surgimiento natural, etc, entonces el codificador puede volverse menos preciso sin reprogramación.

Con la innovación descrita, se puede calcular una medida de una fuerza colocada en un concentrador solar con respecto a la gravedad, y utilizarse junto con la colocación del concentrador solar. Se puede realizar una comparación entre la medida y un valor deseado, para determinar en donde colocar el concentrador solar. Por consiguiente, se puede generar una instrucción para mover el receptor y transferirse a un sistema de motor. Con respecto a una modalidad, se pueden adherir firmemente un par de inclinómetros a un plato, de modo que se pueda medir un ángulo en el que el plato es apuntado con respecto a la gravedad.

Además, se describen varios aspectos en relación con la simplificación d producción, envío, ensamble y mantenimiento de los colectores solares. Los aspectos descritos se relacionan con una forma no costosa y simplificada para producir colectores solares y ensambles de colector solar que se ensamblen en forma fácil. Además, los aspectos aquí descritos permiten el envío no costoso de un gran número de platos (por ejemplo, ensambles solares) en un estado modular y/o parcialmente ensamblado.

Uno o más aspectos se refieren a la forma en la cual los espejos se forman en una forma parabólica, se mantienen en una posición y se ensamblan. Se mantiene el espaciamiento entre los ensambles de la ala del espejo para mitigar el efecto de las fuerzas del viento que puede tener en el colector durante períodos de vientos fuertes (por ejemplo, tormentas). Se montan los ensambles de la ala del espejo a una estructura en tal forma que se permita cierta flexibilidad, de modo que la unidad se mueva ligeramente en respuesta a las fuerzas del viento. Sin embargo, la unidad retiene la rigidez para mantener el enfoque de la luz solar en los receptores. De acuerdo con algunos aspectos, los ensambles de la ala del espejo se pueden ajustar como un diseño de bebedero. Además, la colocación de un montaje polar en o cerca del centro de gravedad, permite el movimiento del colector para facilidad de servicio, almacenamiento o similares.

Otro aspecto de la presente innovación, suministra un sistema de concentradores solares con un ensamble de regulación de calor, que regula (por ejemplo, en tiempo real) la disipación de calor del mismo. Dicho sistema de concentradores solares pueden incluir una distribución modulable en celdas fotovoltaicas (PV), en donde el ensamble de regulación de calor puede eliminar el calor generado de las áreas de puntos de calor, para mantener el gradiente de temperatura de la distribución modular de las celdas PV dentro de los niveles predeterminados. En un aspecto, dicho ensamble de regulación de calor puede estar en la forma de una distribución de sumidero de calor, que incluye una pluralidad de sumideros de calor que serán montados en la superficie en una parte trasera de la distribución modular de las celdas fotovoltaicas, en donde cada sumidero de calor puede incluir además una pluralidad de aletas que se extienden sustancialmente en forma perpendicular a la parte trasera. Las aletas pueden expandirse en un área de superficie del sumidero de calor, para incrementar el contacto con el medio de enfriamiento (por ejemplo, aire, fluido de enfriamiento, tal como agua) que se emplea para disipar el calor de las aletas y/o celdas fotovoltaicas. Por lo tanto, el calor de las celdas fotovoltaicas se puede conducir a través del sumidero de calor y dentro de un medio de enfriamiento circundante. Además, los sumideros de calor pueden tener un factor de forma sustancialmente pequeña relativa a la celda fotovoltaica, para permitir una distribución eficiente a través de la parte trasera de la distribución modular de las celdas fotovoltaicas. En un aspecto, el calor de las celdas fotovoltaicas puede conducirse a través de trayectorias de conducción térmica (por ejemplo, capas de metal) a los sumideros de calor para mitigar el conducto físico o térmico directo de los sumideros de calor a las celdas fotovoltaicas.

Dicha distribución proporciona una solución escalable para una operación adecuada de la distribución modular PV.

En un aspecto relacionado, los sumideros de calor pueden colocarse en una variedad de distribuciones planas o tridimensionales como para monitorear, regular y en general manejar el flujo de calor fuera de las celdas fotovoltaicas. Además, cada sumidero de calor puede emplear en forma adicional estructuras termo-eléctricas que pueden tener una forma de espiral, torcida, sacacorchos, laberinto, u otras formas estructurales con una distribución de líneas de patrón más denso en una parte y una distribución de líneas de patrón relativamente menos denso, en otras partes. Por ejemplo, una parte de dichas estructuras se puede formar de un material que proporciona una conductividad isotrópica relativamente alta y otra parte se puede formar de un material que proporciona conductividad térmica de alto nivel en otra dirección. Por consiguiente, cada estructura termo-eléctrica del ensamble de regulación de calor proporciona una trayectoria de conducción de calor que puede disipar el calor de los puntos de calor y dentro de las diversas capas de conducción de calor, o sumidero de calor asociados, del dispositivo de regulación de calor.

Otro aspecto de la presente innovación, proporciona un dispositivo de regulación de calor con una placa de base o de soporte, que se puede mantener en contacto directo con una región de puntos de calor de la distribución fotovoltaica modular. La placa de base puede incluir una sección de promoción de calor y una sección de placa de base principal. La sección de promoción de calor facilita la transferencia de calor entre la distribución fotovoltaica modular y el dispositivo de regulación de calor. La sección de la placa de base principal puede incluir además termo-estructuras incrustadas en el interior. Esto permite que el calor generado de la celda fotovoltaica sea difundido o dispersado inicialmente, a través de toda la sección de la placa de base principal, y posteriormente dentro del ensamble de dispersión de la termo-estructura, en donde dicho ensamble de dispersión puede conectarse a los sumideros de calor.

De acuerdo con un aspecto adicional, el ensamble de las termo-estructuras se puede conectar para formar una red con su operación controlada por un controlador. En respuesta a los datos reunidos del sistema (por ejemplo, sensores, el ensamble de la estructura termo/eléctrica, y similares), el controlador determina la cantidad y velocidad en la cual el medio de enfriamiento será liberado para interacción con la estructura térmica (por ejemplo, para llevar el calor fuera de las celdas fotovoltaicas), de modo que se eliminen los puntos de calor y se logre un gradiente a temperatura más uniforme en la distribución modular de las celdas fotovoltaicas). Por ejemplo, con base en las unidades recolectadas, un microprocesador regula la operación de una válvula para mantener la temperatura dentro de un rango predeterminado (por ejemplo, el agua que actúa como un enfriador suministrado desde un depósito para fluir a través de las celdas fotovoltaicas). Además, el sistema puede incorporar diversos sensores para evaluar la operación adecuada (por ejemplo salud de sistema) y para diagnosticar problemas para un mantenimiento rápido. En un aspecto, el momento de salir el dispositivo de regulación de calor y/o las celdas fotovoltaicas, el enfriador puede ingresar a un tubo Venturi, en donde los sensores de presión permiten una medida del rango de flujo del mismo. Esto habilita además la verificación de 2 puntos, el ajuste del rango de flujo, la cantidad de enfriador, los bloqueos para el flujo y similares a través de un microprocesador del sistema de control.

En un aspecto relacionado, el sistema de concentradores solares puede incluir además termales solares-en donde el ensamble de regulación de calor de la presente innovación, también se puede implementar como parte de un sistema híbrido que produce tanto energía eléctrica como térmica, para facilitar la optimización de la salida de energía. Dicho de otra manera, la energía térmica acumulada en el medio empleado para enfriar las celdas PV durante el proceso de enfriamiento del mismo, pueden servir posteriormente como un medio precalentado o para la generación térmica (por ejemplo suministrado a los clientes - tal como cargas térmicas). El controlador de la presente innovación también puede manejar en forma activa (por ejemplo, en tiempo real) la negociación entre la energía térmica y la eficiencia PV, en donde una red de control de válvulas puede regular el flujo del medio enfriador a través de cada concentrador solar. El ensamble de regulación de calor puede estar en la forma de una red de conductos, tal como tuberías para canalizar un medio de enfriamiento (por ejemplo, presurizado y/o bajo flujo libre) a lo largo de una rejilla de concentradores solares. El componente de control puede regular (por ejemplo, en forma automática) la operación de las válvulas con base en los datos del sensor (por ejemplo, medida de temperatura, presión, rango de flujo, velocidad de fluido y similares a lo largo del sistema).

Además, la presente innovación proporciona un sistema(s) y método(s) para ensamblar y utilizar reflectores parabólicos producibles en masa, de bajo costo en un concentrador solar para la conversión de energía. Se pueden ensamblar reflectores parabólicos, comenzando con un material reflectivo plano que es doblado en una parabólica o a través de otra forma mediante un conjunto de nervaduras de soporte que se fijan en una viga de soporte. Los reflectores parabólicos se montan en una estructura de soporte en diversos paneles o formaciones para formar un concentrador solar parabólico. Cada reflector parabólico enfoca luz en un patrón de segmento de línea. El patrón de rayo de luz enfocado en un receptor a través de un concentrador solar parabólico puede ser optimizada para lograr un desempeño determinado previamente. El receptor se adhiere a la estructura de soporte, opuesta a las formaciones de reflector parabólico, e incluye un módulo fotovoltaico (PV) y un elemento o componente de recolección de calor. Para incrementar o retener un desempeño deseado del concentrador solar parabólico, el módulo PV puede ser configurado, a través de una distribución adecuada de celdas PV que son monolíticas, por ejemplo, y exhiben una orientación preferencial, para explotar en forma conveniente una optimización de patrón de rayo de luz sin importar las irregularidades en el patrón.

Para lograr lo anterior y fines relacionados, en la presente invención se describen aspectos ilustrativos de la misma en relación con la siguiente descripción y los dibujos adjuntos. Sin embargo estos aspectos indican, algunas de las diversas formas en las cuales se pueden emplear los principios de la innovación y la presente innovación está proyectada para incluir todos de dichos aspectos y sus equivalentes. Otras ventajas y características novedosas de la innovación, podrán ser apreciados a partir de la descripción detallada de la innovación que se encuentra más adelante cuando se considere junto con los dibujos.

Breve Descripción de los Dibujos La figura 1, ilustra un diagrama de bloque de ejemplo de un sistema que facilita la generación de pruebas, evaluación y diagnóstico del desempeño del colector solar de acuerdo con un aspecto de la innovación.

La figura 2, ilustra un diagrama de bloque alternativo de ejemplo de un sistema que facilita la generación de pruebas, evaluación y diagnóstico del desempeño del colector solar de acuerdo con un aspecto de la innovación.

La figura 3, ilustra una gráfica de flujo de ejemplo de procedimientos que facilitan las pruebas, evaluación y diagnóstico del desempeño del colector solar de acuerdo con un aspecto de la innovación.

La figura 4, ilustra un diagrama de bloque de una computadora que opera para ejecutar la arquitectura descrita.

La figura 5, ilustra una configuración representativa de un colector de energía alineado con una fuente de energía de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 6, ilustra el cambio en posición del sol con respecto a la tierra, de acuerdo con un aspecto de la presente especificación .

La figura 7, ilustra la variación de un ángulo de declinación del sol con respecto a la tierra, durante el año, de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 8, ilustra una formación solar de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 9, ilustra una formación solar de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 10 ilustra, un sistema representativo en el cual la formación solar puede incorporarse de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 11, ilustra un ensamble para conectar y alinear un montaje polar de una formación solar de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 12, ilustra un ensamble para facilitar la inclinación de una formación solar de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 13, ilustra un sistema de la técnica anterior que muestra el centro de gravedad desplazado de una formación con respecto a un soporte de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 14, ilustra una formación solar en una posición de seguridad de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 15, ilustra una formación solar en una posición para seguridad, mantenimiento, instalación, etc., de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 16, ilustra una metodología representativa para construir, montar y colocar una formación solar de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 17, ilustra una metodología representativa para colocar una formación solar en una posición segura de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 18, ilustra un diagrama de bloque de un sistema de ejemplo que facilita el rastreo y colocación de un dispositivo en la luz solar directa.

La figura 19, ilustra un diagrama de bloque de un sistema de ejemplo que facilita el rastreo de la posición del sol.

La figura 20, ilustra un diagrama de bloque de un sistema de ejemplo que facilita el rastreo del sol y la colocación adecuada de las celdas solares.

La figura 21, ilustra un diagrama de bloque de un sistema de ejemplo que facilita la colocación remota de celdas solares con base en el rastreo de la posición solar.

La figura 22, ilustra un sistema de ejemplo que facilita la alineación óptima de las celdas solares con base en una posición de luz solar directa.

La figura 23, ilustra un diagrama de flujo de ejemplo para determinar la polarización de la fuente de luz.

La figura 24, ilustra un diagrama de flujo de ejemplo para determinar si una fuente de luz es luz solar directa.

La figura 25, ilustra un diagrama de flujo de ejemplo para colocar celdas solares para recibir en forma óptica luz solar directa.

La figura 26, ilustra una configuración representativa de un colector de energía alineado con una fuente de energía de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 27, ilustra un sistema representativo para comparar la ubicación de un colector de energía deseado contra una ubicación real de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 28, ilustra un sistema representativo para alinear un colector de energía con relación a la gravedad de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 29, ilustra un sistema representativo para alinear una entidad de determinación de gravedad de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 30, ilustra un sistema representativo para comparar la ubicación de un colector de energía deseado contra una ubicación real con un componente de obtención detallada de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 31, ilustra un sistema representativo para comparar la ubicación de un colector de energía deseado contra una ubicación real con un componente de evaluación detallada de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 32, ilustra una metodología de evaluación de colección de energía representativa de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 33, ¡lustra una metodología representativa para llevar a cabo el análisis basado en la gravedad, con respecto a la recolección de energía de acuerdo con un aspecto de la presente especificación.

La figura 34, ilustra un ensamble de alas solares, que es simplificado en comparación con los ensambles de colector solar convencionales, de acuerdo con un aspecto.

La figura 35, ¡lustra otra vista del ensamble de alas solares de la figura 34, de acuerdo con un aspecto.

La figura 36, ilustra una representación esquemática de ejemplo de una parte de un ensamble de alas solares con un espejo en una posición parcialmente no segura, de acuerdo con un aspecto.

La figura 37, ilustra una representación esquemática de ejemplo de una parte de un ensamble de alas solares, con un espejo en una posición segura, de acuerdo con un aspecto.

La figura 38, ilustra otra representación esquemática de ejemplo de una parte de un ensamble de alas solares de acuerdo con un aspecto.

La figura 39, ilustra una estructura de esqueleto de un ensamble de colector solar de acuerdo con los aspectos descritos.

La figura 40, ilustra una representación esquemática de un ensamble de alas solares y una ménsula que puede ser utilizada para adherir el ensamble de alas solares a la estructura de esqueleto, de acuerdo con un aspecto.

La figura 41, ilustra una representación esquemática de una longitud de enfoque de ejemplo que representa una distribución de ensambles de alas solares a la estructura de esqueleto de acuerdo con un aspecto.

La figura 42, ilustra una representación esquemática de un ensamble de colección solar que utiliza cuatro formaciones que comprenden una pluralidad de ensambles de alas solares, de acuerdo con un aspecto.

La figura 43, ilustra un montaje polar simplificado que puede ser utilizado con los aspectos descritos.

La figura 44, ilustra una distribución de engrane de motor de ejemplo que se puede utilizar para controlar la rotación de un ensamble de colector solar, de acuerdo con un aspecto.

La figura 45, ilustra otra distribución de engrane de motor de ejemplo que puede utilizarse para control de rotación, de acuerdo con un aspecto.

La figura 46, ilustra un polo de montaje polar que se puede utilizar con los aspectos descritos.

La figura 47, ilustra otro ejemplo de un polo de montaje polar que se puede utilizar con los diversos aspectos.

La figura 48, ilustra una vista de un primer extremo de un polo de montaje polar.

La figura 49, ilustra un ensamble de colector solar completamente ensamblado en una condición de operación, de acuerdo con un aspecto.

La figura 50, ilustra una representación esquemática de un ensamble de colector solar en una posición inclinada, de acuerdo con un aspecto.

La figura 51, ¡lustra una representación esquemática de un ensamble de colector solar girado en una orientación que sustancialmente es diferente a una condición de operación, de acuerdo con un aspecto.

La figura 52, ilustra un ensamble de colector solar girado y descendido de acuerdo con los diversos aspectos aquí presentados.

La figura 53, ilustra una representación esquemática de un ensamble de colector solar en una posición descendida, de acuerdo con un aspecto.

La figura 54, ilustra una representación esquemática de un ensamble de colector solar en una posición más baja, la cual puede ser una posición de almacenamiento, de acuerdo con un aspecto.

La figura 55, ilustra otro ensamble de recolección solar que se puede utilizar con los aspectos descritos.

La figura 56, ilustra un receptor de ejemplo que se puede utilizar con los aspectos descritos.

La figura 57, ilustra una vista alternativa de un receptor de ejemplo ilustrado en la figura 56, de acuerdo con un aspecto.

La figura 58, ilustra un método para colectores solares de producción en masa de acuerdo con uno o más aspectos.

La figura 59, ilustra un método para elegir un ensamble de colector solar, de acuerdo con un aspecto.

La figura 60, ilustra un diagrama de bloque esquemático de una vista de sección transversal del dispositivo de regulación de calor que disipa el calor procedente de una distribución modular de celdas fotovoltaicas (PV), de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 61, ilustra una perspectiva esquemática de una distribución de ensamble de la distribución modular de celdas PV, en forma de una rejilla PV, de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 62, ilustra un diagrama de bloque esquemático de un sistema de regulación de calor de acuerdo con un aspecto adicional de la presente innovación.

La figura 63, ilustra un patrón de rejilla de temperatura de ejemplo para monitorear un ensamble de rejilla PV, de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 64, es una tabla representativa de amplitudes de temperatura tomadas en los diversos bloques de rejilla de acuerdo con un aspecto adicional de la presente innovación.

La figura 65, ilustra un diagrama esquemático de un sistema que controla la temperatura del ensamble de rejilla fotovoltaica, de acuerdo con un aspecto particular de la presente innovación.

La figura 66, ilustra una metodología relacionada para disipar calor de las celdas PV, de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 67, ilustra una metodología adicional de disipación de calor de un ensamble de rejilla PV, de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 68 ilustra un diagrama de bloque esquemático de un sistema que emplea fluido como el medio de enfriamiento de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

La figura 69, ilustra una distribución de rejilla solar de ejemplo que emplea un ensamble de regulación de calor de acuerdo con un aspecto adicional de la presente innovación.

La figura 70, ilustra una metodología relacionada para la operación del ensamble de regulación de calor de acuerdo con un aspecto de la presente innovación.

Las figuras 71A y 71B, ilustran, respectivamente, un diagrama de un concentrador solar parabólico de ejemplo, y un rayo de luz enfocada de acuerdo con aspectos descritos en la presente solicitud.

La figura 72, ilustra un reflector constituyente de ejemplo, en la presente invención denominado ensamble de ala solar, de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 73A y 73B, ilustran posiciones de adición de los reflectores solares constituyentes a una viga de soporte principal en un concentrador solar, de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 74A-74B, ilustran, respectivamente, una configuración de receptor simple de ejemplo y una distribución de receptor doble de ejemplo de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 75, ilustra una distorsión de "atadura de lazada" de un rayo de luz recolectada enfocado en un receptor de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 76, es un diagrama de distorsiones ligeras típicas que se pueden corregir antes del despliegue de un concentrador(s) solar, o que se pueden ajustar durante cesiones de mantenimiento programadas de acuerdo con aspectos descritos en la presente especificación.

La figura 77, ilustra un diagrama de un patrón de rayo de luz enfocada, ajustado, de acuerdo con un aspecto aquí descrito.

La figura 78, es un diagrama de un receptor en un colector solar para la conversión de energía de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 79A-79B, ilustran diagramas de un receptor de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 80, es una rendición de un patrón de rayo de luz enfocado en un receptor de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 81A-81B muestran una modalidad de ejemplo de módulos PV de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 82, muestra una modalidad de un colector de calor canalizado que puede ser acoplado en forma mecánica a un módulo PV para extraer calor del mismo de acuerdo con aspectos de la presente innovación.

Las figuras 83A a 83C, ilustran escenarios de ejemplo para iluminación de elementos PV activos a través de recolección de luz solar, a través del concentrador solar parabólico de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 84, es un trazo de una simulación en computadora de la distribución de rayo de luz de un concentrador parabólico de acuerdo con aspectos descritos en la presente especificación.

Las figuras 85A a 85C, ilustran ejemplos de configuraciones de agrupaciones de celdas PV de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 86A a 86B, ilustran dos configuraciones de agrupación de ejemplo de celdas PV que permiten la corrección pasiva de cambios del patrón de luz de rayo enfocado de acuerdo con aspectos aquí descritos. La figura 86C, muestra una configuración de ejemplo para la recolección de corriente eléctrica producida de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 87, es un diagrama de bloque de un sistema de rastreo de ejemplo que permite el ajuste de la posición(s) de un colector solar o un panel(s) de reflector del mismo, para maximizar una métrica de desempeño del colector solar de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Las figuras 88A a 88B, representan vistas disparadas de una modalidad del receptor de luz solar que explota un colector amplio de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 89, muestra una modalidad alternativa p adicional de ejemplo de un receptor de luz solar que explota un colector amplio de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 90, ilustra una simulación de trazo de rayo de la incidencia de luz sobre la superficie de un módulo PV, que resulta de múltiples reflexiones en la superficie interna de una guía de reflexión en un receptor de recolector amplio.

La figura 91, presenta una imagen simulada de luz recolectada en un módulo PV en un receptor de recolector amplio con una guía de reflexión adherida al mismo.

La figura 92, presenta un diagrama de flujo de un método de ejemplo para utilizar reflectores parabólicos que concentran la luz para la conversión de energía de acuerdo con aspectos aquí descritos.

La figura 93, es un diagrama de flujo de un método de ejemplo para ajustar una posición de un concentrador solar para lograr un desempeño predeterminado de acuerdo con aspectos aquí descritos.

Descripción Detallada de la Invención A continuación se describe la innovación con referencia a los dibujos, en donde los números de referencias similares se utilizan para referirse a elementos similares a lo largo de la descripción. En la siguiente descripción, para propósitos de explicación, se establecen numerosos detalles específicos con el objeto de proporcionar una comprensión profunda de la presente innovación. Puede ser evidente, sin embargo, que la innovación puede practicarse sin estos detalles específicos. En otros casos, se muestran estructuras y dispositivos bien conocidas en forma de diagrama de bloque, con el objeto de facilitar la descripción de la innovación.

Tal como se utiliza en la presente solicitud, los términos "componente", "sistema", "módulo", "interfase", "plataforma", "capa", "nodo", "selector", están proyectados para referirse a una entidad relacionada con computadora, ya sea hardware, una combinación de hardware y software, software, o software en ejecución. Por ejemplo, un componente puede ser, pero no se limita a un proceso que corre en un procesador, un procesador, un objeto, un ejecutable, una cadena de ejecución con un programa y/o una computadora. A manera de ilustración, tanto una aplicación que corre en un servidor como el servidor, pueden ser un componente. Uno o más componentes pueden residir dentro de un proceso y/o cadena de ejecución, y se puede localizar un componente en una computadora y/o distribuirse entre dos o más computadoras. Asimismo, estos componentes pueden ejecutarse desde diversos medios legibles en computadora que tienen diversas estructuras de datos almacenadas en los mismos. Los componentes pueden comunicarse a través de procesos locales y/o remotos, tal como de acuerdo con una señal que tiene uno o más paquetes de datos (por ejemplo, datos de un componente que interactúa con otro componente de un sistema local, sistema distribuido y/o a través de una red tal como la Internet con otros sistemas a través de la señal). Como otro ejemplo, un componente puede ser un aparato con funcionalidad específica proporcionada mediante partes mecánicas operadas mediante circuitos eléctricos o electrónicos, que son operados a través de un software, o una aplicación de firmware ejecutada a través de un procesador, en donde el procesador puede ser interno o externo al aparato, y ejecuta al menos una parte de la aplicación de software o firmware. Como otro ejemplo, un componente puede ser un aparato que proporcione funcionalidad específica a través de componentes electrónicos sin partes mecánicas, los componentes electrónicos pueden incluir un procesador en el mismo para ejecutar un software o firmware que confiere al menos en parte la funcionalidad de los componentes electrónicos. Como un ejemplo aún adicional, la ¡nterfase(s) puede incluir componentes de entrada/salida, (l/O), así como un procesador asociado, aplicación o componentes de Inferíase de Programación de Aplicación (API).

Además, el término "o" está proyectado para significar un "o" inclusivo en lugar de un "o" exclusivo. Esto es, a menos que se especifique de otra manera o se aclare en el contexto, "X" emplea A o B" está proyectado para significar cualesquiera de las permutas inclusivas naturales. Esto es, si X emplea A; X emplea B; o X emplea tanto A como B, entonces "X" emplea A o B" se satisface bajo cualesquiera de los casos anteriores. Además, los artículos "un" y "uno, una" tal como se utilizan en la presente especificación y en los dibujos anexos, deberán construirse de manera general para significar "uno o más" a menos que se especifique de otra manera o quede claro a partir del contexto, que se dirige a una forma singular.

Tal como se utiliza en la presente invención, el término "inferido" o "inferencia" se refiere de manera general al proceso de razonar con respecto a, o inferir estados del sistema, ambiente y/o usuario de un conjunto de observaciones tal como se capturan a través de eventos y/o datos. La inferencia puede ser empleada para identificar un contexto o acción específica, o puede generar una distribución de probabilidad en los estados por ejemplo. La inferencia puede ser probabilística-esto es, el cómputo de una distribución de probabilidad en los estados de interés con base en una consideración de datos y eventos. La inferencia también se puede referir a técnicas empleadas para componer eventos de mayor nivel de un conjunto de eventos y/o datos. Dicha inferencia, da como resultado la construcción de nuevos eventos o acciones de un conjunto de eventos observados y/o datos del evento almacenados, si los eventos están o no correlacionados en proximidad temporal cercana, y si los eventos y datos vienen de uno o diversos eventos de una o diversas fuentes de eventos y datos.

Mucho del costo de capital requerido para producir energía solar, está en el silicón de las celdas fotovoltaicas (PV) o fotoceldas. Sin embargo, ahora que las celdas fotovoltaicas adecuadas están disponibles las cuales pueden operar en 1000 soles, este costo puede ser reducido concentrando la luz solar en un área de silicón relativamente pequeña. Para realizar esto en forma exitosa, el material de reflexión (por ejemplo, espejo) debe desempeñarse muy bien.

En la mayor parte de las aplicaciones, este requerimiento es incluso más demandante ya que el concentrador con mayor frecuencia se ensambla en el campo. Por lo tanto, la presente innovación describe métodos y dispositivos (componentes) que pueden permitir una rápida evaluación de la calidad de las ópticas del concentrador y también proporcionar diagnósticos en el caso de un desempeño inaceptable. Además, la innovación permite sintonizar el concentrador para lograr estándares de desempeño óptimos o aceptables.

Haciendo referencia inicialmente a los dibujos, la figura 1 ilustra un sistema 100 que emplea un sistema de pruebas de concentrador solar 102. En operación, el sistema de pruebas 12 tiene la capacidad de evaluar o valorar el desempeño del concentrador solar, o una parte del mismo, tal como se ilustra. Quedará entendido que el sistema de pruebas puede emplearse para evaluar un reflector simple (por ejemplo, reflector parabólico) así como reflectores en forma de bebedero (por ejemplo, capacidad parabólica distribuida alrededor de las celdas PV).

Generalmente, en algunos aspectos el sistema de pruebas 102 emite luz modulada en un reflector, y emplea receptores para medir y evaluar la luz reflejada. Esta luz modulada recibida puede compararse contra estándares y otros valores de umbral (por ejemplo, estándares de comparación, programas) con el objeto de establecer si es aceptable el desempeño, o como alternativa, si se requiere sintonización u otra modificación. Las características, funciones y beneficios del sistema de pruebas 102, serán mejor comprendidas al momento de la revisión de la figura 2 que se encuentra más adelante.

Haciendo referencia ahora a la figura 2, se muestra un diagrama de bloque alternativo de un sistema de pruebas de concentrador solar 102. Generalmente, el sistema de pruebas 102 puede incluir un componente de emisión láser 202, componentes receptores 204, 206 y un componente de procesador 208. Juntos, estos subcomponentes (202-208) facilitan la evaluación de los concentradores solares.

El componente de emisión láser 202 tiene la capacidad de descargar radiación láser modulada cerca de la posición en donde se pueden localizar las celdas PV. Por ejemplo, en el caso de un reflector parabólico real, está posición puede estar en el enfoque de la parábola. En el caso de un bebedero de reflectores, la posición puede estar en (o cerca de) el enfoque de la línea central del concentrador. En otras palabras, cuando se distribuyen múltiples reflectores en un bebedero en una forma parabólica, la posición puede estar en o cerca del enfoque de la línea central de la parábola colectiva. Quedará entendido que, aunque se proporciona un componente de emisión láser 202, otros aspectos pueden emplear otras fuentes de luz adecuadas (no mostradas). Estos aspectos alternativos estarán incluidos dentro del alcance de la presente descripción y reivindicaciones adjuntas a la misma.

Tal como se ilustra, se pueden distribuir dos receptores 204, 206, por ejemplo en diferentes distancias de plato (o reflector). En los ejemplos, los receptores se pueden adherir temporalmente a los pedestales de otros dos platos en una formación de platos solares. Ambos de los receptores 204, 206, así como el propio plato, pueden acoplarse en forma comunicativa a un componente de procesador 208. En un ejemplo, el componente de procesador 208 puede ser un dispositivo de cómputo portátil o de libro de notas, con la capacidad de procesar datos y señales recibidas. En otros ejemplos, el componente de procesador 208 puede ser un teléfono inteligente, una computadora de bolsillo, un asistente digital personal (PDA) o similares.

El componente de procesador 208 puede comandar el plato para escaneo, para recolectar de esta forma los datos asociados con la radiación modulada emitida. En forma similar, los receptores (204, 206) pueden recolectar datos asociados con la radiación modulada emitida. En forma subsecuente, el componente de procesador 208 puede acumular dos superficies de fuerza de señal en dos distancias desde el plato. Estas fuerzas de señal pueden compararse con perfiles estándar (o programarse de otra forma), a través de lo cual se puede determinar la calidad de las ópticas de recolección del concentrador.

La figura 3, ilustra una metodología para probar concentradores solares de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. Aunque, para propósitos de simplicidad de explicación, las una o más metodologías aquí mostradas, por ejemplo, en la forma de un diagrama de flujo, se muestran y describen como una serie de acciones, quedará entendido y se podrá apreciar que la presente innovación no se limita por el orden de las acciones, ya que de acuerdo con la presente innovación, algunas acciones pueden ocurrir en un diferente orden y/o en forma concurrente con otras acciones a las aquí mostradas y descritas. Por ejemplo, los expertos en la técnica comprenderán y apreciarán que una metodología puede ser representada en forma alternativa como una serie de estados o eventos interrelacionados, tal como en un diagrama de estado. Además, no todas las acciones ilustradas pueden ser requeridas para implementar una metodología de acuerdo con la presente innovación.

Tal como se describió anteriormente, la innovación emplea únicamente emisores láser simples y compactos (por ejemplo 202 de la figura 2) y detectores (por ejemplo receptores 204, 206 de la figura 2), los cuales se pueden localizar fácilmente en posiciones conocidas. Se puede lograr el movimiento a través del propio plato utilizando sus motores del eje de declinación y ascensión, para escanear el plato hacia adelante y hacia atrás para permitir que se acumule un patrón en una computadora (por ejemplo procesador 208 de la figura 2). El uso de luz láser modulada (por ejemplo, el componente de emisión láser 202 de la figura 2) puede permitir que la exclusión de fuentes ambientales de luz, influencien los resultados de prueba. Asimismo, quedará entendido que la modulación permite una detección sensible de los bajos niveles de luz. Además, las pruebas son esencialmente automáticas y no requieren personal altamente capacitado.

Si se detecta luz en donde no debe ocurrir el sistema (100 de las figuras 1 y 2) en el modo de diagnóstico, puede originar en forma automática que el plato se mueva a la posición en donde esta luz es detectada. Al colocarse en el detector (por ejemplo, receptor 204, 206 de la figura 2), el operador puede apreciar visualmente de donde viene la luz, indicando la parte de la estructura que necesita ajuste. Como alternativa, se pueden llevar a cabo diagnósticos automáticos con el objeto de efectuar un ajuste o sintonización.

Haciendo referencia ahora a la metodología de la figura 3, en el 302, la radiación láser modulada se emite en un concentrador. La presente innovación proporciona la instalación de un medio o dispositivo que emite radiación láser modulada cerca de la posición en donde las celdas fotovoltaicas normalmente estarán localizadas. En un ejemplo, para un reflector parabólico real, éste puede estar en el enfoque de la parábola. En una distribución de concentrado alternativa, por ejemplo, en donde el concentrador es realmente una recolección de reflectores de bebedero distribuidos en forma parabólica alrededor de las celdas fotovoltaicas, el láser puede colocarse en, o cerca del centro de la línea de enfoque del concentrador.

La luz reflejada modulada puede recibirse en dos posiciones o distancias disparadas de una superficie del reflector en 304, 406. Aquí, se pueden distribuir dos receptores optimizados para recibir la luz modulada en dos distancias desde el plato. Por ejemplo, estos receptores pueden ser adheridos (por ejemplo, adheridos temporalmente) a los pedestales de otros dos platos en una formación de platos solares. Aunque los aspectos aquí descritos emplean dos receptores (por ejemplo 204, 206 de la figura 2), quedará entendido que otros aspectos alternativos pueden emplear uno o más receptores sin apartarse del alcance de la presente descripción y en las reivindicaciones adjuntas. Asimismo, aunque el aspecto describe posiciones de los receptores (204, 206 de la figura 2) en distancias disparadas, quedará entendido que todos o un subconjunto de los receptores, se pueden colocar en distancias ¡guales. Estos aspectos alternativos serán incluidos dentro del alcance de la presente descripción y las reivindicaciones adjuntas.

Quedará entendido que los receptores y el propio plato pueden estar en comunicación con otro dispositivo, por ejemplo, un procesador tal como una computadora portátil. Este dispositivo de procesador puede comandar al plato (o concentradores) a escanear en 308, en tanto que en 310, los receptores reportan la fuerza de la señal, la cual reciben del láser. Esto permite que la computadora portátil acumule dos superficies de fuerza de señal en dos distancias desde el plato. Estas superficies de fuerza de señal, pueden compararse con perfiles estándar en 312, y la calidad de las ópticas de recolección del concentrador pueden juzgarse o determinarse en el 314.

Tal como se describió anteriormente, esta información puede ser empleada adicionalmente para diagnosticar y/o ajustar el concentrador, según se desee o sea adecuado. Aunque estos actos no se ilustran en la figura 3, quedará entendido que estas características, funciones y beneficios están incluidas dentro del alcance de la presente innovación y las reivindicaciones adjuntas a la misma.

Haciendo referencia ahora a la figura 4, se ilustra un diagrama de bloque de una computadora que opera para ejecutar la arquitectura descrita. Con el objeto de proporcionar un contexto adicional de diversos aspectos de la presente innovación, la figura 4 y la siguiente descripción, pretenden proporcionar una breve descripción general de un ambiente de cómputo adecuado 400, en el cual se pueden implementar los diversos aspectos de la innovación. Aunque la innovación ha sido descrita anteriormente dentro del contexto general de instrucciones ejecutables en computadora que pueden correr en una o más computadoras, los expertos en la técnica reconocerán que la presente innovación también se puede implementar en combinación con otros módulos del programa y/o como una combinación de hardware y software.

En forma general, los módulos del programa incluyen rutinas, programas, componentes, estructuras de datos, etc., que llevan a cabo tareas particulares o implementan tipos de datos abstractos particulares. Además, los expertos en la técnica apreciarán que los métodos de la presente invención se pueden practicar con otras configuraciones del sistema de cómputo, incluyendo sistemas de cómputo de procesador simple o multiprocesador, minicomputadoras, computadoras de procesador central, así como computadoras personales, dispositivos de cómputo portátiles, electrónicas del consumidor programables o basadas en microprocesador y similares, cada uno de los cuales puede acoplarse en forma operativa a uno o más dispositivos asociados.

Los aspectos ¡lustrados de la presente innovación, también se pueden practicar en ambientes de cómputo distribuidos, en donde se llevan a cabo ciertas tareas a través de dispositivos de procesamiento remotos, que se enlazan a través de una red de comunicación. En un ambiente de cómputo distribuido, los módulos del programa pueden localizarse en dispositivos de almacenamiento de memoria tanto locales como remotos.

Una computadora normalmente incluye una variedad de medios legibles en computadora. El medio legible en computadora puede ser cualquier medio disponible que pueda ser accesado por la computadora, e incluye medios tanto volátiles como no volátiles, medios removibles y no removibles. A manera de ejemplo, y no de limitación, el medio legible en computadora puede comprender medios de almacenamiento en computadora y medios de comunicación. El medio de almacenamiento en computadora incluye medios tanto volátiles como no volátiles, removibles y no removibles implementados en cualquier método o tecnología para almacenamiento de información, tal como instrucciones legibles en computadora, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos. El medio de almacenamiento en computadora incluye, pero no se limita a, RAM, ROM, EEPROM, memoria flash y otra tecnología de memoria, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD) u otros almacenamientos de disco óptico, cartuchos magnéticos, cintas magnéticas, almacenamiento de disco magnético u otros dispositivos de almacenamiento magnético o cualquier otro medio que se pueda utilizar para almacenar la información deseada, y el cual, pueda ser accesado a través de una computadora.

El medio de comunicación normalmente representa instrucciones legibles en computadora, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos en una señal de datos modulada tal como una onda transportadora u otro mecanismo de transporte, e incluye cualquier medio de suministro de información. El término "señal de datos modulada" significa una señal que tiene una o más de sus características ajustada o cambiada de tal forma, que codifique información en la señal. A manera de ejemplo y no de limitación, el medio de comunicación incluye medios cableados tales como una red cableada o una conexión cableada-directa, y medios inalámbricos tales como medios acústicos, RF, infrarrojo y otros medios inalámbricos. Las combinaciones de cualesquiera de los anteriores, también se debe incluir dentro del alcance del medio legible en computadora.

Con referencia nuevamente a la figura 4, el ambiente de ejemplo 400 para implementar diversos aspectos de la presente innovación, incluye una computadora 402, la computadora 402 incluye una unidad de procesamiento 404, una memoria de sistema 406 y un bus de sistema 408. El bus de sistema 408, acopla los componentes del sistema incluyendo, pero sin limitarse a, la memoria del sistema 406 a la unidad de procesamiento 404. La unidad de procesamiento 404 puede ser cualesquiera de los diversos procesadores comercialmente disponibles. Los microprocesadores duales y otras arquitecturas de multi-procesador también se pueden emplear como la unidad de procesamiento 404.

El bus del sistema 408 puede ser cualesquiera de los diversos tipos de estructura de bus que pueden interconectarse en forma adicional a un bus de memoria (con o sin un controlador de memoria), un bus periférico, y un bus local utilizando cualquiera de una variedad de arquitecturas de bus comercialmente disponibles. La memoria del sistema 406 incluye memoria únicamente de lectura (ROM) 410 y memoria de acceso aleatorio (RAM) 412. Se almacena un sistema de entrada/salida básico (BIOS en una memoria no volátil 410 tal como ROM, EPROM, EEPROM, en donde BIOS contiene las rutinas básicas para ayudar a transferir información entre elementos dentro de la computadora 402, tal como durante el arranque. La RAM 412 también puede incluir una RAM de alta velocidad, tal como una RAM estática para cambiar datos.

La computadora 402, incluye además una unidad de disco duro interna (HDD) 414 (por ejemplo, EIDE, SATA), en donde la unidad de disco duro interna 414 también se puede configurar para uso externo en un chasis adecuado (no mostrado), una unidad de disco flexible magnético (FDD) 416, (por ejemplo, para leerse desde, o escribirse en un diskette removible 418) y una unidad de disco óptico 420, (por ejemplo, leyendo un disco CD-ROM 422, o para leer desde, o escribir en otro medio óptico de alta capacidad, tal como DVD). La unidad de disco duro 414, la unidad de disco magnético 416 y la unidad de disco óptico 420 se pueden conectar al bus de sistema 408, a través de una interfase de unidad de disco duro 424, una interfase de unidad de disco magnético 426 y una interfase de unidad de disco óptico 428, respectivamente. La interfase 424, para implementaciones de unidad de disco externa, incluye al menos una o ambas de las tecnologías de interfase de Bus de Serie Universal (USB) y IEEE 1394. Otras tecnologías de conexión de unidad de disco externas, están dentro de la contemplación de la presente innovación.

Las unidades de disco y sus medios legibles en computadora asociados, proporcionan almacenamientos de datos no volátiles, estructuras de datos, instrucciones ejecutables en computadora, etc. Para la computadora 402, las unidades de disco y los medios acomodan el almacenamiento de cualesquiera datos en un formato digital adecuado. Aunque la descripción del medio legible en computadora anterior se refiere a un HDD, un diskette magnético removible, y un medio óptico removible, tal como un CD o DVD, los expertos en la técnica deberán apreciar, que también se pueden utilizar en el ambiente de operación de ejemplo, otros tipos de medios que son legibles por una computadora, tal como unidades de disco zip, cintas magnéticas, tarjetas de memoria flash, cartuchos y similares, y además, que cualquiera de dichos medios puede contener instrucciones ejecutables en computadora para llevar a cabo los métodos de la presente innovación.

