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MEMORIA DESCRIPTIVA
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1. INDICE.
1. INDICE. ............................................................................................................................................................ 2
2. OBJETO DEL PROYECTO. ......................................................................................................................... 7
3. CONTEXTO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA. .............................................................................. 8
3.1. EVOLUCIÓN MERCADO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICO. ........................................... 8
3.2. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA 2004-2011. ......................................... 10
3.3. MARCO REGULATORIO EN ESPAÑA 2004-2011. .............................................................. 13
3.3.1. EVOLUCION RÉGIMEN ESPECIAL PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS. ………………………………………………………………………………… …………………………...13
3.3.2. EVOLUCION DE LA TARIFA REGULADA....................................................................... 14
3.3.2.1. TARIFA PARA FOTOVOLTAICA MEDIANTE RD 661/2007. ............................ 14
3.3.2.2. REAL DECRETO 1578/2008, DE 26 DE SEPTIEMBRE, DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. ............................................................................................ 15
3.3.2.3. REAL DECRETO 1565/2010, DE 19 DE NOVIEMBRE, POR EL QUE SE REGULAN Y MODIFICAN DETERMINADOS ASPECTOS RELATIVOS A LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL. ............................... 16
3.3.2.4. REAL DECRETO-LEY 14/2010, DE 24 DE DICIEMBRE, POR EL QUE SE ESTABLECEN MEDIDAS URGENTES PARA LA CORRECCIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO DEL SECTOR ELÉCTRICO. ...................................................................................................................... 16
4. ¿FUTURO DE LA INSTALACIÓN? ........................................................................................................ 18
4.1. ESTUDIO DE LA EVOLUCIÓN COSTE PANEL FOTOVOLTAICO. .................................... 18
4.2. PRECIO DE LA ENERGÍA PAGADA POR EL CONSUMIDOR. ............................................ 21
4.3. OBTENCIÓN DEL GRID PARITY. ................................................................................................ 23
4.4. VIABILIDAD DEL PROYECTO...................................................................................................... 25
5. EMPLAZAMIENTO. ................................................................................................................................... 27
6. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN ............................................................................................. 28
7. PROCEDIMIENTO LEGAL PARA PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA Y CONEXIÓN A RED. .......................................................................................................................................................................... 28
7.1. DEFINICIÓN TIPO DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA. ................................................... 29
7.2. PROCEDIMIENTO PARA LA TRAMITACIÓN DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE TIPO II. ...................................................................................................................... 30
7.3. ENTIDADES DE CONTACTO. ....................................................................................................... 32
7.4. INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE PRE-ASIGNACIÓN DE RETRIBUCIÓN (RD 1565/2010). ..................................................................................................................................................... 32
MEMORIA DESCRIPTIVA
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8. NORMATIVA Y REFERENCIAS. ........................................................................................................... 35
9. DESCRIPCIÓN DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA. .......................................................... 39
10. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA POR EFECTO FOTOVOLTAICO. ..................... 41
10.1. CÉLULA FOTOVOLTAICA. ........................................................................................................ 41
10.2. PARÁMETROS Y CURVA CARACTERÍSTICA. ................................................................... 43
10.3. CONDICIONES DE MEDIDA. .................................................................................................... 43
11. TECNOLOGÍA MÓDULOS FOTOVOLTAICAS. ............................................................................. 44
11.1. TECNOLOGÍA CÉLULAS FOTOVOLTAICAS. ...................................................................... 44
11.2. ASPECTOS A TENER ENCUENTA PARA LA ELECCION DEL MATERIAL. ............. 46
11.3. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA. ........................................................................................... 47
11.3.1. ESTUDIO PRODUCCIÓN ELECTRICIDAD...................................................................... 48
11.3.2. ESTUDIO ECONOMICO DEL USO DE CADA TECNOLOGÍA. ................................... 51
11.4. ELECCIÓN DEL MODULO FOTOVOLTAICO. ..................................................................... 52
12. TECNOLOGÍA DE LOS SEGUIDORES. ............................................................................................ 57
12.1. SISTEMAS DE SEGUIMIENTO. ............................................................................................... 57
12.2. ELECCIÓN DEL SISTEMA. ........................................................................................................ 57
12.2.1. ESTUDIO DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD. ...................................................... 58
12.2.2. ESTUDIO ECONÓMICO. ........................................................................................................ 59
13. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN. ...................................................................................... 61
13.1. RADIACIÓN SOLAR. ................................................................................................................... 61
13.2. VALORES EXTREMOS DE TEMPERATURA. ..................................................................... 62
13.3. MÓDULO FOTOVOLTAICO. ..................................................................................................... 64
13.3.1. DATOSTÉCNICOS. .................................................................................................................. 64
13.3.2. CURVAS CARACTERÍSTICAS.............................................................................................. 65
13.3.4. CALIDAD DE SHARP. ............................................................................................................ 66
13.4. INVERSOR. ..................................................................................................................................... 67
13.4.1. DATOS TÉCNICOS. ................................................................................................................. 67
13.4.3. DIMENSIONES EXTERIORES. ............................................................................................ 70
13.4.4. MONITORIZACIÓN Y COMUNICACIONES. ................................................................... 70
13.6. ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO. ............................................. 73
13.6.2. INCLINACIÓN REGULABLE. ............................................................................................... 73
13.6.3. ELECCIÓN DEL DISEÑO. ...................................................................................................... 73
13.6.3.2. DISEÑO ALTERNATIVO. ................................................................................................. 74
13.6.5. IMPLANTACIÓN DE LA ESTRUCTURA. ......................................................................... 76
13.6.6. ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA. ............................................................................. 76
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13.7. SERVICIOS AUXILIARES. .......................................................................................................... 77
14. ESTUDIO ENERGÉTICO. ..................................................................................................................... 80
14.1. RADIACIÓN EFECTIVA. ............................................................................................................ 80
14.2. PERFORMANCE RATIO............................................................................................................. 80
14.3. PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA. ....................................................................... 82
14.4. PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA. .......................................................................... 82
14.5. HORAS SOL PICO (HSP). ........................................................................................................... 83
14.6. GANANCIAS INCLINACIÓN REGULABLE. ......................................................................... 85
15. INSTALACIÓN ELECTRICA DE BAJA TENSIÓN. ...................................................................... 86
15.1 INSTALACIÓN CC DEL CAMPO SOLAR. ................................................................................... 86
15.1.2. DISTRIBUCIÓN Y CONEXIÓN DE LOS MÓDULOS DEL CAMPO SOLAR. ........... 86
15.1.3 ESPECIFICACIONES GENERALES. ................................................................................... 86
15.1.3 CABLE PROPUESTO. ............................................................................................................. 87