Se puede almacenar un número de módulos del programa en las unidades de disco y RAM 412, incluyendo un sistema de operación 430, uno o más programas de aplicación 432, otros módulos del programa 434 y datos del programa 436. Todo o partes del sistema de operación, aplicaciones, módulos y/o datos, pueden ser cacheados en la RAM 412. Se podrá apreciar que la presente innovación se puede implementar con diversos sistemas de operación o combinaciones de sistemas de operación comercialmente disponibles.

Un usuario puede ingresar comandos e información en la computadora 402, a través de uno o más dispositivos de entrada cableados/inalámbricos, por ejemplo, un teclado 438 y un dispositivo de señalamiento, tal como un ratón 440. Otros dispositivos de entrada (no mostrados) pueden incluir un micrófono, un control remoto IR, una palanca de control, un block de juegos, una pluma de estilete, una pantalla de contacto o similares. Con frecuencia éstos y otros dispositivos de entrada se conectan a la unidad de procesamiento 404, a través de una interfase de dispositivo de entrada 442 que se acopla al bus del sistema 408, pero que puede ser conectada por otras interfases, tal como un puerto paralelo, un puerto en serie IEEE 1394, un puerto de juegos, un puerto USB, una interfase IR, etc.

También se conecta un monitor 444 u otro tipo de dispositivo de pantalla al bus del sistema 408 a través de una interfase, tal como un adaptador de video 446. Además del monitor 444, una computadora incluye normalmente otros dispositivos de salida periféricos (no mostrados), tal como altavoces, impresoras, etc.

La computadora 402 puede operar en un ambiente en red utilizando conexiones lógicas a través de comunicaciones cableadas y/o inalámbricas a una o más computadoras remotas, tal como una computadora(s) remota 448. La computadora(s) remota 448 puede ser una estación de trabajo, una computadora servidor, una enrutador, una computadora personal, una computadora portátil, un mueble de entretenimiento a base de microprocesador, un dispositivo de pera u otro nodo de red común, y normalmente incluye muchos o todos los elementos descritos con relación a la computadora 402, aunque, para propósitos de brevedad, únicamente se ilustra un dispositivo de memoria y/o almacenamiento 450. Las conexiones lógicas ilustradas incluyen conectividad cableada/inalámbrica a una red de área local (LAN) 452 y/o redes más grandes, por ejemplo, una red de área ancha (WAN) 454. Dichos ambientes en red LAN y WAN son comunes en oficinas y empresas, y facilitan las redes de cómputo a nivel empresarial, tal como intranets, las cuales todas pueden conectarse a una red de comunicación global, por ejemplo la Internet.

Cuando se utiliza en un ambiente de generación de red LAN, la computadora 402 se conecta a la red local 452 a través de una ¡nterfase o adaptador de red de comunicación cableada y/o inalámbrica 456. El adaptador 456 puede facilitar la comunicación cableada o inalámbrica a la LAN 452, la cual también puede incluir un punto de acceso inalámbrico colocado en la misma, para comunicarse con el adaptador inalámbrico 456.

Cuando se utiliza en un ambiente de generación de red WAN, la computadora 402 puede incluir un modem 458, o se conecta a un servidor de comunicaciones en la WAN 454 o tiene otros medios para establecer comunicaciones en la WAN 454, tal como mediante la Internet. El modem 458, el cual puede ser un dispositivo interno o externo y cableado o inalámbrico, se conecta al bus del sistema 408 a través de la interfase del puerto en serie 442. En un ambiente en red, los módulos del programa ilustrados relativos a la computadora 402, o partes de los mismos, se pueden almacenar en el dispositivo de memoria/almacenamiento remoto 450. Se podrá apreciar que las conexiones de red mostradas son de ejemplo, y que se pueden utilizar otros medios para establecer un enlace de comunicación entre las computadoras.

La computadora 402 opera para comunicarse con cualesquiera dispositivos o entidades inalámbricas colocados en forma operativa en comunicación inalámbrica, por ejemplo, una impresora, un escáner, una computadora de escritorio y/o portátil, un asistente de datos portátiles, un satélite de comunicaciones, cualquier pieza de equipo o ubicación asociada con una etiqueta detectable en forma inalámbrica (por ejemplo un kiosco, puesto de periódicos, baño), y teléfono. Esto incluye al menos tecnologías inalámbricas Wi-Fi y Bluetooth™. Por lo tanto, la comunicación puede ser una estructura predefinida como con una red convencional, o simplemente una comunicación hoc entre al menos dos dispositivos.

Wi-Fi o Fidelidad Inalámbrica, permite la conexión a la Internet desde un sofá en el hogar, la cama de una habitación de hotel, o una sala de conferencias en el trabajo, sin cables. Wi-Fi es una tecnología inalámbrica similar a la que se utiliza en un teléfono celular, que permite que los dispositivos tales como, por ejemplo, computadoras, envíen y reciban datos internos y externos; en cualquier parte dentro del rango de una estación base. Las redes Wi-Fi utilizan tecnologías de radio llamadas IEEE 802.11 (a, b, g, etc.) para proporcionar conectividad inalámbrica segura, confiable y rápida. También se puede utilizar una red Wi-Fi para conectar computadoras entre sí, a la Internet, y a recles cableadas (que utilizan IEEE 802.3 o Ethernet). Las redes Wi-Fi operan en bandas de radio sin licencia de 2.4 y 5 GHz en un rango de datos de 11 Mbps (802.11a) o 54 Mbps (802.11b), por ejemplo, o con productos que contienen ambas bandas (banda dual) de modo que las redes pueden proporcionar un desempeño del mundo real similar a las redes de Ethernet cableadas 10BaseT básicas, utilizadas en muchas oficinas.

Para mejorar la eficiencia de una formación solar y su capacidad para capturar los rayos solares y convertir la energía contenida en los rayos de energía solar a energía eléctrica, es importante tener la formación solar alineada en forma óptima hacia el sol. En el caso en donde la formación solar está comprendida de elementos fotovoltaicos, los elementos fotovoltaicos deben alinearse en forma óptima, por ejemplo, perpendicular, para operar en su eficiencia pico. En forma similar, cuando se incorporan en un sistema de concentrador solar, la formación puede comprender un espejo(s), el cual refleja y enfoca la radiación solar para recolección a través del colector solar.

Volviendo ahora a las figuras, la figura 5 ilustra un sistema de recolección de energía solar 500, que comprende una formación 502 alineada para reflejar los rayos solares en el aparato de recolección central 504. Para facilitar la implementación de la energía de los rayos solares, la formación 502 puede girarse en varios planos para alinear correctamente la formación 502 con respecto a la dirección del sol, reflejando los rayos solares en el colector 504. La formación 502 puede comprender una pluralidad de espejos, que se pueden utilizar para concentrar y enfocar la radiación solar en el colector 504, en donde el colector puede comprender celdas fotovoltaicas que facilitan la conversión de energía solar en energía eléctrica. La formación 502 y el colector 504, pueden estar soportados en un brazo de soporte de montaje polar 506. Además, los espejos han sido distribuidos de modo que una abertura 508 separe la formación de espejos 502 en dos grupos. Un ensamble de engranes motorizados 510, conecta la formación 502 y el colector 504 a un brazo de soporte de montaje polar 506. El brazo de soporte de montaje polar 506, se alinea a la superficie de la tierra, de modo que se alinea en forma paralela con la inclinación del eje de rotación de la tierra, tal como se describe supra. El ensamble de engranes motorizado 510, permite que la formación 502, y el colector 504, sean girados alrededor del eje horizontal 512, el eje horizontal también es conocido como el eje de ascensión. La formación 502 y el colector 504, se conectan en forma adicional al soporte polar 506, a través de un actuador 514. El actuador 514 facilita la formación 502, y el colector 504, para que sean girados alrededor del eje vertical 516, el eje vertical también es conocido como el eje de declinación.

La eficiencia de la formación solar puede mejorarse permitiendo que la formación solar sea alineada hacia el sol para incrementar la cantidad de rayos solares que están siendo recolectados por la formación. En el curso del año, la posición del sol relativa a la posición de una formación solar, en donde la formación solar está en una ubicación fija en la tierra, varía tanto en el eje horizontal (ascensión), como en el eje vertical 512 (declinación) 516. Durante el día, el sol sale en el este y se pone en oeste, el movimiento del sol a través del cielo es conocido como la ascensión, y la posición/ángulo de la formación solar 502 relativa a la posición del sol, necesita ser tal, que la formación solar 502 se alinea a la posición del sol. Además, a lo largo del año el sol también cambia su posición relativa al ecuador de la tierra. Tal como se muestra en la figura 6, la inclinación del eje de la tierra 602 en relación con la trayectoria orbital de la tierra 604 alrededor del sol, es de aproximadamente 23.45 grados. Durante el término de una rotación de la tierra 608 alrededor del sol 606, lo cual toma aproximadamente un año en completarse, la posición del sol 606 relativa al ecuador de la tierra varía aproximadamente ±23.45 grados. La figura 7, se refiere a la variación en la trayectoria del sol en relación con el ecuador de la tierra, a lo largo del año; estando el sol en su posición más alta relativa al ecuador en Junio 702, y en su posición más baja relativa al ecuador en Diciembre 704. Para colar en forma correcta una formación, de modo que quede alineada al sol en el eje vertical, se deben proporcionar medios para permitir que la formación solar se pase rápidamente a través de un ángulo de aproximadamente 47 grados ((23.45 grados arriba del horizonte) + (23.45 grados debajo del horizonte)), la declinación del ángulo. Haciendo referencia nuevamente a la figura 5, la abertura 508 en los paneles de recolección permiten que la formación 502 sea inclinada a través de la declinación requerida por el actuador 514, sin que la formación 502 sea obstruida por el brazo de soporte del montaje polar 506. La abertura 508 en los paneles también permite que la formación sea girada alrededor del eje ascensión 512, el cual corre en forma paralela a la dirección del brazo de soporte del montaje polar 506, sin los paneles que comprenden que la formación 502 sea obstruida por el brazo de soporte del montaje polar 506.

En el caso en donde la radiación solar está siendo enfocada en un recolector central a través de una formación en espejo, se puede maximizar la eficiencia del colector, asegurando que la luz del sol reflejada caiga de manera uniforme a través de los componentes que forman el colector central. Por ejemplo, el colector central puede estar comprendido de un grupo de celdas fotovoltaicas. En algunas configuraciones, las celdas fotovoltaicas pueden ser sensibles a variaciones en la intensidad de luz solar, a través del grupo de celdas fotovoltaicas, puede ser benéfico asegurar que cada celda fotovoltaica reciba la misma cantidad de radiación solar; se puede utilizar el uso de un montaje polar y aparato de colocación, tal como se hace referencia en el asunto materia descrito, para asegurar que éste sea al caso.

Aunque, a lo largo de la descripción del asunto materia, el enfoque ha estado en la recolección de rayos del sol y la reflexión de los mismos a un colector central que facilita la conversión de la energía contenida en los rayos solares en energía eléctrica, esto se utiliza para propósitos de ilustración y no pretende limitar el alcance de las reivindicaciones. El asunto materia reivindicado puede utilizarse para facilitar la recolección de energía de una pluralidad de fuentes de energía que implican radiación de energía, tal como fuentes de energía que incluyen rayos X, láser, rayos alfa, rayos beta, rayos gamma, todas las fuentes de radiación electromagnéticas que se pueden encontrar en el espectro electromagnético.

Se podrá apreciar que aunque el sistema de ejemplo 500, tal como se muestra en la figura 5, comprende una formación de espejos utilizada para enfocar la luz solar en un colector central, la presente descripción no se limita, y se puede utilizar para proporcionar la colocación de una variedad de dispositivos de recolección. Por ejemplo, tal como se ilustra en la figura 8, el sistema 800, en una modalidad, un montaje polar 802 que comprende un brazo de soporte de montaje polar y medios para proveer alineación alrededor de los ángulos de ascensión y declinación del brazo de soporte, se puede utilizar para ubicar una formación de celdas solares/dispositivos fotovoltaicos 804, en donde se utiliza el montaje polar para mantener la formación en alineación hacia los rayos solares 806. Tal como se hace referencia en la figura 9, el sistema 900, en otra modalidad, el montaje polar 802 puede soportar una formación de espejos 902 que se utilizan para reflejar luz solar 904 a un dispositivo de recolección remota 906.

Volviendo ahora a la figura 10, el sistema 1000 se relaciona con un sistema más detallado para recolección de energía solar, en el cual se puede incorporar el asunto materia reivindicado. Se alinea una formación solar 1002 en relación con el sol a través del uso de un dispositivo de colocación de declinación 1004, y un dispositivo de colocación de ascensión 1006, la operación de los dispositivos de colocación 1004 y 1006, para alinear el recolector es tal como se describe supra. Los dispositivos de colocación 1004 y 1006, son controlados por un controlador de posicionamiento 1008, el cual proporciona instrucciones a los dispositivos de colocación, 1004 y 1006, con respecto a sus posiciones respectivas, y también recibe retroalimentación de los dispositivos de colocación para permitir que el controlador de posicionamiento 1008 determine instrucciones anticipadas y la ubicación de la formación 1002. También se puede incorporar un componente de entrada 1010 para facilitar la interacción con el controlador de posicionamiento 1008, y en forma subsecuente controlar la posición de la formación 1002 a través de un usuario o medio mecánico/electrónico. El componente de entrada 1010 puede representar un número de dispositivos que pueden facilitar la transferencia de datos, instrucciones, retroalimentación y similares entre el controlador de posición 1008 y un usuario, computadora remota o similares. Dichos dispositivos de componente de entrada 1010, pueden incluir un sistema de posicionamiento global que puede proporcionar medidas de latitud y longitud para permitir que la formación 1002 sea colocada y controlada con base en la ubicación de la formación 1002. Además, el dispositivo de entrada 1010 puede ser una interfase de usuario gráfica (GUI) que permita al usuario ingresar instrucciones y comandos que serán utilizados para controlar la posición de la formación 1002, por ejemplo, un ingeniero ingresa comandos durante el proceso de instalación para probar la operación de los dispositivos de colocación 1004 y 1006. La GUI también se puede utilizar para relevar medidas de posición, condiciones de operación o similares, desde el controlador de posicionamiento 1008 que describe la posición y operación actual de la formación 1002. Por ejemplo, durante la instalación un ingeniero puede revisar la posición de la retroalimentación mostrad en la GUI, y compararla con valores anticipados. El controlador de posicionamiento 1008 también puede ser operado en forma remota desde la localidad de la formación 1002 a través del uso de redes remotas, tal como una red de área local (LAN), una red de área ancha (WAN), internet, etc., en donde las redes pueden ser conectadas ya sea con cables hacia el componente 1010 o en forma inalámbrica.

También se puede asociar una base de datos o componente de almacenamiento 1012 con el sistema 1000. La base de datos se puede utilizar para almacenar información que será utilizada para ayudar en el control de posición de la formación 1002, por ejemplo el controlador de posicionamiento 1008, de modo que la información puede incluir información longitudinal, información latitudinal, información de fecha y hora, etc. El controlador de posicionamiento 1008 puede incluir medios, por ejemplo, un procesador, para procesar datos, algoritmos, comandos, etc., en donde, por ejemplo, dicho procesamiento puede ser en respuesta a comandos recibidos de un usuario a través del componente de entrada 1010. El controlador de posicionamiento 608 también puede tener programas y algoritmos que corren en el mismo para facilitar el control de posición automático de la formación 1002, en donde los programas y algoritmos pueden utilizar datos recuperados de la base de datos 1012, con dichos datos incluyendo información longitudinal, información latitudinal, información de fecha y hora, etc.

También se puede incluir un componente de inteligencia artificial (Al) en el sistema 1014, para llevar a cabo al menos una determinación o al menos una inferencia de acuerdo con al menos un aspecto aquí descrito. El componente de inteligencia artificial (Al) 1014, se puede utilizar para ayudar al controlador de posicionamiento 1008 a posicionar la formación 1002. Por ejemplo, el componente Al 1014 puede estar monitoreando si la información está siendo recibida en el controlador de posicionamiento 1008 a través de la internet 1010. El componente Al 1014, puede determinar que las condiciones de clima local están alcanzando potencial mente un punto preocupante con respecto a la operación segura de la formación 1002, y la formación 1002 necesita ser cerrada hasta que haya pasado dicho clima. El componente Al 1014 puede emplear una de numerosas metodologías para aprender de los datos, y posteriormente extraer inferencias y/o realizar determinaciones relacionadas con el almacenamiento dinámico de información a través de múltiples unidades de almacenamiento (por ejemplo Modelos Hidden Markov (HMMs) y modelos de dependencia prototípica relacionada, modelos gráficos probabilísticos más generales, tal como redes Bayesian, por ejemplo, creados mediante búsqueda de estructura utilizando una calificación o aproximación de modelo Bayesian, clasificadores lineales, tal como máquinas de vector de soporte (SVMs), clasificadores no lineales tales como métodos referidos como metodologías "de red neural", metodologías de lógica borrosa y otros métodos que llevan a cabo la fusión de datos, etc.), de acuerdo con la implementación de diversos aspectos automáticos aquí descritos. Además, el componente Al 1014 también puede incluir métodos para capturar las relaciones lógicas, tal como probadores de teorema o sistemas expertos a base de reglas más heurísticas. El componente Al 1014 puede representarse como un componente que se puede conectar en forma externa, en algunos casos diseñado por una parte disparada (tercera).

El sistema 1000 puede incluir además un componente de salida de energía 1016 que puede ser utilizado para convertir la energía solar recolectada en la formación 1002 en energía eléctrica. La energía producida por el componente de salida 1016 puede ser alimentada en la rejilla eléctrica 618, así como en un retorno de energía 1020. Sin embargo, el retorno de energía 1020 facilita el uso de una energía generada por el sistema 1000 que será utilizada para energizar el sistema 1000. Por ejemplo, parte de la energía generada por el componente salida 1016, puede ser retroalimentado en el sistema 1000 para proporcionar energía para los diversos componentes que comprenden el sistema 1000, tal como energizar los dispositivos de posicionamiento 1004 y 1006, el controlador de posicionamiento 1008, el componente Al 1014, el componente(s) de entrada 1010, etc. Sin embargo, aunque dicho sistema auto-contenido puede considerarse una meta digna para aspectos de falla-seguridad, etc., también se pueden proporcionar medios para permitir que el sistema 1000 y sus componentes, extraigan energía de la rejilla eléctrica 1018. Por ejemplo, cuando se opera en un modo de circuito cerrado puede haber energía no suficiente producida por la formación para cumplir con los requerimientos de operación de energía del sistema 1000, y la energía puede ser extraída de la rejilla eléctrica 1018 para compensar la deficiencia de energía.

Haciendo referencia a la figura 11, el sistema 1100 se relaciona con un ensamble, el cual se puede utilizar para conectar una formación solar (por ejemplo, tal como una formación solar 502 de la figura 5) a un brazo de soporte de montaje polar (por ejemplo, tal como el brazo de soporte de montaje polar 506 de la figura 5). El sistema 1100 también se puede utilizar para girar la formación alrededor del eje central del brazo de soporte de montaje polar, que proporciona posicionamiento de ascensión de la formación. El sistema 1100 comprende un conector 1102, el cual se puede utilizar para conectar el brazo de soporte de montaje polar al ensamble 1100, la formación solar se conecta al ensamblé 1100 adhiriéndose a las ménsulas de soporte 1104. Un motor 1106 en combinación con un engranaje 1108, facilita la rotación de la formación alrededor del brazo de soporte de montaje polar en donde el ensamble permanece fijo en el conector 1102 y las ménsulas de soporte 1104, y la formación adherida gira alrededor del brazo de soporte de montaje polar.

Volviendo ahora a la figura 12, el sistema 1200, ilustra un aparato para inclinar una formación solar 502 a través de un eje de declinación en relación con un brazo de soporte de montaje polar 506. El sistema 1200 comprende el dispositivo de posicionamiento 514, por ejemplo, un actuador, el cual se conecta a un ensamble de posicionamiento 1100. El ensamble de posicionamiento 1100, tal como se describe supra, facilita la rotación de la formación solar 502 alrededor del eje de ascensión del brazo de soporte de montaje polar 506. El dispositivo de posicionamiento 514 puede inclinar la formación 502 al ángulo requerido de declinación, con respecto a la posición del sol en el cielo, ya que el dispositivo de posicionamiento 514 se mueve en relación con el ensamble de posicionamiento 1100, el soporte 1202 al cual se conecta el dispositivo de posicionamiento 514, también se mueve originando que la formación 502 se incline a través de un rango de ángulos de declinación. Conforme el ensamble de posicionamiento 1100 gira para rastrear la ascensión del sol, se puede utilizar el dispositivo de posicionamiento 514 para asegurar que la formación 102 permanezca en el ángulo de declinación para capturar los rayos solares. El uso de un dispositivo de posicionamiento 514, junto con el montaje polar, permite que la formación sea ajustada al ángulo de declinación requerido al comienzo de la recolección solar, en forma opuesta a tener que ajustar en forma continua el ángulo de inclinación a lo largo del proceso de rastreo del sol, reduciendo el consumo de energía del sistema, ya que el actuador únicamente será ajustado una vez al día en forma opuesta a en forma continua. Aunque el actuador puede ajustar el ángulo de declinación de la formación una vez al día, el asunto materia reivindicado no se limita de esta forma en el actuador que ajusta la declinación, ya que se requiere que muchas veces al día se proporcione el rastreo del sol.

Haciendo referencias a las figuras 11 y 12, aunque el actuador 514 y el motor 1106 se muestran como dos componentes separados, pueden existir modalidades alternativas en donde el actuador 514 y el motor 116, se combinan en un solo ensamble que proporciona la conexión de una formación 502 al brazo de soporte de montaje polar 106, facilitando al mismo tiempo la alteración de la posición de la formación 502 con respecto a la ascensión y declinación en relación con la posición del sol o una fuente de energía similar de la cual se captura energía. En otras modalidades del asunto materia, se pueden utilizar diversas combinaciones de motores y actuadores para proporcionar el posicionamiento de las formaciones y dispositivos de recolección utilizados para implementar la captura de radiación, etc., facilitando al mismo tiempo el ajuste de la posición de las formaciones y dispositivos en relación con la fuente de energía.

Se pueden implementar en el sistema una variedad de medios para proporcionar el posicionamiento de ascensión/declinación de la formación. Los medios de ejemplo pueden incluir mecánicos, eléctricos, electromagnéticos, magnéticos, neumáticos y similares.

Una modalidad de la presente innovación, es el uso de motores sin escobilla CD, que toman la ventaja de un bajo costo y bajo mantenimiento. En una modalidad adicional, se pueden utilizar motores de avance gradual sin escobilla CD, en donde el número de pasos durante la operación de un motor se cuenta para proporcionar el posicionamiento altamente preciso de la formación. Por ejemplo, en una configuración se sabe que existen 10 pasos/1 grado de rotación, la posición de ia formación se ajusta en aproximadamente incrementos de 0.1 grados para rastrear el paso del sol a través del cielo.

Volviendo a la figura 13, en sistema de montaje polar convencionales, por ejemplo como el que se utiliza con formaciones fotovoltaicas, la formación 1302 está soportada fuera de eje en relación con el brazo de soporte 1304. Dependiendo de factores tales como el tamaño y peso de los componentes que comprenden la formación 1302 y los dispositivos asociados (no mostrados), se desplaza el centro de gravedad en relación con el brazo de soporte 1304, con el centro de gravedad que está siendo localizado en cualquier parte a lo largo de la dimensión x. En dicho sistema, la energía se desperdicia durante el movimiento de la formación conforme ésta rastrea el sol, ya que la salida de balance que resulta del centro de gravedad desplazado, tiene que compensarse y superarse.

Con referencia a la figura 5, en una modalidad de la presente innovación, la abertura 108 en la formación niega a la formación 502 el tener que compensarse del brazo de soporte de montaje polar 506, con la formación 502 estando adherida al brazo de soporte de montaje polar 506 en el plano del brazo de soporte de montaje polar. Dicha distribución permite que la formación 502 sea balanceada alrededor del eje del brazo de soporte de montaje polar 512. En comparación el sistema de montaje polar convencional (sistema 1300), la energía requerida para girar la formación 502 alrededor del eje de ascensión 512 es reducida, los requerimientos de energía reducida pueden facilitar el uso de motores de menor capacidad en el ensamble de montaje y posicionamiento, tal como se describe con referencia a la figura 11, conduciendo a costos de sistema reducidos.

Si la formación será colocada en una posición con propósitos de almacenamiento, seguridad o mantenimiento, tal como se describe infra, el motor puede ser graduado a través del número de pasos requeridos para mover la formación de su posición actual a su posición de almacenamiento o seguridad. Además para este ejemplo, se puede determinar el número de pasos requeridos para mover la formación en una dirección a las manecillas del reloj desde su posición actual hasta la posición de almacenamiento, junto con el número de pasos de requisito en la dirección contraria a las manecillas del reloj, los dos conteos pueden ser comparados y se utiliza la dirección más corta para colocar la formación en la posición de almacenamiento.

En otra modalidad, en respuesta al daño potencial por las condiciones climatológicas, por ejemplo, el paso de una granizada, la formación puede ser colocada en una posición segura. Se puede determinar un registro del número de pasos requeridos para mover la formación a la posición segura, de la posición actual de la formación, antes del comando de moverse a la posición segura que está siendo recibida. Después de que ha pasado la granizada la formación se puede volver a colocar para reanudar la operación, en donde el reposicionamiento se determina con base en la última posición conocida de la formación, más el número de pasos requeridos para compensar la posición actual del sol, por ejemplo, la última posición de la formación antes de la granizada + número de pasos para mover la formación a la posición actual del sol. La posición actual del sol puede determinarse a través del uso de información de latitud, longitud, fecha, hora asociada con la formación y la posición de la misma. La posición actual del sol, también puede determinarse a través del uso de sensores de posición del sol, que se pueden utilizar para determinar el ángulo en el cual la energía de la luz solar es más fuerte y se coloca la formación de manera correspondiente.

Además, la abertura 508 en los paneles de recolección permite que los paneles sean colocados para minimizar la susceptibilidad de los espejos, que forman la formación, el daño ambiental tal como vientos fuertes e impactos por granizo. Tal como se ilustra en la figura 14, la formación 502 puede girarse alrededor del brazo 506, para remplazar la formación en una "posición segura". La capacidad de girar la formación 502 alrededor del eje de ascensión 516 e inclinar alrededor del eje de declinación 512, permite que la formación 502 sea colocada de modo que su alineación con cualquier viento prevalente, minimice un efecto de navegación de la formación solar 502 en el viento. Asimismo, en el caso de impactos por granizo, nieve, etc., la formación 502 puede colocarse de modo que los espejos sean orientados hacia abajo con la parte trasera de la estructura de la formación estando expuesta a los impactos por granizo, mitigando el daño a los espejos.

Además, en otra modalidad del asunto materia reivindicado, la rotación de la formación 502 alrededor del eje de ascensión 516 y el eje de declinación 512 puede permitir que todas las áreas de la formación se lleven a un acceso fácil de un operador. El operador puede ser un ingeniero en instalación quien necesite acceso a los diversos espejos 502, colector 504, etc., durante el proceso de instalación. Por ejemplo, el ingeniero en instalación puede necesitar accesar al colector central 504 con propósitos de alineación. El operador también puede ser un ingeniero de mantenimiento que requiere acceso a la formación 502 para limpiar los espejos, recolocar un espejo, etc. La figura 14 ilustra una modalidad de ejemplo del brazo de soporte de montaje polar 506 localizado en un soporte de base 1402. El soporte de base 1402 puede comprender diversas bases, estructura de soporte, estructura de cimiento, ménsulas de montaje, motores de posicionamiento y similares, tal como se requiere para facilitar el soporte, ubicación y colocación del brazo de soporte de montaje polar 506 y los componentes de las formaciones, por ejemplo formación 502, colector 504, etc. Tal como se ilustra en la figura 14, para facilitar el acceso a los diversos componentes del sistema de recolección de energía solar 500, por ejemplo, la formación 502, el colector 504, etc., el brazo de soporte de montaje polar 506 puede ser desencajado en forma selectiva (al menos parcialmente) desde el soporte de base 1402, permitiendo que el sistema de recolección de energía solar 500 sea inclinado y descendido según sea necesario.

Tal como se describió anteriormente, el brazo de soporte de montaje polar 506 también se puede desencajar en forma selectiva (al menos parcialmente) de una estructura de soporte (por ejemplo, soporte de base 1002) para facilitar el posicionamiento del sistema de recolección de energía solar 500, según se requiera, por ejemplo, una "posición de seguridad", mantenimiento, instalación, sintonización de alineación, almacenamiento, etc. La figura 15 ilustra una representación esquemática 1500 de un sistema de recolección de energía solar 500 en una posición descendida, la cual puede ser una posición de seguridad, mantenimiento, instalación, sintonización de alineación, almacenamiento y similares.

La figura 16 muestra una metodología 1600 para construir una formación solar y posicionar la formación para rastrear el sol. En 1602, la formación solar se construye en donde la formación comprende dos secciones planas de igual tamaño. La formación puede construirse de espejos para facilitar el reflejo de los rayos solares a un colector central, o en una modalidad alternativa, la formación puede comprender una formación de dispositivos fotovoltaicos para absorber la energía solar y proveer la conversión de energía solar a energía eléctrica. Las dos formaciones se conectan a través de un soporte central, con las formaciones colocadas en el soporte de modo que se deje una abertura entre las formaciones, la abertura tiene un ancho conocido de acuerdo con la acción 1604.

En 1604, se construye un montaje polar en donde el montaje polar se coloca en la superficie de la tierra, de modo que se alinea en forma paralela con la inclinación del eje de rotación de la tierra. Volviendo a la acción 1602, la abertura dejada entre las dos formaciones, tiene un ancho suficiente para permitir que las formaciones sean localizadas al final del montaje polar, de modo que las formaciones sean colocadas en cualquier parte del montaje polar.

En 1606, se proporcionan medios para permitir que la formación sea girada alrededor del montaje polar a lo largo del ángulo de ascensión. Dichos medios pueden incluir un motor, actuador, o dispositivo similar, y los medios pueden formar parte del conector que conecta las formaciones para el montaje polar. En 1608, se proporcionan medios para permitir que la formación sea inclinada a través de un rango de ángulos con respecto al montaje polar a lo largo del ángulo de declinación, en donde el rango de ángulos incluye el grado de ángulo requerido para mantener una formación en alineación con el sol, y su variación de declinación así como un mayor rango de ángulos para permitir que la formación sea inclinada para instalación, mantenimiento, almacenamiento, etc. Dichos medios pueden incluir un motor, actuador, o dispositivo similar. Los medios pueden formar parte del conector que conecta la formación al montaje polar.

En 1610, se proporciona información al sistema para permitir que la formación rastree el sol conforme el sol atraviesa el cielo. Dicha información puede incluir datos de longitud, datos de latitud, información de hora y fecha, etc., con base en la ubicación de la formación. Utilizando la información proporcionada en 1610, en 1612 la formación se alinea con respecto al sol para facilitar la generación de energía procedente de energía solar. La formación se alinea al sol alterando los ángulos de declinación y ascensión de la formación con respecto ai sol. En una modalidad, se puede alterar el ángulo de ascensión a lo largo del día, y al mismo tiempo se ajusta el ángulo de declinación una vez de acuerdo con la altura del sol en el cielo. En una modalidad alternativa, los ángulos de ascensión y declinación se pueden ajustar según sea requerido, por ejemplo, en forma continua, para mantener la formación en alineación con el sol.

En el 1614, la formación solar facilita la recolección de energía del sol, ya sea a través de medios fotovoltaicos, de reflejo o similares.

La figura 17 se relaciona con la metodología 1700 para facilitar la colocación de una formación solar en una posición de seguridad (por ejemplo, para evitar daño a la formación y los componentes asociados debido a condiciones climatológicas), mantenimiento (por ejemplo, la formación necesita ser inspeccionada, limpiada, reemplazada, etc.), instalación (por ejemplo, la formación se mueve a través de una variedad de posiciones para determinar que cualesquiera dispositivos de posicionamiento estén funcionando en forma correcta), o similares.

En el 1702, la formación solar se coloca en la posición de operación normal para recolectar los rayos solares con los ángulos de ascensión y declinación de la formación con respecto al sol siendo ajustados a lo largo del día para mantener la formación en alineación con el sol; la formación facilita la recolección de energía de los rayos solares, 1704.

En el 1706, se realizó una determinación de si la formación será colocada en una posición de seguridad, por ejemplo, en respuesta a la información que está siendo recibida de que un sistema de clima se está moviendo en el área. Si se considera que el sistema de clima no impone riesgo a la operación de la formación, el método 1700 regresa al 1702 y continúa la energía solar siendo recolectada. Si se determina que la formación solar necesita desactivarse y colocarse en una posición segura, por ejemplo, se aproxima una tormenta de granizo que puede dañar los espejos/elementos fotovoltaicos, se puede colocar un comando para colocar la formación en una posición segura, 1308.

Aunque la formación está en la posición segura, en el 1710, se puede realizar una determinación de si la formación necesita mantenerse en esta posición. Si la determinación es "Sí", por ejemplo el sistema de climas aún impone un riesgo a la formación y componentes de recolección, el método procede al 1712, manteniéndose la formación en la posición segura.

En el 1714, se realiza una determinación adicional con respecto a si la formación puede regresar a una posición para recomenzar la recolección de la energía solar. Si la respuesta es "No", por ejemplo, el sistema climatológico aún impone un riesgo a los componentes de la formación, el método regresa la 1712. Si en el 1714, se determina que "Sí", es seguro reanudar las operaciones, entonces el método regresa al 1702, y la formación se vuelve alinear con respecto al sol para recomenzar la recolección de la energía solar.

Regresando a la acción del 1710, si la determinación para ver si se mantiene la posición segura actual es "No", por ejemplo, el sistema climatológico ya no impone un riesgo a la formación y componentes de recolección, el método regresa a 1702, y se reanuda en la formación la recolección de la energía solar.

El rastreo de la posición del sol analizando en forma óptima la luz solar, se proporciona cuando la luz solar directa puede ser sustancialmente distinguida de otras fuentes de luz, tal como reflexiones de luz solar fuera de ciertos objetos, láseres y/o similares. En particular, se puede identificar la luz solar directa de acuerdo con su no polarización, propiedad colimada, frecuencia de luz y/o similares. Una vez que se detecta la luz solar directa, en un ejemplo, las celdas solares pueden ajustarse automáticamente para recibir la luz solar en una alineación óptima que permita una implementación altamente eficiente de la energía solar máxima, evitando al mismo tiempo la alineación con otras fuentes de luz más débiles. Las celdas solares se pueden ajustar en forma individual, como parte de un panel de celdias, y/o similares, por ejemplo.

De acuerdo con un ejemplo, los paneles solares pueden estar equipados con componentes para diferenciarse y concentrarse en la luz solar. Por ejemplo, se pueden proporcionar uno o más polarizadores y colocarse de modo que la fuente de luz pueda ser evaluada para determinar la polarización de la misma. Ya que la luz solar directa es sustancialmente no polarizada, los niveles de radiación similar medidos a través de los polarizadores, pueden indicar una fuente de luz solar directa. Además, se pueden incluir filtros espectrales para filtrar la luz que tiene meramente un espectro de color sustancialmente diferente al del sol, tal como láseres verdes, láseres rojos y similares. Además, se pueden proporcionar lentes de bola o celdas cuadrantes, en donde la fuente de luz pasa a través de los lentes de bola y sobre una celda cuadrante; el tamaño de un punto focal en la celda cuadrante puede ser utilizado para determinar la colimación de la luz. Si la luz se colima más allá de un valor de umbral, puede determinarse como luz solar directa. En este caso, el lente de bola y la celda de cuadrante pueden determinar en forma adicional el posicionamiento óptimo de la celda, para recibir una cantidad máxima de luz solar con base al menos en parte en la posición del punto focal en las celdas cuadrantes. Por lo tanto, las celdas solares pueden ser ajustadas automáticamente para recibir luz solar directa sin confusión de las fuentes de luz dispares.

Volviendo ahora a las figuras, la figura 18 ilustra un sistema 1800 que facilita el rastreo de luz solar para alinear en forma óptima un dispositivo con base en la posición de la luz solar. Se proporciona un componente de rastreo de luz solar 1802, para determinar si la luz recibida es luz solar directa o luz de otra fuente, y puede rastrear la luz solar directa con base en la determinación. Además, se proporciona un componente de posicionamiento 1804 que puede alinear un dispositivo de acuerdo con la posición de la luz solar. En un ejemplo, el dispositivo puede comprender una o más celdas solares (o paneles de celdas solares) que pueden ser alineados en forma óptima con respecto a la luz solar directa para recibir una cantidad de luz substancialmente máxima para conversión en electricidad mediante tecnología fotovoltaica, por ejemplo. De acuerdo con un ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede rastrear la luz solar y llevar la información de posicionamiento al componente de posicionamiento 1804, de modo que el dispositivo pueda ser posicionado en forma óptima (por ejemplo, las celdas solares pueden moverse en una posición deseable para recibir luz solar directa sustancialmente óptima).

En un ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede evaluar una pluralidad de fuentes de luz para determinar cual fuente es luz solar directa. Esto puede incluir recibir la luz a través de múltiples polarizadores angulados de modo que la luz polarizada pueda producir diferentes resultados en cada polarizador, en tanto que la luz no polarizada, tal como luz solar directa, pueda producir sustancialmente el mismo resultado en los polarizadores. Además, de acuerdo con un ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede diferenciar las fuentes de luz con base en la longitud de onda, que puede proporcionar la exclusión de láseres u otras fuentes de luz distinguibles en este aspecto. Además, el filtro puede proporcionar atenuación en sustancialmente todas las longitudes de onda de modo que cuando se combinan en un amplificador, la luz solar puede ser detectada con base al menos en parte en la fuerza de la fuente de luz. Además, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede determinar una propiedad de colimación de la fuente de luz para determinar si la luz es luz solar directa. Además, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede evaluar la alineación de uno o más dispositivos, con respecto al eje de la fuente de luz en el mismo, para determinar un movimiento requerido para alinear óptimamente el dispositivo con luz solar directa determinada, en un ejemplo.

En forma subsecuente, se puede llevar la información de posicionamiento al componente de posicionamiento 1804, que puede controlar una o más posiciones axiales de un dispositivo (por ejemplo, una celda solar o uno o más paneles de celda). A este respecto, al recibir la información de ubicación del componente de rastreo de luz solar 1802, el componente de posicionamiento 1804 puede mover el dispositivo y/o un aparato en el cual el dispositivo se monta para alinear el eje de la luz solar directa en una posición óptima con respecto al dispositivo. El componente de rastreo de luz solar 1802, puede analizar la luz solar directa en cronómetro, o puede seguir la luz solar conforme se mueve, determinando en forma constante la alineación óptima con respecto al eje de luz. Además, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede configurarse como parte de una celda solar o panel de celdas (por ejemplo, detrás o dentro de una o más celdas o fijarse/montarse en el panel o un aparato asociado). A este respecto, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede moverse con las celdas para evaluar la posición óptima conforme el componente de posicionamiento 1804 mueve las celdas y el componente de rastreo de luz solar 1802. En otro ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede estar en una ubicación separada a la de las celdas y puede llevar información de posicionamiento precisa al componente de posicionamiento 1804, que puede posicionar en forma adecuada las celdas.

Haciendo referencia a la figura 19, se despliega un sistema de ejemplo 1900 para rastrear la posición del sol con respecto a la desviación de un eje de una o más celdas solares relacionadas o sustancialmente cualquier aparato. Se describe un componente de rastreo de luz solar 1802 que puede rastrear la posición de la luz solar directa utilizando una pluralidad de componentes de análisis de luz 1904, que puede aproximar una fuente de luz con base al menos en parte en una o más medidas relacionadas con la fuente de luz. El componente de rastreo de luz solar 1802 puede comprender los múltiples componentes de análisis de luz 1904, para proporcionar redundancia, así como para analizar una fuente de luz desde perspectivas dispares. En un ejemplo, tal como se describe, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede identificar la luz solar directa ya que se colocan diversas fuentes de luz, y por consiguiente, suministra información con respecto al posicionamiento de una o más celdas solares para recibir la luz solar directa en un eje óptimo. Aunque el componente de rastreo de luz solar 1802 se muestra como teniendo 3 componentes de análisis de luz 1904, se podrá apreciar que se pueden utilizar, en un ejemplo, más o menos componentes de análisis de luz 1904. Además, el componente(s) de análisis de luz 1904 utilizado, puede comprender uno o más de los componentes mostrados y descritos como parte del componente de análisis de luz 1904, o puede compartir dichos componentes entre los componentes de análisis de luz 1904, en un ejemplo.

Cada componente de análisis de luz 1904 incluye un polarizador 1906 que puede polarizar una fuente de luz recibida, punto en el cual se puede medir un nivel de radiación recibida del polarizador 1906. Para cada componente de análisis de luz 1904, los polarizadores 1906 pueden configurarse en ángulos dispares. En un ejemplo que tiene 3 componentes de análisis de luz 1904, y por lo tanto 3 polarizadores 1906, los polarizadores pueden estar configurados sustancialmente en compensaciones de ángulos de 120 grados. A este respecto, las medidas de radiación de cada polarizador 1906, que recibe luz de una misma fuente pueden ser evaluadas. Cuando una fuente de luz es al menos un tanto polarizada, una vez que se recibe mediante los polarizadores 1906, los niveles de radiación del rayo resultante pueden diferir en cada polarizador 1906, indicando un tanto de fuente de luz polarizada. De manera inversa, cuando una fuente de luz es sustancialmente no polarizada, los niveles de radiación resultante subsecuentes al paso a través de los polarizadores angulados en forma diferente 1906, pueden ser sustancialmente similares. En esta forma, ya que la luz solar directa es sustancialmente no polarizada, puede detectarse sobre fuentes de luz polarizadas, tal como luz solar reflejada fuera de muchas superficies incluyendo nubes y otras fuentes de luz, por ejemplo. Se podrá apreciar que el nivel de radiación puede medirse una vez que la luz pasa a capas inferiores del componente de análisis de luz 1904 a través de un procesador (no mostrado) y/o similares para determinar los niveles y diferencias entre ellos.

Además, los componentes de análisis de luz 1904 pueden incluir filtros espectrales 1908 para filtrar fuentes de luz de longitudes de onda sustancialmente dispares o más enfocadas que la luz solar directa. Por ejemplo, los filtros espectrales 1908 pueden pasar luz que tiene longitudes de onda entre aproximadamente 560 nanómetros (nm) a 600 nm. Por lo tanto, la mayor parte de la radiación láser (por ejemplo, láseres verde 525 nm y rojo 635 nm comúnmente utilizado) pueden ser sustancialmente rechazados en los filtros espectrales 1908, en tanto que la mayoría de la fuente de luz solar directa puede pasar. Esto puede evitar la violación con una recolección de celdas solares, así como el cierre con seguro a una fuente de luz débil y/o intermitente. Las fuentes de luz que pasan a través del filtro espectral 1908b, pueden ser recibidas a través de un lente de bola 1910 que puede concentrar la luz en celdas cuadrantes 1912. Una fuente de luz un tanto colimada, tal como luz solar directa, puede llegar a un foco detrás del lente de bola 1910 en las celdas cuadrantes 1912 en un punto menor a un valor de umbral. Por lo tanto, ésta puede ser otra indicación de luz solar directa de acuerdo con el nivel de colimación medido a través del tamaño del punto enfocado en donde las fuentes de luz difusa, indicadas por un punto enfocado mayor o más de un punto enfocado, por ejemplo, puede ser rechazada. Se podrá apreciar que se pueden utilizar a este respecto, otros tipos de lentes curvos.

Además, la celdas cuadrantes 1912 pueden proporcionar una indicación de alineación axial del componente de análisis de luz 1904 (y por lo tanto celdas solares o sustancialmente cualquier dispositivo o aparato asociado con el componente de rastreo de luz solar 1802) con respecto a la posición del punto enfocado en las celdas cuadrantes 1912 de la luz que pasa a través del lente de bola 1910. Por ejemplo, el ángulo en el cual la luz brilla en los componentes de análisis de luz 1904, puede ser determinado conforme pasa a través del lente de bola 1910 y viene a un punto en las celdas cuadrantes 1912. El punto en las celdas cuadrantes 1912, puede indicar el ángulo y se puede utilizar para determinar una dirección y movimiento requerido para recibir la luz en un ángulo óptimo. Además, se proporciona un amplificador 1914 en cada componente de análisis de luz 1904, para recibir una foto-señal que comprende la información relevante de la luz, tal como se describió.

Además, se pueden rechazar fuentes de luz con base al menos en parte en su brillantez. Esto se puede lograr, por ejemplo, utilizando el filtro espectral 1908 para proporcionar una atenuación significativa, en sustancialmente todas las longitudes de onda; esto junto con la ganancia del amplificador 1914, se puede utilizar para determinar una brillantez de la fuente. Las fuentes de luz debajo de un valor de umbral específico, pueden ser rechazadas. Asimismo, se puede medir una variación en tiempo en la intensidad de la luz (por ejemplo, una modulación de la fuente de luz). Se apreciará que la luz solar directa es sustancialmente no modulada, y se pueden rechazar también a este respecto, las fuentes que indican cierta modulación.

Tal como se mencionó anteriormente, los parámetros e información inferidos pueden llevarse a un procesador (no mostrado) para procesamiento y determinación de la fuente de luz, si la celda solar, dispositivo o aparato asociados necesitan un reposicionamiento de acuerdo con el punto en las celdas cuadrantes 1912, y/o similares. La información puede ser llevada al procesador mediante el amplificador 1914, en un ejemplo. A este respecto, se puede diferenciar la luz solar directa de las fuentes de luz dispares con base en los parámetros anteriores procurados por el componente de análisis de luz 1904, dando como resultado un posicionamiento óptimo de las celdas solares para recibir sustancialmente la máxima energía solar.

Volviendo ahora a la figura 20, un sistema 2000 de ejemplo se muestra para determinar una posición del sol y rastreo de la posición, para asegurar la alineación óptima de una o más celdas solares. Se proporciona un componente de rastreo de luz solar 1802 para determinar una posición de luz solar directa, ignorando al mismo tiempo otras fuentes de luz, tal como se describe, así como un componente de posicionamiento de celda solar 2002, que puede posicionar una o más celdas o paneles de celdas solares para recibir en forma óptima luz solar directa, y un componente de reloj 2004, que puede proporcionar una ubicación de luz solar aproximada con base al menos en parte en la hora del día y/o tiempo del año, por ejemplo. Se apreciará que el componente de rastreo de luz solar 1802, puede configurarse dentro de una o más celdas solares, fijarse en o cerca de las celdas solares o panel representativo, colocarse en un dispositivo que controla en forma axial la posición de la celda/panel y/o similares, por ejemplo.

De acuerdo con un ejemplo, el componente de posicionamiento de celda solar 2002 puede colocar inicialmente una celda solar, conjunto de celdas y/o un aparato que comprende una o más celdas, en una posición aproximada de luz solar con base al menos en parte en el componente de reloj 2004. A este respecto, el componente de reloj 2004 puede almacenar información con respecto a posiciones del sol en diferentes horas del día a lo largo de un mes, estación del año, año, recolección de años y/o similares. Esta información puede ser obtenida de una variedad de fuentes que incluyen fijas o manualmente programadas dentro del componente de reloj 2004, proporcionadas en forma externa o remota al componente reloj 2004, inferidas por el componente de reloj 2004 de las lecturas previas del componente de rastreo del luz solar 1802, y/o similares. A este respecto, el componente de reloj 2004 puede aproximar una posición de la luz solar en un punto de tiempo determinado, y el componente de posicionamiento de celda solar 2002, puede mover la celda o celdas de acuerdo con dicha posición.

En forma subsecuente, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede ser utilizado para sintonizar en forma fina la posición de las celdas, tal como se describió anteriormente. En forma específica, una vez que se coloca en forma aproximada, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede diferenciar entre la luz solar directa supuesta y la luz solar reflejada de objetos dispares, incluyendo nubes, edificios, otras obstrucciones y/o similares. El componente de rastreo de luz solar 1802 puede lograr esta diferenciación utilizando los componentes y procesamientos descritos anteriormente, incluyendo determinación de una polarización de la fuente de luz, infiriendo una propiedad de colimación de la fuente de luz, midiendo una brillantez o fuerza de la fuente de luz, diferenciando un nivel de modulación (o no modulación) de la fuente, filtrando ciertos colores de longitud de onda y/o similares. Además, la configuración del lente de bola y celda cuadrante descrita anteriormente, se puede utilizar para determinar un movimiento axial requerido para asegurar un eje de luz sustancialmente directo hacia las células. Se podrá apreciar que el componente de reloj 2004 puede utilizarse para configurar inicialmente las posiciones de la celda. En otro ejemplo, las celdas pueden estar inactivas durante las horas nocturnas, y el componente de reloj 2004 se puede utilizar para colocar las celdas al amanecer. Además, en el caso de una obstrucción significativa, en donde puede haber luz solar sustancialmente no directa para que detecte el componente de rastreo de luz solar 1802, el componente de reloj 2004 puede ser utilizado para seguir la trayectoria anticipada del sol hasta que la luz solar, está disponible para detección mediante el componente de rastreo de luz solar 1802, etc. En este ejemplo, cuando existe una disparidad en la predicción en el componente de reloj 2004 del sol y la determinación y medida real del componente de rastreo de luz solar 1802, se puede tomar en cuenta la disparidad a través del componente de reloj 2004, para asegurar una operación más precisa cuando se desee su utilización.

Volviendo ahora a la figura 21, se ilustra un sistema de ejemplo 2100 para que los dispositivos remotos de rastreo de luz solar y posicionamiento reciban la cantidad de luz óptima. Se proporciona un componente de rastreo de luz solar 1802 para determinar una posición del sol con base en la diferenciación de la fuente de luz solar de otras fuentes de luz. Además, se proporciona un componente de transmisión de información de luz solar 2102, para transmitir información del componente de rastreo de luz solar 1802 con respecto a la posición precisa de la luz solar, así como un componente de posicionamiento de celda solar 2002, que puede colocarse en una o más celdas solares con base al menos en parte en la información del componente de transmisión de información de luz solar 2102 a través de la red 2104.

En este ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede ser localizado en forma dispar de las celdas solares; sin embargo, con base al menos en parte en posiciones conocidas del componente de rastreo de luz solar 1802 y las celdas, se puede proporcionar información precisa para colocar las celdas localizadas en forma remota. Por ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede determinar una posición sustancialmente precisa del sol con base en la distinción de luz solar directa de otras fuentes de luz, tal como se describió anteriormente. En particular, la luz de fuentes diferentes puede medirse con base al menos en parte en la polarización, colimación, intensidad, modulación y/o longitud de onda para hacer estrechas las fuentes debajo de la posible luz solar directa, tal como se describe. Además, se puede determinar la alineación óptima en el eje de luz para una máxima utilización de luz, utilizando lentes de bola y celdas cuadrantes. Una vez que se determinan las ubicaciones precisas, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede llevar la información al componente de transmisión de información de luz solar 2102.

Al momento de recibir la información de alineación precisa, el componente de transmisión e información de luz solar 2102, puede enviar la información al componente de posicionamiento de celdas solar 2002, localizado en forma remota, a través de la red 2104, para colocar en forma axial un conjunto de celdas solares para recibir sustancialmente la máxima luz solar directa. En particular, el componente de posicionamiento de celda solar 2002, puede recibir la información de alineación precisa, tomando en cuenta la diferencia en ubicación entre una o más celdas solares/paneles del componente de rastreo de luz solar 1802, y alinear en forma óptima las celdas/paneles para recibir luz solar óptima para la conversión de energía fotovoltaica . Se apreciará que la diferencia en posición entre el componente de rastreo de luz solar 1802 y las celdas, puede afectar la posición relativa del sol en cada ubicación. Por lo tanto, la disparidad puede ser calculada de acuerdo con la diferencia en ubicación (por ejemplo, la ubicación determinada utilizando el sistema de posicionamiento global (GPS) y/o similar). En otro ejemplo, la disparidad se puede medir al momento de la instalación de las celdas solares y/o el componente de rastreo de luz solar 102b y ser un cálculo fijo llevado a cabo al momento de recibir la información precisa de la ubicación del sol.

Haciendo referencia a la figura 22, se muestra un sistema de ejemplo 2200 para asegurar una configuración de celda solar en la luz solar directa para facilitar la generación de energía fotovoltaica óptima. En particular, se proporciona un aparato giratorio en forma axial 2202, el cual puede comprender una o más celdas solares o paneles de celdas, así como un componente de rastreo de luz solar adherido 1802, tal como se describe en la presente invención. En un ejemplo, el aparato giratorio en forma axial 2202 puede ser uno de un campo de aparato similares que desean recibir luz solar directa. En este ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802, puede fijarse a cada aparato giratorio en forma axial 2202, o puede haber un componente de rastreo de luz solar que opera una pluralidad de aparatos giratorios en forma axial en el campo (y puede estar separado o unido a un aparato simple de la pluralidad a este respecto).

Tal como se muestra, el aparato giratorio en forma axial 2202, puede colocarse para recibir un eje óptimo de luz solar directa 2204. El componente de rastreo de luz solar 2202 puede detectar la luz solar directa 2204 para este extremo, tal como se describe supra, y un componente de posicionamiento (no mostrado) puede girar el aparato giratorio en forma axial 2202 de acuerdo con una posición indicada del eje óptimo de luz solar directa. Tal como se mencionó, el componente de rastreo de luz solar 1802, puede evaluar diversas fuentes de luz en proximidad a la luz solar directa, tal como la luz de reflexión 2206 y/o láser 2208, para determinar qué fuente es luz solar directa 2204. Tal como se describió, el aparato giratorio en forma axial 2202 puede moverse entre las fuentes de luz, moviéndose en forma similar al componente de rastreo de luz solar 1802, permitiendo que el componente de rastreo de luz solar 1802 para analizar las fuentes de luz, determinando cual es la luz solar directa 2204.

Por ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede recibir luz de una de las fuentes de luz de reflexión 2206 mostradas, y determinar si alinea las celdas para recibir en forma óptima la luz de reflexión 2206. Sin embargo, el componente de rastreo de luz solar 2206 puede determinar que la fuente de luz de reflexión 2206, de hecho, es luz de reflexión, tal como se describe, evaluando los niveles de radiación al momento de la polarización a través de una pluralidad de polarizadores angulados en forma diferente. Los niveles pueden diferir en un nivel que indica que la luz es polarizada y por lo tanto no es luz solar directa; el componente de rastreo de luz solar 1802, puede instruir un componente de posicionamiento, para mover el aparato giratorio en forma axial 2202 a otra fuente de luz para evaluación. En otro ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede recibir luz del láser 2208, pero puede indicar que la luz láser no es luz solar directa, ya que puede ser sustancialmente filtrada a través de un filtro espectral, tal como se describe. Por lo tanto, el componente de rastreo de luz solar 1802, puede instruirse para mover el aparato giratorio en forma axial 2202 a otra fuente de luz.

En otro ejemplo, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede recibir luz de la fuente de luz solar directa 2204 y distinguir esta luz como luz solar directa. Tal como se describe, esto puede ocurrir mediante procesamiento de niveles de radiación para la luz al momento de la polarización mediante los polarizadores antes mencionados, los cuales pueden indicar niveles de radiación similares. Por lo tanto, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede determinar que la fuente de luz es sustancialmente no polarizada, igual que la luz solar directa; si la luz solar pasa a través del filtro espectral, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede determinar que la luz 2204 es luz solar directa. En forma subsecuente, tal como se describe, el componente de rastreo de luz solar 1802 puede utilizar una configuración de lente de bola y celda cuadrante para determinar una colimación de la fuente de luz, para asegurar que es luz solar directa. El componente de rastreo de luz solar 1802, puede determinar adicionalmente la intensidad de la fuente de luz utilizando el filtro de espectro para proporcionar una atenuación significativa para sustancialmente todas las longitudes de onda que pueden ser medidas con una ganancia procedente de un amplificador que recibe la fotoseñal. La señal resultante puede compararse con un valor de umbral para determinar una intensidad de requisito para la luz solar.

Además, la modulación de la foto-señal puede medirse para determinar la variación en tiempo; en donde la luz es sustancialmente no modulada, éste puede ser otra indicación de luz solar directa. Además, se puede utilizar la configuración de lente de bola y celda cuadrante, tal como se describe, para angular óptimamente el aparato giratorio en forma axial 2202 para alinearse en el eje de la luz solar directa 2204.

Los sistemas, arquitecturas, y similares antes mencionados, han sido descritos con respecto a la interacción entre los diversos componentes. Deberá apreciarse que dichos sistemas y componentes pueden incluir los componentes o subcomponentes especificados en la presente invención, algunos de los componentes o subcomponentes especificados y/o componentes adicionales. Los subcomponentes también pueden implementarse como componentes acoplados en forma de comunicación' a otros componentes en lugar de incluirse dentro de componentes de origen. Aún además, se pueden combinar uno o más componentes y/o subcomponentes en un componente simple para proporcionar una funcionalidad agregada. La comunicación entre los sistemas, componentes y/o subcomponentes, se puede lograr de acuerdo ya sea con un modelo de empuje y/o extracción. Los componentes también pueden interactuar con uno o más componentes no descritos en forma específica en la presente invención por propósitos de brevedad, aunque son conocidos para los expertos en la técnica.

Además, tal como se apreciará, varias partes de los sistemas y métodos descritos pueden incluir o consistir en una inteligencia artificial, aprendizaje de máquina o componentes, subcomponentes, procesos, medios, metodologías o mecanismos (por ejemplo, máquinas y el vector de soporte, redes neurales, sistemas expertos, redes de creencia Bayesian, lógica borrosa, motores de fusión de datos, clasificadores...) a base de conocimiento o reglas. Dichos componentes, entre otras cosas, pueden automatizar ciertos mecanismos o procesos llevados a cabo para ser partes de los sistemas y métodos más adaptables, así como eficientes e inteligentes, por ejemplo, infiriendo acciones con base en la información de contexto. A manera de ejemplo y o de limitación, se puede emplear dicho mecanismo con respecto a la generación de vistas materializadas y similares.

En virtud de los sistemas de ejemplo descritos supra, las metodologías que se pueden implementar de acuerdo con el asunto o materia descrito, serán mejor apreciadas con referencia a los diagramas de flujo de las figuras 23 a 25. Aunque por propósitos de simplicidad de explicación, las metodologías se muestran y describen como una serie de bloques, quedará entendido y se podrá apreciar que el asunto o materia reivindicado no se limita por el orden de los bloques, ya que pueden ocurrir algunos bloques en diferentes órdenes y/o en forma concurrente con otros bloques a lo que se ¡lustra y describe en la presente invención.

Además, no todos los bloques ilustrados pueden ser requeridos para implementar las metodologías que se describen a continuación.

La figura 23, muestra una metodología 2300 para determinar la polarización de una fuente de luz para inferir parcialmente si la luz es luz solar directa. Se podrá apreciar que se pueden tomar medidas adicionales, tal como se describe en la presente invención, para decidir la fuente de luz. En el 2302, se recibe luz de una fuente; la fuente puede incluir luz solar (por ejemplo, directa o reflejada de nubes, estructuras, etc), láseres y/o fuentes concentradas similares. En el 2304, la luz pasa a través de polarizadores angulados en forma diferente. Tal como se describe, al variar el ángulo de los polarizadores se pueden convertir los rayos de luz resultantes disparados sobre los polarizadores, en donde se polariza la luz original. Por lo tanto, en el 2306, se puede medir un nivel de radiación después de la polarización en cada polarizador. Se pueden comparar las diversas medidas, y en el 2308, se puede determinar la polarización de la luz original procedente de la fuente. Tal como se describe, cuando las medidas comparadas difieren más allá de un valor de umbral, puede determinarse que se polarizó la luz original; sin embargo, cuando no existe mucha diferencia entre las medidas, la luz original puede ser no polarizada. Ya que la luz solar directa es sustancialmente no polarizada, esta determinación puede indicar si la luz original es luz solar directa.

La figura 24, ilustra una metodología 2400 que facilita en forma adicional la determinación de si la luz recibida de una fuente es luz solar directa. En el 2402, la luz es recibida de la fuente. Tal como se describe, la fuente puede incluir luz solar directa o indirecta, láser y/o similares. Además en el 2404, la polarización de la luz puede determinarse tal como se describió previamente. En forma subsecuente, en el 2406, la luz puede pasarse a través de un filtro de longitud de onda que rechaza partes de las fuentes de luz que no están dentro de una longitud de onda específica. Por ejemplo, el filtro de longitud de onda puede ser tal que rechace las luces que no están en un rango utilizado por la luz solar. Por lo tanto, el filtro puede rechazar algunas luces láser (por ejemplo, láser rojo y verde en un ejemplo) y pasar únicamente luz que está dentro del rango. Además, el filtro puede proporcionar una atenuación significativa en sustancialmente todas las longitudes de onda. Esto puede tomarse junto, con la ganancia de la fotoseñal resultante, para indicar una intensidad de la fuente de luz que puede ser utilizada adicionalmente para determinar si la fuente es luz solar directa. En el 2408, se puede determinar si la luz es luz solar directa; por ejemplo, esto puede basarse al menos en parte, en si la luz pasó a través del filtro, así como la polarización determinada. Tal como se describe, cuando la luz no es polarizada, existe una posibilidad de que sea luz solar directa, ya que muchas fuentes de luz solar reflejadas (por ejemplo, desviadas por las nubes, estructuras, y similares), están polarizadas. Además, el filtro de longitud de onda puede proporcionar un aseguramiento adicional de luz solar directa si la luz está sustancialmente dentro de la longitud de onda correcta.

La figura 25, muestra una metodología 2500 para lograr que las celdas solares reciban un eje de luz óptimamente alineado para generar energía solar. En el 2502, la luz es recibida de una fuente. Tal como se describe, esta luz puede venir de muchas fuentes, y en el 2504, puede determinarse si la luz es luz solar directa. A este respecto, otras fuentes de luz, tal como luz reflejada, láseres, etc, se pueden rechazar, tal como se describe en la presente invención. Por ejemplo, una variedad de polarizadores, filtros y/o similares pueden ser utilizados para rechazar las fuentes de luz no deseadas. Esto puede estar basado al menos en parte, en la determinación de un nivel de polarización de la luz, una colimación de la luz (por ejemplo, midiendo un tamaño en un punto focal en una celda cuadrante de la luz que pasa a través de los lentes de bola) una intensidad de la luz (por ejemplo, medida mediante la ganancia procedente de un amplificador que recibe la luz) un espectro de la luz (por ejemplo, medida a través de un filtro de espectro) una modulación de la luz, y/o similares, tal como se describe. En el 2506, se determina una alineación de eje óptima para recibir la luz solar directa. Esto se puede determinar, tal como se describe, utilizando una configuración de lente de bola y celda cuadrante, por ejemplo, para enfocar un punto de la luz en la celda cuadrante. La luz puede brillar en el lente de bola, el cual refleja la luz como uno o más puntos en la celda cuadrante. La alineación puede ajustarse con base en la posición del punto en la celda cuadrante. En el 2508, una o más celdas solares pueden colocarse de acuerdo con la alineación axial. Por lo tanto, se puede detectar la luz solar directa, y las celdas solares pueden ser colocadas en forma óptima en el eje de la luz solar para recibir una energía máxima para la conversión fotovoltaica, en un ejemplo.

Haciendo referencia ahora a la figura 26, se describe una configuración de disco solar de ejemplos en dos diferentes estados 2600 y 2602. Una configuración puede presentar un plato solar 2604 que puede ser alineado con una fuente de energía 106 (por ejemplo, el sol alrededor del cual gira la Tierra).

El plato solar 2604 puede descansar en una base 2608 (por ejemplo, estará acoplada a la base) que se asienta en la tierra, en donde la base 2608 es construida normalmente de metal, concreto, madera, y similares. Para recolectar energía solar, el plato solar 104 puede incluir un concentrador 2610 que puede funcionar como una celda solar. La primera configuración de estado 2600, puede representar un lugar en el tiempo inmediatamente después de la construcción del plato solar 2604 con la base 2608. De manera inversa, la segunda configuración de estado 2602 puede representar un lugar en el tiempo después de la construcción, en donde la base 2608 se asienta, la tierra se asienta, la configuración 2600 se mueve físicamente a un lugar que cambia la configuración 2600 a la configuración 2602, etc. Aunque el concentrador 2610 se muestra como parte de un plato solar 2604, se podrá apreciar que se pueden practicar diversas configuraciones sin el uso de un plato solar 2604, tal como una unidad independiente.

Pueden surgir diversas circunstancias, de modo que cambie la configuración (por ejemplo, cambia en una forma de la primera configuración de estado 2600 a la segunda configuración de estado 2602). Por ejemplo, ciertos materiales se pueden asentar con el tiempo (por ejemplo concreto) y por lo tanto el plato solar 2604 (por ejemplo, un disco que incluye un concentrador solar) ya no se enciende correctamente con la fuente de energía 2606. En un ejemplo, el plato solar 2604 puede incluir un concentrador 2610 acoplado a la mitad del plato 2604. Tal como se puede apreciar en la figura 26, originalmente la fuente de energía 2606 y el plato solar 2604 ambos se alinean en el centro (por ejemplo, estado de configuración 2600) lo que permite al concentrador 2610 estar completamente dentro de límites de energía importantes 2612 de la fuente de energía 2606 (por ejemplo, estando dentro de los límites de energía se permite una máxima recolección de energía). Sin embargo, existe únicamente una alineación parcial con el plato solar 2604 y la fuente de energía 2606 después del movimiento (por ejemplo, estado de configuración 2602) y el concentrador 2610 ya no está completamente dentro de los límites de energía 2612 - por lo tanto el concentrador 2610 puede estar en una posición menos que óptima para recolectar energía. Si utilizando un codificador convencional, no se aprecia el cambio en la configuración, por lo tanto la misma no operará según lo deseado (por ejemplo, la fuente de energía 2606 no produce energía solar correctamente en el concentrador).

Un inclinómetro utilizado de acuerdo con los aspectos aquí descritos, puede ser un sensor de estado sólido, comúnmente a base de silicón. Se puede suspender una masa con una pequeña pieza de silicón que conecta la masa a un punto estable (por ejemplo, una estructura de soporte). La masa también puede incluir alas para mejorar la funcionalidad. La fuerza electroestática puede mover la masa de modo que la misma esté en el centro de un área. Si una unidad asociada apunta hacia un ángulo, entonces la masa se puede extraer hacia abajo. Se puede suministrar voltaje, el cual encuentra fuerzas para colocar la masa nuevamente en el centro. Una medida del voltaje utilizado para colocar la masa nuevamente en el centro del área, puede ser analizada para determinar un ángulo con respecto a la gravedad.

Por consiguiente, con la innovación descrita, el plato solar 2604 puede ajustarse en forma automática con base en los cambios en la alineación y por lo tanto el concentrador 2610 puede llevarse a los límites de energía de 2612 en el estado de configuración 2602. Se puede tomar una medida de un ángulo del plato solar 2604 y/o concentrador 2610 con respecto a la gravedad, para determinar la posición real y se pueda hacer un cálculo de una posición deseada. Si la posición real no es aproximadamente igual a la posición deseada, el plato solar 2604, la base 2606, así como otras entidades se pueden mover para corregir la alineación. De acuerdo con una modalidad, la configuración 2602 puede eliminar los errores de alineación con el concentrador 2610, buscando una máxima corriente de al menos una celda fotovoltaica. El plato solar 2604 se puede mover en un patrón que busca una salida máxima. Una posición relativa de éste máximo, en comparación con una salida del concentrador 2610, puede permitir que se corrija una mala alineación. Esta corrección también se puede incorporar a un cálculo eclíptico de circuito abierto, utilizado para apuntar en la fuente de energía 2606 en forma precisa incluso cuando este oculta (por ejemplo, por nubes).

Haciendo referencia ahora a la figura 27, se describe un sistema de ejemplo 2700 para determinar si un receptor (por ejemplo, el plato solar 2604 de la figura 26, un concentrador 2610 de la figura 26, etc.) debe ajustarse de acuerdo con el cambio de posición. En una operación convencional, conforme una fuente de energía cambia la posición con el receptor (por ejemplo, cambio entre el sol de la Tierra y un plato solar debido a la rotación de la Tierra alrededor del sol), el receptor se puede mover a lo largo para seguir la fuente. Sin embargo, puede haber ocasiones que la fuente no pueda ser rastreada físicamente, tal como un día nebuloso o durante la noche (por ejemplo, anticipando cuando amanecerá). En estos casos, se puede utilizar la anticipación para determinar en donde se debe colocar el receptor, tal como el posicionamiento del receptor que será localizado, en donde se anticipa el amanecer.

Para facilitar la operación, se puede calcular una posición deseada del receptor con base en la hora, fecha, longitud, latitud, etc. Además, se puede utilizar al menos un inclinómetro para medir un ángulo de un receptor con respecto a la gravedad. Un componente de obtención 2702 puede recolectar una posición de un receptor con respecto a la gravedad, comúnmente observado por el inclinómetro. El componente de obtención 2702 puede funcionar para reunir metadatos que pertenecen a una posición deseada del receptor, así como una posición real.

El componente de obtención 2702 puede transferir los datos recolectados, tal como la información de ubicación deseada y gravedad a un componente de evaluación 2704. Además, el componente de obtención 2702 y/o el componente de evaluación 2704 puede procesar la información de gravedad para determinar una posición real del receptor. El componente de evaluación 2702 puede comparar la posición del receptor (por ejemplo, posición real) contra una posición deseada de un receptor en relación con una fuente de energía, se utiliza la comparación para determinar una forma en la cual el receptor debe ser movido (por ejemplo, cómo mover el receptor, cuando mover el receptor, en donde mover el receptor, si el receptor no debe ser movido, y similares). De acuerdo con una modalidad alternativa, se pueden comparar los datos de gravedad sin procesar (por ejemplo, que representan la posición del receptor), contra una fuerza de gravedad esperada (por ejemplo, que representa la posición deseada) mediante el componente de evaluación 2704. El componente de evaluación 2704 puede transferir un resultado a una entidad, tal como un motor, por ejemplo, un motor de avance gradual, con la capacidad de mover el receptor de una posición real a una posición deseada.

Además, el componente de evaluación 2704 puede actualizar la operación del receptor y unidades relacionadas, de modo que el resultado deseado sea intentado en forma automática. Por ejemplo, el panel solar con el concentrador puede ser movido físicamente a aproximadamente una milla, y por lo tanto pueden no ser precisos los cálculos de posicionamiento predeterminados. Con la medición de gravedad (por ejemplo, ángulo del receptor contra gravedad), se puede determinar que se debe mover la posición real del receptor. Con este nuevo conocimiento, puede surgir un reajuste de modo que el receptor se mueva de acuerdo con la compensación (por ejemplo, siga una trayectoria después de que se mueva en forma opuesta a antes del movimiento).

Por lo tanto, puede haber un componente de obtención 2702 que recolecten metadatos de una posición con respecto a la gravedad de un concentrador (por ejemplo, una entidad con la capacidad de recolectar energía) con la capacidad de recolección de energía de una fuente de energía celestial (por ejemplo, sol). De acuerdo con una modalidad, los metadatos se recolectan de un inclinómetro. Además, se puede utilizar un componente de evaluación 2704 para comparar la posición del concentrador contra una posición deseada del concentrador en relación con la fuente de energía celestial, se utiliza la comparación para determinar una forma en la cual realizar una alteración para incrementar la efectividad (por ejemplo, maximizar la efectividad) del concentrador. Por ejemplo, una alteración puede ser para mover el plato solar 2604 de la figura 26.

Haciendo referencia ahora a la figura 28, se describe un sistema de ejemplo 2800 para ayudar al posicionamiento de un receptor en relación con una fuente de energía. Un componente de obtención 2702 puede recolectar una posición de un receptor con respecto a la gravedad (por ejemplo, recolectar información de la posición). Un componente de cómputo 2802, puede calcular la posición deseada de la fuente de energía (por ejemplo, una ubicación de la fuente de energía que permite una cobertura mejorada o máxima hacia un concentrador solar). De acuerdo con una modalidad, se calcula la posición deseada factorizando la fecha, hora, longitud del receptor, y latitud del receptor. Un reloj interno puede medir la hora y la fecha, así como transferir la hora y la fecha de una entidad auxiliar (por ejemplo, un satélite) y se puede obtener información de latitud y/o longitud de un sistema de posicionamiento global. Además, un componente de evaluación 304 puede determinar una posición real del receptor a través de la medición de un ángulo de gravedad en el receptor. La salida del componente de cómputo 2802 y/o el componente de evaluación 2804, puede ser recolectada por el componente de obtención 2702 y ser utilizada por un componente de evaluación 2704. El componente de evaluación 2804 puede funcionar como un medio para calcular la ubicación de un recolector a través del análisis de metadatos que se relacionan con la gravedad ejercida en el colector. Además, el componente de cómputo 2802 puede operar como un medio para computarizar la ubicación deseada del colector, el cálculo se basa en la fecha, hora, longitud del receptor, y latitud del colector. Además, el componente de obtención 2702 puede implementarse como un medio para obtener los metadatos que se relacionan con la gravedad ejercida en el colector desde un medio para medición.

El componente de evaluación 2704 puede comparar la posición del receptor contra una posición deseada del receptor en relación con una fuente de energía, la comparación se utiliza para determinar una forma en la cual se debe mover el receptor. Sin embargo, es posible que se puedan utilizar formas más eficientes y/o formas que sean más precisas para ajustar el receptor. Por ejemplo, si la fuente de energía puede rastrearse ópticamente, entonces puede ser más benéfico no utilizar el sistema 2800. El componente de evaluación 2704 puede funcionar como un medio para comparar la ubicación calculada del colector contra la ubicación deseada del colector. Por consiguiente, un componente de localización 306 puede concluir si se puede determinar la ubicación de una fuente de energía (por ejemplo, en forma óptica), en donde el componente de evaluación 204 opera en una conclusión negativa. Se pueden utilizar técnicas de inteligencia artificial, para ponderar los beneficios de las diferentes formas para determinar en donde se debe ubicar el receptor.

Un componente de conclusión 2808, puede decidir si el receptor debe moverse como ón de un resultado de la comparación. De acuerdo con una modalidad, el componente de conclusión 2808 puede considerar múltiples factores además de un resultado del componente de evaluación 2704. En un aspecto, el componente de conclusión 2808 puede generar un análisis de utilidad de costo con base al menos en parte en técnicas Al y múltiples factores considerados para evaluar la viabilidad del movimiento del receptor. Como un ejemplo, puede haber una discrepancia muy ligera entre una posición real y una posición deseada cuando se consume energía, por ejemplo, el costo, para mover el receptor podría sobrepasar lo que se anticipa que se obtendrá como ganancia de un movimiento, la utilidad. Como otro ejemplo, cuando la concentración se opera en condiciones de operación adversas tal como condiciones climatológicas, por ejemplo, fuertes vientos sostenidos, atmósfera nebulosa, el costo de la energía consumida para mover el concentrador, puede sobrepasar el beneficio de la operación en una posición deseada. Por consiguiente, el componente de conclusión 2808 puede determinar que el movimiento no debe tener lugar incluso si existe una diferencia en posición. Además, incluso si existe una diferencia entre las posiciones reales y deseadas, si no se estima que habrá una cierta energía pérdida en un concentrador, entonces el componente de conclusión 2808 puede determinar que un movimiento no es adecuado. El componente de conclusión 2808 puede operar como un medio para concluir si el colector debe ser movido con base en un resultado de la operación.

El sistema 2800 puede utilizar un componente de movimiento 2810 (por ejemplo, un motor, una entidad que opera un motor, etc.) para energizar el movimiento del receptor. Ya que los diferentes componentes de movimiento 2810 pueden operar en forma diferente, se puede generar un ajuste de dirección específica en cuanto a cómo se debe mover el receptor. Un componente de producción 2812 puede generar un ajuste de dirección, el ajuste de dirección instruirá como se debe mover el receptor. El componente de producción 2812 puede transferir el ajuste de las direcciones al componente de movimiento 2810. El componente de producción 2812 puede operar como un medio para producir un conjunto de dirección, el conjunto de dirección instruirá como se debe mover el colector y es implementado por una entidad de desplazamiento del colector.

Es posible que el ajuste de dirección no se implemente según lo anticipado. Por ejemplo, debido a un desgaste con el tiempo, las partes de un motor pueden alterar la funcionalidad y no desempeñarse tal como se anticipa. Un componente de retroalimentación 2814 puede determinar si el ajuste de dirección dio como resultado lo deseado al momento en el que el ajuste de dirección está siendo implementado por el componente de movimiento 2810. En un aspecto, el componente de retroalimentación 2814 puede explotar, e incluir, uno o más ¡nclinómetros para determinar si un recolector o receptor ha sido movido según lo indicado por el ajuste de dirección. Por ejemplo, si después de que el ajuste de dirección ha implementado un ángulo del colector con respecto al campo gravitacional, éste no es un ángulo objetivo, entonces el componente de retroalimentación 2814 puede determinar que el resultado no es tal como se proyectó. Por consiguiente, a través de la utilización de uno o más inclinómetros, el componente de retroalimentación 2814 puede diagnosticar, al menos en parte, la integridad de una operación de movimiento, que puede llevarse a cabo a través del componente de movimiento 2810. Como un ejemplo de la integridad de la operación de movimiento, el componente de retroalimentación 2814 puede determinar que se logró una posición preferida, tal como una posición de mantenimiento sin producción. Si el ajuste de dirección da como resultado lo deseado (por ejemplo, el movimiento del receptor a la ubicación deseada), entonces se puede incrementar una categorización de confidencia, que se relaciona con la operación del componente de producción 2812. Sin embargo, si el componente de retroalimentación 2814 determina que no se ha alcanzado el resultado deseado, entonces un componente de adaptación 2816 puede modificar la operación del componente de producción 2812 con respecto a la determinación realizada que se refiere al ajuste de dirección (por ejemplo, modificar y probar el código de computadora utilizar para generar el ajuste de dirección). Se podrá apreciar que el componente de retroalimentación 2814 y/o el componente de adaptación 2816 puede alterar la operación de otros componentes del sistema 2800 o describirse en la presente especificación en una forma similar para mejorar la operación. El componente de retroalimentación 2814 puede operar como un medio para determinar si el ajuste de dirección da como resultado lo deseado al momento en el que el ajuste de dirección está siendo implementado por la entidad de desplazamiento del colector. El componente de adaptación 2816 puede funcionar como un medio para modificar la operación de los medios de producción, con respecto a la determinación elaborada que concierne al ajuste de dirección.

Haciendo referencia ahora a la figura 29, se describe un sistema de ejemplo 2900 para ajusfar entidades que miden la información de gravedad en relación con un receptor. Un componente de obtención 2702 puede recolectar una posición de un receptor con respecto a la gravedad, comúnmente producida por un inclinómetro. Un componente de evaluación 2704 puede comparar la posición del receptor contra una posición deseada del receptor en relación con una fuente de energía, la comparación puede ser utilizada para determinar una forma en la cual el receptor debe moverse si una posición real y una posición deseada no son sustancialmente iguales.

Es posible que al menos un inclinómetro pueda estar mal alineado, de modo que no se produzca un resultado preciso. Un componente de determinación 2902 puede identificar una mala alineación o compensación de una entidad que mide la posición del receptor con respecto a la gravedad. La identificación puede tener lugar a través del procesamiento de la entrada del usuario (por ejemplo, de un técnico), a través de técnicas de inteligencia artificiales, etc. El componente de determinación 2902 puede operar como un medio para identificar una mala alineación o una compensación del medio para medir la posición del colector con respecto a la gravedad. Un componente de corrección 2904 puede determinar en forma automática una forma en la cual ajustar la mala alineación o la compensación, y hacer una corrección adecuada. El componente de corrección 2904 puede implementarse como un medio para corregir una mala alineación o una compensación del medio para medir la posición del colector con respecto a la gravedad.

Haciendo referencia ahora a la figura 30, se describe un sistema de ejemplo 3000 para colocar un receptor solar con un componente de obtención detallado 2702. El componente de obtención 2702 puede recolectar una posición de un receptor con respecto a la gravedad. Para facilitar la operación, el componente de obtención 2702 puede utilizar un componente de comunicación 3002 para acoplarse con las entidades (por ejemplo, el componente de cómputo 2802 de la figura 28) para transferir información, tal como enviar una solicitud de información, recibir información de una fuente auxiliar, etc. La operación puede tener lugar en forma inalámbrica, en una forma cableada, empleando tecnología de seguridad (por ejemplo, encriptación), etc. La transferencia de información puede ser activa (por ejemplo, consulta/respuesta) o pasiva (por ejemplo, monitoreando las señales de comunicación pública). Además, el componente de comunicación 3002 puede utilizar diversas características de protección, tal como llevar a cabo una exploración de virus en los datos recolectados y bloquear la información que sea positiva para un virus. El componente de comunicación 3002 puede operar como un medio para transferir el ajuste de instrucción a la entidad de desplazamiento de colector, la entidad de desplazamiento del colector implementa el ajuste de instrucción.

Se puede utilizar un componente de búsqueda 3004 para ubicar fuentes de información. Por ejemplo, el sistema 3000 puede conectarse en un plato solar fabricado previamente con el concentrador. El componente de búsqueda 3004 puede identificar la ubicación de un inclinómetro y llevar a cabo la calibración. Además, el componente de búsqueda 3004 puede utilizarse para identificar fuentes de información externas. En un caso ilustrativo, si una configuración no incluye un reloj interno, entonces el componente de búsqueda 3004 puede identificar una fuente de tiempo y el componente de obtención 2702 puede recolectar la información de la fuente de tiempo.

Aunque el componente de obtención 2702 puede recolectar una amplia variedad de información, demasiada información puede tener un impacto negativo, tal como el consumo de recursos valiosos del sistema. Por consiguiente, un componente de filtro 3006 puede analizar la información obtenida y determinar qué información debe pasar a un componente de evaluación 2704, el cual pueda determinar si se debe mover un receptor. En un caso, el componente de filtro 3006 puede determinar lo reciente de una lectura de gravedad. Si existe poco o ningún cambio de una lectura previa, entonces la información puede ser eliminada y no transferida. De acuerdo con una modalidad, un componente de filtro 3006 puede verificar la información y/o agregar información. Por ejemplo, si un primer tiempo es producido por tres fuentes y un segundo tiempo es producido por una fuente, el segundo tiempo puede ser descontado y se puede transferir un registro que representa el tiempo de las tres fuentes.