15.2. INSTALACIÓN CA EVACUACIÓN DEL CAMPO SOLAR. ................................................ 89
15.3. INTALACIÓN CA SERVICIOS AUXILIARES. ....................................................................... 91
15.3.1. LÍNEA GENERAL ALIMENTACIÓN SERVICIOS AUXILIARES. .............................. 91
15.3.2. INSTALACIONES RECEPTORAS. ...................................................................................... 92
15.4. UNIDADES DE MEDIDA. ........................................................................................................... 93
15.5. PROTECCIÓN CC DE CAMPO GENERACIÓN. ................................................................... 94
15.5.1. CAJA DE CONEXIÓN SUB.X. ................................................................................................ 94
15.5.2. CAJA DE CONEXIÓN S.X. ...................................................................................................... 96
15.5.3. CUADRO CONEXIÓN ENTRADA DEL INVERSOR. ..................................................... 96
15.6. PROTECCIÓN CORRIENTE ALTERNA. ............................................................................... 98
15.6.1. SUMINISTRO A LA RED. ...................................................................................................... 98
15.6.2. SERVICIOS AUXILIARES. ..................................................................................................... 99
16. PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN. ............................................................................... 101
16.1. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA. ........................................... 101
16.2. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA. ............................................. 102
16.3. TIERRA DE SERVICIO. ............................................................................................................ 103
17. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. ............................................................................................... 104
17.1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL C.T. ..................................................................... 104
17.2. NECESIDADES Y POTENCIA INSTALADA. ..................................................................... 104
17.3. OBRA CIVIL. ................................................................................................................................ 104
17.3.1. LOCAL. ..................................................................................................................................... 104
17.3.2. EDIFICIO DE TRANSFORMACIÓN. ............................................................................... 104
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17.3.3. CIMENTACIÓN. .................................................................................................................... 105
17.3.4. SOLERA, PAVIMENTO Y CERRAMIENTOS EXTERIORES. ................................... 105
17.3.5. CUBIERTA. ............................................................................................................................. 105
17.3.6. PINTURAS. ............................................................................................................................. 105
17.3.7. VARIOS. ................................................................................................................................... 105
17.4. INSTALACION ELECTRICA. .................................................................................................. 106
17.4.1. RED ALIMENTACIÓN......................................................................................................... 106
17.4.2. APARAMENTA A.T. ............................................................................................................. 106
17.4.3. APARAMENTA B.T. ............................................................................................................. 107
17.5. MEDIDA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. ........................................................................... 107
17.6. PUESTA A TIERRA. .................................................................................................................. 108
17.6.1. TIERRA DE PROTECCIÓN. ............................................................................................... 108
17.6.2. TIERRA DE SERVICIO. ....................................................................................................... 108
17.7. INSTALACIONES SECUNDARIAS. ...................................................................................... 108
17.7.1. ALUMBRADO. ....................................................................................................................... 108
17.7.2. PROTECCION CONTRA INCENDIOS. ........................................................................... 108
17.7.3. VENTILACIÓN. ...................................................................................................................... 109
17.7.4. MEDIDAS DE SEGURIDAD. .............................................................................................. 109
18. TRANSFORMADOR DE POTENCIA. ............................................................................................ 111
19. ESPECIFICACIONES EQUIPOS DE MEDIDA - ENDESA. ...................................................... 113
19.2. CLASE DE PRECISIÓN. ........................................................................................................... 113
19.3. TRAFOS DE INTENSIDAD ..................................................................................................... 113
19.4. TRAFOS DE TENSIÓN. ............................................................................................................ 114
19.5. PRECINTO Y PLACA CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA. 114
19.6. CONTADORES. ........................................................................................................................... 115
19.7. CALIBRE DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA......................................................................... 115
19.8. ENVOLVENTES. ........................................................................................................................ 115
20. POLÍTICA DE CONEXIÓN A LA RED DE CONEXIÓN A LA RED. ...................................... 117
20.1. CONEXIÓN EN BAJA TENSIÓN. .......................................................................................... 118
20.2. CONEXIÓN EN MT. .................................................................................................................. 119
20.2.1. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS ASIGNADAS. ...................................................... 120
20.2.1.1. NIVELES DE AISLAMIENTO DE LA APARAMENTA.......................................... 120
20.2.1.2. INTENSIDADES DE CORTOCIRCUITO. .................................................................. 120
20.2.2. EMPLAZAMIENTO, ACCESOS Y LÍMITES DE PROPIEDAD. ................................ 120
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20.2.3. APARAMENTA. ..................................................................................................................... 120
20.2.4. TIPOS DE CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENDESA. .................. 121
21. PUESTA EN MARCHA DE LA INSTALACIÓN........................................................................... 122
22. TERRENO Y OBRA CIVIL................................................................................................................. 124
22.1. PREPARACIÓN DEL TERRENO. .......................................................................................... 124
22.2. DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS. ........................................................................................... 124
22.3. ESTRUCTURA SOPORTE. ...................................................................................................... 124
22.4. ZANJAS Y ARQUETAS. ............................................................................................................ 125
22.5. EDIFICIOS PREFABRICADOS. ............................................................................................. 125
22.5.1. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. ................................................................................ 126
22.5.2. EDIFICIO DE INVERSORES Y MANTENIMIENTO. .................................................. 126
22.5.2.1. LOCAL. ................................................................................................................................ 126
22.5.2.2. EDIFICIO. ........................................................................................................................... 126
22.5.2.3. CIMENTACIÓN. ................................................................................................................ 126
22.5.2.4. SOLERA, PAVIMENTO Y CERRAMIENTOS EXTERIORES. .............................. 127
22.5.2.5. CUBIERTA. ........................................................................................................................ 127
22.5.2.6. PINTURAS. ........................................................................................................................ 127
22.5.2.7. VARIOS. .............................................................................................................................. 127
22.6. VALLADO PERIMETRAL ....................................................................................................... 128
23. BALANCE MEDIOAMBIENTAL. .................................................................................................... 129
23.1. EMISIONES SE DEJAN DE EMITIR A LA ATMOSFERA. ............................................ 129
23.2. INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL. .................................................. 131
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2. OBJETO DEL PROYECTO.