Se pueden mantener en el almacenamiento 3008 diferentes piezas de información, tal como metadatos recolectados, instrucciones de los componentes de operación (por ejemplo, componente de comunicación 3002), ubicación de la fuente, los propios componentes, etc. El almacenamiento 3008 puede ajustarse en una cantidad de diferentes configuraciones, incluyendo una memoria de acceso aleatoria, una memoria soportada por baterías, un disco duro, cinta magnética, etc. Se pueden implementar diversas características en el almacenamiento 2708, tal como un soporte de compresión y automático (por ejemplo, el uso de una configuración de Formación Redundante de Unidades de Disco Independientes). Además, el almacenamiento 3008 puede operar como una memoria que puede acoplarse en forma operativa a un procesador (no mostrado) y puede implementarse como una forma de memoria diferente, a una forma de memoria de operación.

Haciendo referencia ahora a la figura 31, se describe un sistema de ejemplo 3100 para posicionar un receptor solar con un componente de evaluación detallado 2704. Un componente de obtención 2702 puede recolectar una posición de un receptor con respecto a la gravedad. Un componente de evaluación 2704 puede comparar la posición del receptor contra una posición deseada del receptor en relación con una fuente de energía, se utiliza la comparación para determinar una forma en la cual se debe mover el receptor.

Se puede utilizar un componente de inteligencia artificial 3102 para llevar a cabo al menos una determinación o al menos una inferencia de acuerdo con al menos un aspecto aquí descrito. Por ejemplo, se pueden utilizar técnicas de inteligencia artificiales para estimar una cantidad de energía que puede ser ganada del movimiento de un concentrador. Tal como se describió anteriormente, un componente de inteligencia artificial 3102 puede emplear una de numerosas metodologías para aprender de los datos, y posteriormente esbozar inferencias y/o realizar determinaciones autónomas relacionadas con el almacenamiento dinámico de información a través de múltiples unidades de almacenamiento (por ejemplo Modelos Hidden Markov (HMMs) y modelos de dependencia proteotípicos relacionados, modelos gráficos probabilísticos más generales, tales como redes Bayesian, por ejemplo, creadas mediante búsqueda de estructura utilizando una calificación o aproximación de modelo Bayesian, clasificadores lineales, tal como máquinas de vector de soporte (SVMs), clasificadores no lineales, tal como métodos referidos como metodologías de "red neural", metodologías de lógica borrosa y otros métodos que llevan a cabo la fusión de datos, etc), de acuerdo con la implementación de diversos aspectos automáticos aquí descritos. Además, el componente de inteligencia artificial 3102 también puede incluir métodos para capturar relaciones lógicas tales como probadores de teoremas o sistemas expertos a base de reglas más heurísticas. El componente de inteligencia artificial 3102 puede ser representado como un componente que se puede conectar en forma externa, en algunos casos designado por una parte dispar (tercera).

Un componente de administración 3104 puede regular la operación del componente de evaluación 2704, así como otros componentes aquí descritos. Por ejemplo, pueden haber períodos de tiempo relativamente largos en los cuales no se pueda detectar el sol. Sin embargo, puede ser prematuro para el sistema 3100, operar tan pronto como el sol no puede ser detectado, ya que las circunstancias pueden cambiar y pueden ocurrir múltiples movimientos (por ejemplo, mientras tanto se está desperdiciando energía). Por consiguiente, el componente de administración 3104 puede determinar un tiempo adecuado para que el componente de obtención 2702 recolecte información, para realizar la comparación, para generar un ¦ ajuste de dirección para el movimiento etc. Una vez que se determina que es razonable que tenga lugar la operación, se pueden producir e impulsar instrucciones adecuadas.

Un componente de compensación 3106 puede tomar en cuenta las razones externas de un resultado y hacer una compensación adecuada. Por ejemplo, durante la noche se pueden realizar reparaciones a una configuración con un colector que se anticipa que estará completo al amanecer. Aunque pueda haber discrepancia entre un valor deseado y uno real, ya que probablemente exista una corrección externa, puede ser un desperdicio que opere el sistema 3100. Por consiguiente, el componente de compensación 3106 puede determinar que no debe ocurrir la operación.

Un componente de división 3108 puede determinar que la información sea convertida en forma adecuada para asegurar la operación precisa. Ya que la información que pertenece al valor real o al valor deseado puede ser recolectada de diferentes lugares, es posible que la información esté en diferentes formatos. Por ejemplo, la información de la gravedad de la ubicación deseada puede representarse en pies por segundo aunque la información de la gravedad de ubicación real puede representarse en metros por segundo. El componente de revisión 3108 puede determinar un formato adecuado y asegurar que ocurra en forma automática una conversión correcta.

Haciendo referencia ahora a la figura 32, se describe una metodología de ejemplo 3200 para manejar un recolector de energía. Una ubicación actual de un recolector de energía puede ser calculada en el evento 3202, con base comúnmente en la gravedad ejercida en el colector. Se pueden obtener diversas metadatos que se relacionan con el colector en la acción 3204. La acción 3204 puede representar la recolección de información de fecha, información de hora, información de la longitud del colector, e información de la latitud del colector. Con base al menos en una parte de los metadatos obtenidos, puede haber una acción 3206 que puede incluir computarizar una ubicación esperada del colector, y el cálculo se basa en la fecha, hora, longitud del colector y latitud del colector.

Puede realizarse una comparación entre la ubicación calculada del colector contra una ubicación esperada del colector en la acción 3208. Comúnmente, la posición calculada se basa en la gravedad que es ejercida en el colector. Una revisión 3210 puede concluir si el colector debe moverse con base en un resultado de la comparación. De acuerdo con una modalidad, cualquier diferencia entre la ubicación calculada y la ubicación esperada puede dar como resultado un movimiento sugerido. Sin embargo, se pueden practicar otras configuraciones, de modo que se permitan ligeras tolerancias.

Si la revisión 3210 concluye que el movimiento no es adecuado, entonces la metodología 3200 puede regresar al cómputo de una ubicación deseada. Se puede formar un circuito para mantener la revisión, hasta que un movimiento sea adecuado; sin embargo, puede haber procedimientos para terminar la metodología 3200 al momento de esta conclusión. Si la conclusión es positiva en cuanto a que el movimiento es adecuado, entonces se puede producir un ajuste de instrucción, en cuanto a cómo mover el colector para aproximarse a la ubicación deseada en el evento 3212. Puede tener lugar una verificación con respecto al ajuste de instrucción y en la acción 3214 puede transferirse el ajuste de instrucción a una entidad de movimiento, en donde la entidad de movimiento asociada con el colector implementa el ajuste de instrucción.

Haciendo referencia ahora a la figura 33, se describe una metodología de ejemplo 3300 para determinar el movimiento relacionado con un colector de energía. En el evento 3302 se puede tomar una medida de gravedad en un colector. Por ejemplo, un inclinómetro puede medir una fuerza neta de gravedad a lo largo de dos ejes. Un par de inclinómetros pueden unirse firmemente a un plato solar, en tal forma que se pueda medir un ángulo en el cual el plato es apuntado con respecto a la gravedad.

Estos datos sirven como en retroalimentación a un microprocesador que compara el valor real contra un valor deseado en acción 3304. El valor deseado puede ser computarizado de la latitud y longitud de una instalación y/o hora y fecha, que establece la dirección a la que debe señalar el concentrador. Este valor deseado puede ser expresado como una dirección relativa al vector de gravedad.

Es posible que la alineación del concentrador no deba ser únicamente el factor tomado en cuenta cuando se determina si debe ocurrir un movimiento. Por ejemplo, en el evento 306, puede haber un estimado de una cantidad de energía que es la adecuada para mover el concentrador de una posición real a una posición deseada. Se pueden ponderar diferentes factores (por ejemplo, pérdida de energía del concentrador que no está en la posición deseada identificada a través de un estimado, consumo de energía estimado, etc) contra otros en la acción 3308 y se puede realizar una determinación de si el plato debe moverse en el evento 3310; la ponderación de los diferentes factores puede incluir implementar análisis de costo-utilidad del beneficio de mover el concentrador versus el gasto(s) asociado con esto, en donde el gasto(s) puede comprender consumo de energía, costo para implementar la configuración de mantenimiento (por ejemplo, una posición segura del concentrador), o similares. En un escenario de ejemplo, cuando la concentración opera en condiciones climatológicas adversas, por ejemplo, vientos fuertes sostenidos, atmósfera nebulosa, el costo de la energía consumida para mover el concentrador puede sobrepasar el beneficio de operación en una posición deseada. Si el plato no debe moverse, entonces la metodología 3300 puede regresar para medir la gravedad. Sin embargo, si se determina que el plato debe ser movido, entonces se pueden evaluar los parámetros de un motor en la acción 3312, y se puede producir un ajuste de dirección para que el motor mueva el plato de manera correspondiente en el evento 3314.

Para propósitos de simplificar la explicación, se mostraron y describieron las metodologías que pueden implementarse de acuerdo con el asunto o materia descritos, como una serie de bloques. Sin embargo, quedará entendido y se podrá apreciar que el asunto o materia reivindicado no está limitado al orden de los bloques, ya que algunos bloques pueden ocurrir en diferentes órdenes y/o en forma concurrente con otros bloques, a como se ilustra y se describe en la presente invención. Además, no todos los bloques ilustrados tendrán que ser requeridos para implementar las metodologías que se describen más adelante. Además, deberá apreciarse en forma adicional que las metodologías descritas a lo largo de la presente especificación, tienen la capacidad de almacenarse en un artículo de fabricación para facilitar el transporte y transferencia de dichas metodologías a las computadoras. El término, artículo de fabricación, tal como se utiliza, pretende comprender un programa de cómputo accesible desde cualquier dispositivo, transportador o medio legible en computadora.

COLECTOR SOLAR PRODUCIBLE EN MASA De acuerdo con un aspecto, se describe un colector solar que comprende al menos cuatro formaciones unidas a un soporte de resistencia. Cada formación puede comprender al menos una superficie de reflexión. El colector solar también incluye un montaje polar en el cual el soporte de resistencia y al menos cuatro formaciones pueden ser inclinadas, giradas o descendidas. El montaje polar puede colocarse en o cerca de un centro de gravedad. Además, el colector solar puede incluir un brazo de soporte de montaje polar conectado en forma operativa a un montaje movible y un montaje fijo. El brazo de soporte de montaje polar puede eliminarse del montaje movible para descender el colector solar. El soporte de resistencia puede comprender un aparato de recolección que comprende una pluralidad de celdas fotovoltaicas que se utilizan para facilitar una transformación de energía solar en energía eléctrica. Cada una de las al menos cuatro formaciones comprende una pluralidad de alas solares formadas en una forma parabólica, comprendiendo cada ala solar una pluralidad de nervaduras de soporte. Además, el colector solar puede incluir un dispositivo de posicionamiento que gira las al menos cuatro formaciones alrededor de un eje vertical.

De acuerdo con otro aspecto, se proporciona un ensamble de ala solar que comprende una pluralidad de nervaduras de soporte de espejo unidas en forma operativa a una viga formada y un espejo colocado en la pluralidad de nervaduras de soporte del espejo y asegurados a la viga con forma. Los pares de la pluralidad de nervaduras de soporte del espejo pueden tener el mismo tamaño para formar una forma parabólica. Además, el ensamble de ala solar puede comprender una pluralidad de sujetadores de espejo que aseguran el espejo a la viga con forma.

Haciendo referencia inicialmente a la figura 34, se ilustra un ensamble de ala solar 3400 que es simplificado en comparación con ensambles de colector solar convencionales, de acuerdo con un aspecto. El ensamble de ala solar 3400 utiliza una viga formado 3402, la cual puede ser rectangular, tal como se ilustra. De acuerdo con algunos aspectos, la viga formada puede tener otras formas geométricas (por ejemplo, cuadrado, óvalo, circular, triangular, etc). Una pluralidad de nervaduras de soporte de espejo formadas 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414 están unidas en forma operativa a la viga formada 3402. Las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 3414, pueden ser de cualquier material adecuado, tal como plástico (por ejemplo, plástico moldeado por inyección), metal formado, etc.

Las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 03414, se pueden unir en forma operativa a la viga formada 3402 en diversas formas. Por ejemplo, cada nervadura de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414 puede incluir un ensamble de sujeción, el cual puede permitir que cada nervadura de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414 sea sujetada en la viga formada 3402. Sin embargo, se pueden utilizar otras técnicas para unir las nervaduras de soporte de espejo a la viga formada 3402, tal como deslizar el espejo debajo de las nervaduras de soporte de espejo, y asegurar el espejo en su lugar con ganchos u otros componentes de aseguramiento. De acuerdo con algunos aspectos, la viga formada 3402 y las nervaduras de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414 pueden construirse como un ensamble simple.

Los pares de las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 3414, pueden tener un tamaño similar con el objeto de formar (y sujetar) un espejo 3416 en una forma parabólica. El término "tamaño" se refiere a la altura general de cada nervadura de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414 procedente desde la viga formada 3402 hasta la superficie de contacto del espejo. Además, el tamaño o altura de cada par de nervaduras de soporte de espejo tiene una altura diferente a la de otros pares (por ejemplo, la altura de una nervadura de soporte media es más corta que la altura de una nervadura de soporte en cualquier extremo de la viga formada).

La distancia desde el espejo 3416 hasta la viga formada 3402 puede ser diferente en diversas ubicaciones como una función de la altura general de cada nervadura de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414. Cada par de nervaduras de soporte de espejo se separan y fijan en diversas posiciones a lo largo de la viga para lograr una forma parabólica deseada. Por ejemplo, un primer par comprende una nervadura de soporte de espejo 3408 y una nervadura de soporte de espejo 3410. Un segundo par comprende una nervadura de soporte de espejo 3406 y una nervadura de soporte de espejo 3412 y un tercer par comprende una nervadura de soporte de espejo 3404 y una nervadura de soporte de espejo 3414. El primer par de nervadura de soporte 3408 y 3410, tiene una primera altura, el segundo par de nervadura de soporte de espejo 3406 y 3412 tiene una segunda altura y el tercer par de nervadura de soporte de espejo 3404 y 3414 tiene una tercera altura. En este ejemplo, la tercera altura es más alta que la segunda altura, y la segunda altura es más alta que la primera altura. Por lo tanto, un primer par (por ejemplo nervaduras de soporte de espejo 3408 y 3410) sujeta los espejos 3416 en una posición que es más cercana a la viga formada 3402 que la posición en la cual el segundo par (por ejemplo, nervaduras de soporte de espejo 3406 y 3412) sujeta el espejo, el cual está más lejos de la viga formada 3402, y así sucesivamente.

De acuerdo con algunos aspectos, las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 3414 pueden colocarse en la viga formada 3402 en un primer extremo, y pueden deslizarse o moverse a lo largo de la viga formada 3402 y colocarse en su posición. De acuerdo con otros aspectos, las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 3414 pueden unirse a la viga formada 3402 en otras formas (por ejemplo, partirse en su lugar, asegurarse en su lugar, etc).

La figura 35, ilustra otra vista del ensamble de ala solar de la figura 34, de acuerdo con un aspecto. Tal como se ilustra, el ensamble de ala solar 3400 incluye una viga formada 3402 y una pluralidad de nervaduras de soporte unidas a la viga formada 3402. Se ilustran seis nervaduras de soporte de espejo 3404, 3406, 3408, 3410, 3412, y 3414. Sin embargo, deberá quedar entendido que se pueden utilizar más o menos nervaduras de soporte con los aspectos descritos. Conectado en forma operativa a cada nervadura de soporte 3404 a 3414, se encuentra un espejo 3416, el cual se describirá con mayor detalle más adelante.

La figura 36, ilustra una representación esquemática de ejemplo 3600 de una parte de un ensamble de ala solar 3400 con un espejo 3416 en una posición parcialmente no segura, de acuerdo con un aspecto. La figura 37, ilustra una representación esquemática de ejemplo 3700 de una parte de un ensamble de ala solar 3400 con un espejo 3416 en una posición segura, de acuerdo con un aspecto. Para facilidad de explicación y comprensión, la figura 36 y la figura 37 se describirán juntas.

Tal como se ilustra, la parte del ensamble de ala solar 3400 incluye una viga formada 3402. La nervadura de soporte de espejo 3404 y la nervadura de soporte de espejo 3406 (así como otras nervaduras de soporte de espejo) están conectadas en forma operativa a la viga formada 3402. Además, un espejo 3416 está conectado en forma operativa a una nervadura de soporte espejo 3404 y una nervadura de soporte de espejo 3406.

El espejo 3416, que comprende un material de espejo reflectivo puede suministrarse en una condición plana. Con el objeto de formar el espejo 3416 en una forma parabólica, el espejo 3416 puede colocarse en la parte superior de cada nervadura de soporte de espejo 3404 y 3406 (y así sucesivamente). Un sujetador del espejo 3602 puede mantener el espejo 3416 contra la nervadura de soporte de espejo 3404 y el sujetador de espejo 3604 puede sujetar el espejo 3416 contra la nervadura de soporte de espejo 3406. Únicamente un sujetador de espejo 3602, 3604, para cada nervadura de soporte de espejo 3404, 3406 se ilustra en la figura 36 y figura 37. Sin embargo, deberá quedar entendido que cada nervadura de soporte de espejo puede incluir dos (o más) sujetadores de espejo. El sujetador de espejo 3702 puede colocarse sobre el espejo 3416 en una primera posición 3706 (tal como se ilustra en la figura 37). Con el objeto de asegurar el espejo 3416 contra la nervadura de soporte de espejo 3404, el sujetador de espejo 3602 se mueve a una segunda posición 3702 (tal como se ¡lustra en la figura 37) y se encaja en forma operativa con la nervadura de soporte de espejo 3404. El espejo 3416 se encaja en forma operativa con cada nervadura de soporte de espejo 3404 a 3414 a lo largo de la longitud de la viga formada 3402 en una forma similar (por ejemplo, como se ilustra a través del sujetador de espejo 3604).

Los sujetadores de espejo (por ejemplo, sujetador de espejo 3602) se ilustran como una forma de dona con una abertura en la parte central (por ejemplo, conector hembra), permitiendo que el sujetador de espejo 3602 se encaje con el conector macho 3608 localizado en un primer lado 3610 de la nervadura de soporte de espejo 3404. Un segundo sujetador de espejo (no mostrado) se puede encajar con un conector macho 3612, localizado en un segundo lado 3614 de la nervadura de soporte de espejo 3404. Deberá quedar entendido que aunque el conector hembra está asociado con el sujetador de espejo 3602 y un conector macho 3608, 3612 se describe con referencia a la nervadura de soporte de espejo 3404, los aspectos descritos no se limitan a esto. Por ejemplo, el sujetador de espejo 3602 puede ser un conector macho. De acuerdo con algunos aspectos, el sujetador de espejo 3602 puede ser ya sea un conector macho o un conector hembra, o proporcionarse de modo que el sujetador de espejo 3602 pueda encajar en forma operativa a la nervadura de soporte de espejo 3404 (por ejemplo, la nervadura de soporte de espejo 3404 proporciona el conector de acoplamiento).

Deberá quedar entendido que el sujetador de espejo 3602 no se limita al diseño ilustrado y descrito, ya que se pueden utilizar otros sujetadores, siempre que el espejo 3416 se encaje en forma segura con cada nervadura de soporte de espejo 3404 a 3414. El aseguramiento del espejo 3416 contra cada nervadura de soporte de espejo 3404 a 3414 puede ayudar a permitir que el espejo 3416 no se separe de las nervaduras de soporte de espejo 3404 a 3414 durante el envío, ensamble o uso de un ensamble de colector que utiliza uno o más ensambles de alas solares. Deberá quedar entendido que se puede utilizar cualquier sujetador para asegurar el espejo 3416 a la nervadura de soporte de espejo 3404 y los sujetos mostrados y descritos son para propósitos de ejemplo.

De acuerdo con algunos aspectos, los sujetadores de espejo 3602, 3604 están configurados de modo que no exista rotación de los sujetadores de espejo 3602, 3604. Por ejemplo, se puede utilizar una combinación de tuerca y tornillo, en donde los tornillos sobresalen en una superficie de contacto del espejo 3616, que corre la longitud de la nervadura de soporte de espejo 3404 desde el conector 3608 hasta el conector 3612, por ejemplo. De acuerdo con algunos aspectos, los sujetadores de espejo 3602, 3604 pueden incluir características antirotación, de modo que una vez colocados en su lugar, los sujetadores de espejo 3602, 3604 no se muevan (excepto de la primera posición 3606 a la segunda posición 3702 y vice versa).

De acuerdo con algunos aspectos, el tamaño de cada sujetador de espejo 3602, 3604 es una función del grosor del espejo 3416. Ya que el espejo 3416 está asegurado entre la nervadura de soporte de espejo 3404 y los sujetadores de espejo 3602, 3604 u espejo más grueso 3416 puede necesitar el uso de sujetadores de espejo más pequeños 3602, 3604. En forma similar, un espejo más delgado 3416 puede necesitar el uso de sujetadores de espejo más grandes 3602, 3604 para mitigar las oportunidades de que el espejo pueda deslizarse a lo largo de las nervaduras de soporte 3404 a 3414. De acuerdo con algunos aspectos, el tamaño de los sujetadores de espejo 3602, 3604 son una función de si se utiliza un espejo con un soporte resistente a quebraduras, o si se utiliza un tipo de espejo diferente (por ejemplo, espejo de aluminio).

El acoplamiento de los sujetadores de espejo 3602, 3604 al grosor del espejo, puede ayudar en forma adicional a que el espejo 3416 no fluctúe su posición entre las nervaduras de soporte 3404 a 3414 y los sujetadores de espejo 3602, 3604. Si el espejo 3416 fluctúa (por ejemplo, se mueve), puede conducir al rompimiento del espejo 3416 durante el envío, ensamble en el campo o mientras que está en uso un ensamble de colector solar que emplea uno o más ensambles de alas solares 3400 (por ejemplo, descendiendo las alas del ensamble de colector solar, girando el ensamble, inclinando el ensamble, etc) tal como se describirá con mayor detalle más adelante.

Con referencia nuevamente a la figura 34, se puede utilizar una recolección de ensambles de ala solar 3400 para formar una formación de ala de espejo. Por ejemplo, se pueden colocar siete ensambles de ala solar lado a lado, para formar una formación de ala de espejo. Cuatro formaciones de ala de espejo similares (conteniendo cada una siete ensambles de ala 3400, por ejemplo) pueden formar un ensamble de colector solar. Sin embargo, deberá quedar entendido que se pueden utilizar más o menos ensambles de ala solar 3400 para formar una formación de ala de espejo, y se puede utilizar cualquier número de formaciones de ala de espejo para formar un ensamble de recolección solar y los ejemplos mostrados y descritos son para propósitos de simplicidad. Se describirá con mayor detalle con respecto a las siguientes figuras, información adicional con respecto a la construcción de un ensamble de recolección solar completo.

La figura 38, ilustra otra representación esquemática de ejemplo 3800 de una parte de un ensamble de ala solar 3400 de acuerdo con un aspecto. En este ejemplo, se utilizan dos ganchos 3802 y 3804 para encajar en forma segura el espejo 3416 contra las nervaduras de soporte de espejo (por ejemplo, nervadura de soporte de espejo 3404 y nervadura de soporte de espejo 3414 de las figuras 34 y 35). Para unir el espejo 3416, el espejo puede deslizarse desde un primer extremo (por ejemplo, en la nervadura de soporte de espejo 3404) hasta un segundo extremo (por ejemplo, en la nervadura de soporte de espejo 3414, ilustrado en las figuras 34 y 35). El espejo 3416 puede deslizarse bajo sujetadores de espejo, o sujetadores de tapón, asociados con las nervaduras de soporte de espejo a lo largo de la longitud del ensamble de ala solar 3400. El deslizamiento del espejo 3416 en una forma cargada en el extremo, puede ser similar a instalar un relleno de limpiador de parabrisas de un automóvil.

De acuerdo con algunos aspectos, se pueden instalar previamente los sujetadores de espejo. Se pueden localizar ganchos, similares a los ganchos 3802 y 3804 en el segundo extremo de un ensamble de ala solar 3400 (por ejemplo, en la nervadura de soporte de espejo 3414) y se pueden utilizar para detener el espejo en la ubicación deseada. Cuando el espejo 3416 está encajado a lo largo de la longitud del ensamble de ala solar 3400, los ganchos 3802 y 3804 pueden ser utilizados para asegurar el espejo en su posición.

La figura 39, ilustra una estructura de resistencia 3900 para un ensamble de colector solar de acuerdo con los aspectos descritos. Tal como se ilustra, la estructura de resistencia 3900 puede formarse utilizando vigas rectangulares 3902 y 3904, dos soportes 3906 y 3908, y un aparato de recolección central 3910. Sin embargo, deberá quedar entendido que se pueden utilizar otras formas para las vigas y los aspectos descritos no se limitan a las vigas rectangulares. Las vigas se unen juntas con placas o se sueldan para formar la estructura de resistencia 3900. De acuerdo con algunos aspectos, las placas con tamaño común se utilizan para simplificar el ensamble. El aparato de recolección central 3910 puede comprender celdas fotovoltaicas que se utilizan para facilitar la transformación de energía solar a energía eléctrica.

Se puede unir una pluralidad de ensamble de ala solar 3400 a la estructura de resistencia 3900. La figura 40, ilustra una representación esquemática 4000 de un ensamble de ala solar 3400 y una ménsula 4002 que puede ser utilizada para unir el ensamble de ala solar 3400 a la estructura de resistencia 3900 (de la figura 39), de acuerdo con un aspecto. Un primer extremo 4004 de la ménsula 4002, puede conectarse en forma operativa a una viga rectangular 3902 (de la figura 39). Por ejemplo, el primer extremo de la ménsula 4004 puede tener agujeros piloto, uno de los cuales es etiquetado en el 4006, lo cual permite que la ménsula 4002 sea conectada a la viga rectangular 3902 con tornillos y otros dispositivos de sujeción. De acuerdo con algunos aspectos, la ménsula 4002 está soldada a la viga rectangular 3902.

El ensamble de ala solar 3400 está conectada en forma operativa a un segundo extremo 4008 de la ménsula 4002, la cual se ilustra en una viga rectangular. Además, el ensamble de ala solar 3400 se puede asegurar a la viga rectangular 3902 de tal forma que, conforme se opera el ensamble solar (por ejemplo, descendiendo las alas del ensamble de colector solar, girando el ensamble, inclinando el ensamble, etc) el ensamble de ala solar 3400 no quede desencajado de la estructura de resistencia 3900. De acuerdo con algunos aspectos, el montaje de escudete simplificado de los paneles de ala común, permiten un fácil ensamble en el campo. Esta viga principal puede ser perforado previamente en la fábrica con los agujeros de montaje escudete, de modo que no es necesaria la alineación en campo. En ángulo formado en las partes de escudete puede ayudar a mantener el panel con alas en el ángulo adecuado hacia la viga principal.

La figura 41, ilustra una representación esquemática de una longitud de enfoque de ejemplo 4100, que representa una distribución de los ensambles de ala solar 3400 en la estructura de resistencia 3900 de acuerdo con un aspecto. Deberá observarse que la ilustración representa un ejemplo de un patrón de montaje de longitud focal común de los escudetes para los paneles con alas parabólicos y los aspectos descritos no se limitan a este patrón de montaje.

Los ensambles de ala solar 3400, pueden distribuirse de modo que cada ensamble de ala solar tenga sustancialmente la misma longitud de enfoque que los receptores. De acuerdo con algunos aspectos, se pueden incluir uno o más receptores. El uno o más receptores pueden incluir un módulo fotovoltaico (PV) que facilita la conversión de energía (luz a electricidad) y/o recolecta energía térmica (por ejemplo, a través de una serpentina con un fluido de circulación que absorbe calor creado en el uno o más receptores). De acuerdo con algunos aspectos, el receptor(s) recolecta energía térmica PV, o tanto térmica como PV. Deberá observarse que los grados y otras medidas ilustradas son con propósitos de ejemplo únicamente, y los aspectos descritos no se limitan a estos ejemplos.

Ilustrado en el 4102, se encuentra un aspecto en donde los reflectores solares 4104 están conectados en forma operativa a una viga de soporte principal en una configuración de línea recta o un diseño de bebedero. En este aspecto, los receptores no están necesariamente en una distancia focal similar desde un receptor 4106. Tal como se ilustra, la línea 4108 indica una línea de unión en una estructura de soporte.

Con referencia ahora a la figura 42, se ilustra una ilustración esquemática de un ensamble de recolección solar 4200 que utiliza cuatro formaciones 4202, 4204, 4206, y 4208 que comprenden una pluralidad de ensambles de ala solar 3400, de acuerdo con un aspecto. Cada formación 4202, 4204, 4206, 4208 puede incluir, por ejemplo, siete ensambles de ala solar 3400 distribuidos en forma lateral entre sí. Por ejemplo, existen siete ensambles de ala solar 3400 en la formación 4208, tal como se marca. Cada formación 4202, 4204, 4206, 4208 puede unirse a la estructura de resistencia 3900, y más específicamente, a la viga rectangular 3902. De acuerdo con algunos aspectos, se pueden utilizar más o menos ensambles de ala solar 3400 para formar una formación 4202, 4204, 4206, o 4208 y se pueden utilizar más o menos formaciones 4202 a 4208 para formar un ensamble de recolección solar 4200, y los aspectos descritos no se limitan a cuatro de dichos ensambles.

El ensamble de recolección solar 4200 puede tener un centro de gravedad balanceado localizado en un mástil receptor (no mostrado) alrededor del cual se puede inclinar o girar el ensamble de recolección solar 4200. La figura 43 ilustra un montaje polar simplificado 4300 que puede ser utilizado con los aspectos descritos. Se puede utilizar un centro de gravedad como un punto de montaje para el ensamble de recolección solar 4200 (de la figura 42) en el montaje polar simplificado 4300. El posicionamiento del montaje polar 4300 en este centro de gravedad, permite el movimiento del colector para facilidad de uso, servicio, almacenamiento o similares.

Por ejemplo, el ensamble de recolección solar 4200 puede ser inclinado a través de un eje de declinación en relación con un brazo de soporte de montaje polar 4302. El brazo de soporte de montaje polar 4302 puede alinearse a la superficie de la tierra, de modo que el brazo de soporte de montaje polar 4302 se alinee en forma paralela con la inclinación del eje de rotación de la tierra, lo cual se describirá con mayor detalle más adelante. Un dispositivo de posicionamiento 4304, tal como un actuador, se conecta en forma operativa a un ensamble de posicionamiento 4306 y una viga rectangular 3904 de la estructura de resistencia 3900. El dispositivo de posicionamiento 4304 facilita que el ensamble de recolección solar 4200 sea girado alrededor de un eje vertical (el cual también es conocido como el eje de declinación). El dispositivo de posicionamiento 4304, por ejemplo, puede ser un cilindro de actuación (por ejemplo, hidráulico, neumático, etc).

El ensamble de posicionamiento 4306 facilita la rotación del ensamble de recolección solar 4200 alrededor del eje de ascensión del brazo de soporte de montaje polar 4302. El dispositivo de posicionamiento 4304 puede inclinar el ensamble de recolección solar 4200 a un ángulo deseado de declinación con respecto a la posición del sol en el cielo, ya que el dispositivo de 4304 se mueve en relación con el ensamble de posicionamiento 4306, los soportes 3906 y 3908 también se mueven originando que el ensamble de recolección solar 4200 se incline a través de un rango de ángulos de declinación.

Conforme el ensamble de posicionamiento gira para seguir la ascensión del sol, el dispositivo de posicionamiento 4304 puede ser utilizado para permitir que dicho ensamble de recolección solar 4200 permanezca en un ángulo de declinación óptimo para capturar los rayos del sol. El uso de un dispositivo de 4204 junto con el montaje polar 4200, permite que el ensamble de recolección solar 4200 sea ajustado a un ángulo se declinación deseado al comienzo de la recolección solar, en forma opuesta a tener que ajustar en forma continua el ángulo de inclinación a lo largo del proceso de seguimiento del sol. Esto puede mitigar el consumo de energía asociado con la operación de un ensamble de recolección solar, ya que el dispositivo de posicionamiento 4304 necesita únicamente ser ajustado una vez al día (o tantas veces al día, según sea necesario, para proporcionar un seguimiento óptimo del sol), en forma opuesta a técnicas convencionales que continuamente ajustan el dispositivo de posicionamiento 4304.

Haciendo referencia ahora a la figura 44, se ilustra una distribución de engrane de motor de ejemplo 4400, que se puede utilizar para controlar la rotación del ensamble de colector solar, de acuerdo con un aspecto. La distribución de engrane de motor 4400 se puede utilizar, para, al menos parcialmente, conectar un ensamble de recolección solar 4200 (de la figura 42) a un brazo de soporte de montaje polar 4302 (de la figura 43). La distribución de engrane de motor 4400 puede girar el ensamble de recolección solar 4200 alrededor de un eje central del brazo de soporte de montaje polar 4302, el cual proporciona un posicionamiento de ascensión de la formación. La distribución de engrane de motor 4400 comprende un conector 4402 que se puede utilizar para conectar en forma operativa el brazo de soporte de montaje polar 4302 a la distribución de engrane de motor 4300. El ensamble de recolección solar 4200 puede conectarse en forma operativa a las ménsulas de soporte 4404 y 4406. Un motor 4408 en combinación con una transmisión de motor 4410 y una unidad de transmisión 4412, facilitan la rotación del ensamble de recolección solar 4200 alrededor del brazo de soporte de montaje polar 4302. El ensamble de recolección solar 4200 puede estar fijo en el conector 4402 y las ménsulas de soporte 4304 y 4306 y el ensamble de recolección solar 4200 pueden girar alrededor del brazo de soporte de montaje polar 4302, de acuerdo con un aspecto.

Deberá observarse que aunque el dispositivo de posicionamiento 4304 (de la figura 43) y la distribución de engrane de motor 4400 se ilustran y describen como componentes separados, los aspectos descritos no se limitan a esto. Por ejemplo, de acuerdo con algunos aspectos, el dispositivo de posicionamiento 4304 y la distribución de engrane de motor 4400 (o motor 4408) se combinan en un ensamble simple. Este ensamble simple puede proporcionar la conexión de un ensamble de recolección solar 4200 al brazo de soporte de montaje polar 4302 facilitando al mismo tiempo la alteración de la posición del ensamble de recolección solar 4200 con respecto a la ascensión y declinación en relación con la posición del sol, u otra fuente de energía de la cual se capture la energía. De acuerdo con otros aspectos, se pueden utilizar diversas combinaciones de motores y dispositivos de posicionamiento para proporcionar el posicionamiento de los ensambles de recolección solar y dispositivos utilizados para implementar la captura de radiación y similares, facilitando al mismo tiempo el ajuste de la posición de las formaciones y dispositivos en relación con la fuente de energía.

La figura 45, ilustra otra distribución de engrane de motor de ejemplo 4500 que puede ser utilizada para el control de rotación, de acuerdo con un aspecto. Tal como se ilustra, la distribución de engrane de motor 4500 incluye un brazo de soporte de montaje polar 4502. También se incluyen ménsulas 4504 y 4506. La distribución de engranes 4500 también incluye un motor 4508 y una transmisión de motor 4510. Además, la distribución de engranes 4500 incluye una unidad de transmisión 4512.

La figura 46, ilustra un polo de montaje polar de ejemplo 4600, que se puede utilizar con los aspectos descritos. El polo de montaje polar 4600 incluye un primer extremo 4602 que puede ser conectado en forma operativa a la distribución de engrane de motor 4400 (de la figura 44) o distribución de engrane de motor 4500 (de la figura 45). Un segundo extremo 4604 del polo de montaje polar 4600 puede conectarse en forma operativa a una unidad de montaje (no mostrada). El polo de montaje polar 4600 puede facilitar el movimiento de un colector solar, de acuerdo con un aspecto.

La figura 47, ilustra otro ejemplo de un polo de montaje polar 4700 que puede ser utilizado con diversos aspectos. El polo de montaje polar 4700 incluye un primer extremo 4702 que puede ser conectado en forma operativa a la distribución de engrane de motor 4400 y/o 4500. Se puede conectar en forma operativa un segundo extremo 4704 del polo de montaje polar 4700, a una unida de montaje (no mostrado). La figura 48 ilustra una vista en un primer extremo 4702 del polo de montaje polar 4700. Tal como se ilustra, se puede unir en forma operativa una distribución de engrane de motor 4400 y/o 4500 al polo de montaje polar 4700 a través de diversos medios de conexión, tal como se ilustra en el medio de conexión 4800.

La figura 49, ilustra un ensamble de colector solar completamente ensamblado 4900 en una condición de operación, de acuerdo con un aspecto. El ensamble de colector solar ensamblado 4900, comprende un ensamble de recolección solar 4200 que se alinea para reflejar los rayos del sol en un aparato de recolección central 3910. El ensamble de recolección solar 4200 comprende una pluralidad de espejos, que se pueden utilizar para concentrar y enfocar la radiación solar en el aparato de recolección central 3910. Los espejos se pueden incluir como parte de los ensambles de ala solar que se combinan para moldear formaciones solares, tal como se ilustra a través de la formación 4202, formación 4204, formación 4206, y formación 4208.

Los aparatos de recolección central 3910 pueden comprender celdas fotovoltaicas que se utilizan para facilitar la transformación de energía solar en energía eléctrica. El ensamble de recolección solar 4200 y el aparato de recolección central 3910 están soportados en un brazo de soporte de montaje polar 4302. Además, las formaciones 4202, 4204, 4206, y 4208 se pueden distribuir de modo que una abertura 4902 separe las formaciones 4202, 4204, 4206, y 4208 en los grupos, tal como un primer grupo 4604 que (comprende las formaciones 4202 y 4206) y un segundo grupo 4906 (que comprende formaciones 4204 y 4208).

Para facilitar la energía de implementación de los rayos del sol (u otra fuente de luz), el ensamble de recolección solar 4200 puede girarse en varios planos para alinear correctamente los espejos de cada formación 4202, 4204, 4206, y 4208 con respecto a la dirección del sol, reflejando los rayos del sol (u otra fuente de luz) en el aparato de recolección central 3910. La figura 50, ilustra una representación esquemática 5000 de un ensamble de recolección solar 4200 en una posición inclinada, de acuerdo con un aspecto.

Con referencia ahora a las figuras 49 y 50, de acuerdo con algunos aspectos, un ensamble de engrane motorizado puede conectar el ensamble de recolección solar 4200 y el aparato de recolección central 3910 a un brazo de soporte de montaje polar 4302. El brazo de soporte de montaje polar 4302 se alinea a la superficie de la tierra de modo que se pueda alinear en forma paralela con la inclinación del eje de rotación de la tierra. La distribución de engrane de motor 4400 puede permitir que el ensamble de recolección solar 4200 y el aparato de recolección central 3910 sean girados alrededor de un eje horizontal, el cual también es conocido comojeje de ascensión. El ensamble de recolección solar 4200 y el aparato de recolección central 3910 se conectan en forma adicional al brazo de soporte de montaje polar 4302, mediante el dispositivo de 4304. El dispositivo de posicionamiento 4304 permite que el ensamble de recolección solar 4200 y el aparato de recolección central 3910 sean girados alrededor de un eje vertical (también conocido como el eje de declinación). La rotación del ensamble de recolección solar 4200 cambia una orientación de formaciones (por ejemplo, posición de operación, posición de seguridad o cualquier posición entre ellas).

Cuando el ensamble de colector solar 4900 será ensamblado en el campo (por ejemplo, en una ubicación de operación), el brazo de soporte de montaje polar 4302 se conecta en forma operativa a la base 4908. Adherido a la base 4908 se encuentran ménsulas de montaje 4910 que permiten que el brazo de soporte de montaje polar 4302 sea desencajado en forma selectiva (al menos parcialmente) de la base 4908 (por ejemplo, para inclinar y descender el ensamble de colector solar 4900). Otra base 4912 puede tener en el mismo una unidad de montaje 4914 a la cual se une el ensamble de colector solar 4900. Deberá quedar entendido que las bases 4908 y 4912 se extienden debajo de una superficie 4916 (por ejemplo, tierra, suelo) en una profundidad adecuada para anclar el ensamble de colector solar 4900.

Con referencia ahora a la figura 51, se ilustra una representación esquemática 5100 de un ensamble de recolección solar 4200 rotado en una orientación que es sustancialmente diferente a una condición de operación, de acuerdo con un aspecto. La rotación del ensamble de recolección solar 4200, en tal forma, permite que se lleve a cabo en los receptores operaciones de servicio y mantenimiento.

Si el ensamble de recolección solar 4200 será colocado en una posición para propósitos de almacenamiento, seguridad o mantenimiento, tal como la posición ilustrada en la figura 51, el motor puede ser graduado a través de un número de pasos para mover la formación de una posición de operación (por ejemplo, la posición ilustrada en la figura 49) a la posición ilustrada en la figura 51, algunas veces referida como una posición de almacenamiento o seguridad. Además para este ejemplo, se puede determinar el número de pasos utilizados por el motor para mover el ensamble de recolección solar 4200 en la dirección de las manecillas del reloj de una posición de operación a una posición de almacenamiento, junto con el número necesario de pasos en la dirección contraria al reloj. Las dos cuentas (por ejemplo, la dirección a las manecillas del reloj y la dirección contraria a las manecillas del reloj) se pueden comparar y la dirección más corta puede ser utilizada para colocar la formación en la posición de almacenamiento.

En otro aspecto, en respuesta a una tormenta de granizo, el ensamble de recolección solar 4200 puede colocarse en la posición segura. Se puede determinar un registro del número de pasos requeridos para colocar la formación en la posición segura, a partir de la posición de operación de la formación (por ejemplo, su posición antes de que se recibiera el comando de moverse hacia la posición segura). Después de que la la tormenta de granizo (u otro peligro) ha pasado, la formación se puede volver a colocar para reanudar la operación. El reposicionamiento se puede determinar con base en la última posición conocida de la formación más el número de pasos requeridos para compensar la posición actual del sol (por ejemplo, última posición de formación antes de la tormenta de granizo más el número de pasos para mover la formación a la posición actual del sol). La posición actual del sol se puede determinar a través del uso de la información de latitud, longitud, fecha y/o hora asociada con la formación y la posición de la formación. La posición actual del sol, también se puede determinar a través del uso de sensores de posición del sol, que se pueden utilizar para determinar el ángulo en el cual la energía de la luz solar es más fuerte y la posición de la formación de manera correspondiente.

Además, la abertura 4902 en los grupos de formaciones 4904, 4906, permite que las formaciones sean colocadas para minimizar la susceptibilidad de los espejos que forman la formación para el daño ambiental, tal como vientos fuertes y granizos. Tal como se ilustra en la figura 50, el ensamble de recolección solar 4200 se puede girar alrededor del brazo de soporte de montaje polar 4302, para colocar la formación en una "posición segura". La capacidad de girar el ensamble de recolección solar 4200 alrededor de un eje de ascensión y la inclinación alrededor del eje de declinación, permite que el ensamble de recolección solar 4200 sea colocado de modo que su alineación con cualquier viento prevalente, minimice un efecto de navegación del ensamble de recolección solar 4200 en el viento. Asimismo, en el caso de impactos por granizo, nieve, etc, el ensamble de recolección solar 4200 se puede colocar de modo que los espejos se orienten hacia abajo con la parte trasera de la estructura de la formación estando expuesta a los impactos por granizo, mitigando el daño a los espejos.

De acuerdo con algunos aspectos, el ensamble de recolección solar 4200 puede utilizar un dispositivo electrónico, tal como una computadora que opera para ejecutar el posicionamiento (por ejemplo, inclinación, rotación etc.) del ensamble de recolección solar 4200. Por ejemplo, los sensores localizados en, o cerca del ensamble de recolección solar 4200 pueden detectar condiciones climatológicas y colocar en forma automática el ensamble de recolección solar 4200 en una posición segura. Una pluralidad de ensambles de recolección solar localizados en un área geográfica, puede utilizar un dispositivo electrónico común que está configurado para controlar el movimiento de la pluralidad de ensambles de recolección solar. Además, el uno o más dispositivos electrónicos pueden operar en forma inteligente los ensambles de recolección solar con el objeto de mitigar el daño a los dispositivos.

Por ejemplo, varios aspectos (por ejemplo, en relación con la detección de condiciones de operación adversas, detección de movimiento del sol etc) pueden emplear diversos esquemas de aprendizaje de máquina (por ejemplo, inteligencia artificial, lógica a base de reglas etc), para llevar a cabo diversos aspectos de los mismos. Por ejemplo, un proceso para determinar si los ensambles de recolección solar deben ser colocados en una posición segura, pueden ser facilitados a través de un sistema y proceso de clasificación automática. Los esquemas de aprendizaje de máquina, puede medir diversas condiciones climatológicas, tal como desde un dispositivo de recolección central. De acuerdo con algunos aspectos, el componente de aprendizaje de máquina puede comunicarse (por ejemplo, en forma inalámbrica) con diversos centros de comando de clima (por ejemplo, a través de la Internet) para obtener las condiciones climatológicas.

Los sistemas a base de inteligencia artificial (por ejemplo, clasificadores entrenados en forma explícita y/o implícita) pueden ser empleados con relación a llevar a cabo determinaciones de inferencia y/o probabilísticas y/o determinaciones a base de estadísticas, de acuerdo con uno o más aspectos aquí descritos. Tal como se utiliza en la presente invención el término "inferencia", se refiere de manera general al proceso de razonamiento o estados de inferencia del sistema, ambiente y/o usuario de un conjunto de observaciones tal como son capturadas a través de eventos sensores y/o datos. Se puede emplear la inferencia para identificar un contexto o acción específica, o puede generar una distribución de probabilidad en los estados, por ejemplo. La inferencia puede ser probabilística - esto es, el cómputo de una distribución de probabilidad en los estados de interés con base en una consideración de datos y eventos. La inferencia también se puede referir a técnicas empleadas para componer eventos de mayor nivel de un conjunto de eventos y/o datos. Dicha inferencia da como resultado la construcción de nuevos eventos o acciones de un conjunto de eventos observados y/o datos de eventos almacenados, ya sea que los eventos estén correlacionados o no en proximidad temporal cercana, y ya sea que los eventos y datos vengan o no de una o diversas fuentes de eventos y datos. Se pueden emplear diversos esquemas y/o sistemas de clasificación (por ejemplo, máquinas de vector de soporte, redes neurales, sistemas expertos, y sistemas expertos, redes de creencia Bayesian, lógica borrosa, motores de fusión de datos...) en relación con el desempeño de una acción automática y/o inferida en relación con los aspectos descritos. A continuación se proporcionará información adicional con respecto a dispositivos electrónicos que pueden ser utilizados con los aspectos descritos.

La figura 52, ilustra un ensamble de colector solar 5200 girado y descendido de acuerdo con los diversos aspectos aquí presentados. El descenso del ensamble de colector solar permite un fácil servicio, mantenimiento y reparación. Además, el descenso del ensamble de colector solar 5200 puede proporcionar una posición de almacenamiento segura para diversos climas. La rotación de la formación del ensamble de recolección solar 4200 alrededor del eje de ascensión y el eje de declinación, puede permitir que todas las áreas del ensamble de recolección solar 4200 estén dentro de un acceso fácil para un operador. El operador puede ser un ingeniero en instalación, que necesita acceso a los diversos espejos contenidos en las formaciones, aparatos de recolección central 3910, etc., durante el proceso de instalación. Por ejemplo, el ingeniero de instalación puede necesitar tener acceso al aparato de recolección central 3910 para propósitos de alineación. El operador también puede ser un ingeniero de mantenimiento, que requiere acceso al ensamble de recolección solar 4200 para limpiar los espejos, volver a colocar un espejo y otras funciones.

El brazo de soporte montaje polar 4302 (y posiblemente también las ménsulas de montaje) se pueden desencajar de la base 4908. Esto permite que el brazo de soporte de montaje polar 4302 sea pivoteado en la unidad del montaje 4914 y, por lo tanto, el ensamble de recolección solar 4200 puede ponerse en un contacto más cercano con el suelo 4916.

La figura 53, ilustra una representación esquemática 5300 de un ensamble de recolección solar 4200 en una posición descendida, de acuerdo con un aspecto, y la figura 54 ilustra una representación esquemática 5400 de un ensamble de recolección solar 4200 en una posición descendida, la cual puede ser una posición de almacenamiento, de acuerdo con un aspecto.

La figura 55, ilustra otro ensamble de recolección solar 5500 que puede utilizarse con los aspectos descritos. De acuerdo con este aspecto, el ensamble de recolección solar 5500 incluye ensambles de ala solar 5502 que utilizan un espejo simple 5504. Tal como se describió con respecto a los aspectos anteriores, cada formación de alas 4204, 4206 tiene ensambles de ala que comprende un espejo separado para cada ensamble de ala. En este aspecto alternativo, se utiliza un espejo simple 5504 en lugar de los dos espejos separados. El espejo simple 5504 se extiende a través de dos alas 5502 y 5506 en los lados opuestos del plato o ensamble de recolección solar 5500. El utilizar un espejo simple 5504 puede incrementar el área de reflexión de la formación de espejo. El espejo simple 5504 puede unirse a las alas 5502 y 5506 a través de diversas técnicas (por ejemplo, deslizando el espejo a lo largo de la longitud de las alas 5502 y 5506, uniendo manualmente el espejo en cada nervadura de suporte de espejo, o a través de otras técnicas.

La figura 56, ilustra un detector de ejemplo 5600 que puede ser utilizado con los aspectos descritos. Tal como se ilustra, el receptor de ejemplo 5600 puede ajustarse con los módulos de celdas fotovoltaicas, unas cuentas de ellas se marcan en los números 5602, 5604, y 5606. También se pueden proporcionar líneas de enfriamiento 5608 y 5610, que pueden ser utilizadas para la recolección de calor. De acuerdo con algunos aspectos, este calor puede ser utilizado para una pluralidad de propósitos. La figura 57 ilustra una vista alternativa del receptor de ejemplo 5600 ilustrado en la figura 56, de acuerdo con un aspecto. La vista en la figura 57, ilustra como las líneas de enfriamiento 5608 y 5610 pueden extender la longitud del receptor 5600. Las líneas de enfriamiento 5608 y 5610 pueden tener un enfriador en las mismas, con el objeto de enfriar las celdas fotovoltaicas (por ejemplo, operar como un intercambiador de calor). Deberá quedar entendido que los diversos dispositivos de ejemplo aquí descritos (por ejemplo, receptor 5600, la distribución de engrane de motor 4400, etc.) son únicamente para propósitos de ejemplo, y los aspectos descritos no se limitan a estos ejemplos.

De acuerdo con aspecto, se proporciona un método para elegir un ensamble de colector solar. El método incluye unir una pluralidad de formaciones a una estructura de resistencia. Cada una de la pluralidad de formaciones, se une a la estructura de resistencia para mantener una distancia espacial desde cada una de las otras pluralidades de formaciones. Además, la pluralidad de formaciones comprende al menos una superficie de reflexión. De acuerdo con algunos aspectos, el método incluye unir la pluralidad de formaciones, de modo que la pluralidad de formaciones giren a través de un eje vertical como una función de la distancia espacial. El método también puede incluir conectar la estructura de resistencia a un montaje polar, que se coloca en, o cerca de un centro de gravedad y uniendo el montaje polar a un montaje fijo y un montaje movible que permite el descenso del ensamble de colector solar. De acuerdo con algunos aspectos, el método incluye desencajar el montaje polar del montaje movible para disminuir el ensamble de colector solar. De acuerdo con algunos aspectos, el método incluye girar la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia alrededor del centro de gravedad, a lo largo del eje vertical para cambiar una orientación de la pluralidad de formaciones. Como alternativa o en forma adicional, el método puede incluir girar la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia alrededor del centro de gravedad a lo largo del eje vertical, para cambiar una de una posición de operación, una posición segura o cualquier posición entre éstas, de la pluralidad de formaciones. La pluralidad de formaciones puede unirse a la estructura de resistencia en una misma longitud de enfoque. El ensamble de colector solar se transporta en un estado parcialmente ensamblado, de acuerdo con un aspecto. De acuerdo con otro aspecto, el ensamble de colector solar se transporta como unidades modulares.

De acuerdo con algunos aspectos, se proporciona un método para producir en masa colectores solares. El método incluye formar un ala solar en una forma parabólica, en donde el ala solar comprende una pluralidad de nervaduras de soporte, unir una superficie de reflexión al ala solar para crear un ensamble, y formar una formación con una pluralidad de ensambles de ala solar. Además, el método puede incluir unir la formación con una pluralidad de ensambles de ala solar. Además, el método puede incluir unir la formación a una estructura de resistencia. La estructura de resistencia puede estar equipada con una pluralidad de celdas fotovoltaicas que se utilizan para facilitar una transformación de energía solar a energía eléctrica. De acuerdo con algunos aspectos, la formación de un ala solar en la forma parabólica, comprende unir la pluralidad de nervaduras de soporte a una viga de soporte, en donde se selecciona una altura de cada nervadura de soporte para crear la forma parabólica. De acuerdo con algunos aspectos, la unión de la superficie de reflexión al ala solar comprende colocar la superficie de reflexión en la pluralidad de nervaduras de soporte y asegurar la superficie de reflexión a la pluralidad de nervaduras de soporte. En un aspecto, el método incluye transportar los recolectores solares producidos en un estado parcialmente ensamblado. En otro aspecto, el método incluye transportar los recolectores solares producidos como unidades modulares.

La figura 58, ilustra un método 5800 para producir en masa colectores solares de acuerdo con uno o más aspectos. El método 5800 puede simplificar la producción de los colectores solares en una forma no costosa. Los aspectos relacionados con la producción en masa de los colectores solares, también pueden facilitar costos menos elevados para el envío de un gran número de colectores solares (por ejemplo, platos). Por ejemplo, los colectores solares pueden estar compuestos de componentes modulares, que permiten el envío de estos componentes modulares. De acuerdo con algunos aspectos, los colectores solares pueden transportarse en un estado parcialmente ensamblado.

En el 5802, se forma una ala solar en una forma parabólica. El ala solar puede comprender una pluralidad de nervaduras de soporte, las cuales pueden ser conectadas en forma operativa a una viga de soporte. Las nervaduras de soporte pueden tener varias alturas, en donde los pares de las nervaduras de soporte tienen sustancialmente la misma altura. La altura de las nervaduras de soporte es la altura medida de la viga de soporte hasta una superficie de contacto del espejo (por ejemplo el extremo de la nervadura de soporte en forma opuesta a la viga de soporte). Las alturas de las nervaduras de soporte en la parte media de la viga de soporte, pueden ser más cortas que la altura de las nervaduras de soporte en los extremos de la viga de soporte, formando de esta manera el espejo en una forma parabólica. Se selecciona una altura de cada nervadura de soporte para crear la forma parabólica.

Se une una superficie de reflexión (por ejemplo, espejo) en el ala solar para crear un ensamble, en el 5804. Esto puede incluir colocar la superficie de reflexión en la pluralidad de nervaduras de soporte (o en una superficie de contacto asociada con cada nervadura de soporte) y asegurar la superficie de reflexión a la pluralidad de nervaduras de soporte. Un incremento en la altura de las nervaduras de soporte (por ejemplo desde el centro hacia afuera) facilita la formación de la superficie de reflexión en la forma parabólica. En el 5806, se utilizan medios de sujeción para unir la superficie de reflexión al ala solar. Por ejemplo, se pueden colocar medios de sujeción en la parte superior de la superficie de reflexión y asegurarse a una nervadura de soporte asociada. Se pueden utilizar dos medios de sujeción para cada nervadura de soporte. Los medios de sujeción, sujetan la superficie de reflexión contra las nervaduras de soporte para mitigar la cantidad de movimiento de la superficie de reflexión.

De acuerdo con algunos aspectos, los medios de sujeción pueden ser ganchos localizados en cada extremo de un ensamble de ala solar. Los ganchos pueden funcionar como topes, para evitar que un espejo, el cual se desliza en su lugar, se desencaje del ensamble de ala solar. De acuerdo con este aspecto, la unión de la superficie de reflexión al ala solar incluye deslizar la superficie de reflexión sobre la pluralidad de nervaduras de soporte y debajo de sujetadores de soporte del espejo, y asegurar la superficie de reflexión en ambos extremos del ala solar. En un ejemplo, los espejos pueden estar cargados en el extremo, en forma similar a un relleno de limpiador de parabrisas de automóvil. La ala puede tener un sujetador de detención en el extremo más cercano al rayo, y el espejo se desliza entre los sujetadores para dar la forma. Se puede unir un segundo conjunto de sujetadores de tope, para asegurar los espejos.

Se combina una pluralidad de alas solares, en el 5808, para moldear una formación de alas solares. Se puede utilizar cualquier número de alas solares para formar la formación. De acuerdo con algunos aspectos, se utilizan siete alas solares para formar una formación; sin embargo, se pueden utilizar más o menos alas solares. Las alas solares pueden distribuirse en la formación, de modo que las alas solares estén en una longitud de enfoque similar a la de los receptores.

De acuerdo con algunos aspectos, las formaciones se conectan a una estructura de resistencia en el 5810. El método 5800 también puede incluir equipar la estructura de soporte con una pluralidad de celdas fotovoltaicas que pueden ser utilizadas para facilitar la transformación de energía solar a energía eléctrica. La unión de las formaciones a las estructuras de resistencia, es opcional y las formaciones pueden conectarse a la estructura de resistencia después del transporte (por ejemplo, en el campo). Se pueden transportar los colectores solares en un estado parcialmente ensamblado o como unidades modulares.

De acuerdo con algunos aspectos, el método 5800 puede incluir transportar los colectores solares producidos en un estado parcialmente ensamblado. De acuerdo con otros aspectos, el método 5800 incluye transportar los colectores solares producidos como unidades modulares.

La figura 59, ilustra un método 5900 para erigir un ensamble de colector solar, de acuerdo con un aspecto. El ensamble de colector solar puede ensamblarse de modo que el ensamble pueda ser rotado, inclinado y descendido para diversos propósitos (por ejemplo, construcción, mantenimiento, servicio, seguridad, etc.). El ensamble del colector es posible sin la asistencia de una grúa. Además, una vez ensamblado, no se necesita alineación adicional de los paneles.

En el 5902, se une una pluralidad de formaciones a un soporte de resistencia. Las formaciones pueden comprender una pluralidad de alas solares. Sin embargo, de acuerdo con algunos aspectos, las formaciones pueden construirse de un ala solar simple. La pluralidad de formaciones puede comprender al menos una superficie de reflexión.

Las formaciones se unen al soporte de resistencia para mantener una distancia espacial de cada una de las otras pluralidades de formaciones. Esta distancia especial puede mitigar el efecto de las fuerzas del viento que pueden haber durante períodos de vientos fuertes. Las formaciones también se montan para permitir un movimiento ligero y flexibilidad, mantenimiento al mismo tiempo la rigidez para mantener el enfoque de la luz solar en los receptores. De acuerdo con algunos aspectos, las formaciones se distribuyen como un diseño de bebedero, en lugar de colocarse en una distancia focal similar de un receptor. De acuerdo con algunos aspectos, la distancia espacial permite que la pluralidad de formaciones gire a través del eje vertical.

Se conecta un resistencia a un montaje polar, en el 5904. El montaje polar puede colocarse en, o cerca de un centro de gravedad del colector solar, lo cual puede permitir el movimiento (por ejemplo, inclinación, rotación, descenso) del colector para facilidad de uso, servicio, almacenamiento o similar. De acuerdo con algunos aspectos, se une la pluralidad de formaciones a la estructura de resistencia en la misma longitud de enfoque.

El montaje polar se une a un montaje fijo y a un montaje movible en el 5904. El montaje polar puede ser eliminado en forma selectiva del montaje movible para permitir que el colector solar sea descendido para propósitos de servicio, reparación u otros.

Además, el método 5900 puede incluir rotar la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia alrededor de un centro de gravedad a lo largo del eje vertical, para cambiar la orientación de la pluralidad de formaciones. La orientación puede ser una de una posición de orientación o una posición de seguridad. Como alternativa o en forma adicional, el método 5900 puede incluir desencajar el montaje polar del montaje movible para descender el ensamble de colector solar.

Otro aspecto de la presente innovación, suministra un sistema de concentradores solares con un ensamble de regulación de calor, que regula (por ejemplo en tiempo real) la disipación de calor del mismo. La figura 60, ilustra una vista de sección transversal esquemática 6000 para un ensamble de regulación de calor 6010 que subyace una distribución modular 6020 de celdas fotovoltaicas (PV) 6023, 6025, 6027 (1 a N, en donde N es un entero), que tiene un gradiente de temperatura variante. Normalmente, cada una de las celdas PV (también referida como celdas solares) 6023, 6025, 6027, puede convertir luz (por ejemplo, luz solar) en energía eléctrica. La distribución modular 6020 de las celdas PV, puede incluir unidades estandarizadas o segmentos que facilitan la construcción y proporcionan una distribución flexible.

En un aspecto de ejemplo, cada una de las celdas fotovoltaicas 6023, 6025, 6027 puede ser una celda solar sensibilizada con tinta (DSC) que incluye una pluralidad de substratos de vidrio (no mostrados), en donde ahí depositados, son un recubrimiento de conducción transparente, tal como una capa de óxido de estaño dopado con fluoro, por ejemplo.

Dicha DSC puede incluir además una capa semiconductora tal como partículas Ti02, una capa de tinta de sensibilización, un electrolito y una capa de catalizador tal como Pt- (no mostrada) - que puede estar emparedada entre los substratos de vidrio. Se puede depositar en forma adicional una capa semiconductora en el recubrimiento del substrato de vidrio, y la capa de tinta puede ser absorbida en la capa semiconductora como una monocapa, por ejemplo. Por lo tanto, se puede formar un electrodo y un electrodo contador con un transmisor redox para controlar los flujos de electrones entre ellos.

Por consiguiente, las celdas 6023, 6025, 6027 experimentan ciclos de excitación, oxidación y reducción, que producen un flujo de electrones, por ejemplo, energía eléctrica. Por ejemplo, la luz incidente 6005 excita moléculas de tinta en la capa de tinta, en donde las moléculas de tinta foto excitadas, subsecuentemente inyectan electrones en la banda de conducción de la capa semiconductora. Esto puede originar la oxidación de las moléculas de tinta, en donde los electrones inyectados pueden fluir a través de la capa semiconductora para formar una corriente eléctrica. Posteriormente, los electrones reducen el electrolito en la capa de catalizador, e invierten las moléculas de tinta oxidada a un estado neutral. Dicho ciclo de excitación, oxidación y reducción puede ser repetido continuamente para proporcionar energía eléctrica.

El dispositivo de regulación de calor 6010 elimina el calor generado de las áreas de puntos calientes, para mantener el gradiente de temperatura de la distribución modular 6020 de PV dentro de niveles predeterminados. El dispositivo de regulación de calor 6010 puede estar en la forma de un ensamble de sumidero de calor, que incluye una pluralidad de sumideros de calor que pueden ser montados en la superficie a un extremo trasero 6037 de la distribución modular de las celdas fotovoltaicas 6020, en donde cada sumidero de calor puede incluir además una pluralidad de aletas (no mostradas) que se extienden en forma sustancialmente perpendicular a la parte trasera. Dichos sumideros de calor pueden ser fabricados de un material con una conducción térmica sustancialmente alta, tal como aleaciones de aluminio, cobre y similares. Además, se pueden emplear varios mecanismos de sujeción o adhesivos térmicos y similares, para sujetar en forma segura los sumideros de calor sin un nivel de presión, que pueda triturar potencialmente la distribución modular de las celdas fotovoltaicas 6020. Además, los elementos estilo "tubo" que circulan con el fluido de enfriamiento (por ejemplo, agua) en el mismo, pueden serpentear en todo el dispositivo de regulación de calor en una formación ti.po serpiente, para facilitar el intercambio de calor.

Las aletas pueden expandir un área de superficie del sumidero de calor, para incrementar el contacto con el medio de enfriamiento (por ejemplo, aire, fluido de enfriamiento tal como agua), el cual se emplea para disipar calor de las aletas y/o celdas fotovoltaicas. Por lo tanto, el calor de las celdas fotovoltaicas puede ser conducido a través del sumidero de calor y en un medio de enfriamiento circundante. Además, los sumideros de calor pueden tener un factor de forma sustancialmente pequeña relativa a la celda fotovoltaica, para permitir una distribución eficiente a lo largo de toda la parte trasera 6037 de la distribución modular 6020 de las celdas fotovoltaicas.

La figura 61, ilustra una distribución de ensamble de perspectiva esquemática 6100 de una distribución modular de celdas PV en la forma de una rejilla fotovoltaica 6110. Dicha rejilla 6110, puede ser parte de un recinto simple que convierte energía solar en energía eléctrica. El ensamble de regulación de calor puede estar arreglado en forma de una capa de transferencia de calor 6115, que incluye sumideros de calor, los cuales están térmicamente acoplados a las celdas PV 6102 en la rejilla PV 6110. Incluso aunque la presente innovación se describe principalmente como la capa de transferencia de calor 6115 que disipa calor de la rejilla PV 6110, se podrá apreciar que dicha capa de transferencia de calor 6115 también puede ser empleada para inducir en forma selectiva el calor dentro de los segmentos de la rejilla PV 6110 (por ejemplo, para aliviar los factores ambientales, tal como acumulación de hielo en los mismos). El sistema 6100 recibe luz reflejada de placas de reflexión tal como espejos (no mostrado).

En un aspecto, la capa de transferencia de calor 6115 existe en un plano debajo de la rejilla PV 6110 y se acopla térmicamente a la misma. La capa de transferencia de calor 6115 puede incluir sumideros de calor que pueden agregarse a dicha capa a través de un equipo de levantar y colocar, que se emplea comúnmente para la colocación de componentes y dispositivos. En un aspecto relacionado, la capa de transferencia de calor 6115 puede incluir además una placa de base 6121 que puede mantenerse en contacto directo con puntos de calor 6126, 6127, 6128 que son generados en la rejilla PV 6110.

Además, la capa de transferencia de calor 6115 puede incluir una sección de promoción de calor 6125. La sección de promoción de calor 6125 facilita la transferencia de calor entre la rejilla PV 6110 y la capa de transferencia de calor 6115. La sección de promoción de calor 6125 puede incluir además estructuras termo/eléctricas incrustadas dentro. Esto permite que el calor generado de la celda fotovoltaica 6102 sea difundido inicialmente o dispersado a través de toda la sección de la placa de base principal 6121, y posteriormente dentro del ensamble que dispersa la termoestructura, en donde el ensamble de dispersión puede ser conectado a los sumideros de calor. Las termoestructuras pueden incluir además trayectorias de conducción térmica (por ejemplo capas de metal) 6131, para que los sumideros de calor mitiguen el conducto físico o térmico directo de los sumideros de calor para las celdas fotovoltaicas. Dicho arreglo proporciona una solución escalable para la operación adecuada de la distribución modular PV 6110.

La figura 62, ilustra un diagrama de bloque esquemático de un sistema de regulación de calor 6200 de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. El sistema 6300 incluye un dispositivo de regulación de calor 6262, el cual comprende además un ensamble de red termo-eléctrica 6264 acoplada en forma operativa a una placa de soporte 6263 que interactúa con el ensamble de rejilla fotovoltaica 6261. El ensamble de red temoeléctrica 6264 puede consistir en una pluralidad de estructuras termo-eléctricas (tal como un bebedero formado con la capa del dispositivo de regulación de calor e incrustado con diversos componentes electrónicos) y puede acoplarse en forma operativa al sumidero de calor 6265, que extrae calor del ensamble de estructura termo-eléctrica 6264. Además, el ensamble de estructura termo-eléctrica 6264 puede ser conectado en forma física, térmica o eléctrica a la placa de soporte, la cual a su vez hace contacto con el ensamble de la rejilla fotovoltaica 6261. Dicha distribución permite que el ensamble de rejilla fotovoltaica 6261 interactúe con el ensamble de estructura termo-eléctrica 6264 como una totalidad, a través de la placa de soporte 6263, en forma opuesta a una parte del ensamble de rejilla fotovoltaica que interactúa con una unidad de estructura termo-eléctrica individual respectiva. Un procesador 6266 puede ser acoplado en forma operativa al ensamble de red termo-eléctrica 6264, y programarse para controlar y operar los diversos componentes dentro del dispositivo de regulación de calor 6262. Además, un sistema de monitoreo de temperatura 6268 puede conectarse en forma operativa al procesador 6266e y al ensamble de rejilla fotovoltaica 6261, (a través de la placa de soporte o la placa de base 6263). El sistema de monitoreo de temperatura 368e opera para monitorear la temperatura del ensamble de rejilla fotovoltaica 6261. Posteriormente los datos de la temperatura se proporcionan al procesador 6266, el cual emplea dichos datos para controlar el dispositivo de regulación de calor 6262. El procesador 6266 puede ser además, parte de un dispositivo inteligente que tiene la capacidad de detectar o mostrar información, o convertir información análoga en digital, o llevar a cabo una manipulación matemática de datos digitales, o interpretar el resultado de la manipulación matemática, o tomar decisiones con base en la información. Por lo tanto, el procesador 6266 puede ser parte de una unidad lógica, una computadora o cualquier otro dispositivo inteligente con la capacidad de tomar decisiones con base en los datos reunidos por la estructura termo-eléctrica y la información proporcionada a ésta por el dispositivo de regulación de calor 6262. Una memoria 6267 que está siendo acoplada al procesador 6266 también se incluye en el sistema 6200 y sirve para almacenar el código del programa ejecutado por el procesador 6266, para llevar a cabo funciones de operación del sistema 6200 tal como aquí se describe. La memoria 6267 puede incluir memoria únicamente de lectura (ROM) y memoria de acceso aleatorio (RAM). La ROM contiene, entre otros códigos, el Sistema de Entrada-Salida Básica (BIOS), que controla las operaciones de hardware básicas del sistema 6260. La RAM es la memoria principal en la cual se carga el sistema de operación y los programas de aplicación. La memoria 6267 también sirve como un medio de almacenamiento para almacenar temporalmente información tal como temperatura de celda PV, tablas de temperatura, temperatura permisible, propiedades de la estructura termo-eléctrica y otros datos empleados para llevar a cabo la presente invención. Para un almacenamiento de datos en masa, la memoria 6267 puede incluir una unidad de disco duro (por ejemplo, unidad de disco duro de 10 Gigabytes).

El ensamble de rejilla fotovoltaica 62621 puede dividirse en un patrón de rejilla de ejemplo como el que se muestra en la figura 63. Cada bloque de rejilla (XYY) del patrón de rejilla, corresponde a una porción particular del ensamble de rejilla PV 6261, y cada porción puede ser monitoreada individualmente y controlada para temperatura a través del sistema de control que se describe más adelante con referencia a la figura 65. En un aspecto de ejemplo, existe una estructura termo-eléctrica para cada temperatura medida, permitiendo que se controlen individualmente las temperaturas de las diversas regiones. En la figura 63, las amplitudes de temperatura de cada celda PV o segmento de la porción de rejilla Y12), se muestran con cada porción respectiva de lo que se está monitoreando para temperatura, utilizando una estructura termo-eléctrica respectiva. Normalmente, la temperatura de la rejilla PV en una coordenada (por ejemplo, X3Y9) que descansa debajo de una celda PV que tiene un bajo rango de disipación y una temperatura inaceptable (Tu), la cual es sustancialmente mayor que la temperatura de las otras porciones XY de la rejilla PV. En forma similar, durante la operación de la rejilla PV, la temperatura de una región de la distribución PV puede alcanzar un límite inaceptable (Tu). La activación de una estructura termo-eléctrica respectiva para dicha región, puede disminuir la temperatura al valor aceptable (Ta). Por consiguiente, en un aspecto de acuerdo con la presente innovación, diversas estructuras termo-eléctricas pueden manejar el flujo de calor de dicha región, para alcanzar una temperatura aceptable para la región.

La figura 64, ilustra una tabla representativa de amplitudes de temperatura tomadas en los diversos bloques de rejilla, que han sido correlacionados con valores de amplitud de temperatura aceptables para las porciones del ensamble de rejilla PV mapeado por los bloques de rejilla respectivos. Posteriormente dichos datos pueden ser empleados por los procesadores de la figura 62 y figura 65 para determinar los bloques de rejilla con una temperatura indeseada fuera del rango aceptable (rango Ta). Subsecuentemente, las temperaturas indeseadas pueden llevarse a un nivel aceptable a través de la activación del mecanismo de enfriamiento respectivo, tal como los sumideros de calor y/o la estructura(s) termo-eléctrica.

De acuerdo con un aspecto adicional, durante una operación típica del ensamble de rejilla fotovoltaica, se anticipa la ubicación de los puntos de calor, o se determina a través del monitoreo de temperatura, y la estructura termo-eléctrica correspondiente que acopla los puntos de calor que pueden ser activados para sacar el calor de las regiones de los puntos de calor y/o inducir el calor a otras regiones del ensamble de rejilla fotovoltaica para crear un gradiente de temperatura uniforme (por ejemplo, mitigar los factores ambientales tales como acumulación de hielo). La figura 65, ilustra un diagrama esquemático que ilustra un sistema para controlar la temperatura del ensamble de rejilla fotovoltaica de acuerdo con este aspecto particular. El sistema 6500 incluye una pluralidad de estructuras termo-eléctricas (TS1, TS2 ... TS[N]), en donde "N" es un entero. En un aspecto, las estructuras termoeléctricas TS se distribuyen preferentemente a lo largo de la superficie trasera del ensamble de rejilla PV 6574, y correspondientes al dispositivo de foto celdas respectivo. Cada estructura termo-eléctrica puede proporcionar una trayectoria de calor a una porción predeterminada del ensamble de rejilla PV 6574, respectivamente. Se proporciona una pluralidad de sumideros de calor (HS1, HS2, ... HS[N]), en donde cada sumidero de calor HS se acopla en forma operativa a una estructura termo-eléctrica TS correspondiente, respectivamente, para extraer el calor fuera del ensamble de rejilla PV 6574. El sistema 6500 también incluye una pluralidad de termistores (TR1, TR2, ... TR[N]). Cada estructura termo-eléctrica TS puede tener un termistor correspondiente TR para monitorear la temperatura de la parte respectiva del ensamble de rejilla PV 6574, siendo la temperatura regulada por la estructura termoeléctrica correspondiente. En un aspecto de la presente innovación, el termistor TR puede integrarse con la estructura termo-eléctrica TS. Cada termistor TR puede ser acoplado en forma operativa al procesador 6576, para abastecerlo con los datos de temperatura asociados con la región monitoreada respectiva de la distribución modular de celda PV. Con base en la información recibida de los termistores, así como otra información (por ejemplo ubicación anticipada de los puntos de calor, propiedades de las celdas PV), el procesador 6576 opera el transmisor de voltaje 6579 acoplado en forma operativa al mismo, para controlar la estructura termo-eléctrica en una forma deseada para regular la temperatura de la rejilla PV 6574. El transmisor de voltaje puede ser cargado en forma adicional por la energía eléctrica generada por el ensamble de rejilla PV.

El procesador 6576 puede ser parte de una unidad de control 6578 que tiene la capacidad de detectar o mostrar información, o convertir información análoga en digital, o llevar a cabo manipulación matemática de datos digitales, o interpretar el resultado de la manipulación matemática, o tomar decisiones con base en la información. Por lo tanto, la unidad de control 6578 puede ser una unidad lógica, una computadora o cualquier otro dispositivo inteligente con la capacidad de tomar decisiones con base en los datos reunidos por la estructura termo-eléctrica y la información proporcionada a la misma a través del dispositivo de regulación de calor. La unidad de control 6578 designa que estructuras termo-eléctricas deben sacar calor de los puntos de calor y/o que estructura termoeléctrica debe inducir calor en la distribución de rejilla PV y/o cual de las estructuras termo-eléctricas deben permanecer inactivas. El dispositivo de regulación de calor 6572 proporciona a la unidad de control los datos reunidos en forma continua por las estructuras termo-eléctricas con respecto a diversas propiedades físicas de las diferentes regiones de las distribuciones modulares de PV, tal como, temperatura, disipación de energía y similar. Además, el suministro de energía adecuado 6579 también puede proporcionar energía de operación a la unidad de control 6578.

Con base en los datos proporcionados, la unidad de control 6578 toma una decisión con respecto a la operación de las diversas porciones del ensamble de estructura termoeléctrica, por ejemplo, decidir cual es el número de estructuras termo-eléctrica debe disipar calor fuera de, y de cuales puntos de calor. Por consiguiente, la unidad de control 6578 puede controlar el dispositivo de regulación de calor 6572, el cual a su vez ajusta el flujo de calor fuera de y/o dentro de la rejilla PV 6574.

La figura 66, ilustra una metodología relacionada 6600 para disipar calor de las celdas PV de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. Aunque el método de ejemplo se ilustra y describe en la presente invención como una serie de bloques representativos de diversos eventos y/o casos, la presente innovación no se limita al orden ilustrado de dichos bloques. Por ejemplo, algunas acciones o eventos pueden ocurrir en diferentes órdenes y/o en forma concurrente con otras acciones o eventos, además de el orden ilustrado en la presente invención, de acuerdo con la presente innovación. Además, no todos los bloques, eventos o acciones ilustradas pueden requerirse para implementar una metodología de acuerdo con la presente innovación. Además, se podrá apreciar que el método de ejemplo y otros métodos de acuerdo con la presente innovación, pueden ser implementados en asociación con el método ilustrado y aquí descrito, así como en asociación con otros sistemas y aparatos no ilustrados o descritos. Inicialmente, en el 6610 la luz incidente puede ser recibida por una distribución modular del ensamble de rejilla de la celdas PV. En el 6620, la temperatura de celdas PV puede ser monitoreada (por ejemplo, a través de una pluralidad de sensores de temperatura asociados con las mismas). Con base en dicha temperatura, en el 6630 el enfriamiento de las celdas PV puede ocurrir en tiempo real, en donde ocurre la disipación de calor de las celdas PV en el 6640, para asegurar una operación adecuada.

La figura 67, ilustra una metodología adicional 6700 de disipación de calor para un ensamble de rejilla PV de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. En el 6702, la unidad lógica que incluye el procesador genera el mapa de rejilla de temperatura del ensamble de la rejilla PV. Posteriormente, en el 6704, la temperatura de cada región es comparada con una temperatura permisible respectiva para dicha región, que asegura la operación eficiente de las celdas PV. En forma subsecuente y en el 6706, se realiza una determinación, de si la temperatura para la región excede la temperatura permitible respectiva. Si es así, en 6708, la estructura termo-eléctrica respectiva de la región se activa junto con los sumideros de calor, para disipar el calor de dicha región en el ensamble de rejilla PV. De lo contrario, la metodología 6700 procede a la acción 6702 para generar un mapa de rejilla de temperatura adicional del ensamble de rejilla PV, para el enfriamiento del mismo.

La figura 68, ilustra un sistema 6800 de acuerdo con un aspecto adicional de la presente innovación, con un fluido (por ejemplo, agua) como el medio de enfriamiento empleado para disipar calor de las aletas de los sumideros de calor y/o celdas fotovoltaicas del sistema PV 6810. El sistema 6800 regula la descarga de fluido del depósito 6805 (por ejemplo, como parte de un circuito cerrado presurizado), en donde las válvulas de revisión/control 6820, 6825 pueden regular el flujo de líquido en una dirección simple y/o evitar el flujo directamente del depósito en el dispositivo de regulación de calor del sistema PV 6810. El sistema 6800 puede mitigar la tensión térmica y el deterioro del material para prolongar el tiempo de vida del sistema, y proporcionar un líquido enfriado o calentado para otros usos comerciales. Varios sensores asociados con un tubo/válvula Venturi 6815, pueden proporcionar datos al controlador 6830. Por ejemplo, una señal de salida análoga di sensor puede hacer interfase con un microprocesador de control de proceso, controlador programable, o controlador de 3 modos Proporcional-Integral-Derivado (PfD), en donde la salida controla las válvulas de revisión/control 6820, 6825 para regular el flujo de fluido como una función de la temperatura de la celda PV.

De acuerdo con un ejemplo adicional, las válvulas 6820, 6825 pueden proporcionar un suministro pulsado del medio de enfriamiento. Dicho suministro de pulsación del medio de enfriamiento puede suministrar una forma simple para controlar el rango de aplicación del medio de enfriamiento. Además, se pueden obtener ciclos de tarea controlando la válvula durante un tiempo corto en una frecuencia de ajuste (por ejemplo 1 a 50 milisegundos con una frecuencia de pulsación de 1 a 5 Hz).

En un aspecto relacionado, el sistema 6800 puede emplear diversos sensores para evaluar la salud del mismo, para evaluar el buen funcionamiento del mismo, para diagnosticar problemas para un mantenimiento sustancialmente rápido. Por ejemplo y tal como se explicó anteriormente, cuando el medio de enfriamiento excita las celdas fotovoltaicas, ingresa a un tubo Venturi en donde dos sensores de presión permiten la medida del rango de flujo del enfriador. Además, los sensores de presión pueden permitir además la verificación de la existencia de enfriador adecuada en el sistema 6800, en donde se puede detectar el bloqueo de la corriente ascendente o corriente descendente. Además, las computaciones de temperatura diferenciales pueden verificar en forma adicional los valores de transferencia de calor para una comparación de los mismos con los valores de umbral predeterminados, por ejemplo.

En un aspecto relacionado, un componente Al 6840 puede estar asociado con el controlador 6830 (o los procesadores descritos anteriormente) para facilitar la disipación de calor de las celdas PV (por ejemplo, en relación con la región(s) de elección que disipa calor, estimar la cantidad de enfriador requerida, la forma de operación de la válvula y similares). Por ejemplo, un proceso para determinar cual región será seleccionada puede ser facilitada a través de un sistema y proceso de clasificación automática. Dicha clasificación puede emplear un análisis de base probabilística y/o estadística (por ejemplo, factorizando en los análisis de utilidades y costos) para pronosticar o inferir una acción que se necesita para llevarse a cabo en forma automática. Por ejemplo, se puede emplear un clasificador de máquina de vector de soporte (SVM). Un clasificador es una función que mapea un vector de atributo de entrada, x = (x1, x2, x3, x4, xn), para la confiabilidad de que la entrada pertenece a una clase - esto es, f(x) = confidence(class). Otros métodos de clasificación incluyen redes Bayesian, árboles de decisión y se pueden emplear modelos de clasificación probabilística que proporcionan diferentes patrones de independencia. La clasificación, tal como se utiliza en la presente invención, también incluye regresión estadística que se utiliza para desarrollar modelos de prioridad.