El fin de este proyecto se encuentra en definir constructivamente una instalación de generación de energía fotovoltaica de acuerdo a la normativa vigente a la fecha de febrero de 2011, para la futura obtención de la aprobación del proyecto de ejecución y licencias de obras de la instalación y la
obtención del punto de conexión en MT. Este proyecto servirá de base a la hora de proceder a la ejecución de la instalación.
Debido a las circunstancias económicas actuales y a la poca rentabilidad de estas instalaciones generadoras en el marco político y económico actual, se ha decidido por retrasar la ejecución de la
instalación hasta que el mercado de la energía fotovoltaica en España sea más favorable. Se intentará a lo largo del proyecto establecer un orden temporal en que sea rentable la instalación.
La idea original del promotor de la instalación es la construcción de una instalación de generación
de energía eléctrica fotovoltaica conectada a la red de al menos 1MWp de potencia instalada. Pero para ello se va a empezar diseñando un huerto solar de 100 kWp, para en un futuro decidir sobre la ampliación de la instalación.
En conclusión el proyecto aquí expuesto, trata el diseño de una instalación de generación fotovoltaica de 100 kWp conectada a la red de MT de la empresa distribuidora Sevillana Endesa.
La instalación que se describirá dispondrá de paneles de silicio de capa delgada o Thin film, los cuales podrán variar su inclinación en cuatro posiciones a lo largo del año para obtener una mejor captación de la radiación solar. La rentabilidad de una variación de la inclinación se pondrá en duda
tras la realización de los diferentes estudios llevados a cabo. Finalmente se optará por posponer la decisión hasta la fecha de ejecución del proyecto, para valorar si la tecnología del momento hace
esta opción más factible. La vida útil de la instalación proyectada será de al menos 30 años.
La instalación se acogerá al Régimen Especial de producción de energía eléctrica, tipificada en el R.D. 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Por lo que el precio de venta de la energía eléctrica de origen fotovoltaico se
encuentra regulado por el Estado.
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3. CONTEXTO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA.
3.1. EVOLUCIÓN MERCADO ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICO.
El mercado de la energía solar fotovoltaica se encuentra en una fase relativamente temprana de desarrollo, y presenta una proyección de futuro debido al progresivo incremento del consumo energético y a la creciente concienciación de la sociedad respecto a la conveniencia de combatir el cambio climático.
La continua evolución de la tecnología en la fabricación de los módulos fotovoltaicos y la consecuente mejora de su rentabilidad de operación, sumadas a las políticas de apoyo activo a las energías renovables que han iniciado numerosos gobiernos de todo el mundo, han multiplicado en los últimos años el grado de implantación de la energía solar fotovoltaica.
Según datos de la Asociación de la Industria Fotovoltaica Europea (EPIA), al cierre de 2009 se habían instalado en todo el mundo 23 GW de potencia fotovoltaica, superando sus previsiones que apuntan que a finales de 2013 se registrará una potencia acumulada superior a los 22,3 GW. Ahora se estima que en el año 2020, la potencia fotovoltaica instalada sea 156 GW pudiéndose alcanzar los 345 GW con un crecimiento acelerado como el seguido hasta ahora.
Por su parte, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) estima que en el año 2030 las energías renovables cubrirán el 37% de la demanda eléctrica global, lo que, en el caso de la energía solar, obligará a multiplicar casi por 30 la potencia instalada en 2007.
A continuación se muestran varios gráficos elaborados sobre datos obtenidos del informe de la EPIA correspondiente a enero de 2011.
Figura 1.
Existe un gráfico donde se aprecia fácilmente la evolución del sector y los acontecimientos que han afectado a la evolución de este. Se trata de un gráfico que representa la potencia instalada cada año desde.
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Figura 2.
Se aprecia claramente que durante el año 2007 se produjo un boom fotovoltaico que hizo que se instalara más del 50% de la potencia que había instalada hasta el momento. Este boom, como comentaremos posteriormente, fue consecuencia de la instalación máxima producida en España.
Potencia Instalada Acumulada Potencia Instalada
Año GW GW
2000 0,278 0,056
2001 0,334 0,105
2002 0,439 0,155
2003 0,594 0,458
2004 1,052 0,269
2005 1,321 0,282
2006 1,603 0,789
2007 2,392 13,315
2008 15,707 7,292
2009 22,999 7,262
2010 30,261 21,853
2015 52,114 24,738
2020 76,852 78,997
2030 155,849 113,044
2040 268,893 108,37
2050 377,263
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3.2. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA 2004-2011.