Tal como se utiliza en la presente invención, el término "inferencia" se refiere de manera general al proceso de razonar con respecto a, o inferir en los estados del sistema, ambiente, y/o usuario a partir de un conjunto de observaciones tal como son capturadas por los eventos y/o datos. Se puede emplear la inferencia para identificar un contexto o acción específica, o puede generar una distribución de probabilidad en los estados, por ejemplo. La inferencia puede ser probabilística - esto es, el cómputo de una distribución de probabilidad en los estados de interés con base en una consideración de datos y eventos. La inferencia, también puede referirse a técnicas empleadas para componer eventos de mayor nivel de un conjunto de eventos y/o datos. Dicha inferencia da como resultado la construcción de nuevos eventos o acciones de un conjunto de datos de eventos observados y/o eventos almacenados, ya sea que los eventos estén correlacionados o no en proximidad temporal cercana, y si los eventos y datos vienen de una o diversas fuentes de eventos y datos. Tal como se podrá apreciar fácilmente a partir de la presente especificación, el asunto o materia de la presente invención puede emplear clasificadores que se capacitan explícitamente (por ejemplo a través de datos de capacitación genérico) así como capacitados en forma implícita (por ejemplo, a través de la observación del comportamiento del sistema, recepción de información extrínsica) de modo que el clasificador(s) se utilice para determinar en forma automática de acuerdo con un criterio predeterminado, que regiones va a elegir. Por ejemplo, con respecto a SVM que son bien comprendidos - se podrá apreciar que también se pueden utilizar otros modelos clasificadores tales como Naive Bayes, Bayes Net, árbol de decisión y otros modelos de aprendizaje -las SVM están configuradas a través de una fase de aprendizaje o capacitación dentro de un módulo de selección de constructor o característica de clasificación.

La figura 69, ilustra una vista en planta de un sistema 6900 para una pluralidad de concentradores solares que emplean un ensamble de regulación de calor de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. Dicha distribución normalmente puede incluir un sistema híbrido que produce tanto energía eléctrica como energía térmica, para facilitar y optimizar la salida de energía junto con el manejo de energía. El ensamble de regulación de calor puede incluir una red de conductos (por ejemplo, tubería) en forma de columnas 6902, 6908 y filas 6904, 6910 - que pueden incluir además válvulas/bombas asociadas para canalizar el medio de enfriamiento a lo largo de la distribución de concentradores solares. El sistema 6900 puede comprender además una combinación de platos concentradores (que pueden colectar luz en un punto focal - o una línea focal sustancialmente pequeña) y bebederos del concentrador (que pueden colectar luz de una línea focal sustancialmente larga). Por ejemplo, los bebederos tienden a requerir un diseño simple y por consiguiente pueden ser bien adecuados para la generación térmica. Tal como se explicó anteriormente, la energía térmica de los platos que son colectados en el proceso para enfriar las celdas, puede servir en forma adicional como fluidos precalentados, que posteriormente pueden ser supercalentados en un bebedero o concentrador dedicado situado en un extremo del circuito de enfriamiento, por ejemplo. El bebedero o concentrador puede sobrecalentar fluidos a un nivel de temperatura deseado. El sistema 6900 puede incluir además monitores de temperaturas de salida (no mostrado) y el control de una red de válvulas a través del componente de control 6960 (por ejemplo, sistema de supervisión), que puede ser empleado para lograr la temperatura deseada. Por consiguiente, al regular el flujo del medio de enfriamiento dentro de las columnas 6902, 6908 y filas 6904, 6910 - la salida de energía tanto de energía eléctrica como térmica de los concentradores solares correspondientes, puede ser optimizada.

En un aspecto, el componente de control 6960 también puede manejar en forma activa (por ejemplo, en tiempo real) la negociación entre la energía térmica y la eficiencia PV, en donde una red de control de las válvulas puede regular el flujo del medio de enfriamiento a través de un concentrador solar. Por ejemplo, el enfriador que fluye a través de un sumidero de calor del receptor PV, puede ser enrutado en dos receptores térmicos y dividiendo la corriente descendente de la línea del enfriador del receptor PV, se divide a la mitad el flujo de enfriador, permitiendo de esta forma que el enfriador sea calentado a una mayor temperatura conforme pasa más lentamente a través del plato térmico de corriente descendente. El componente de control puede tomar datos de entrada tales como: los precios de electricidad actuales que varían con base en las condiciones del mercado (época del año, hora del día, condiciones climatológicas y similares); el requerimiento de energía térmica para una aplicación particular; las diferencias específicas de la temperatura actual entre la temperatura ambiente y la temperatura del fluido), y similares. Con base en dichas entradas de ejemplo, el componente de control puede ajustar en forma proactiva las velocidades de la bomba del enfriador y abrir y/o cerrar las válvulas para redirigir el enrutamiento de los enfriadores a través del circuito térmico entre los platos y/o bebederos - para optimizar y crear un balance entre la salida eléctrica y la salida térmica con base en criterios predeterminados, tales como los precios actuales de la electricidad que varían con base en las condiciones del mercado, época del año, hora del día, condiciones climatológicas, requerimiento de energía térmica para una aplicación particular; diferencias específicas en la temperatura actual entre la temperatura ambiente y la temperatura del fluido), y similares.

Además, el sistema 6900 puede detectar fácilmente rupturas (por ejemplo a través de una red de sensores de presión, sensores de rango de flujo) distribuidos a lo largo de la red de las válvulas y columnas/filas de conducto). Por ejemplo, la presión y la temperatura en diferentes partes del sistema, puede monitorearse en forma continua para detectar cualesquiera cambios que puedan indicar una ruptura y/o bloqueo que signifique un mal funcionamiento, por ejemplo, en el concentrador 6914, en donde dicho componente puede ser aislado efectivamente del sistema (por ejemplo, a través de una válvula de derivación que establece en forma selectiva una trayectoria de derivación para el fluido de enfriamiento). Se podrá apreciar que el control y monitoreo del sistema 6900 se puede llevar a cabo en una base de plato por plato, o en cualquier número predeterminado de platos que van de una zona o segmento del sistema 6900. Dicha decisión puede estar basada en costos, tiempos de respuesta, eficiencia, ubicación y similares asociados con cada plato o bomba del mismo. Se podrá apreciar en forma adicional que incluso aunque las metodologías aquí descritas para enfriar un plato se describan principalmente como parte de un grupo de platos, dichas metodologías también aplican para un plato simple y pueden aplicar en forma individual según sea adecuado.

En un aspecto relacionado, cada uno de los concentradores solares puede estar en la forma de una distribución modular que incluye diversas válvula(s), sensor(s) y segmento(s) de tubería integrados como parte del mismo, para formar un módulo. Dichos módulos pueden ser fácilmente unidos/separados de la red de conductos 6902, 6908, 6904, 6910. Por ejemplo, el concentrador solar 6950 puede incluir un segmento de tubería con una válvula y/o sensores unidos al mismo, formando de esta manera un módulo integrado - en donde los sensores pueden incluir sensores de temperatura para medir: la temperatura del medio de enfriamiento, la temperatura del ambiente circundante, la presión, el rango de flujo, y similares. Al momento de unir dicho módulo integrado a la red del conducto, y ajustar las válvulas asociadas, el medio de enfriamiento puede fluir en forma subsecuente hacia el concentrador solar 6950 para el enfriamiento del mismo. Además, dicho módulo de concentrador solar integrado puede incluir un alojamiento que contiene parcial o completamente el concentrador solar, el segmento(s) de tubería, válvulas, sensores y otras periferias/dispositivos asociados con el mismo. Además, un tubo Venturi puede ser moldeado directamente en dicho alojamiento, para facilitar los procedimientos de medición.

La figura 70, ilustra una metodología relacionada para la operación del ensamble de regulación de calor de acuerdo con un aspecto de la presente innovación. I nicialmente, y en el 7010, se puede medir una radiación de entrada al sistema (por ejemplo, a través de sensores de radiación), y con base en un rango de flujo requerido para los concentradores solares y/o celdas PV, se puede estimar y/o inferir para las operaciones de las válvulas en el 7020 (por ejemplo, grado en que cada válvula debe ser abierta y/o cerrada, y rango de flujo requerido en cada segmento del sistema). En forma subsecuente y en el 7030, con base en los datos recolectados (por ejemplo, temperatura, presión, rango de flujo) se emplea un mecanismo de retroalimentación de control para ajustar la operación de las válvulas en el 7040. Por ejemplo, dicho componente de circuito cerrado, puede emplear además un controlador proporcional-integral-de derivación (controlador PID), que intenta corregir el error entre una variable del proceso medida, y un punto de ajuste deseado, calculando y posteriormente produciendo una acción correctiva que puede ajustar de manera correspondiente el proceso.

La figura 71A, ilustra un diagrama de un concentrador solar parabólico de ejemplo 7100. El concentrador solar de ejemplo 7100 incluye cuatro paneles 7130! a 71304 de los reflectores 7135, que enfoca un rayo de luz en dos receptores 7120! a 7202 - paneles 7130i y 71303 enfocan la luz en el receptor 7120i, y los paneles 71302 y 71304 enfocan la luz en el receptor 71202. Los receptores 7* 20 y 71202 ambos pueden recolectar luz solar para la generación de electricidad o energía eléctrica; sin embargo, en configuraciones alternativas o adicionales, el receptor 7120i puede ser utilizado para recolectar energía térmica, en tanto que el receptor 71202 puede ser empleado para la generación de energía eléctrica. Los reflectores 7135 se adhieren (por ejemplo, atornillan, sueldan) a una viga de soporte principal 7135 la cual es parte de una estructura de soporte que incluye un mástil 7118, una viga 7130 que soporta los receptores 7120i y 1202, y una armadura 7125 (por ejemplo una armadura de poste rey) que facilita la carga de los paneles 7130! a 7130 en la viga principal 7115. La posición de las uniones de la armadura depende de la carga de los paneles 7130i a 71304. Las estructuras de soporte en el concentrador solar de ejemplo 7100, pueden ser elaboradas sustancialmente de cualquier material (por ejemplo, metal, fibra de carbono) que proporciona un soporte e integridad permanente al concentrador. Los reflectores 7135 pueden ser idénticos o sustancialmente idénticos; sin embargo, en una o más modalidades alternativas adicionales, los reflectores 7135 pueden diferir en tamaño. En un aspecto, los reflectores 7135 de diferentes tamaños, pueden ser empleados para generar un patrón de rayo de luz enfocado de luz recolectada con características específicas, tal como un nivel de uniformidad particular.

Los reflectores 7135 incluyen un elemento de reflexión que se orienta hacia los receptores, y una estructura de soporte (que se describe más adelante en relación con la figura 72). Los elementos de reflexión son materiales de reflexión planos confiables, no costosos y fácilmente disponibles (por ejemplo, espejos) que son flexionados en una forma parabólica, o una sección con forma de bebedero, en una dirección longitudinal y se mantienen planos en la dirección transversal para formar un reflector parabólico. Por consiguiente, el reflector 7135 enfoca la luz en una línea focal en un receptor 7120. Deberá apreciarse que incluso aunque en el concentrador solar de ejemplo 7100 se ilustra un número específico (7) de reflectores 7135, se puede emplear números mayores o menores de reflectores en cada panel 7130? a 7130 . De igual manera, cualquier combinación sustancial de paneles de reflector, o formaciones 7130 y receptores 7120, pueden ser utilizados en un concentrador solar tal como se describe en la presente especificación. Dicha combinación puede incluir uno o más receptores.

Además, deberá apreciarse que los reflectores 7135 pueden ser recubiertos en la parte de atrás con un elemento protector, tal como una espuma de plástico o similares para facilitar la integridad de los elementos cuando el concentrador solar de ejemplo 7100 adopta una posición de seguridad de servicio (por ejemplo, a través de una rotación de una viga de soporte principal 7115) y expone la parte trasera de panel(s) 7130?, con 1 = 1,2,3,4, bajo una operación con clima severo o adverso, por ejemplo.

Deberá apreciarse en forma adicional que el colector solar de ejemplo 7100 es una estructura modular que puede ser producida en masa fácilmente, y transportada en piezas y ensamblada en un sitio de despliegue. Además, la estructura modular de los paneles 7130? asegura un grado de redundancia de operación que facilita la recolección de luz solar continua incluso en casos en donde uno o más reflectores quedan inoperables (por ejemplo, roturas del reflector, malas alineaciones).

En un aspecto de la presente innovación, los receptores 7120i a 71202 en el concentrador de ejemplo 7100, pueden incluir un módulo fotovoltaico (PV) que facilita la conversión de energía (luz a electricidad) y también recolecta energía térmica (por ejemplo, a través de una serpentina con un fluido de circulación que absorbe el calor creado en los receptores) unidos a la estructura de soporte del módulo PV. Deberá apreciarse que cada receptor 7120? y 71202, o sustancialmente cualquier receptor en un concentrador solar, tal como se describe en la presente especificación, puede incluir un módulo PV sin un dispositivo de recolección térmica, un dispositivo de recolección térmica sin un módulo PV, o ambos. Los receptores 7120i a 71202 pueden ser interconectados en forma eléctrica y conectados a una rejilla de energía o receptores dispares en otros concentradores solares. Cuando los receptores incluyen un sistema de recolección de energía térmica, el sistema puede conectarse en los múltiples receptores en concentradores solares dispares.

La figura 71B, ilustra un rayo de luz enfocado 7122 de ejemplo en el receptor 7120Y, el cual puede ser representado en el receptor 7120i o 71202, o cualquier otro receptor descrito en la presente especificación. El patrón de luz enfocado 7122 despliega no uniformidades, con secciones más anchas cerca o en los puntos extremos del patrón. Áreas enfocadas más difusas arriba y debajo de las regiones de los puntos extremos del patrón, generalmente surgen de los reflectores que se colocan ligeramente lejos de la distancia focal de los mismos.

A continuación se describen los detalles del colector solar de ejemplo 7100 y los elementos del mismo.

La figura 72, ilustra un reflector constituyente de ejemplo 7135, en la presente invención denominado ensamble de ala solar. El reflector solar 7135 incluye un elemento de reflexión 7205 flexionado en una forma parabólica, o en forma de bebedero, en una dirección longitudinal 7208 y permanece en forma plana en la dirección transversal 7210. Dicha deflexión del elemento de reflexión 7205 facilita la reflexión para enfocar la luz en un segmento de línea localizado en el punto focal del bebedero parabólico formado. Se deberá apreciar que la longitud de la línea del segmento coincide con el ancho del elemento de reflexión 7135. El material de reflexión 7205 puede ser sustancialmente cualquier material de bajo costo tal como una hoja metálica, un espejo de vidrio delgado, un material de película delgada altamente reflectivo recubierto sobre plástico, en donde la película delgada posea propiedades ópticas predefinidas, por ejemplo, falle la absorción en un rango de longitudes de onda específicas (por ejemplo, láser color verde de 514 nm o láser color rojo de 647 nm), o propiedades mecánicas predefinidas tipo constantes elásticas de bajo nivel para proporcionar una resistencia a la tensión, etc.

En el reflector de ejemplo 7135, seis nervaduras de soporte 7215i a 72153, unidas a la viga del resistencia 7225, flexionan el elemento de reflexión 7205 en una forma parabólica. Para este fin, las nervaduras de soporte tienen tamaños dispares y se fijan en ubicaciones dispares en la viga 225 para proporcionar un perfil parabólico adecuado: Las nervaduras externas 72153 tienen una primera altura que es mayor que una segunda altura de las nervaduras 72152, esta segunda altura es mayor que una tercera altura de las nervaduras internas 7215i.. Deberá apreciarse que un conjunto de nervaduras de soporte N (un entero positivo mayor a tres) puede ser empleado para soportar el elemento de reflexión 7205. Deberá observarse que las nervaduras de soporte pueden ser fabricadas sustancialmente con cualquier material con rigidez adecuada para proporcionar soporte y ajustarse a las variaciones estructurales y fluctuaciones ambientales. El número N y el material de las nervaduras de soporte (por ejemplo, plástico, metal, fibra de carbono) pueden determinarse con base al menos en parte en las propiedades mecánicas del elemento de reflexión 7205, consideraciones de costo de fabricación, etc.

Se pueden utilizar diversas técnicas para unir las nervaduras de soporte (por ejemplo, nervaduras de soporte 7215i a 72153) a la viga de la estructura 7225 (ojo con reemplazo viga de resistencia por viga de estructura). Además, las nervaduras de soporte (por ejemplo, las nervaduras de soporte 72151 a 72153) pueden mantener un elemento de reflexión 7205 a través de diversas configuraciones; por ejemplo, tal como se ilustra en el reflector de ejemplo 7135, las nervaduras de soporte pueden sujetar el elemento de reflexión 205. En un aspecto de la presente innovación, las nervaduras de soporte 7215i a 72153 pueden ser fabricadas como una viga de la parte de la estructura integral 7225. En otro aspecto, las nervaduras de soporte 7215i a 72153 pueden sujetarse en una viga de la estructura 7225, la cual tiene al menos la ventaja de proporcionar la facilidad de mantenimiento y ajuste de la reconfiguración de reflexión. Aún en otro aspecto, las nervaduras de soporte 7215! a 72153 pueden deslizarse a lo largo de la viga de la estructura 7225 y colocarse en su posición.

Un conector hembra 7235 facilita el acoplamiento del reflector de ejemplo 7135 a la estructura principal 7115 en un concentrador solar de ejemplo 7100.

Deberá apreciarse que la forma de uno o más elementos en el reflector de ejemplo 7135 puede diferir a lo que se ilustra. Por ejemplo, el elemento de reflexión 7205 puede adoptar formar tales como cuadradas, ovaladas, de círculo, de triángulo, etc. La viga de la estructura 7225 puede tener una forma de sección diferente a la forma rectangular (por ejemplo, circular, elíptica, triangular); el conector 7235 puede adaptarse de manera correspondiente.

La figura 73A, es un diagrama 7300 de la unión de un reflector solar 7135 a una viga de soporte principal 7115. Tal como se ilustra en un colector solar parabólico de ejemplo 7100, se colocan siete reflectores 7135 a una distancia focal del receptor 7120?, con ?=1,2. Los reflectores 7135 tienen la misma distancia focal del diseño, y por lo tanto, un rayo de luz será enfocado en el segmento de línea (por ejemplo, línea focal). Las fluctuaciones en las condiciones de unión (por ejemplo, variaciones en la alineación del reflector(s)) dan como resultado que el reflector(s) sea colocado en una distancia ligeramente más larga o más corta que la distancia focal, y por consiguiente una imagen de rayo de luz proyectada en el receptor 120 puede tener una forma rectangular. Deberá apreciarse que en dicha configuración de reflectores, el patrón de un rayo de luz enfocado en el receptor 7120y, difiere sustancialmente del patrón de puntos de la luz enfocada obtenido a través de espejos parabólicos convencionales, o patrones con forma de V- de la luz recolectada formada a través de un reflector convencional que es una sección de parábola barrida a lo largo de la segunda trayectoria parabólica.

Como alternativa, en un aspecto, los reflectores solares 7135 pueden ser unidos a la viga de soporte principal 7135 en una configuración de línea recta, o diseño de bebedero, en lugar de colocarse a la misma distancia focal del receptor 7120Y. La figura 73B, ilustra un diagrama 7350 de dicha configuración de unión. La línea 7355 ilustra una línea de unión en la estructura de soporte 7135.

Las figuras 74A y 74B ilustran, respectivamente, una configuración de receptor simple de ejemplo 400, y una distribución de receptor doble de ejemplo 450. En la figura 74A, un patrón de rayo de luz se presenta en forma esquemática en el receptor 120Y, el patrón de rayo de luz es sustancialmente uniforme, con distorsiones menores además de las asociadas con las fluctuaciones que conducen a una proyección de luz con forma rectangular. Sin embargo, dicha uniformidad se logra con el costo de un área de recolección limitada; por ejemplo, dos paneles reflectores 7130i a 7130? con siete reflectores constituyentes en cada panel.

La figura 74B, ilustra una configuración de colector de ejemplo 7450 que utiliza dos receptores 7120i a 71202 que facilitan un incremento sustancial en la recolección de luz solar a través de un área más grande, por ejemplo, cuatro paneles reflectores 7130? a 7130 con siete reflectores constituyentes cada uno. La configuración 7450 proporciona al menos dos ventajas con respecto a la configuración de receptor simple 7400: (i) La configuración de receptor doble recolecta dos veces el flujo de radiación, y (ii) retiene la uniformidad sustancial del rayo de luz enfocada en la configuración de receptor simple. La distribución de reflector de ejemplo 7450 se utiliza en el colector solar de ejemplo 7100.

Se deberá observar que la implementación de un área de recolección es tan grande que en la distribución 7450 dentro de la configuración de receptor simple, puede conducir a una distorsión sustancial del patrón de rayo de luz enfocada. Particularmente, para un recolector de área grande con una gran formación de reflectores constituyentes que incluye reflectores externos sustancialmente distantes del receptor, se puede formar una distorsión de "atado de lazada". Por lo tanto, la complejidad que viene de la utilización de un segundo receptor y circuitos y elementos activos asociados, se supera a través de las ventajas asociadas con una iluminación uniforme. La figura 75, ilustra una distorsión de "atado de lazada" de la luz enfocada en un receptor 7510 localizado en una configuración central, para un concentrador solar con paneles de formación 7130i a 71304.

La figura 76, ilustra un diagrama 7600 de distorsiones ligeras típicas que se pueden corregir antes del despliegue en un concentrador solar, o se pueden ajustar durante sesiones de mantenimiento programadas. Dicha distorsión(s) en la imagen enfocada en el receptor 7610, que puede representarse en el receptor 7120i o 71202, se pueden corregir mediante pequeños ajustes(s) ?T de la posición de los reflectores constituyentes, o a las solares, en un panel reflector (por ejemplo, el panel 130!).

El ajuste(s) tiene el objeto de variar el ángulo f de unión de panel a la viga de soporte central 7130. Este ajuste(s) puede ser visto como un "retorcimiento" de rotación que se altera ? de un valor de 3.45 grados a 3.45 + ?T. Como alternativa, o en forma adicional, se puede configurar un segundo ángulo de unión <p, el ángulo entre la viga de la estructura 225 y un plano que contiene la viga de soporte principal 115, a <p ± ?a, con ?a << <p. (Normalmente, f es de 10 grados.) El resultado del ajuste(s) de posición, es desplazar la línea del rayo de luz formada a través de un panel de reflector común individual (por ejemplo, panel 7130^ para iluminar de manera más uniforme el receptor 7120, para poder explotar en forma adicional la ventaja(s) de las características de la celda. La figura 7 ilustra un diagrama 7700 de un caso ajustado del patrón distorsionado desplegado en el diagrama 7600.

La figura 78, es un diagrama de modalidades de ejemplo 7800 de un receptor fotovoltaico, por ejemplo, receptor 7120i o 71202, para la recolección de luz solar para conversión de energía; por ejemplo, luz a electricidad. En una modalidad 7800, el receptor incluye un módulo de celdas fotovoltaicas (PV), por ejemplo, un módulo PV 7810. Los conjuntos o grupos de celdas PV 7820 se alinean en la dirección de un rayo de luz enfocada (ver, por ejemplo, figura 71B). Además, los conjuntos de celdas PV 7820, o elementos activos PV, se ajustan en grupos de celdas constituyentes N y filas M, en donde la celdas PV constituyentes dentro de una fila, se conectan en forma eléctrica en serie, y las filas se conectan en forma eléctrica en paralelo; N y M son enteros positivos. En una modalidad de ejemplo 7800, N = 8 y M = 3. Dicha alineación y conectividad eléctrica puede explotar los aspectos de las celdas PV, tal como celdas de multi-unión vertical (VMJ) para tomar la ventaja única del rayo de luz angosto enfocado en el receptor, por ejemplo ya sea 7120i o 712Ü2, para maximizar la salida de electricidad. Se debe observar que una celda VMJ es monolítica (por ejemplo, unida en forma integral) y se orienta a lo largo de una dirección específica, la cual normalmente coincide con un eje cristalino de un material de semiconduccion que compone la celda VMJ. Deberá apreciarse que la celdas PV utilizadas en el módulo PV 7810, puede ser sustancialmente cualquier celda solar tal como celdas solares de silicón cristalinas, celdas solares de germanio cristalinas, celdas solares basadas en el grupo lll-IV de semiconductores, celdas solares a base de CuGaSe, celdas solares a base de CuInSe, celdas de silicona amorfas, celdas solares tándem de película delgada, celdas solares de unión triple, celdas solares nanoestructuradas, etc.

Deberá apreciarse que la modalidad de ejemplo 7800 de un receptor PV, puede incluir un tubo(s) de serpentina 7830, que se puede utilizar para circular un fluido, o enfriador líquido, para recolectar calor para al menos dos propósitos: (1) operar las celda(s) PV en grupos o conjuntos 7820 dentro de un rango de temperaturas óptimo, ya que la eficiencia de la celda PV se degrada conforme incrementa la temperatura; y (2) utiliza el calor como una fuente de energía térmica. En un aspecto, el tubo(s) de serpentina 7830 puede desplegarse en un patrón que optimice la extracción de calor. El despliegue puede ser efectuado incrustando, al menos en parte, una parte del tubo(s) de serpentina 7830 en el material que comprende el receptor PV (ver, por ejemplo, la figura 79A).

Las figuras 79A a 79B ilustran diagramas 7900 y 7950 de un receptor 7120Y en el cual se une un recinto 7910 ai receptor. El recinto 7910 puede proteger a un agente u operador humano que Ínstala, mantiene o da servicio al concentrador solar 100 de que se exponga al rayo(s) de luz enfocada y a temperaturas elevadas asociadas. El recinto 7910 incluye boquillas de salida 7915 que desarrollan un flujo de aire caliente pasivo a través de las celdas PV en el receptor 7120Y, con el objeto de reducir la acumulación de aire caliente concentrado, que puede distorsionar el rayo de luz que alcanza el módulo PV. La expulsión o reducción de una capa de aire caliente, da como resultado una mayor salida eléctrica. La expulsión puede mejorarse agregando pequeños ventiladores de enfriamiento activos en las boquillas 7915.

La figura 80, es un rendimiento 8000 de un patrón de rayo de luz 7122 enfocado en el receptor 7120Y, que incluye elementos activos PV (iluminados) y la serpentina 7830. Las fluctuaciones del patrón son visibles; por ejemplo, el patrón de rayo de luz 7122 es más angosto en la región central del receptor 120Y, mientras que se ensancha hacia el extremo(s) del receptor 7120. Dicha forma del patrón es reminiscente de la distorsión de "atadura de lazada" descrita anteriormente. Deberá apreciarse que se pueden mitigar los efectos perjudiciales del desempeño originados por dichas fluctuaciones o distorsiones del patrón de rayo de luz 7122, a través de diversas distribuciones de las celdas PV, tal como se describe más adelante.

Las figuras 81A a 81B muestran modalidades de ejemplo de los módulos PV de acuerdo con aspectos de la presente innovación. En la modalidad 8140 ilustrada en la figura 81A, el receptor PV está elaborado de una placa de metal 8145 en la cual se une un módulo PV 8150, por ejemplo, se une a través de un material epoxi u otro material adhesivo térmicamente conductivo o eléctricamente aislante, cinta o material de unión similar, o se une de otra forma en la superficie de metal del receptor. En la modalidad ilustrada 8140, el módulo PV 8150 incluye una distribución de celdas constituyentes N = 4, convertidas como bloques cuadrados, y = 4 filas. En la modalidad 8140, el módulo PV incluye seis cavidades 8148 para atornillar o sujetar el módulo PV a una estructura de soporte, por ejemplo, el poste 7110. Además, la modalidad ilustrada 1100 incluye cuatro medios de sujeción adicionales 8152.

En la modalidad de ejemplo 8180, desplegada en la figura 81B, el módulo PV 8190 está elaborado de una placa de metal 8185 sobre la cual se despliega un conjunto de celdas PV 8150. Tal como se describió anteriormente, el conjunto incluye N = 4 celdas constituyentes, convertidas como bloques cuadrados, y M=4 filas, y la placa de metal incluye cuatro medios de sujeción 8152. En un aspecto, en una modalidad 8180, la placa de metal que forma el módulo PV, presenta un recinto semi-abierto que puede permitir la circulación de fluido a través de los orificios 8192 para refrigeración del módulo PV o recolección de energía térmica. Se deberá apreciar que en la modalidad 8180, el módulo PV no incluye un aparato de recolección o refrigeración térmica, tal como el tubo(s) de serpentina 7830 u otros conductos, sino más ' bien el módulo PV 8190 puede ensamblarse o acoplarse con una unidad de recolección térmica o de refrigeración tal como se describe más adelante.

La figura 82, muestra una modalidad de un colector de calor canalizado 8200 que puede ser acoplado en forma mecánica a un módulo PV (no mostrado en la figura 82) para extraer el calor de ahí, de acuerdo con aspectos de la presente innovación. El medio de transferencia de enfriamiento o calor activo, puede presentarse en un fluido que circula a través de la pluralidad de canales o conductos Q 8210, con Q siendo un número entero positivo. El colector de calor canalizado 8200, puede ser maquinado en una pieza de metal individual, por ejemplo, una pieza Al o Cu, o sustancialmente cualquier material con una alta conductividad térmica. En un aspecto, un primer orificio 8240 puede permitir que el fluido enfriador entre al colector de calor canalizado, y un segundo orificio permite que egrese el fluido de enfriamiento. Los orificios 8220 ó 8230 permiten que el colector de calor canalizado 8200 sea sujetado, por ejemplo, atornillado o roscado al módulo PV (no mostrado). Pueden estar presentes sujetadores adicionales 8252 para permitir la unión al módulo PV. Se debe observar que una hoja de cubierta dura (no mostrada) puede caer en la superficie abierta del colector de calor canalizado 8200 para cierre y sello, con el objeto de evitar filtraciones del fluido de enfriamiento, el colector canalizado 8200; la hoja de cubierta dura puede estar soportada por un borde 8254 en la superficie lateral interna del colector de calor canalizado 8200. La hoja de cubierta dura puede ser un material termoeléctrico que explota el calor recolectado por el fluido que circula a través del colector de calor canalizado, para producir electricidad adicional que puede suplementar salida de electricidad de un módulo PV enfriado. Como alternativa o en forma adicional, se puede unir un dispositivo termoeléctrico en contacto térmico con la hoja de cubierta dura, con el objeto de producir electricidad suplementaria.

El colector de calor canalizado 8200 es modular, ya que puede acoplarse en forma mecánica a los módulos PV dispares, por ejemplo, 8180, en un momento para recolectar energía térmica y enfriar los módulos PV iluminados. Al menos una ventaja del diseño modular del colector de calor canalizado 8200, es que puede ser reutilizado en forma eficiente y práctica después de que expira el tiempo de vida de operación de un módulo PV; por ejemplo, cuando un módulo PV falla en suministrar una salida de corriente eléctrica que es efectiva en costo, el módulo PV puede ser separado del colector canalizado, y se puede sujetar a éste un nuevo módulo PV. Al menos otra ventaja del colector de calor canalizado es que el fluido que puede actuar como un medio de transferencia de calor, puede ser seleccionado, al menos en parte, para acomodar cargas de calor específicas y refrigerar en forma efectiva los módulos PV dispares que operan con una radiación diferente, o flujo de fotones.

En un aspecto, los elementos PV pueden ser unidos directamente al colector canalizado 8200, en una superficie opuesta a la superficie de la hoja de cubierta dura que cierra y sella el colector canalizado. Por lo tanto, el colector canalizado sirve como una placa de soporte para las celdas PV, proporcionando al mismo tiempo enfriamiento o extracción de calor. Se debe observar que se puede sujetar un conjunto de colectores canalizados 8200 a una estructura de soporte para formar un receptor PV; por ejemplo, 7120^ Al menos una ventaja de la configuración modular del conjunto de colectores canalizados 8200, es que cuando los elementos PV se unen a cada uno de los colectores en el conjunto y uno o más elementos PV en un colector está fallando, los elementos PV afectados y el colector canalizado de soporte pueden ser remplazados en forma individual sin perjudicar la operación de los colectores dispares y celdas PV asociadas en el conjunto del colector canalizado 8200.

Las figuras 83A a 83C, ilustran tres escenarios de ejemplo para iluminación, a través de recolección de luz solar mediante el concentrador solar parabólico 7100, del elemento PV activo que puede ser parte del módulo PV 7810 o cualquier otro módulo(s) PV aquí descrito. En un aspecto de la presente innovación, el elemento PV activo es una estructura monolítica (por ejemplo, unida en forma integral), orientada en forma axial que incluye un conjunto de N (N un entero positivo) constituyente, o unidad, celdas solares (por ejemplo, celdas solares a base de silicón, celdas solares a base de GaAs, celdas solares a base de Ge o celdas solares nanoestructuradas) conectadas en serie. El conjunto de celdas solares N se ilustra como el bloque 8325. Las celdas solares producen un voltaje en serie AV = N ¦ AVC a lo largo del eje Z 8302 de la estructura, en donde AVC es un voltaje de celda constituyente. Las células PV individuales producen energía en voltajes bajos; la mayor parte de la salida de las celdas es de 0.5 V. Por lo tanto, para generar energía eléctrica sustancial, la corriente tiende a ser alta en virtud de los bajos voltajes disponibles. Sin embargo, la corriente substantiva puede originar pérdidas significativas de energía asociadas con una resistencia en serie, ya que dichas pérdidas de energía son proporcionales a /2, con / siendo una corriente eléctrica transportada a través de la resistencia en serie. Por consiguiente, las pérdidas de energía de nivel del sistema pueden incrementar rápidamente con corriente de alto nivel y bajos voltajes. Esto último da como resultado diseños de conversión de energía solar que utilizan celdas solares interconectadas en una configuración en serie, con el objeto de incrementar la salida de voltaje.

La estructura 8325, representa una celda solar de unión múltiple vertical (V J) de ejemplo. En un aspecto de una celda solar VMJ, se apila un conjunto de celdas solares constituyentes N a lo largo de una dirección de crecimiento Z 8302, en donde cada celda constituyente tiene una capa de dopaje-p cerca de una primera interfase de la celda con una celda dispar, y una capa dopada-n cerca de una segunda interfase, en donde la primera y segunda interfase son planos normales para la dirección de crecimiento Z 8302. En otro aspecto de una celda VMJ, bajo condiciones de operación típicas, una celda solar VMJ de 1 cm2 puede producir casi 25 volts debido a que generalmente se conectan N ~ 40 celdas constituyentes en serie. Por lo tanto, ocho celdas solares VMJ conectadas en forma eléctrica en serie pueden producir casi 200 V. Además, la conexión en serie de las celdas solares constituyentes en la celda solar VMJ, puede conducir a un estado de baja corriente en donde la celda solar VMJ no se ilumina de manera uniforme o una condición de circuito abierto, de falla, cuando una o más de las celdas solares constituyentes en la celda solar VMJ no está iluminada, ya que la salida de corriente de una cadena de elementos eléctricamente activos conectados en serie, tal como las celdas solares constituyentes al momento de la iluminación, está limitada típicamente por una celda que produce la más baja cantidad de corriente. Bajo una iluminación no uniforme, la salida de energía producida depende sustancialmente de los detalles de la luz recolectada incidente en la celda VMJ, o sustancialmente cualquier elementó PV activo. Por consiguiente, se deberá observar que los concentradores solares estarán diseñados de tal manera que se proporcione una iluminación uniforme de la celda solar VMJ, o sustancialmente cualquier elemento PV activo (por ejemplo, una celda solar tándem de película delgada, una celda solar a base de semiconductor cristalino, una celda solar a base de semiconductor amorfo, una celda solar a base de nanoestructura ...) interconectados en serie.

La figura 83A, despliega un escenario de ejemplo 8300 en el cual un rayo enfocado ilustrativo 8305 conforma obloide, cubre la totalidad de una superficie del elemento PV 8325. Por lo tanto, la iluminación se considera como óptima. La figura 83B presenta un escenario de ejemplo 8330 que es sub-óptimo con respecto a la salida de energía o potencia como resultado de la iluminación parcial de las celdas solares constituyentes, representadas como rectángulos, en el elemento activo PV 8325-por ejemplo, el ancho total de la unidad o las celdas solares constituyentes fallan en ser iluminadas a través de la región focal 8335. La figura 83C es un escenario de ejemplo 8340 de una falla de operación, por ejemplo, condición de salida cero, ya que la región de enfoque 8345 falla en ¡luminar un subconjunto del conjunto de celdas solares constituyentes en el elemento activo PV 8325, y por lo tanto la salida de energía es nula ya que no surge voltaje en las celdas solares constituyentes no iluminadas.

La figura 84, muestra un trazo 8400 de una simulación en computadora de distribución de luz recolectada a través del concentrador parabólico de ejemplo 7100. La simulación (por ejemplo, un modelo de trazo de rayo, que puede incluir propiedades ópticas del material de reflexión 7205) revela un patrón no uniforme de luz en la dirección Y 8405, normal al eje de la celda VMJ, y en la dirección ortogonal X 8407. Las características de dispersión particular del área focal de luz se originan de una distribución de posiciones alrededor del punto focal de múltiples reflectores, por ejemplo reflectores 7135, que comprenden un colector solar (por ejemplo, colector solar 7100); los múltiples reflectores generan múltiples imágenes relativamente desalineadas que son sobreimpuestas en el receptor. Se deberá apreciar que conforme incrementa el área de recolección (por ejemplo, área de los paneles 7130t a 71304) y se agregan espejos o reflectores adicionales, la luz distribuida en el punto focal puede volverse cada vez más no uniforme.

La figura 84 presenta el diagrama 8450 que ilustra un posicionamiento y alineación prescritos de ejemplo de un par de celdas VMJ 8455 relativas a la imagen óptica (en un tono gris oscuro) al que dicho colector solar, por ejemplo, 100, genera; la imagen en el diagrama 8450 es igual a la que está en el diagrama 8400. Una o más celdas VMJ, o sustancialmente cualesquiera de los elementos activos PV, pueden agregarse en los lados de las celdas VMJ 8455 a lo largo de la dirección Y 8405; por ejemplo, la dirección paralela a la viga superior en la estructura de soporte 7130; generalmente, un patrón o configuración de celdas VMJ que serán distribuidas para tener una simetría de reflexión a través del eje principal, por ejemplo, el eje paralelo al Y 8405 de directorio, de la imagen óptica de un rayo de luz enfocada.

Se debe observar que en el concentrador solar que produce energía térmica, esta no uniformidad de iluminación anticipada por las simulaciones y observada en forma experimental, no afecta el desempeño debido a que la energía térmica está integrada de manera efectiva dentro de un receptor térmico iluminado, por ejemplo, tubo(s) de serpentina montado en la parte de atrás 7830. Sin embargo, cuando las celdas PV se localizan cerca de un lugar focal (por ejemplo, un punto o una línea) de luz recolectada, la iluminación no uniforme puede dar como resultado una deficiente iluminación de una parte de las celdas PV (ver, por ejemplo, las figuras 83A a 83C) y por lo tanto reducir sustancialmente el desempeño de conversión de energía; por ejemplo, reducir la salida de energía de un conjunto de celdas PV dentro de un módulo PV.

Se deberá apreciar que los concentradores solares descritos en la presente innovación, por ejemplo, el concentrador solar 7100, están diseñados para tolerar las fluctuaciones espaciales (por ejemplo, variaciones dimensionales de diversos elementos estructurales) dentro de la construcción de la estructura. Además, los concentradores solares descritos por ejemplo 7100, también toleran las fluctuaciones ambientales tal como (i) gradientes de temperatura diaria sustancial, que pueden ser un surgimiento común en algunos sitios de despliegue con condiciones climatológicas tipo desierto (por ejemplo, Nevada, Estados Unidos, Colorado, Estados Unidos; Norte de Australia; etc.); y condiciones de tormentas severas tipo vientos de altas velocidades y tormentas de granizo, o similares. Deberá quedar entendido que las fluctuaciones ambientales pueden afectar sustancialmente las condiciones estructurales, las cuales además de sustancialmente cualquier tipo de tensión(es) puede compensar la luz solar enfocada de un lugar focal diseñado o proyectado. Las fluctuaciones, o variaciones, normalmente desplazan partes de un patrón de luz enfocado hacia arriba o hacia abajo en la dirección de un eje menor de una viga de soporte del receptor solar, y la izquierda o derecha en la dirección del eje mayor de la línea central vertical de la línea de la viga de soporte. Al colocar los elementos activos PV (por ejemplo, celdas solares VMJ, celdas solares de unión triple) 7820 con una ubicación óptima, por ejemplo, un lugar referido de manera informal como un "punto dulce", dentro del patrón de luz focal proyectado, por ejemplo, el patrón de luz que traslapa el patrón de la celda(s) PV, se pueden mitigar los efectos perjudiciales asociados con dichas variaciones en los patrones de luz, debido a que el elemento(s) activo PV puede permanecer iluminado incluso aunque se pueda desplazar el foco de luz.

Tal como se describe más adelante, los elementos PV pueden ser configurados o distribuidos de manera que aseguren la incidencia de luz en los elementos PV, sin importar sustancialmente las fluctuaciones del foco de luz. En un aspecto de la presente innovación, al orientar la celdas PV (por ejemplo, celdas solares VMJ) en un receptor tal como se describe más adelante, la salida de un sistema de colector solar parabólico 7100 puede flexibilizar sustancialmente la iluminación no uniforme en el lugar focal (por ejemplo, punto, línea o arco) debido a que cada celda unitaria dentro de una celda VMJ puede tener al menos una parte de su sección lateral (por ejemplo, ancho) iluminada; ver por ejemplo la figura 83B y descripción asociada. Por consiguiente, las celdas solares VMJ, o sustancialmente cualquier elemento activo PV, se orientarán con sus conexiones en serie alineadas con el eje principal (por ejemplo, Y 8405) de la imagen óptica.

Las figuras 85A a 85C ilustran ejemplos de configuraciones de conjunto, o distribuciones de celdas solares VMJ que pueden ser explotadas para la conversión de energía en un concentrador solar parabólico 7100. Aunque la descripción que se encuentra más adelante se refiere a celdas solares VMJ, se debe observar que se pueden configurar sustancialmente en la misma forma otros elementos activos PV alternativos o adicionales (por ejemplo, celdas solares tándem de película delgada). La figura 85A muestra tres conjuntos 8520! a 85203 de K = 2 filas, o cadenas 8535! y 85352 de celdas solares VMJ, en donde cada fila incluye M = 8 celdas VMJ que se conectan en serie, y cada una comprende casi 40 celdas solares constituyentes. Los conjuntos 8520i a 85203 se conectan a través de un bus de voltaje cableado o negativo 8560 y un bus de voltaje positivo (también ver la figura 86). Las filas se conectan en paralelo para incrementar la salida de corriente. Se debe observar que el número M (un entero positivo) de celdas VMJ en una fila dentro de un conjunto, puede ser mayor o menor a ocho, con base al menos en parte en las consideraciones de diseño, que pueden incluir tanto aspectos comerciales (por ejemplo, costos, inventario, órdenes de compra) como aspectos técnicos (por ejemplo, eficiencia de celda, estructura de celda). Por ejemplo, los conjuntos 8520i a 85203 pueden resultar de un diseño que tiene como objetivo generar AV=200 V a través de las celdas VMJ que producen 25 V cada una. De igual manera, K (un entero positivo) puede determinarse de acuerdo con restricciones de diseño principalmente relacionadas con la dispersión espacial del rayo de luz enfocado en un receptor de luz solar 7120Y (ver también la figura 84). Los conjuntos de celdas VMJ están conectados en serie. Se enruta un cable 8524 en la parte trasera del receptor de luz solar.

Tal como se describe supra, la luz enfocada tiende a ser no uniforme a través de la longitud del receptor (orientado a lo largo de la dirección Y 8405) hacia los extremos del patrón enfocado. Por consiguiente, en un aspecto, se puede agregar un conjunto adicional en una distribución de "división", con cuatro pares de celdas VMJ localizadas en un extremo, y otros cuatro pares de celdas solares VMJ haciendo el balance del conjunto que está siendo colocado en el otro extremo. Esta configuración de "conjunto de división" negocia el desempeño en un conjunto (la división en cualquier extremo), en lugar de 2 conjuntos (uno en cada extremo). Las 2 mitades del conjunto de división pueden ser interconectadas con un cable 8560 que se enruta a través y a lo largo de la parte trasera del receptor.

La figura 85B, ilustra una distribución 8530 en la cual se configuran tres filas 8565i a 85653 de los elementos activos PV. La configuración incluye tres conjuntos PV 8550i a 85503, conectados a través de una línea cableada o bus 8560 (también ver la figura 86). La distribución espacial de los elementos activos PV normalmente es más ancha que una distribución espacial anticipada de un patrón de luz enfocado; dicho ancho puede estimarse a través de simulaciones tipo las presentadas en la figura 84. La configuración 8530 puede ser implementada cuando los costos del elementos(s) activo PV, por ejemplo (celdas solares VMJ) son variables. Dicha configuración puede retener la tolerancia del sistema deseado (por ejemplo, concentrador solar 7100) a fluctuaciones estructurales, imperfección(s) de fabricación (por ejemplo, errores de dimensión) y desplazamientos estructurales, debido a que proporciona un área objetivo más grande para que la luz desplazada caiga sobre ella. En este escenario de configuración, se introduce el área de la celda solar VMJ adicional con la introducción de la tercera fila, parte del área puede no estar iluminada y esto es no-operacional; sin embargo, se logra un incremento neto en la operación (por ejemplo, área iluminada) y por lo tanto se utiliza al menos un ventaja de la configuración 8530 que es más radiación. Deberá apreciarse que la utilidad de costo relativa, o comercialización, de la utilización de una huella de celda solar VMJ más grande y una huella de rayo de luz más grande, es una función al menos en parte del costo(s) relativo y eficiencia de la estructura del concentrador solar 7100 y los elementos de reflexión (por ejemplo, espejos) versus el costo(s) relativo y la eficiencia de los elementos activos PV (por ejemplo, celdas VMJ).

La figura 85C, ilustra una configuración de ejemplo 8580, en donde se pueden ajustar conjuntos con estructuras dispares de acuerdo con una variación espacial esperada (ver la figura 84) de patrón de rayo de luz enfocada; por ejemplo, variaciones en el ancho a lo largo de la dirección X 8407 de una imagen enfocada a lo largo de la longitud del receptor.

Para ajustar la distribución de los elementos activos PV, se pueden variar los conjuntos en el ancho (por ejemplo, el número de celdas solares VMJ en paralelo, dentro de una cadena, o fila, se puede ajustar a lo largo de la longitud del receptor). En un aspecto, los conjuntos laterales 8582i y 85823, comprenden K = 3 filas, 8585i a 85853, y M = 8 elementos PV por fila, en tanto que un conjunto del centro 85802 puede ser K = 2 filas, por ejemplo, dd?d? y 85952, del ancho de los elementos activos PV. Los conjuntos 8582! a 85823, se conectan en paralelo a lo largo de la línea cableada, o bus de voltaje positivo, 8590.

En escenarios de la configuración de ejemplo 8500, 8530 y 8580, así como en cualquier configuración que utilice elementos activos PV (por ejemplo, celdas solares VMJ) en una cadena conectada en serie, se limita el desempeño de un conjunto a través del elemento PV con el desempeño más bajo, debido a que dicho elemento es un cuello de botella en la salida de corriente en la conexión en serie, por ejemplo, la salida de corriente se reduce a la salida de corriente del elemento activo PV con el desempeño más bajo. Por consiguiente, para optimizar el desempeño, las cadenas de los elementos activos PV pueden ser con corriente correspondida, con base en una caracterización de desempeño conducida en una cama de prueba bajo condiciones (por ejemplo, longitudes de onda e intensidad de concentración) sustancialmente similares a las condiciones de operación normal esperadas del sistema de colector solar.

Además, se pueden distribuir en forma geométrica las cadenas con corriente correspondiente para optimizar la generación de energía. Por ejemplo, cuando se conectan tres cadenas (por ejemplo, filas 8565i a 85653) en paralelo para formar un conjunto, una cadena media (por ejemplo, fila 85652) puede incluir los elementos activos PV de corriente correspondida con el desempeño más alto, ya que la cadena media se colocará probablemente en la ubicación óptima del rayo de luz recolectada enfocada o imagen óptica. Además, la cadena superior (por ejemplo, 8565i) puede ser la segunda cadena con desempeño más alto, y la cadena del fondo (por ejemplo, 85653) puede ser la tercera cadena de desempeño más alto. En dicha distribución, cuando la imagen se desplace hacia arriba, la cadena superior y la cadena media pueden iluminarse completamente, en tanto que la cadena del fondo probablemente sea iluminada en forma parcial, proporcionando una mayor salida de energía que cuando la imagen del rayo de luz enfocada se desplaza hacia abajo, iluminando de esta forma la cadena media y más baja en su totalidad, en tanto que la cadena superior se ilumina parcialmente. Cuando sustancialmente todos los grupos de elementos activos PV (por ejemplo, celdas VMJ) se configuran con elementos activos PV de desempeño inferior en una fila del fondo, las celdas con desempeño más alto a la mitad de la distribución, y los siguientes elementos de desempeño más altos en la cadena superior, se puede emplear un sistema de rastreo (por ejemplo, el sistema 8700) utilizado para ajustar la posición de los paneles colectores (por ejemplo, 7130i a 71304) para rastrear, al menos en parte, la posición del sol, para ajustar la configuración de los paneles colectores o reflector(s) en el mismo, de modo que la imagen enfocada por el rayo de luz se desplace hacia la parte superior de un receptor (por ejemplo, 7120Y), durante la operación del concentrador con el objeto de maximizar la energía eléctrica - por ejemplo, las filas medias y superiores en la configuración 8530 están preferentemente iluminadas. En forma adicional o alternativa, el sistema de rastreo puede emplearse para ajustar la posición de los paneles colectores o reflector(s) en el mismo, con el objeto de maximizar el desempeño de conversión de energía, o salida eléctrica, en escenarios en los cuales los elementos PV en un módulo PV, por ejemplo, 7810, no tienen corriente correspondida o no corresponden de alguna otra manera.

Se deberá apreciar que las configuraciones o patrones, o tamaño de celda (por ejemplo, longitud y ancho) y forma de los elementos activos PV, no se limitan a los ilustrados en las figuras 85A a 85C o los generalmente descritos anteriormente. El tamaño y forma de las celdas solares puede variar para corresponder con los patrones de luz concentrados generados por diversas construcciones de espejo o reflector posibles. Además, las distribuciones o configuraciones de los elementos PV pueden ser líneas, cuadrados, formas de arco, atadura de lazada u otros patrones que toman la ventaja de las características o aspectos únicos de los elementos PV; por ejemplo, la característica monolítica, orientada en forma axial de las celdas solares VMJ.

Las figuras 86A a 86B ilustran dos configuraciones de conjunto de ejemplo de las celdas PV, que permiten la corrección activa de los cambios del patrón de luz de rayo enfocada de acuerdo con los aspectos aquí descritos. Las configuraciones de conjunto de ejemplo 8600 y 8650, permiten el ajuste pasivo de la variación(s) en el patrón enfocado de la luz solar recolectada, representada mediante el bloque sombreado 8605. En una configuración de ejemplo 8600, se iluminan tres conjuntos 8610i a 86103 a través del rayo recolectado enfocado 8605 en una configuración inicial de un colector solar, por ejemplo, 7100. La salida eléctrica de cada conjunto se conecta en forma eléctrica a un bus de voltaje +V (por ejemplo, +200 V) 8676. De igual manera, la línea cableada 8677 es un bus de voltaje negativo común. En una o más modalidades o configuraciones alternativas, la conexión al bus 8626 se logra a través del diodo(s) de bloqueo; por ejemplo, en la configuración 8680 de la figura 86C, se inserta un diodo de bloqueo 8684, 1886 y 8688 entre el bus 8626 y la salida de los módulos 86IO1, 86102 y 16103, respectivamente. Los diodos de bloqueo pueden evitar el contraflujo de corriente del bus 8626 en un conjunto PV que es no funcional, o se está subdesempeñando debido a una falla interna o carencia de iluminación. Cada conjunto incluye dos filas (M = 2) de ocho (N = 8) elementos PV. Al momento de una variación, por ejemplo, un cambio estructural o condición de falla, tal como el rompimiento de un elemento de reflexión, por ejemplo, 7205, el rayo enfocado 8605 puede cambiar la posición en un receptor, por ejemplo, 7120^ tal como se ¡lustra a través de una flecha abierta en el dibujo, el patrón enfocado 8605 puede desplazarse a los laterales y como un resultado de esto, puede dejar de iluminar el primer par 8615 de los elementos activos PV, conectados en paralelo, en el conjunto 8610!. Para evitar la permanencia de la condición de circuito abierto que puede surgir de la carencia de iluminación del primer par 8615 de elementos PV, se puede colocar un par auxiliar, o redundante de celdas PV 8620 en los alrededores del conjunto PV 86103, y conectarse en forma eléctrica en paralelo con el par 8615; la conexión eléctrica ilustrada a través de los cables 8622 y 8624. Por consiguiente, la iluminación del par auxiliar 8620 conduce a una configuración de circuito cerrado del conjunto 8610^ y retiene su desempeño de conversión de energía a pesar del desplazamiento del rayo de luz enfocada 8615.

En una configuración de ejemplo 8650, se iluminan tres conjuntos 8610i a 86103 mediante el rayo recolectado enfocado 8605 en una configuración inicial de un colector solar, por ejemplo, 7100. El par de celdas auxiliar, o redundante 8670, permite retener el desempeño del módulo 866O3, incluso cuando un desplazamiento (ver la flecha abierta) del rayo de luz recolectada enfocada 8605, da como resultado que el par de celdas PV 8665 no estén iluminadas. Tal como se describió anteriormente, la conexión eléctrica en paralelo del par auxiliar de elementos PV 8670 y el par de celdas 8665, conduce a un circuito de corriente cerrado que permite que el desempeño del conjunto de celda PV 86603 sea mantenido sustancialmente con respecto a condiciones de iluminación ideales o casi ideales (ver también las figuras 83A a 83C). La conexión eléctrica entre los pares 8670 y 8665 se habilita a través de los cables 8622 y 8624. La salida eléctrica de cada conjunto se conecta en forma eléctrica a un bus de voltaje a + V (por ejemplo, +200 V) 8626; en una o más modalidades alternativas, la conexión al bus 1626 se logra a través del diodo(s) de bloqueo.

En modalidades adicionales o alternativas, el primer diodo de bloqueo puede conectarse en forma eléctrica en serie entre el par 8615 y el segundo par de celdas PV en el módulo 8610^ además del segundo diodo de bloqueo conectado en forma eléctrica entre la salida del par auxiliar 8620 y el par de celdas PV 8615. En un aspecto, el primer diodo de bloqueo puede ser el diodo 8684, el cual puede ser desconectado del bus 8626 y la salida del conjunto 8610i y volverse a conectar tal como se describió. Se observa que el segundo diodo de bloqueo es adicional a los diodos 8684, 8686 y 8688. Cuando los conjuntos 8610! a 86IO3 se iluminan de manera normal, por ejemplo, el patrón de luz solar recolectada 8605 cubre los tres conjuntos, el primer diodo de bloqueo insertado no afecta la operación del conjunto 86IO1 o todo el módulo PV de tres conjuntos. Tal como se describió anteriormente, las celdas auxiliares 8620 se conectan en forma eléctrica con el par 8615 en una distribución OR, que evita una condición de circuito abierto. Cuando el par de celda PV 8615 no se ilumina debido a un desplazamiento del patrón de luz enfocada 8605, el primer diodo de bloqueo evita el contraflujo de corriente al par 8615, debido a una condición de subdesempeño o no desempeño, en tanto que el segundo diodo de bloqueo permite la salida de corriente eléctrica del par auxiliar 8620 en las celdas PV que permanecen iluminadas, y por lo tanto funcionales, dentro del conjunto 8610i. Se puede considerar una modalidad similar que incluye diodos de bloqueo en la configuración 8650. Sin embargo, en dicha modalidad, el primer diodo puede ser presentado en el diodo 8688 después de la reconexión en serie entre el primer par (izquierda) de celdas PV del conjunto 86103, y el resto de elementos PV en el conjunto.

Se debe observar que para cuando las celdas VMJ comprenden los conjuntos 86IO1 a 86103, el gran voltaje de rompimiento de inclinación inverso asociado con las celdas VMJ, hace innecesaria la conexión de los diodos de derivación entre el subconjunto(s) de celdas VMJ dentro de un conjunto. Sin embargo, para elementos PV además de las celdas VMJ, por ejemplo, las celdas solares de unión triple, dichos diodos de derivación pueden estar incluidos dentro de cada conjunto PV de dichos elementos PV, para mitigar las condiciones de no operación que pueden resultar de la falla de los elementos PV.

La naturaleza pasiva del ajuste surge del hecho de que el desempeño PV se retiene sustancialmente - el grado en el cual se retiene el desempeño de conversión de energía, es dirigido al menos en parte por la eficiencia de conversión de energía del par auxiliar 8620 con respecto a la eficiencia de los elementos PV 8615. Aunque el ajuste pasivo se ilustra en configuraciones de conjunto 8600, 8650 y 8680 con pares auxiliares simple, se pueden emplear conjuntos auxiliares más grandes, por ejemplo, dos pares, para acomodar el desplazamiento(s) en el patrón de rayo de luz enfocada. Se debe observar que los pares redundantes más grandes también pueden utilizarse en configuraciones con diodos de bloqueo sustancialmente en la misma forma que se describió supra. En un aspecto, un módulo PV que consiste de un grupo de conjuntos PV utilizado para conversión de energía, puede incluir las celdas auxiliares 8620 y 8670, para acomodar los desplazamientos del patrón de luz enfocada en ambas direcciones a lo largo del eje del patrón. Además, las celdas PV auxiliares o redundantes pueden colocarse en posiciones alternativas o adicionales en los alrededores de los conjuntos 8610L 86102 o 86103, para corregir en forma pasiva la operación cuando el patrón enfocado 8605 se desplaza en direcciones alternativas. Se deberá apreciar que la inclusión de uno o más pares de celdas PV auxiliares o redundantes, puede permitir la retención de la operación del conjunto de celdas PV más grande; tal como se describe, un par auxiliar simple de elementos PV puede proteger un módulo completo de elementos NxM.

La figura 87, es un diagrama de bloque de un sistema de ajuste de ejemplo 8700 que permite el ajuste de la posición(s) de un colector solar o panel(s) de reflexión del mismo, para maximizar una métrica de desempeño del colector solar de acuerdo con los aspectos aquí descritos. El sistema de ajuste 8700 incluye un componente monitor 8720 que puede suministrar datos de operación del concentrador solar al componente de control 8740, el cual puede ajustar una posición del concentrador solar o una o más partes del mismo con el objeto de maximizar una métrica de desempeño extraída de los datos de operación. El componente de control 8740, por ejemplo, una entidad relacionada con una computadora que puede ser ya sea un hardware, firmware, o software, o cualquier combinación de los mismos, puede efectuar el rastreo o ajuste de la posición del colector solar o partes del mismo, por ejemplo, uno o más paneles tales como 7130i a 71304 o uno o más ensambles de reflexión 7135. En un aspecto, dicho rastreo comprende al menos uno de (i) recolectar datos a través de las medidas o acceso a una base de datos local o remota, (ii) accionar el motor(s) para ajustar la posición de elementos dentro del concentrador solar, o (iii) reportar la condición(s) del concentrador solar, tal como las métricas del desempeño de conversión de energía (por ejemplo corriente de salida, calor transferido...) la respuesta de los elementos controlados y sustancialmente cualquier tipo de diagnósticos. Se deberá apreciar que el componente de control 8740 puede ser interno o externo al componente de ajuste 8710, el cual por sí mismo puede ser ya sea un sistema centralizado o distribuido, y puede ser presentado en una computadora que puede comprender una unidad de procesamiento, una arquitectura de bus de datos y sistema y un almacenamiento de memoria.

El componente de monitor 8720 puede recolectar datos asociados con el desempeño del concentrador solar, y suministrar los datos a un componente de generador de métricas de desempeño 8725, también denominado en la presente invención, generador de métrica de desempeño 8725, el cual puede evaluar una métrica de desempeño con base al menos en parte en los datos. Una métrica de desempeño puede incluir al menos una eficiencia de conversión de energía, una salida de corriente convertida mediante energía, una producción de energía térmica o similares. El componente de diagnóstico 8735 puede recibir un valor(s) de la métrica de desempeño generada y reportar una condición del concentrador solar. En un aspecto, la condición(s) puede ser reportada en diversos niveles con base el menos en parte en la granularidad de los datos de operación recolectados; por ejemplo, para datos recolectados en un nivel de conjunto dentro de un módulo PV, el componente de diagnóstico 8735 puede reportar la condición(s) en el nivel del conjunto. La condición(s) reportada puede retenerse en la memoria 8760 con el objeto de producir datos de operación históricos, que se pueden utilizar para generar tendencias de operación.

Con base al menos en parte en la métrica(s) de desempeño generada, el componente de control 1740 puede operar un componente actuador 8745 para ajustar una posición de al menos uno del concentrador solar o partes del mismo, tal como uno o más reflectores desplegados dentro de uno o más paneles que forman el concentrador solar. El componente de control 8740 puede operar el componente actuador 8745 en forma interactiva en un circuito de retroalimentación cerrado, con el objeto de maximizar una o más métricas de desempeño: En cada interacción de la corrección de posición efectuada por el componente actuador 8745, el componente de control 8740 puede señalar al componente de monitor 8720 para recolectar datos de operación y retroalimentar dichos datos, con el objeto de ajustar en forma adicional la posición de operación hasta que una métrica de desempeño sea satisfactoria dentro de una tolerancia predeterminada, por ejemplo, un valor de umbral de desempeño aceptable. Se deberá apreciar que los ajustes de posición efectuados por el sistema de ajuste 8700 se dirigen para enfocar la luz solar recolectada en el concentrador solar, en una forma que maximice el desempeño del concentrador. En un aspecto, tal como se describió anteriormente, el módulo(s) PV que incluye la formación(s) de los elementos PV de mayor desempeño en una fila superior dentro de un conjunto, el sistema de rastreo 8700 puede estar configurado para mitigar los desplazamientos de la imagen enfocada por el rayo de luz hacia el área inferior del receptor (por ejemplo, 7120) para asegurar que la operación permanezca dentro de un régimen de alto rendimiento.

El componente de ajuste 8710 también puede permitir una reconfiguración eléctrica automática de elementos PV o agrupaciones de elementos PV en uno o más módulos PV utilizados en un concentrador solar 8705. Al menos para este fin, en un aspecto, el componente de monitor 8720 puede recolectar datos de operación y generar una o más métricas de desempeño. El componente del monitor 8720 puede llevar la una o más métricas de desempeño generadas al componente de control 8740, el cual puede reconfigurar la conectividad eléctrica entre una pluralidad de elementos PV de uno o más conjuntos asociados con la una o más métricas de desempeño generadas, con el objeto de mantener un desempeño deseado del concentrador solar 8705. En un aspecto, se puede lograr en forma interactiva la reconfiguración eléctrica, a través de la recolección sucesiva de datos de desempeño a través del componente de monitor 8720. La lógica (no mostrada) utilizada para configurar o reconfigurar en forma eléctrica la pluralidad de elementos PV del uno o más conjuntos, se puede retener en la memoria 8760. En un aspecto, el componente de control 8740 puede efectuar la configuración o reconfiguración eléctrica de la pluralidad de elementos PV a través del componente de configuración 8747, el cual puede ya sea activar o desactivar diversos elementos PV en la pluralidad de elementos PV, o generar trayectorias eléctricas adicionales o alternativas entre los diversos elementos dentro de la pluralidad de elementos f PV para lograr ajustes eléctricos convenientes que proporcionen o casi proporcionen, un desempeño objetivo. En una o más modalidades alternativas, la reconfiguración de la pluralidad de elementos PV se puede implementar en forma mecánica, a través del movimiento de los diversos elementos PV en la pluralidad de elementos. Al menos una ventaja de la reconfiguración automática del módulo(s) PV en el colector solar 8705, es que se mantiene el desempeño operacional en un nivel deseado sustancial sin la intervención de un operador; por lo tanto, el componente de ajuste 8710 convierte al colector solar 8705 en auto-reparador.

El sistema de ejemplo 8700 incluye uno o más procesador(s) 8750 configurados para conferir, al menos en parte, la funcionalidad descrita del componente de ajuste 8710, y los componentes en el mismo o componentes asociados con el mismo. El procesador(s) 8750 puede comprender diversas consideraciones de los elementos de cómputo tipo formaciones programables con salida de campo, circuitos integrados específicos de la aplicación y sustancialmente cualquier conjunto de chips con capacidades de procesamiento, además de arquitecturas de procesador simple o múltiple, y similares. Se deberá apreciar que cada uno del uno o más procesador(s) 8750, puede ser un elemento centralizado o un elemento distribuido. Además, el procesador(s) 8750 puede acoplarse funcionalmente al componente de ajuste 8710 y el componente(s) en el mismo, y la memoria 8760 a través de un bus, que puede incluir al menos un bus de sistema, un bus de dirección, un bus de datos o un bus de memoria. El procesador(s) 8750 puede ejecutar instrucciones de código (no mostradas) almacenadas en la memoria 8760, u otra memoria(s), para proporcionar la funcionalidad descrita del sistema de ejemplo 8700. Dichas instrucciones de código pueden incluir módulos de programa o aplicaciones de software o firmware que implementan diversos métodos descritos en la presente solicitud y asociados, al menos en parte, con la funcionalidad del sistema de ejemplo 8700.

Además de codificar instrucciones o la lógica para llevar a cabo el monitoreo y control, la memoria 1860 puede retener el reporte(s) de la métrica de desempeño, el registro(s) de la posición ajustada del concentrador solar, la estampa(s) del tiempo de una corrección de posición implementada o similares.

Las figuras 88A a 88B, representan vistas dispares de una modalidad de un receptor de luz solar 8800 que explota un colector amplio de acuerdo con los aspectos aquí descritos. Tal como se ilustra, el receptor de luz solar 8800 incluye un grupo de módulos PV 8810, cada uno con un grupo de conjuntos PV ilustrados como cuadrados; cada grupo de conjuntos PV se une a un colector canalizado 1240?, con =1, 2,3,4. Los colectores canalizados 8200! a 82004 se sujetan a una guía 8820, que se une a, o es parte integral de, una estructura de soporte 8825, que puede acoplarse a un mástil de soporte tal como 7130; aunque se ilustra como teniendo una sección cargada, la estructura de soporte 8825 puede fabricarse con secciones dispares. Los colectores canalizador 8200? a 82004, pueden extraer calor del grupo de módulos PV 8810. Además, el receptor de luz solar 8800 incluye una guía de recolección abierta 8820, también referida como una guía 8820, con una sección lateral de abertura gradual (figura 18A) y una sección superior rectangular (figura 88B); la guía 8820 puede fabricarse de metal, cerámicas o cerámicas recubiertas, o materiales fundidos, o sustancialmente de cualquier material que sea altamente reflectivo en el espectro visible de la radiación electromagnética. Se debe observar que la superficie externa de la guía 8820, puede recubrirse con material termoeléctrico para la conversión de energía como un subproducto de calentamiento de la guía, que resulta de la luz solar incidente. Tal como se describió anteriormente, la electricidad producida en forma termoeléctrica puede suplementar la producción de electricidad del módulo PV 8810. Además, la guía 8820 puede incluir uno o más conductos 8815, normalmente internos a la pared(s) de, o incrustados dentro de, la guía 8820, que pueda permitir la circulación de un fluido para recolección térmica; el fluido de circulación puede ser al menos una parte del fluido que circula a través de colectores de calor canalizados 8200?.

Una ventaja del receptor de colector amplio, es que la luz incidente en las paredes internas de la guía amplia 8820, se refleja y dispersa en múltiples casos, y por lo tanto produce una capacidad de uniformidad de la luz incidente en el grupo de módulos PV 8810. Se debe observar que la luz solar choca directamente en el módulo PV 8810, o puede ser reflejada y dispersada en el interior de la guía 8820, y recolectada después de uno o más eventos de dispersión sucesivos. El ángulo formado entre los lados principales de la guía 8820 y la plataforma formada mediante los colectores canalizador 8200i a 82004 pueden dictar, al menos en parte, un grado de uniformidad de la luz resultante incidente en el módulo PV 8810.

La figura 89 despliega una modalidad alternativa de ejemplo de un receptor solar 8900 que explota un colector amplio de acuerdo con los aspectos aquí descritos. La guía 8820 (mostrada en una vista seccionada) se une a un conjunto de dos colectores de calor y elementos de transferencia de calor 8920! y 89202; cada uno de los colectores de calor incluye una estructura canalizada sustancialmente igual a 8210, y por lo tanto opera sustancialmente en la misma forma que el colector de calor canalizado 8200. Tal como se describió anteriormente, la guía 8820 incluye un conductor(s) 8930 que permite la circulación del fluido para enfriar la recolección de calor o la guía. De igual manera, los colectores de calor 8920! y 89202 tienen un conductor(s) 8940 que permite el pasaje del fluido(s) de enfriamiento, el cual habilita en forma adicional la refrigeración y recolección de calor. Los elementos de transferencia de calor 8920i y 89202, están sujetados a una placa de soporte 8917 que es una parte integral de la estructura de soporte 8915. Aunque se ilustran dos colectores de calor 8920i y 89202, puede haber colectores de calor adicionales en el colector amplio 8900, según lo permita el tamaño de la placa de soporte 8917. Atornillados o sujetados a los colectores de calor 8910i y 8920i, se encuentra un conjunto de tres módulos PV 8140. Se deberá apreciar que cada uno de los módulos PV están en contacto térmico con los colectores de calor; sin embargo, no se unen en los colectores de calor sino más bien se sujetan a los mismos a través de medios de sujeción incluidos en los módulos PV (ver la figura 81). Además, los módulos PV adicionales 8140 pueden ser desplegados según lo permitan las restricciones de espacio impuestas por el tamaño de cada uno de los colectores de calor. Tal como se describió anteriormente, el colector o receptor amplio 8900, permite que la luz sea distribuida de manera casi uniforme en los módulos PV 8400, y habilita la recolección de energía térmica. Además, la distribución de cada uno de los módulos PV 8400 puede ser servida o reemplazada en forma independiente, con una reducción permanente en el costo(s) de operación y mantenimiento.

La figura 90 ilustra una simulación de trazo de rayo 9000 de la incidencia de luz sobre la superficie del módulo PV 8810 que resulta de las múltiples reflexiones en la superficie interna de la guía 8820. En la simulación, los rayos de luz 9005 (convertidos como líneas densas) orientados en forma aleatoria dentro de un rango angular predeterminado, se dirige hacia el colector amplio, mostrado como contornos 9030 y 9020, y puede alcanzar el módulo PV, modelado como la región 9010. La recolección de los eventos de incidencia, por ejemplo, acumulación de rayos que alcanzan la superficie del módulo PV en el modelo, ilustrado como la región 9010, permite la generación de un perfil de detector simulado de revelado, al menos en forma semi-cuantitativa. La figura 91 presenta una imagen simulada 9110 de luz recolectada en el módulo PV 8810 en un receptor colector-amplio con la guía 2020. La imagen simulada de la luz recolectada revela que múltiples reflexiones en las pares internas de la guía 8820, proporcionan una recolección de luz sustancialmente uniforme, que puede reducir la complejidad de los conjuntos de celdas PV en el módulo PV 8810.

En virtud de los sistemas y elementos de ejemplos descritos anteriormente, se podrá apreciar de mejor manera un método de ejemplo que puede ser implementado de acuerdo con el asunto materia descrito, con referencia a los diagramas de flujo de las figuras 92 y 93. Tal como se indicó anteriormente, para propósitos de simplicidad en la explicación, se presentan los métodos de ejemplo y se describen como una serie de acciones; sin embargo, quedará entendido y se podrá apreciar que el asunto materia descrito y reivindicado no está limitado por el orden de acciones, ya que pueden ocurrir algunas acciones en diferentes órdenes y/o en forma concurrente con otras acciones diferentes a las mostradas y descritas en la presente especificación. Por ejemplo, quedará entendido y se podrá apreciar que se puede representar un método en forma alternativa, como una serie de estados o eventos interrelacionados, tal como en un diagrama de estado o diagrama de interacción. Además, no se requieren necesariamente todas las acciones ilustradas para implementar el método de ejemplo de acuerdo con la presente especificación. Además, deberá apreciarse en forma adicional que el método(s) aquí descrito y a lo largo de la presente especificación, tiene la capacidad de ser almacenado en un artículo de fabricación, o medio legible en computadora, para facilitar el transporte y transferencia de dicho método(s) a las computadoras para ejecución, y por lo tanto implementación, a través de un procesador o para almacenamiento de una memoria.

En particular, la figura 92 presenta un diagrama de flujo de un método de ejemplo 9200 para utilizar reflectores parabólicos para concentrar la luz para conversión de energía. En la acción 9210, se ensambla un reflector parabólico. El ensamble incluye flexionar un elemento de reflexión, originalmente plano (por ejemplo, un espejo de vidrio delgado) en una sección parabólica, o a través de una forma, a través de nervaduras de soporte de diversos tamaños unidas a la viga de soporte. En un aspecto, el material reflectivo inicialmente plano tiene forma rectangular, y la viga de soporte está orientada a lo largo del eje principal del rectángulo. Se pueden emplear diversos materiales y medios de unión, incluyendo una acción integrada para nervaduras y viga de soporte, para producción en masa o ensamble del reflector parabólico.

En la acción 9220, se monta una pluralidad de formaciones de los reflectores parabólicos ensamblados en una estructura de soporte. El número de reflectores parabólicos ensamblados que se incluyen en cada una de las formaciones depende al menos en parte de un tamaño deseado de un área de recolección de luz solar, que puede ser determinada principalmente por la utilidad pretendida para la luz recolectada. Además, también se afecta el tamaño de las formaciones, al menos en parte, por una uniformidad deseada de un patrón de rayo de luz recolectado en un lugar focal en un receptor. La uniformidad incrementada normalmente, se logra con tamaños de formación más pequeños. En un aspecto de la presente innovación, los reflectores parabólicos se colocan a la misma distancia focal del receptor con el objeto de incrementar la uniformidad del patrón de luz recolectada.

En la acción 9230, se ajusta una posición de cada reflector en la pluralidad de formaciones, para optimizar una viga de luz concentrada en un receptor. El ajuste puede implementarse al momento del despliegue de un concentrador solar, o al momento de la utilización en una fase de prueba o en un modo de producción. Además, se puede llevar a cabo el ajuste, mientras se opera el concentrador solar con base al menos en parte en los datos de operación medidos y métricas de desempeño relacionadas generadas de los datos. El ajuste normalmente tiene como objetivo lograr un patrón de luz recolectada uniforme en el receptor, lo cual incluye un módulo PV para la conversión de energía. Además de la uniformidad, el patrón de luz se ajusta para el enfoque sustancialmente total en los elementos activos PV (por ejemplo, celdas solares en el módulo PV) para incrementar el desempeño del módulo. El ajuste se puede llevar a cabo en forma automática a través de un sistema de rastreo instalado en el mismo, o acoplado en forma funcional al colector solar. Dicho sistema automático puede incrementar la complejidad de receptor debido a que se instalarán en el receptor circuitos asociados con un componente de control y dispositivos de medición relacionados, con el objeto de implementar el rastreo u optimización. Además, los costos asociados con la complejidad incrementada, pueden ser compensados por el desempeño incrementado del módulo PV, como resultado de la retención de una configuración de concentración de luz solar óptima de los reflectores dentro de la formación(s).

En la acción 9240, se configura un módulo fotovoltaico en el receptor de acuerdo con un patrón de luz concentrada en el receptor. En un aspecto de la presente innovación, incluso una configuración óptima de los reflectores parabólicos montados puede dar como resultado una forma no uniforme de un patrón de rayo de luz enfocada en el receptor, debido al menos en parte a una de las imperfecciones en la superficie(s) de reflexión de los reflectores, la distorsión de torsión de la superficie(s) de reflexión y la distorsión asociada del patrón de luz reflejada, la acumulación de manchas en la su perficie(s) de reflexión o similares. Por consiguiente, las celdas PV tales como VMJs, las celdas solares tándem de película delgada, las celdas solares de unión triple, o las celdas solares nanoestructuradas en el módulo PV pueden distribuirse en conjuntos de formas dispares, o unidades, (figuras 15A a 15C), para incrementar de esta forma la exposición a la luz recolectada y por lo tanto incrementar el desempeño de conversión de energía. Además, la configuración del módulo PV puede incluir distribuir elementos PV auxiliares (por ejemplo, 1620 ó 1670) para corregir en forma pasiva los desplazamientos o distorsiones del patrón de luz recolectada.

En la acción 9250, se instala un dispositivo de recolección térmica en el receptor para recolectar el calor generado a través de la recolección de luz. En un aspecto de la presente innovación, el dispositivo de recolección térmica puede ser al menos uno de una serpentina de metal o un colector canalizado que circula un fluido para colectar y transportar calor. En otro aspecto, el dispositivo de recolección de energía térmica puede ser un dispositivo termoeléctrico, que convierte calor en electricidad para suplementar conversión de energía fotovoltaica.

La figura 93, es un diagrama de flujo de un método de ejemplo 9300 para ajusfar una posición de un concentrador solar para lograr un desempeño predeterminado de acuerdo con los aspectos aquí descritos. Este método de ejemplo 9300, puede ser implementado a través de un componente de ajuste, por ejemplo, 8710, o un procesador en el mismo o acoplarse en forma funcional en el mismo. Aunque ilustrado para un concentrador solar, el método de ejemplo 9300, puede ser implementado para ajustar una posición de uno o más reflectores parabólicos. En la acción 9310, los datos de desempeño de un concentrador solar, se recolectan a través de ya sea la medida(s) o recuperación de la base de datos, que incluye datos de operación actuales e históricos. En la acción 9320, se reporta la condición(s) del concentrador solar. En la acción 9330, se genera una métrica de desempeño con base al menos en parte en los datos de desempeño recolectados. Una métrica de desempeño puede incluir al menos una eficiencia de conversión de energía, una salida de corriente convertida en energía, una producción de energía térmica o similares. Además, la métrica de desempeño puede generarse para un grupo de conjuntos de elementos PV en un módulo PV, para un conjunto simple, o para un conjunto de uno o más elementos PV constituyentes dentro de un conjunto. En la acción 9340, se evalúa si es satisfactoria la métrica de desempeño. En un aspecto, dicha evaluación puede basarse en un conjunto de uno o más valores de umbral predefinidos para la métrica de desempeño, con una métrica de desempeño satisfactoria definida como un desempeño arriba de uno o más valores de umbral; el conjunto de uno o más valores de umbral puede ser establecido por un operador que administre el concentrador solar.

Cuando el resultado de la acción de evaluación 9340 indica que la métrica de desempeño es satisfactoria, el flujo se dirige a la acción 9310 para llevar a cabo en forma adicional la recolección de datos. En un aspecto, el flujo se puede redirigir a la acción 9310, después de que ha transcurrido un período de espera predeterminado, por ejemplo, 1 hora, 12 horas, un día.

En otro aspecto, antes de dirigir el flujo a la acción 9310, se puede llevar un mensaje a un operador, por ejemplo, a través de una terminal o computadora, consultando si se desea una recolección de datos de desempeño adicional. Cuando el resultado de la acción de evaluación 2340 revela que la métrica de desempeño no es satisfactoria, o que está debajo de uno o más valores de umbral, se ajusta una posición del concentrador solar en la acción 9350, y el flujo se dirige a la acción 9310 para recolección de datos adicionales.

Tal como se emplea en la presente especificación, el término "procesador" puede referirse sustancialmente a cualquier unidad o dispositivo de procesamiento de cómputo que comprende, pero no se limita a, un procesador de centro simple; procesadores simples con capacidad de ejecución de multi-cadenas de software; procesadores del centro múltiple; procesadores de centro múltiple con capacidad de ejecución de multi-cadena de software; procesadores de centro múltiple con tecnología de multi-cadena de hardware; plataformas paralelas; y plataformas paralelas con memoria compartida distribuida. Además, un procesador puede referirse a un circuito integrado, un circuito integrado específico de aplicación (ASIC), un procesador de señal digital (DSP), una formación de salida de campo programable (FPGA), un controlador de lógica programable (PLC), un dispositivo de lógica programable complejo (CPLD), una lógica de salida o transistor independiente, componentes de hardware independientes o cualquier combinación de los mismos, diseñada para llevar a cabo las funciones aquí descritas. Los procesadores pueden explotar arquitecturas de nano-escala, tal como pero sin limitarse a, transistores moleculares y a base de punto-quantum, conectores y salidas, con el objeto de optimizar el uso de espacio o aumentar el desempeño del equipo del usuario.

En la presente especificación, los términos tales como "almacén", "almacén de datos" "almacenamiento de datos", "base de datos" y sustancialmente cualquier otro componente de almacenamiento de información relevante para la operación y funcionalidad de un componente, se refiere a "componentes de memoria" o entidades presentadas en una "memorias" o componentes que comprenden la memoria. Se podrá apreciar que los componentes de memoria aquí descritos pueden ser ya sea memoria volátil o memoria no volátil, o pueden incluir tanto memoria volátil como no volátil.

A manera de ilustración, y no de limitación, la memoria no volátil puede incluir una memoria únicamente de lectura (ROM), ROM programable (PROM), ROM eléctricamente programable ROM (EPROM), ROM borrable en forma eléctrica (EEPROM), o memoria flash. La memoria volátil puede incluir memoria de acceso aleatorio (RAM), que actúa como una memoria caché externa. A manera de ilustración y no de limitación, la RAM está disponible en muchas formas tal como RAM de sincronía (SRAM), RAM dinámica (DRAM), DRAM de sincronía (SDRAM), un rango de datos doble SDRAM (SDRAM DDR), SDRAM mejorada (ESDRAM), DRAM Synchlink (SLDRAM) y RAM Rambus directa (DRRAM). Además, los componentes de memoria descritos de los sistemas o métodos de la presente invención, están proyectados para comprender, sin limitarse a que comprendan, éstos y cualesquiera otros tipos de memoria adecuados.

Se pueden implementar varios aspectos o características aquí descritas como un método, aparato o artículo de fabricación utilizando técnicas de programación y/o ingeniería estándar. Además, también se pueden implementar varios aspectos descritos en la presente especificación a través de módulos del programa almacenados en una memoria, y ejecutados a través de un procesador, u otra combinación de hardware y software, o hardware y firmware. El término "artículo de fabricación" tal como se utiliza en la presente invención, pretende comprender un programa de cómputo accesible desde cualquier dispositivo, transportador o medio legible en computadora. Por ejemplo, el medio legible en computadora puede incluir pero no se limita a dispositivos de almacenamiento magnético (por ejemplo, disco duro, disco flexible, tiras magnéticas...), discos ópticos (por ejemplo, disco compacto (CD), disco versátil digital (DVD), disco blu-ray (BD)...), tarjetas inteligentes y dispositivos de memoria flash (por ejemplo, tarjeta, inserto, unidad de codificación ).