Durante la relativamente corta vida de las instalaciones fotovoltaicas en España con relación a otro tipo de energías, la regulación efectuada en los últimos años está jugando un papel fundamental en el desarrollo de esta industria. Así toda la evolución de este sector ha estado marcada por los cambios en la política energética llevada a cabo por los diferentes gobiernos. Con Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre sobre producción de energía eléctrica por
instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y
cogeneración, se pretendía incentivar el uso de energías renovables mediante primas las cuales eran actualizadas anualmente, en función de una serie de parámetros, y revisadas cada cuatro años. Para las instalaciones fotovoltaicas, se estableció que las primas se aplicarían hasta que en España hubiese instalados 50 MW. En 1998 las tarifas eran de 66 ptas/kWh para las instalaciones menores de 5 kW, y de 36 ptas para las mayores de 5 kW. Como se verá en el grafico de la evolución del mercado fotovoltaico español, no fue hasta el año 2004 cuando se superaron ese umbral de los 50 MW instalados. La poca evolución del sector fue debida sobre todo al alto coste que suponían los módulos fotovoltaicos, lo cual no hacia rentable la proliferación del sector. Fue en el año entre 2003 y 2004 cuando el sector empezó a desarrollarse con unas 3200 instalaciones y potencia instalada de 54 MW.
Figura 3.
Ante las perspectivas de evolución que presentaba el sector, se elaboró el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece el régimen jurídico y económico de la
actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. El R.D. Define que la revisión de las tarifas, primas e incentivos se realizará cada 4 años a partir de 2006, y sólo afectará a las nuevas instalaciones. Se derogó el RD 2818/98. Para las instalaciones fotovoltaicas de hasta 100 kW se da una retribución del 575 % de la TMR (Tarifa Media o de Referencia) durante los primeros años y luego el 80 % de esa cantidad durante toda la vida de la instalación. Estas condiciones eran válidas hasta tener instalados en España 150 MW. De esta forma a finales de 2006 ya se disponían en España 146 MW instalados cumpliéndose de sobremanera las perspectivas y siendo necesaria una nueva revisión de la legislación existente.
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Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se establece el régimen jurídico y
económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Define que la revisión de las tarifas, primas e incentivos se realizará cada 4 años a partir de 2010 en que se procederá a la primera revisión. Se deroga el RD 436/2004. Se anula la retribución de las instalaciones con respecto a la TMR, y se indexa su retribución con respecto al Índice de Precios al Consumo (IPC). El objetivo era tener instalados en España 371 MW. Con esta normativa durante el año 2007 se produce un aumento de 556 MW instalados por lo que el total de potencia instalada ascendía hasta 701 MW. Ante la alta rentabilidad que suponía las instalaciones se produjo una proliferación del sector que fue en aumento en aumento durante 2008 alcanzándose la cifra de 3459 MW instalados, instalándose en ese año 2.757 MW. En este año existían 51.312 instalaciones de generación de energía eléctrica de origen fotovoltaico más del doble de las 20.285 instalaciones que existían en el 2007.Este boom se produjo, en parte, al conocerse que entraría en vigor un nuevo R.D. el cual limitaría la potencia a instalar cada año. El incremento de potencia instalada fue tan grande que suponía la instalación de más potencia que la que estaba instalada hasta 2007 en todo el mundo. El Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de
producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica, ha supuesto un frenazo al desarrollo del sector fotovoltaico en España como se aprecian en los datos de potencia instalada desde la entrada en vigor de este. Desde 2008 se han instalado 849 MW repartido en 2.722 instalaciones.
Figura 4.
El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre que establece el régimen retributivo para
las instalaciones fotovoltaicas, como para el resto de energías renovables y el Real Decreto-ley, de 24 de Diciembre de 2010, por el que establece unas limitaciones para la producción
fotovoltaica en las plantas existentes, suponen la paralización total del sector hasta que este sea capaz de alcanzar el Grid Parity o lo que es lo mismo, que sea capaz de competir sin necesidad de una tarifa regulada con la energía eléctrica procedente de energías convencionales.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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AÑO
Potencia Instalada
(MW)
Incremen. Potencia Instalada
(MW)
Nº Instalaciones
Incremen. Instalaciones
(Nº)
Energía Vendida (GWh)
Incremen. Energía
Vendida (%)
1993 0 0 0 0 0
1994 1 1 0 0 1
1995 1 0 0 0 1 83%
1996 1 0 0 0 1 -18%
1997 1 0 0 0 1 22%
1998 1 0 12 12 1 6%
1999 2 0 16 4 1 14%
2000 2 1 45 29 1 -7%
2001 4 2 196 151 2 31%
2002 7 3 795 599 5 179%
2003 11 4 1.581 786 9 100%
2004 23 11 3.266 1.685 18 95%
2005 47 25 5.391 2.125 40 126%
2006 146 98 9.875 4.484 105 162%
2007 701 556 20.285 10.410 491 370% 2008 3.459 2.757 51.312 31.027 2.543 418%
2009 3.647 188 52.089 777 6.042 138%
2010 4.308 661 54.034 1.945 6.610 9%
Fuente: Comisión Nacional de la Energía.
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3.3. MARCO REGULATORIO EN ESPAÑA 2004-2011.
3.3.1. EVOLUCION RÉGIMEN ESPECIAL PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS.
El régimen especial se pone en marcha en 1994, con la Ley 40/94 del sistema eléctrico nacional (LOSEN). Este régimen se diferencia básicamente del régimen ordinario en que su régimen retributivo se complementa con una prima adicional, justificada y determinada por factores como la contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de energía primaria, la eficiencia energética y los altos costes de inversión en que se debe incurrir para el funcionamiento de las plantas de generación que en él se incluyen. Según la LOSEN, estas plantas son las de cogeneración, las de energías renovables (eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, marina, geotérmica, etc) y las pequeñas hidráulicas.
El RD 436/2004, que ya no está vigente, es el que estableció en su momento las bases del actual régimen especial. En él se estipulaba la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico del régimen especial. Al titular de la instalación se le dan dos opciones. La primera opción consiste en vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación, que se define como un porcentaje de la Tarifa Eléctrica Media o de Referencia (TMR) de cada año. La segunda opción es la de vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario, o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado, más un incentivo por participar en él y una prima. Este incentivo y esta prima complementaria se definen también genéricamente como un porcentaje de la TMR.
Tarifa Regula para Subgrupo b.1.1. y P ≤ 100 kW
TMR Variación Anual
Tarifa Regulada
Primeros 25 años A partir de entonces
2004 7,2072 c€/kWh - 41,44 c€/kWh 33,15 c€/kWh
2005 7,3304 c€/kWh 1,71% 42,15 c€/kWh 33,72 c€/kWh
2006 7,6588 c€/kWh 4,48% 44,04 c€/kWh 35,23 c€/kWh
El RD 661/2007, hoy vigente salvo para las instalaciones de energía solar fotovoltaica, continuó la línea del RD 436/2004 pero lo derogó e introdujo algunos cambios. Entre ellos, los más importantes son los siguientes:
• La retribución del régimen deja de estar ligada a la Tarifa Media o de Referencia y pasa a depender de la evolución de diversos factores, como el IPC o el precio del gas natural.
• Se establece una prima de referencia y unos límites superior e inferior para la generación procedente de renovables que participa en el mercado.
• Se establece un aval que deberán satisfacer las instalaciones de régimen especial al solicitar el acceso a la red de distribución.
• Obligación del régimen especial a tarifa a presentar ofertas en el mercado de producción a precio cero por medio de un representante.
Pero apenas un año después, en 2008, se decidió introducir una regulación particular, dentro del régimen especial, para la energía solar fotovoltaica. Así, se adoptó el RD 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía
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eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica, el cual ha estado vigente hasta el año 2010.
Este real decreto clasifica las nuevas instalaciones fotovoltaicas en dos tipologías. Las de tipo I con las que están ubicadas sobre cubiertas, subdividiéndose, a su vez, en subtipo I.1., con potencia inferior o igual a 20 kW, y en subtipo I.2., con una potencia superior a 20 kW. Las del tipo II son las que se ubican sobre suelo, sin que haya una división según potencia instalada.
La gran novedad de este real decreto es que se establecieron unas convocatorias anuales con cupos de potencia, nunca superiores a 500 MW por año, por tipo y subtipo de instalación. Para la primera convocatoria la tarifa regulada fue la siguiente:
- Tipo I.1: 34 cent€/kWh - Tipo I.2: 32 cent€/kWh - Tipo II: 32 cent€/kWh
A partir de esta convocatoria, en el caso de completar los cupos, se estipula una reducción de dichas tarifas de forma paulatina hasta alcanzar una reducción de un 10% anual.
El 19 de noviembre de 2010 se aprobó el Real Decreto 1565/2010 que establece el régimen retributivo para las instalaciones fotovoltaicas, como para el resto de energías renovables. Se fijan las primas y tarifas reguladas que le serán concedidas al sector a partir de su publicación en el BOE del 23 de noviembre de 2010.
El día 24 de Diciembre de 2010 el gobierno ha publicado un nuevo Real Decreto-ley por el que establece unas limitaciones para la producción fotovoltaica en las plantas existentes.
3.3.2. EVOLUCION DE LA TARIFA REGULADA.
En este apartado vamos a comentar la evolución que ha seguido la tarifa regulada dictada por el régimen especial para la energía eléctrica de origen fotovoltaico. Analizando esta evolución se puede comprender la evolución tan característica que ha tenido este sector en España.
3.3.2.1. TARIFA PARA FOTOVOLTAICA MEDIANTE RD 661/2007.
Subgrupo Potencia Plazo Tarifa Regulada
(c€/kWh)
b.1.1.
P ≤ 100 kW Primeros 25 años 44,0381 A partir de entonces 35,2305
100 < P ≤ 10 MW Primeros 25 años 41,7500 A partir de entonces 33,4000
10 < P ≤ 50 MW Primeros 25 años 22,9764 A partir de entonces 18,3811
Destacamos que una instalación de 100 kWp sobre suelo empezó vendiendo la energía eléctrica a una tarifa de 44,0381 c€/kWh, esta tarifa se ha ido actualizando hasta alcanzar los 46,5894 c€/kWh de la revisión de 28 de diciembre de 2009.
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Tarifa Inicial R.D. 661/2007
28 Diciembre 2007 ORDEN
ITC/3860/2007
26 Diciembre 2008 ORDEN
ITC/3801/2008
28 Diciembre 2009 ORDEN
ITC/3519/2009 44,0381 45,5134 47,018 46,5897 35,2305 36,4107 37,6144 37,2718 41,7500 43,1486 44,5751 44,1690 33,4000 33,5189 35,6601 35,3352 22,9764 23,7461 24,5311 24,3077 18,3811 18,9969 19,6249 19,4462
3.3.2.2. REAL DECRETO 1578/2008, DE 26 DE SEPTIEMBRE, DE RETRIBUCIÓN DE LA ACTIVIDAD
DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA.
Como ya se ha comentado este R.D. cambia la clasificación de las instalaciones fotovoltaicas desapareciendo la distinción de instalaciones menores de 100 kW y haciendo mención a instalaciones menores de 100 kW, además con este R.D. se intenta bonificar de mayor manera a las instalaciones fotovoltaicas ubicadas en cubiertas o fachadas. Además como mayor novedad se estableció el cupo de 500 MW de potencia instalada anual. Es este hecho, uno de los factores que ha ocasionado el frenazo de la energía fotovoltaica en España.
Tipos MW Asignación Instalaciones Prima (c€/kWh) Subtipo Cupo P ≤ 20 kW P > 20 kW P ≤ 20 kW P > 20 kW Tipo I 267 10% 90% 0,34 0,32 Tipo II 133 100% 0,32
Tras la entrada en vigor de este R.D. el sector fotovoltaico se ha ido paralizando debido a la dificultad de acceder a los cupos y a la importante disminución de la tarifa regulada tras la primera asignación de las cuatro anuales.
CUPO MW. Prima €/kWh.