En particular y con respecto a diversas funciones llevadas a cabo por los componentes, dispositivos, circuitos, sistemas y similares descritos anteriormente, los términos (incluyendo una referencia a un "medio") utilizado para describir dichos componentes, están proyectados para corresponder, a menos que se indique lo contrario, a cualquier componente que lleve a cabo la función específica del componente descrito (por ejemplo, un equivalente funcional), incluso aunque no equivalente estructuralmente a la estructura descrita, que lleva a cabo la función en los aspectos de ejemplo aquí ilustrados. A este respecto, también se reconocerá que los diversos aspectos incluyen un sistema, así como un medio legible en computadora que tiene instrucciones ejecutables en computadora para llevar a cabo las acciones y/o eventos de los diversos métodos.

La palabra "de ejemplo" se utiliza en la presente invención para significar que sirve como un ejemplo, caso o ilustración. Cualquier aspecto o diseño aquí descrito como "de ejemplo", no será construido necesariamente como preferido o ventajoso con respecto a otros aspectos o diseños. Además, los ejemplos se proporcionan únicamente para propósitos de claridad y comprensión, y no pretenden limitar la presente innovación o una parte relevante de la misma en forma alguna. Se podrá apreciar que se podrían haber presentado una pluralidad de ejemplos adicionales o alternativos, pero se han omitido por propósitos de brevedad.

Lo que se describió anteriormente, incluye ejemplos de la presente innovación. Por supuesto, no es posible describir cada combinación de componentes o metodologías concebibles para los propósitos de descripción de la presente innovación, sino que los expertos en la técnica podrán reconocer que son posibles muchas combinaciones o permutas adicionales de la innovación. Por consiguiente, la presente innovación pretende abarcar todas de dichas alteraciones, modificaciones y variaciones que están dentro del espíritu y alcance de las reivindicaciones adjuntas. Además, hasta el grado en el que se utiliza el término "incluye" ya sea en la descripción detallada o en las reivindicaciones, dicho término pretende ser inclusivo en una forma similar al término "que comprende", ya que "que comprende" se interpreta cuando se emplea como una palabra de transición en una reivindicación.

Claims (154)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema que facilita la generación de pruebas de concentradores solares, en donde el sistema comprende: una pluralidad de reflectores planos distribuidos en un bebedero, que concentra luz en un patrón de longitud focal común; y un sistema de pruebas de concentrador solar que emite luz al momento en el que el subconjunto de la pluralidad de reflectores planos, compara la luz reflejada contra un estándar, y determinar la calidad del subconjunto de la pluralidad de reflectores planos con base en la comparación.

2. El sistema tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la luz emitida es radiación láser.

3. El sistema tal como se describe en la reivindicación 2, caracterizado porque la luz emitida es radiación láser modulada.

4. El sistema tal como se describe en la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además un componente de emisión láser que emite la radiación láser modulada en el subconjunto de la pluralidad de receptores planos.

5. El sistema tal como se describe en la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además un componente de recepción que recupera la luz modulada reflejada para la preparación.

6. El sistema tal como se describe en la reivindicación 5, caracterizado porque comprende además al menos un componente de recepción adicional que recupera la luz modulada reflejada para la comparación.

7. El sistema tal como se describe en la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además un componente de procesador que efectúa la comparación.

8. El sistema tal como se describe en la reivindicación 7, caracterizado porque el procesador es al menos uno de una computadora portátil, una computadora de notas, una computadora de escritorio, un teléfono inteligente, una computadora de bolsillo, o un asistente digital personal (PDA).

9. El sistema tal como se describe en la reivindicación 3, caracterizado porque comprende además un componente de inteligencia artificial (Al) que emplea al menos un análisis probabilístico o a base de estadística, que infiere una acción que un usuario desea que se lleve a cabo en forma automática.

10. Un montaje polar, caracterizado porque comprende: un montaje de panel que se acopla físicamente con un panel de recolección de energía; y el montaje de base que se acopla en forma física con una base y alinea el montaje polar con respecto a la inclinación del eje de la Tierra, el montaje de panel está configurado de modo que el panel de recolección de energía se localiza en un plano de un eje de la base y gira alrededor de un eje de la base y el centro de gravedad del panel de recolección de energía está alrededor del montaje polar.

11. El sistema tal como se describe en la reivindicación 10, caracterizado porque comprende además un primer componente de posicionamiento para facilitar la rotación del montaje de panel en el eje de ascensión con respecto al movimiento del sol a través del cielo.

12. El sistema tal como se describe en la reivindicación 11, caracterizado porque comprende un segundo componente de posicionamiento para facilitar la inclinación del panel de recolección de energía a través de un rango de ángulos para colocar el panel de recolección de energía con respecto a un ángulo de declinación del sol.

13. El sistema tal como se describe en la reivindicación 12, caracterizado porque el primero y segundo componentes de posicionamiento son motores de avance gradual sin escobilla CD.

14. El sistema tal como se describe en la reivindicación 10, caracterizado porque comprende además un controlador de posicionamiento que controla la posición del montaje polar con respecto al sol.

15. El sistema tal como se describe en la reivindicación 14, caracterizado porque el controlador de posicionamiento determinar la posición del montaje polar con base en la longitud del montaje polar, la latitud del montaje polar, la información de fecha y hora, la posición calculada del sol.

16. El sistema tal como se describe en la reivindicación 10, caracterizado porque el panel de recolección de energía se gira alrededor del montaje de base a una posición de seguridad, o a una posición que facilita el acceso para mantenimiento o instalación.

17. El sistema tal como se describe en la reivindicación 16, caracterizado porque la alineación del montaje de base se ajusta para facilitar la ubicación del panel de recolección de energía a una posición de seguridad, o a una posición para facilitar el acceso para mantenimiento o instalación.

18. El sistema tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la alineación del montaje de base se ajusta para facilitar la ubicación del panel de recolección de energía a una posición de seguridad, o a una posición para facilitar el acceso para mantenimiento o instalación.

19. El sistema tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un componente de inteligencia artificial para ayudar con la determinación de la posición de montaje polar.

20. El sistema tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque el panel de recolección de energía es una superficie en espejo, es un elemento fotovoltaico, es un material de absorción de energía o una combinación de los mismos.

21. Un sistema para rastrear la posición del sol, para determinar el posicionamiento óptimo para dirigir luz solar, en donde el sistema comprende: un componente de rastreo de luz solar que distingue al menos una fuente de luz como luz solar directa, con base al menos en parte en la determinación de una colimación de la fuente de luz; y un componente de posicionamiento que modifica una posición de un dispositivo asociada con el componente de rastreo de luz solar, con base al menos en parte en una posición de la fuente de luz distinguida como luz solar directa.

22. El sistema tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque el componente de rastreo de luz solar comprende un lente de bola que recibe la fuente de luz y refleja la fuente de luz sobre una o más celdas cuadrantes, se determina la colimación de la fuente de luz al menos en parte, midiendo el tamaño de un punto de enfoque de la fuente de luz reflejada sobre la una o más celdas cuadrantes.

23. El sistema tal como se describe en la reivindicación 22, caracterizado porque el componente de posicionamiento modifica la posición del dispositivo con base al menos en parte en la ubicación de un punto de enfoque sobre la una o más celdas cuadrantes.

24. El sistema tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque el componente de rastreo de luz solar distingue además la fuente de luz como luz solar directa, al menos en parte, midiendo una longitud de onda y un nivel de polarización de la fuente de luz.

25. El sistema tal como se describe en la reivindicación 24, caracterizado porque el componente de rastreo de luz solar comprende al menos un filtro que determina una intensidad y/o espectro de la longitud de onda de la fuente de luz con base al menos en parte en rechazar el paso de la luz fuera de un rango utilizado por la luz solar directa.

26. El sistema tal como se describe en la reivindicación 24, caracterizado porque el componente de rastreo de luz solar comprende una pluralidad de polarizadores angulados en forma diferente, que determinan el nivel de polarización de la fuente de luz con base al menos en parte en medir un nivel de radiación de la fuente de luz después de pasar a través de cada una de las pluralidades de polarizadores.

27. El sistema tal como se describe en la reivindicación 26, caracterizado porque los niveles de radiación medidos de la fuente de luz en cada pluralidad de polarizadores, son similares indicando el nivel de polarización, para distinguir la fuente de luz como luz solar directa.

28. El sistema tal como se describe en la reivindicación 24, caracterizado porque el componente de rastreo de luz solar distingue además la fuente de luz como luz solar directa con base al menos en parte en la determinación de una carencia de modulación sustancial.

29. El sistema tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque comprende además un componente de reloj del cual se ajusta inicialmente la posición de un dispositivo asociada con el componente de rastreo de luz solar de acuerdo con una posición anticipada de la luz solar directa.

30. Un sistema, caracterizado porque comprende: un componente de obtención que recolecta metadatos de una posición con respecto a la gravedad de un concentrador con la capacidad de recolección de energía de una fuente de energía celestial; y un componente de evaluación que compara la posición contra la posición deseada del concentrador en relación con la fuente de energía celestial, en donde la comparación se utiliza para determinar una forma en la cual realizar una operación para incrementar la efectividad del concentrador, en donde la posición deseada del concentrador proporciona una corriente obtenible máxima de al menos una celda fotovoltaica.

31. El sistema tal como se describe en la reivindicación 30, caracterizado porque comprende además un componente de conclusión que determina, si debe ocurrir el movimiento como una función de un resultado de la comparación.

32. El sistema tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque comprende además un componente de producción que genera un conjunto de dirección, en donde el conjunto de dirección instruye cómo debe ocurrir el movimiento.

33. El sistema tal como se describe en la reivindicación 32, caracterizado porque comprende además un componente de retroalimentación que determina si el conjunto de dirección dio como resultado lo deseado al momento en el que el conjunto de dirección es implementado por un componente de movimiento.

34. El sistema tal como se describe en la reivindicación 33, caracterizado porque comprende además un componente de adaptación que modifica la operación del componente de producción con respecto a la determinación relacionada con el conjunto de dirección.

35. El sistema tal como se describe en la reivindicación 30, caracterizado porque comprende además un componente de corrección que corrige en forma automática una mala alineación, o una compensación de una entidad que mide la posición del concentrador con respecto a la gravedad.

36. El sistema tal como se describe en la reivindicación 35, caracterizado porque comprende además un componente de determinación que identifica la mala alineación o la compensación.

37. El sistema tal como se describe en la reivindicación 30, caracterizado porque comprende además un componente de cómputo que calcula la posición deseada de la fuente de energía utilizada por el componente de evaluación en la comparación.

38. El sistema tal como se describe en la reivindicación 30, caracterizado porque los metadatos se recolectan de un inclinó-metro.

39. El sistema tal como se describe en la reivindicación 30, caracterizado porque comprende además un componente de localización que concluye si una ubicación de una fuente de energía puede ser determinada, y el componente de evaluación opera al momento de una conclusión negativa.

40. Un método, caracterizado porque comprende: comparar una ubicación calculada de un colector de energía contra una ubicación esperada del colector de energía, en donde la ubicación calculada se basa en la gravedad que se ejerce en el colector de energía; y concluir si el colector de energía debe moverse con base en un resultado de la comparación y un análisis de costo-utilidad.

41. El método tal como se describe en la reivindicación 40, caracterizado porque comprende además computarizar la ubicación esperada del colector de energía, en donde el cómputo se basa en la fecha, hora, longitud del colector de energía, y latitud del colector de energía.

42. El método tal como se describe en la reivindicación 40, caracterizado porque la conclusión ocurre a través de la implementación de al menos una técnica de inteligencia artificial.

43. El método tal como se describe en la reivindicación 42, caracterizado porque la al menos una técnica de inteligencia artificial habilita un análisis de costo-utilidad por el beneficio de mover el colector de energía versus un gasto asociado con el mismo, en donde el gasto comprende el consumo de energía.

44. El método tal como se describe en la reivindicación 40, caracterizado porque comprende además producir un conjunto de instrucciones de cómo mover el colector de energía para aproximarse a la ubicación esperada.

45. El método tal como se describe en la rei indicación 44, caracterizado porque comprende además transferir el conjunto de instrucciones a una entidad de movimiento, en donde la entidad de movimiento está asociada con el colector de energía e implementa el conjunto de instrucciones.

46. El método tal como se describe en la reivindicación 40, caracterizado porque comprende además calcular la ubicación del colector de energía a través del uso de un inclinómetro.

47. Un sistema, caracterizado porque comprende: medios para calcular la ubicación de un colector de energía solar a través del análisis de metadatos que se relaciona con la gravedad ejercida en el colector de energía solar y con base en una corriente máxima de al menos una celda fotovoltaica; medios para computarizar una ubicación deseada del colector de energía solar, en donde el cálculo se basa en la fecha, hora, longitud del colector de energía solar, latitud del colector de energía solar y un cálculo eclíptico de lazo abierto; medios para comparar la ubicación calculada del colector de energía solar contra la ubicación deseada del colector de energía solar; y medios para calcular si el colector de energía solar debe moverse con base en un resultado de la comparación y análisis de costo-utilidad.

48. El sistema tal como se describe en la rei indicación 47, caracterizado porque comprende además medios para obtener los metadatos que se relacionan con la gravedad ejercida en el colector de energía solar, de medios para medir una fuerza ejercida por la gravedad.

49. El sistema tal como se describe en la reivindicación 47, caracterizado porque el medio para concluir si el colector de energía solar se debe mover, comprende medios para efectuar el análisis de costo-utilidad por el beneficio de mover el colector de energía solar y el gasto asociado, en donde el gasto comprende el consumo de energía.

50. El sistema tal como se describe en la reivindicación 48, caracterizado porque comprende además: medios para identificar una mala alineación, o una compensación de los medios para medir una posición del colector de energía solar con respecto a la gravedad; y medios para corregir la mala alineación o la compensación de los medios para medir la posición del colector de energía solar con respecto a la gravedad.

51. El sistema tal como se describe en la reivindicación 48, caracterizado porque comprende además: medios para producir un conjunto de dirección, en donde el conjunto de dirección instruye como se debe mover el colector de energía solar y se implementa a través de una entidad de desplazamiento de colector; medios para transferir el conjunto de dirección a la entidad de desplazamiento de colector, en donde la entidad de desplazamiento de colector implementa el conjunto de dirección; medios para determinar si el conjunto de dirección da como resultado lo deseado al momento en el que el conjunto de dirección es implementado por la entidad de desplazamiento del colector; medios para modificar la operación de los medios de producción.

52. Un método para producir en masa colectores solares, caracterizado porque comprende: formar una ala solar en una forma parabólica, en donde el ala solar comprende una pluralidad de nervaduras de soporte; unir una superficie de reflexión a la ala solar para crear un ensamble, en donde cada pluralidad de nervaduras de soporte comprende una diferente altura entre la superficie de reflexión y un punto de contacto con el ala solar para crear una forma parabólica; y formar una formación con una pluralidad de ensambles de ala solar.

53. El método tal como se describe en la reivindicación 52, caracterizado porque comprende además: unir la formación a una estructura de resistencia.

54. El método tal como se describe en la reivindicación 53, caracterizado porque comprende además equipar la estructura de resistencia con una pluralidad de celdas fotovoltaicas.

55. El método tal como se describe en la reivindicación 52, caracterizado porque la formación de la ala solar en la forma parabólica, comprende: unir la pluralidad de nervaduras de soporte a una viga de soporte, en donde la altura de cada nervadura de soporte se selecciona para crear la forma parabólica, en donde una altura de las nervaduras de soporte a la mitad de la viga de soporte, es más corta que una altura de las nervaduras de soporte en cada extremo de la viga de soporte.

56. El método tal como se describe en la reivindicación 52, caracterizado porque la unión de la superficie de reflexión al ala solar comprende: colocar la superficie de reflexión en una pluralidad de nervaduras de soporte; y asegurar la superficie de reflexión a la pluralidad de nervaduras de soporte.

57. El método tal como se describe en la reivindicación 52, caracterizado porque la unión de la superficie de reflexión a la ala solar comprende: deslizar la superficie de reflexión sobre la pluralidad de nervaduras de soporte y debajo de los sujetadores de soporte del espejo; y asegurar la superficie de reflexión a ambos extremos del ala solar.

58. Un sistema para concentración de energía solar, caracterizado porque comprende: una pluralidad de concentradores solares que tienen celdas PV; un ensamble de regulación de calor que tiene conductos que llevan un medio de enfriamiento para la disipación de calor asociada con las celdas PV, en donde el flujo del medio de enfriamiento es controlado por una pluralidad de válvulas; y un componente de control que controla la operación de las válvulas en tiempo real, con base en los datos recolectados del sistema y temperatura de la pluralidad de los concentradores solares.

59. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque un concentrador solar como parte de la pluralidad de concentradores solares, es un térmico solar.

60. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque un concentrador solar adicional como parte de la pluralidad de concentradores solares, incluye una distribución modular de celdas fotovoltaicas (PV).

61. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque los datos incluyen al menos la temperatura, presión, o rango de flujo del medio de enfriamiento.

62. El sistema tal como se describe en la reivindicación 60, caracterizado porque los datos son la temperatura de las celdas fotovoltaicas.

63. El sistema tal como se describe en la reivindicación 60, caracterizado porque comprende además una bomba(s) que facilita el flujo del medio de enfriamiento a través de los conductos.

64. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque el conducto es una tubería.

65. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque el medio de enfriamiento fluye libre a través del conducto.

66. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque se presuriza el flujo del medio de enfriamiento.

67. El sistema tal como se describe en la reivindicación 58, caracterizado porque comprende además un componente de inteligencia artificial que facilita la disipación de calor de la pluralidad de concentradores solares.

68. Un método para regular el flujo de calor, caracterizado porque comprende: recibir radiación mediante un concentrador(s) solar que tiene celdas PV; estimar, a través de .un dispositivo de regulación de calor, la cantidad de medios de enfriamiento requerida para disipar el calor de las celdas PV; y regular la operación de las válvulas para facilitar el flujo del medio de enfriamiento con base en la temperatura medida del concentrador(s) solar en tiempo real.

69. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque la acción de regulación se basa en las medidas de flujo dentro de un tubo Venturi.

70. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además monitorear la temperatura de las celdas PV asociada con los concentradores solares.

71. El método tal como se describe en la reivindicación 70, caracterizado porque comprende además regular la disipación de calor en tiempo real de las celdas PV con base en la acción de monitoreo.

72. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además suministrar el medio de enfriamiento como un fluido pre-calentado a los clientes, o para el calentamiento subsecuente.

73. El método tal como se describe en la reivindicación 70, caracterizado porque comprende además generar un mapa de la rejilla de temperatura de un ensamble de las celdas PV.

74. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque la acción de regulación se basa en los datos recolectados del medio de enfriamiento.

75. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además emplear un control de circuito cerrado para mitigar errores.

76. El método tal como se describe en la reivindicación 68, caracterizado porque comprende además detectar fallas en la circulación del medio de enfriamiento a través de al menos un cambio en la presión, rango de flujo o velocidad del medio de enfriamiento.

77. Un ensamble de regulación de calor, caracterizado porque comprende: medios para enfriar celdas PV, asociadas con un concentrador solar en tiempo real a través del flujo de un medio a través de las válvulas; medios para regular la operación de las válvulas.

78. Un método para optimizar la salida de energía de una pluralidad de concentradores solares, caracterizado porque el método comprende: generar energía de ambos térmicos solares y celdas PV; absorber calor de los térmicos solares y celdas PV a través de un medio de enfriamiento; variar la acción de absorción con base en la regulación de las válvulas que controlan el flujo del medio de enfriamiento, con base en las temperaturas medidas de los térmicos solares o las celdas PV, o una combinación de los mismos; y optimizar la acción de generación con base en un criterio predeterminado.

79. El método tal como se describe en la reivindicación 78, caracterizado porque los criterios predeterminados incluyen ya sea los precios de electricidad o la diferencia en temperatura entre la temperatura ambiental y la temperatura del medio de enfriamiento.

80. Un módulo de concentrador solar integrado, caracterizado porque comprende: un concentrador solar que tiene celdas PV; un segmento de tubería con una válvula; y en donde el segmento de tubería se conecta al concentrador solar para el enfriamiento en tiempo real de las celdas PV a través de un medio de enfriamiento regulado por la válvula, en donde el segmento de la tubería se adhiere a una línea de tubería que transporta el medio de enfriamiento.

81. El módulo de concentrador solar integrado tal como se describe en la reivindicación 80, caracterizado porque comprende además un sensor(s) que mide la presión, velocidad, temperatura o rango de flujo del medio de enfriamiento.

82. El módulo de concentrador solar integrado tal como se describe en la reivindicación 80, caracterizado porque comprende además un alojamiento que contiene ya sea parcial o totalmente el concentrador solar integrado.

83. El módulo de concentrador solar integrado tal como se describe en la reivindicación 82, caracterizado porque comprende además un Venturi moldeado directamente en el alojamiento.

84. Un concentrador solar caracterizado porque comprende: una pluralidad de formaciones de reflectores parabólicos, en donde cada reflector parabólico comprende un elemento de reflexión flexionado para dar una forma a través de un conjunto de nervaduras de soporte unidas a una viga de esqueleto; y uno o más receptores que recolectan luz de la pluralidad de formaciones de los reflectores parabólicos, en donde los receptores comprenden al menos un módulo fotovoltaico (PV) para la conversión de energía o un sistema de recolección de energía térmica, y un sistema de ajuste para optimizar la distribución de intensidad de la luz en un patrón de luz recolectada en cada uno del uno o más receptores que recolectan luz de la pluralidad de formaciones de reflectores parabólicos, con el objeto de maximizar una métrica de desempeño del concentrador solar, en donde la métrica de desempeño es al menos una producción de energía eléctrica o producción de energía térmica.

85. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 84, caracterizado porque el módulo PV comprende un grupo de conjuntos de celdas PV distribuidas para utilizar en forma óptima la luz recolectada, en donde las celdas PV en el grupo de conjuntos incluye al menos celdas solares de silicón cristalinas, celdas solares de germanio cristalinas, celdas solares basadas en semi-conductores del grupo lll-V, celdas solares a base de CuGaSe, celdas solares a base de CuInSe, celdas de silicón amorfo, celdas solares tándem de película delgada, celdas solares de unión triple o celdas solares nanoestructuradas.

86. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 85, caracterizado porque cada celda PV en el grupo de los conjuntos de celdas PV, es monolítica y se orienta a lo largo de un eje específico normal al plano que contiene el módulo PV.

87. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 85, caracterizado porque cada conjunto en el grupo de conjuntos de celdas PV, comprende una o más filas de una pluralidad de celdas PV acopladas en forma eléctrica en una conexión en serie.

88. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 87, caracterizado porque al menos una de las una o más filas de la pluralidad de celdas PV, comprende elementos activos PV con corriente correspondiente, en donde los elementos activos PV tienen corriente correspondiente con base al menos en parte, en una caracterización de desempeño llevada a cabo en una instalación de pruebas bajo condiciones de campo de operación simuladas.

89. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 88, caracterizado porque el sistema de ajuste comprende: un componente de monitor que evalúa la métrica de desempeño con base en los datos en el desempeño del concentrador solar; y un componente de control que ajusta una posición de al menos el concentrador solar o parte(s) del mismo con base en la evaluación de la métrica de desempeño.

90. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 87, caracterizado porque la una o más celdas PV se distribuyen en los alrededores del uno o más conjuntos en el grupo de conjuntos de celdas PV y se conectan en forma eléctrica con un elemento PV en el uno o más conjuntos para mitigar la degradación de desempeño del módulo PV.

91. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 84, caracterizado porque para los receptores que incluyen el sistema de recolección de energía térmica, el sistema de recolección de energía térmica reside en la superficie trasera del receptor.

92. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 90, caracterizado porque el sistema . de recolección de energía térmica comprende además un dispositivo termoeléctrico que convierte calor en electricidad para suplementar la conversión de energía PV.

93. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 83, caracterizado porque al menos uno, del uno o más receptores, incluye un recinto para mitigar la interacción de un operador con un rayo de luz concentrada.

94. El concentrador solar tal como se describe en la reivindicación 84, caracterizado porque el recinto comprende un conjunto de boquillas para expulsar aire caliente de los alrededores del módulo PV para incrementar el desempeño de conversión de energía.

95. Un método para ensamblar un colector solar, caracterizado porque el método comprende: ensamblar un reflector parabólico, flexionando una parte del material de reflexión plano para darle una forma, a través de un conjunto de nervaduras de soporte unidas a la viga de esqueleto; montar en una estructura de soporte una pluralidad de formaciones de reflectores parabólicos ensamblados. ajustar una posición de cada reflector parabólico en la pluralidad de formaciones para optimizar un patrón de rayo de luz recolectada en un receptor, en donde la acción de ajuste incluye rastrear en forma automática la posición de cada reflector parabólico para minimizar las fluctuaciones en el patrón de rayo de luz recolectada; y configurar un módulo fotovoltaico (PV) en el receptor de acuerdo con un patrón de luz concentrada en el receptor.

96. El método tal como se describe en la reivindicación 94, caracterizado porque comprende además instalar un dispositivo de recolección térmica en el receptor para recolectar el calor generado a través de la recolección de luz.

97. El método tal como se describe en la reivindicación 95, caracterizado porque el rastreo automático de la posición de cada reflector parabólico para minimizar las fluctuaciones en el patrón de rayo de luz recolectada, comprende al menos la recolección de datos a través de las medidas, o el acceso a una base de datos local o remota; accionar un motor para ajustar la posición de los elementos en el colector solar; o reportar la condición(s) del colector solar.

98. El método tal como se describe en la reivindicación 94, caracterizado porque la configuración de un módulo fotovoltaico en el receptor de acuerdo con un patrón de luz concentrada en el receptor, comprende además distribuir un conjunto de celdas PV en el módulo PV en conjuntos de unidades dispares, para incrementar de esta forma la exposición del grupo de celdas PV a la luz recolectada.

99. El método tal como se describe en la reivindicación 94, caracterizado porque los conjuntos de unidades dispares comprenden una o más filas de una pluralidad de celdas PV acopladas en forma eléctrica en una conexión en serie.

100. El método tal como se describe en la reivindicación 98, caracterizado porque al menos una de la una o más filas en el conjunto de unidades dispares, comprende elementos activos PV con corriente correspondiente, en donde los elementos activos PV tienen corriente correspondiente con base al menos en parte en una caracterización de desempeño llevada a cabo en una instalación de prueba bajo condiciones de campo de operación simuladas.

101. El método tal como se describe en la reivindicación 97, caracterizado porque la distribución del grupo de celdas PV en el módulo PV en los conjuntos de unidades dispares, para incrementar la exposición a la luz recolectada, incluye posicionar elementos activos PV de bajo desempeño en una fila inferior dentro del módulo PV, las celdas con el desempeño más alto en la sección media del módulo PV, y los siguientes elementos de desempeño más altos en una fila superior dentro del módulo PV.

102. El método tal como se describe en la reivindicación 94, caracterizado porque el ajuste de una posición de cada reflector en la pluralidad de formaciones para optimizar un rayo de luz recolectada en un receptor, comprende además la configuración automática de la posición de cada reflector para desplazar un patrón de luz recolectada hacia la sección media y la fila superior dentro del módulo PV para maximizar la salida eléctrica.

103. El método tal como se describe en la reivindicación 95, caracterizado porque el dispositivo de recolección térmica comprende una serpentina de metal que circula un fluido para reunir y transportar calor.

104. El método tal como se describe en la reivindicación 96, caracterizado porque el dispositivo de recolección térmica comprende además un dispositivo termoeléctrico que convierte el calor en electricidad para suplementar la conversión de energía PV.

105. Un receptor fotovoltaico, caracterizado porque comprende: un grupo de elementos PV acoplados en forma eléctrica y mutua, y fijados en una primera superficie plana de una plataforma sólida; en donde el conjunto de elementos PV se distribuyen en uno o más conjuntos que maximiza la exposición a la luz solar incidente en el módulo PV, el conjunto de elementos PV incluye al menos celdas solares a base de semiconductor cristalino, celdas de silicón amorfo, celdas solares tándem de película delgada o celdas solares nanoestructuradas; y un módulo que refrigera el conjunto de elementos PV, con el objeto de mantener un desempeño de conversión de energía efectivo en costo.

106. El receptor fotovoltaico tal como se describe en la reivindicación 104, caracterizado porque el módulo se une en forma removible a la plataforma sólida, e incluye un conjunto de conductos a través de los cuales circula un fluido para recolección de calor.

107. El receptor fotovoltaico tal como se describe en la reivindicación 104, caracterizado porque la plataforma sólida es parte del módulo que refrigera el conjunto de elementos PV.

108. El receptor fotovoltaico tal como se describe en la reivindicación 104, caracterizado porque comprende además una guía de recolección de luz de reflexión que permite que se uniforme la luz recolectada en el conjunto de elementos PV, en donde la guía de recolección de reflexión se sujeta al módulo que refrigera el conjunto de elementos PV.

109. El receptor fotovoltaico tal como se describe en la reivindicación 104, caracterizado porque el módulo que refrigera el conjunto de elementos PV consiste en un tubo de serpentina a través del cual circula fluido, en donde el tubo de serpentina que está incrustado es parte de la plataforma sólida.

110. El receptor fotovoltaico tal como se describe en la reivindicación 104, caracterizado porque el módulo se recubre con un material termoeléctrico para suplementar la conversión de energía generada a través del receptor fotovoltaico.

111. Un método caracterizado porque comprende: construir un módulo que puede retener al menos dos paneles de recolección de energía y separar los paneles con una abertura; la abertura entre al menos dos paneles de recolección de energía es suficiente para facilitar la ubicación de al menos dos paneles de recolección de energía, de modo que al menos dos paneles de recolección de energía estén en cualquier lado del montaje polar; y configurar el módulo para acoplarse físicamente con una base.

112. Él método tal como se describe en la reivindicación 111, caracterizado porque comprende además posicionar al menos dos paneles de recolección de energía con respecto a la ascensión o a la declinación del sol.

113. El método tal como se describe en la reivindicación 111, caracterizado porque comprende además determinar una posición de los paneles de recolección de energía con base en la longitud de los paneles de recolección de energía, la latitud de los paneles de recolección de energía, la información de fecha y hora, posición calculada del sol, o una combinación de los mismos.

114. El método tal como se describe en la reivindicación 111, caracterizado porque comprende además posicionar los paneles de recolección de energía en una posición segura.

115. Un sistema caracterizado porque comprende: medios para construir un modulo que puede tener al menos dos paneles de recolección de energía y separar los paneles con una abertura; medios para acoplar en forma física el módulo con una base; y medios para posicionar los al menos dos paneles de recolección de energía de modo que el centro de gravedad de los al menos dos paneles de recolección de energía y el módulo, se alineen con el eje de la base.

116. El sistema tal como se describe en la reivindicación 115, caracterizado porque comprende además: medios para recolectar entrada externa para controlar la posición de al menos dos paneles de recolección de energía; y medios para controlar la posición del módulo con respecto a la longitud de al menos dos paneles de recolección de energía, la latitud de al menos dos paneles de recolección de energía, la información de fecha y hora, la posición calculada del sol, o una combinación de los mismos.

117. El sistema tal como se describe en la reivindicación 115, caracterizado porque comprende además: medios para posicionar al menos dos paneles de recolección de energía en una posición segura, y: medios para posicionar los menos dos paneles de recolección de energía de modo que exista acceso de al menos dos paneles de recolección de energía para instalación y mantenimiento.

118. El sistema tal como se describe en la reivindicación 117, caracterizado porque tiene medios para posicionar al menos dos paneles de recolección de energía, en donde los medios comprenden al menos rotación, inclinación, descender o elevar el módulo, la base o una combinación de los mismos.

119. Un sistema, caracterizado porque comprende: medios para construir un módulo que puede retener al menos dos paneles de recolección de energía y separar los paneles con una abertura; y medios para acoplar en forma física el módulo con una base.

120. Un método para determinar una posición óptima de luz solar directa, caracterizado porque el método comprende: determinar una colimación de una fuente de luz al menos en parte, midiendo un punto de enfoque de una reflexión de la fuente de luz a través de un lente de bola. distinguir la fuente de luz como luz solar directa con base en al menos en parte en el tamaño del punto de enfoque; y determinar una posición óptima para recibir la luz solar directa con base al menos en parte en una posición del punto de enfoque en una celda cuadrante.

121. El método tal como se describe en la reivindicación 120, caracterizado porque comprende además alinear una o más celdas solares o paneles de celda solar con base al menos en parte en la posición óptima determinada para recibir luz solar directa.

122. El método tal como se describe en la reivindicación 120, caracterizado porque comprende además determinar un nivel de polarización de la fuente de luz para distinguir en forma adicional la fuente de luz como luz solar directa, al menos en parte, midiendo los niveles de radiación de la fuente de luz a través de una pluralidad de polarizadores angulados en forma diferente.

123. El método tal como se describe en la reivindicación 122, caracterizado porque el nivel de polarización es bajo, cuando son similares los niveles de radiación de la pluralidad de polarizadores angulados en forma diferente.

124. El método tal como se describe en la reivindicación 120, caracterizado porque comprende además permitir el paso de luz de la fuente de luz que tiene una longitud de onda similar, en un rango utilizado por la luz solar a través del filtro espectral, rechazando al mismo tiempo el paso de luz proveniente de la fuente de luz que tiene una longitud de onda fuera del rango.

125. El método tal como se describe en la reivindicación 124, caracterizado porque comprende además medir una intensidad y/o espectro de la luz proveniente de la fuente de luz que pasa a través del filtro espectral para distinguir en forma adicional la fuente de luz como luz solar directa.

126. El método tal como se describe en la reivindicación 120, caracterizado porque comprende además determinar una colimación de fuente de luz dispar al menos en parte, midiendo un punto de enfoque dispar de una reflexión de la fuente de luz dispar a través del lente de bola.

127. El método tal como se describe en la reivindicación 126, caracterizado porque comprende además determinar la fuente de luz dispar como difusa, cuando el tamaño de punto de enfoque dispar es mayor a un tamaño de valor de umbral.

128. El método tal como se describe en la reivindicación 127, caracterizado porque comprende además el rechazo de la fuente de luz dispar con base al menos en parte en determinar la fuente de luz como difusa.

129. Un sistema para rastrear la posición del sol, caracterizado porque comprende. medios para detectar luz solar de una o más fuentes de luz con base al menos en parte en una colimación medida de una o más fuentes de luz determinada de un tamaño de punto de enfoque de la fuente de luz recibida a través de un lente; y medios para determinar una posición axial óptima para recibir la luz solar directa detectada con base al menos en parte en una posición del punto de enfoque en una o más celdas cuadrantes.

130. El sistema tal como se describe en la reivindicación 129, caracterizado porque compren además medios para colocar una o más celdas solares o paneles de celda solar, en uno o más ejes óptimos, con base al menos en parte en la posición axial óptima determinada para recibir la luz solar directa detectada .

131. Un método ¡mplementado en computadora para diagnosticar la calidad de concentradores solares, caracterizado porque comprende: emplear un procesador que ejecuta instrucciones ejecutables en computadora almacenadas en un medio de almacenamiento ligero en computadora para implementar las siguientes acciones: emitir radiación láser modulada en un concentrador; recibir luz modulada en una ubicación; escanear una fuente para establecer la fuerza de señal; comparar la luz modulada con la fuerza de señal como una función de valor de umbral; y determinar la calidad del concentrador con base en el resultado de la comparación.

132. El método ¡mplementado en computadora tal como se describe en la reivindicación 131, caracterizado porque comprende además recibir luz modulada adicional en una ubicación dispar, en donde la acción de comparar emplea la luz modulada adicional como una función del valor de umbral.

133. El método ¡mplementado en computadora tal como se describe en la reivindicación 132, caracterizado porque el valor de umbral es al menos pre-prog ramado o inferido.

134. El método ¡mplementado en computadora tal como se describe en la reivindicación 132, caracterizado porque comprende además ajustar una posición del concentrador, en donde el ajuste facilita el desempeño mejorado del concentrador.

135. El método ¡mplementado en computadora tal como se describe en la reivindicación 132, caracterizado porque el valor de umbral es un estándar en la industria.

136. El método ¡mplementado en computadora tal como se describe en la reivindicación 132, caracterizado porque además inferir el valor de umbral con base al menos en parte en las condiciones ambientales.

137. Un sistema que facilita las pruebas de concentrador solar, caracterizado porque comprende: medios para emitir luz en una pluralidad de reflectores en el concentrador solar; medios para capturar la luz reflejada de al menos un subconjunto de reflectores; y medios para evaluar la calidad de posición de cada subconjunto de reflectores con base al menos en parte en las características de la luz reflejada.

138. El sistema tal como se describe en la reivindicación 137, caracterizado porque la luz es luz láser modulada.

139. El sistema tal como se describe en la reivindicación 138, caracterizado porque la pluralidad de reflectores se distribuyen en una distribución de colector de bebedero.

140. El sistema tal como se describe en la reivindicación 138, caracterizado porque comprende además medios para ajustar en forma dinámica la posición del subconjunto de reflectores con al menos en parte en las características de la luz reflejada.

141. El sistema tal como se describe en la reivindicación 138, caracterizado porque los medios para capturar la luz reflejada son al menos dos sensores colocados en distancias dispares del concentrador solar.

142. Un método para elegir un ensamble de colector solar, caracterizado porque comprende: unir una pluralidad de formaciones a una estructura de resistencia, en donde la pluralidad de formaciones están formadas mediante ensambles de ala solar individuales colocados en forma adyacente uno del otro, en donde cada pluralidad de formaciones se une a la estructura de resistencia para mantener una distancia espacial desde cada una de las otras pluralidades de formaciones, en donde la pluralidad de formaciones comprende al menos una superficie de reflexión; conectar la estructura de resistencia a un montaje polar que se coloca en o cerca de un centro gravedad; y unir el montaje polar a un montaje fijo y un montaje movible que permite el descenso del ensamble del colector solar.

143. El método tal como se describe en la reivindicación 142, caracterizado porque la unión de la pluralidad de formaciones comprende unir la pluralidad de formaciones de modo que la pluralidad de formaciones gire a través de un eje vertical como una función de la distancia espacial.

144. El método tal como se describe en la reivindicación 143, caracterizado porque comprende además rotar la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia alrededor del centro de gravedad a lo largo del eje vertical para cambiar una orientación de la pluralidad de formaciones.

145. El método tal como se describe en la reivindicación 144, caracterizado porque la rotación de la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia comprenden rotar la pluralidad de formaciones y la estructura de resistencia alrededor de un centro de gravedad a lo largo del eje vertical para cambiar la posición de operación, la posición de seguridad o cualquier posición entre la pluralidad de formaciones.

146. El método tal como se describe en la reivindicación 142, caracterizado porque comprende desencajar el montaje polar del montaje movible para descender el ensamble de colector solar.

147. El método tal como se describe en la reivindicación 142, caracterizado porque la adhesión de la pluralidad de formaciones a la estructura de resistencia comprende unir la pluralidad de formaciones a la estructura de resistencia en la misma longitud de enfoque.

148. El método tal como se describe en la reivindicación 142, caracterizado porque comprende además transportar el ensamble de colector solar en un estado parcialmente ensamblado o como unidades modulares.

149. Un colector solar, caracterizado porque comprende: al menos cuatro formaciones unidas a un soporte de esqueleto, en donde cada formación está formada a través de una pluralidad de ensambles de ala solar individuales colocados lado por lado y que comprende al menos una superficie de reflexión formada en una forma parabólica como una función de nervaduras de soporte que se unen a cada ensamble de ala solar. un montaje polar en el cual, el soporte de resistencia y al menos las cuatro formaciones pueden ser inclinadas, rotadas o descendidas, en donde el montaje polar se coloca en o cerca del centro de gravedad; y un brazo de soporte de montaje polar conectado en forma operativa a un montaje movible y un montaje fijo.

150. El colector solar tal como se describe en la reivindicación 149, caracterizado porque el brazo de soporte de montaje solar se elimina del montaje movible para descender el colector solar.

151. El colector solar tal como se describe en la reivindicación 149, caracterizado porque el soporte de resistencia comprende un aparato de recolección que comprende una pluralidad de celdas fotovoltaicas que son utilizadas para facilitar la transformación de energía solar en energía eléctrica.

152. El colector solar tal como se describe en la reivindicación 149, caracterizado porque comprende además un dispositivo de posicionamiento que rota al menos cuatro formaciones alrededor de un eje vertical.

153. Un ensamble de ala solar, caracterizado porque comprende: una pluralidad de nervaduras de soporte de espejo unidas en forma operativa a una viga formada, en donde cada pluralidad de nervaduras de soporte de espejo en la primera mitad de la viga formada comprende una altura diferente en cada una de las otras pluralidades de las nervaduras de soporte de espejo en la primera mitad, y cada una de las pluralidades de nervaduras de soporte de espejo en una segunda mitad de la viga formada, comprende una altura para replicar la altura de la pluralidad de nervaduras de soporte de espejo en la primera mitad de la viga formada, en donde la altura de la pluralidad de nervaduras de soporte de espejo están diseñadas para formar una forma parabólica; y un espejo colocado en una pluralidad de nervaduras de soporte de espejo y asegurado a la viga formada.

154. Un ensamble de ala solar tal como se describe en la reivindicación 153, caracterizado porque comprende además una pluralidad de sujetadores de espejo que aseguran el espejo a la viga formada.