Tipo I.1 I.2 II I.1 I.2 II
1ª/11 7,09 67,185 40,869 0,313542 0,278887 0,251714
4ª/10 6,537 60,401 52,288 0,321967 0,286844 0,258602
3ª/10 6,675 61,64 52,105 0,330597 0,2952 0,265509
2ª/10 6,653 61,439 51,339 0,334652 0,303099 0,273178
1ª/10 6,016 62,522 50,894 0,34 0,311665 0,281045
4ª/09 6,675 60,075 85,615 0,34 0,32 0,290857
3ª/09 6,675 60,075 89,512 0,34 0,32 0,2991125
2ª/09 6,675 60,075 94,552 0,34 0,32 0,3071893
1ª/09 6,675 60,075 90,552 0,34 0,32 0,3071893
TOTAL 59,671 553,487 607,726
Se observa como las instalaciones fotovoltaicas que más han sufrido las consecuencias de este R.D. han sido las instalaciones sobre suelo, las cuales han visto reducida la tarifa regulada en un 18,05% en dos años a la vez que se ha ido acumulando proyectos de instalaciones fuera de los cupos correspondientes. Este hecho se ha visto acentuado por la desaparición de clasificación según potencia instalada para este tipo de instalaciones, lo
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que ha hecho que pocas instalaciones de gran potencia instalada hayan ocupado la mayor parte del cupo, dejando pequeñas instalaciones sin opciones de entrar en el registro de asignación. Se observa como la potencia instalada sobre suelo en estos dos años ha sido de 607,73 MW muy por debajo de la potencia instalada antes de la entrada en vigor de este R.D.
3.3.2.3. REAL DECRETO 1565/2010, DE 19 DE NOVIEMBRE, POR EL QUE SE REGULAN Y MODIFICAN DETERMINADOS ASPECTOS RELATIVOS A LA ACTIVIDAD DE
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN RÉGIMEN ESPECIAL.
Se recoge una reducción extraordinaria de la tarifa fotovoltaica para la primera convocatoria de pre asignación, que pasamos a detallar:
Tipos Reducción Asignación Instalaciones Primas FV (c€/kWh) Subtipo 5% P ≤ 20 kW P > 20 kW P ≤ 20 kW P > 20 kW Tipo I 25% 10% 90% 0,323 0,24 Tipo II 45% 100% 0,176
3.3.2.4. REAL DECRETO-LEY 14/2010, DE 24 DE DICIEMBRE, POR EL QUE SE ESTABLECEN
MEDIDAS URGENTES PARA LA CORRECCIÓN DEL DÉFICIT TARIFARIO DEL SECTOR
ELÉCTRICO.
Este R.D. pendiente de aprobación se plantea como el punto y final de la fotovoltaica en España al tomar medidas con carácter retroactivo para todas las instalaciones ya instaladas. Se recogen las siguientes medidas retroactivas:
- Limitación de las horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas. Las instalaciones de tecnología solar fotovoltaica tendrán derecho, en su caso, a percibir en cada año el régimen económico primado que tengan reconocido, hasta alcanzar el número de horas equivalentes de referencia, tomando como punto de inicio las 0 horas del 1 de enero de cada año.
Tecnología Horas equivalentes de referencia/año Zona I Zona II Zona III Zona IV Zona V
Instalación Fija 1232 1362 1492 1632 1753 Instalación con seguimiento 1 eje 1602 1770 1940 2122 2279 Instalación con seguimiento 2 ejes 1664 1838 2015 2204 2367
Esta reducción dependiendo de la tecnología y de la ubicación irá desde el 5% al 30%. - Limitación de las horas equivalentes de funcionamiento de las instalaciones
fotovoltaicas hasta el 31 de diciembre de 2013, no obstante lo dispuesto
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anteriormente. Así, según la zona en la que se encuentre o la tecnología que use la reducción va desde el 0% al 15%.
Tecnología Horas equivalentes de referencia/año Instalación Fija 1 250 Instalación con seguimiento 1 eje 1 644 Instalación con seguimiento 2 ejes 1 707
- Aumentar los años de vida primada de la planta de 25 a 28. Aunque en el anterior Decreto se eliminó la posibilidad de acogerse a otra prima reducida al finalizar este ciclo. Esto se fijaba en el R.D.661.
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4. ¿FUTURO DE LA INSTALACIÓN?
Ante la situación de inestabilidad en el sector fotovoltaico, resulta poco recomendable la inversión de capital en una planta de generación eléctrica de origen fotovoltaico. Primero porque es difícil el realizar un plan de retorno de la inversión ante los constantes cambios legislativos, con carácter retroactivo, que están sacudiendo el sector, por lo que no somos capaces de asegurar los ingresos que se pueden obtener a corto, medio, ni largo plazo. No parece muy lógica la construcción de una planta de generación eléctrica la cual tiene su producción limitada por las exigencias del estado. Segundo, nos encontramos con la dificultad de entrar en el régimen especial al haberse limitado la máxima potencia instalada a 500 MW anuales. Por último, nos encontramos con que la tarifa regulada se encuentra, en estos momentos, por debajo del mínimo valor que hace rentable la instalación.
Ante este panorama, como se demostrará a lo largo de este proyecto hace inviable la construcción de la instalación fotovoltaica objeto de estudio de este proyecto.
Es por este motivo de inviabilidad del proyecto por el que decidimos antes de pasar a desarrollar el proyecto, respaldar con datos la inviabilidad de este, y dar un horizonte temporal donde la construcción de la instalación sea posible. El estudio se basará en la búsqueda del Grid Parity del sector y en particular de la instalación.
4.1. ESTUDIO DE LA EVOLUCIÓN COSTE PANEL FOTOVOLTAICO.
Desde el año 2007, donde se produjo la apuesta definitiva por el sector fotovoltaico, los costes de los paneles han experimentado una disminución considerable por diferentes razones que enunciaremos. Así se ha pasado de un precio medio de 3,55 €/Wp en el año 2007 a 1,36 €/Wp en el año 2010. Estos precios claro están, son precios medios con lo cual es posible que se pudieran adquirir paneles por debajo de este precio. Cabe mencionar que el precio de venta puede disminuir con la potencia adquirida.
En la siguiente tabla se muestra la evolución durante los años 2007-2010.
EVOLUCIÓN MUNDIAL DE PRECIOS PARA MÓDULOS CRISTALINOS
Fecha Precio Módulo (USD/Wp) Precio Módulo (€/Wp)
2007 2,60 3,55 -15,38%
2008 3,00 4,09 53,33%
2009 1,40 1,91 28,57%
2010 1,00 1,36 20,00%
Se aprecia como en el año 2008 se produjo una subida en el precio del panel del 15,38%, lo cual se adjudicó a los problemas que tuvieron los fabricantes en la adquisición del silicio. Aunque más impactante es la disminución en más del 50% durante el año 2009. Esta disminución tiene fácil explicación. Tras la entrada en vigor del R.D.1578/2008 España sufrió la paralización del sector fotovoltaico y teniendo en cuanta que España instalaba hasta el año 2007 la mitad de la potencia instalada mundial, este hecho produjo una acumulación de stock que hizo que los precios de los paneles se derrumbarán. Esto unido
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a la importante evolución tecnología que se ha estado produciendo en el sector, con la aparición de nuevos materiales y formas de fabricación.
Figura1 Evolución Mundial hasta 2010.
En la siguiente tabla mostraremos la evolución que adquirirán los paneles en los próximos años de seguir la tendencia actual.
EVOLUCIÓN MUNDIAL DE PRECIOS PARA MÓDULOS CRISTALINOS
Fecha Precio Módulo (USD/Wp) Precio Módulo (€/Wp)
2011 0,80 1,09
2012 0,64 0,87 20%
2013 0,51 0,70 20%
2014 0,41 0,56 20%
2015 0,33 0,45 20%
Figura2. Previsión Mundial 2015
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Se ha considerado una disminución anual del 20% la cual es la evolución experimentada durante el último año, en el cual el mercado mundial se encuentra estabilizado a excepción del mercado español.
Si analizamos los datos particularizados para España, datos obtenidos de la empresa Zeitgeist.
ESTUDIO EVOLUCIÓN DEL PRECIO DE UN MÓDULO FOTOVOLTAICO SOBRE
UNA POTENCIA DE 180 Wp
Fecha Precio Módulo (€/Wp)
2007 3,100 12,26%
2008 2,720 1,47%
2009 2,680 46,27%
2010 1,440
2011 1,263 12,26%
2012 1,109 12,26%
2013 0,973 12,26%
2014 0,853 12,26%
2015 0,749 12,26% Cabe destacar la importante disminución del coste del panel durante el año 2009, motivado por la paralización del sector y la acumulación de stock, además de la mejora de tecnología en la búsqueda de disminución de costes.
Figura3. Evolución en España hasta 2010.
Considerando una tendencia para la disminución del coste del 12,67% anual, que es la mínima disminución en un año sin alteraciones socio-políticas importantes en el sector. La tendencia durante los próximos años se muestra en la gráfica adjunta.
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Figura4. Previsión en España 2015
4.2. PRECIO DE LA ENERGÍA PAGADA POR EL CONSUMIDOR.
Para la obtención de un precio medio que nos sirva de referencia para conocer cuanto paga un consumidor de energía eléctrica en su hogar, vamos analizar el precio de venta de varias compañías distribuidoras para obtener un precio medio (datos a Enero de 2011).
PRECIO FINAL QUE PAGA EL CONSUMIDOR
Compañía Potencia
Contratada Tp(€/kW)
Punta (€/kWh)
Valle (€/kWh)
Endesa
10 kW< Pc ≤15 kW 2,474536 0,157727 0,069575
0,149018
Pc ≤10 kW 1,719427 0,168743 0,060896
0,141447
Iberdrola 10 kW< Pc ≤15 kW 2,553047
0,165395 0,089061 0,150536
Pc ≤10 kW 1,719427 0,187305 0,067595
0,140069
Gas Natural 10 kW< Pc ≤15 kW -
- - -
Pc ≤10 kW 1,7194274 0,16843 0,060896
0,140069
E-ON 10 kW< Pc ≤15 kW 2,4745
0,16367 0,07885 0,13441
Pc ≤10 kW 1,7194274 0,168743 0,069
0,140069
Media 11 kW< Pc ≤15 kW 2,50042221
0,1622305 0,07876153 0,144467523
Pc ≤10 kW 1,7194272 0,17312313 0,06448895
0,140412236
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Donde: Tp: Término de Potencia€/kW
Tras conocer los precios de varias compañías podemos establecer un precio medio de venta de energía, el cual los estableceremos en:
Precio medio de la energía 0,1444675€/kW Para intentar buscar una tendencia de este precio durante los próximos años, vamos a estudiar cómo han evolucionados estos en los últimos años. Para ello nos ayudamos de unos datos obtenidos de la FACUA (Federación de Consumidores).
EVOLUCIÓN DE LAS TARIFAS ELECTRICAS Pc ≤10 kW Julio 2007 Enero 2008 Julio 2008 Enero 2009 Enero 2010 Enero 2011 4 años
Tp 1,589889 1,642355 1,642355 1,642355 1,675202 1,719427 3,30% 0,00% 0,00% 2,00% 2,64% 8,15%
Te 0,090322 0,093303 0,106888 0,11248 0,11473 0,125159 3,30% 14,56% 5,23% 2,00% 9,09% 38,57%
Donde:
Tp: Término de Potencia €/kW Te: Término de Energía €/kWh
Observamos como en los últimos 4 años los precios han subido un 38,57% lo que equivale a un 9,67% anual. Con esta tendencia, y tomando el precio medio de la energía de referencia el anteriormente calculado, obtenemos la tendencia de este durante los próximos años.
Previsión de Subida Precio de la Energía Enero 2011 Enero 2012 Enero 2013 Enero 2014 Enero 2015
Te 0,144467523 0,15839773 0,17367114 0,19041729 0,20877817
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4.3. OBTENCIÓN DEL GRID PARITY.
Diferentes estudios hablan que el Grid Parity fotovoltaico, cuando el precio pagado por el consumidor sea superior al precio de venta de la energía eléctrica fotovoltaica, se producirá con anterioridad al año 2015. En ese momento, la energía fotovoltaica será plenamente competitiva con cualquier otra energía convencional.
Figura 5. Grid Parity
Particularizando para el proyecto objeto de estudio, vamos demostrar que el Grid Parity de la instalación se podría producir en el año 2015. Calculamos el coste de la energía producida por la instalación proyectada.
Coste Instalación
(€) Potencia Instalada
(kWp) Producción Neta
(kWh) Coste Instalación
529.182,10 98,28 168.116,35
Gastos 679.401,36
TOTAL 1.208.583,45
Producción Bruta (kWh) Vida (años) Coste Energía Generada (€/kWh )
206.614,04 25,00 0,233978955 (*)Los datos recogidos en este estudio serán demostrados a lo largo del proyecto.
Calculamos el porcentaje respecto al coste total del proyecto que representada la partida correspondiente a los paneles fotovoltaicos, y obtenemos un 37,14%.
Coste Total 529.182,10€
Coste Paneles 196.560,00€
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Considerando la estimación antes realizada de una disminución del 12,5% en el precio del panel fotovoltaico anual, estamos considerando una disminución en el Coste total del proyecto en un 4,6%. Determinamos pues como variaría el coste de la energía generada.
Fecha Precio Módulo
(€/Wp) Disminución de
paneles Disminución del
Total Coste de la
energía
2011 2,000 12,26% 4,6% 0,233978955
2012 1,755 12,26% 4,6% 0,223323862
2013 1,540 12,26% 4,6% 0,213153987
2014 1,351 12,26% 4,6% 0,203447235
2015 1,185 12,26% 4,6% 0,194182516
2016 1,040 12,26% 4,6% 0,1853397 Junto con la previsión del precio de venta de la energía por parte de la distribuidora, antes mencionada. Obtenemos la siguiente gráfica en la que situamos el punto de Grid Parity para la instalación durante el año 2015. En la siguiente gráfica se observa el año en el que el precio de la energía que un consumidor paga en su casa, es superior al coste de la energía producida en la instalación fotovoltaica objeto de este proyecto. Considerando las previsiones de variación en ambas variables indicadas con anterioridad. Previsión del precio de la energía para un consumidor. Previsión del coste de producción de la energía en la instalación a estudio.
Figura 7. Grid Parity de la Instalación
Luego podemos concluir que entorno al año 2015 la instalación será competitiva con cualquier otra fuente de energía convencional.
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4.4. VIABILIDAD DEL PROYECTO.
Realizando el correspondiente estudio de viabilidad para la instalación:
RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO
Coste total de la Instalación (€) 529.182,10
Coste total de la Tecnología (€/Wp) 5,39
Tarifa Reguladora (c€/kWh) 17,60
Producción anual kWh/kWp 1.710,59
Producción anual kWh 168.116,35
V.A.N. (€) - 101.906,64
Playback (años) -
T.I.R. (%) -
Rentabilidad media sobre inversión (%) -
VAN < 0 el Proyecto NO es VIABLE a) Actualmente para que las instalaciones fotovoltaicas fueran viable a la tarifa actual de 17,6 c€/kWh los precios unitarios deberían ser los siguientes:
Precio Instalación
(€/Wp)
Precio Módulo (€/Wp)
Estructura Seguidor (€/Wp)
Precio Final
1.25 0,8 1 ~ 3,5 €/Wp Como se obtendrá durante la extensión de este proyecto, los precios unitarios con los que trabajamos en la actualidad son:
Nuestra Estructura propuesta: ~1,09 €/Wp
Nuestra Módulo propuesta: ~2 €/Wp
Nuestra Instalación propuesta: ~2,23 €/Wp b) Buscamos el valor de la tarifa regulada que haría posible la viabilidad del proyecto en la actualidad:
RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO
Coste total de la Instalación (€) 529.182,10
Coste total de la Tecnología (€/Wp) 5,39
Tarifa Reguladora (c€/kWh) 0,259
Producción anual kWh/kWp 1.710,59
Producción anual kWh 168.116,35
V.A.N. (€) 53.157,72
Playback (años) 7,03
Tasa de descuento. 4,90%
T.I.R. (%) 7,15%
Rentabilidad media sobre inversión (%) 5,52%
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VAN > 0 el Proyecto SÍ es VIABLE
TIR > ti (3,97%) el Proyecto SÍ es RENTABLE Concluimos afirmando que el mínimo valor de tarifa que haría viable el proyecto, es el valor de la tarifa establecida para el 4º Cupo de 2010. El cual estaba establecido en 0,258602 c€/kWh.
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5. EMPLAZAMIENTO.
El parque solar objeto del proyecto se ubicará en el cortijo “Belmonte”, polígono 87, parcela 36, en el término municipal de Utrera (Sevilla).
Provincia Sevilla Término municipal Utrera Denominación Cortijo Belmonte Superficie 7,5671 ha Coordenadas UTM X: 237779.93
Y: 4109632.05 Huso 30 Coordenadas geográficas Latitud: 37° 54´ 40´´
Longitud: 5° 57´ 10´´
El acceso a la parcela será por la carretera local SE-9001 en el km 7, salida desde Los Palacios y Villafranca. La SE-9001 tiene enlaza con la N-IV y con la AP-4.
La parcela es catalogada según el ministerio de medio ambiente, como de uso para tierras arables. De la superficie total de la parcela, 7,348 ha son destinadas para tal uso. Vamos a disponer de la extensión de parcela que sea necesaria para la instalación del parque fotovoltaica. Dispondremos de 6 760 m2 para la instalación fotovoltaica de los 73 480 m2 de los que cuenta la parcela.
Se adjuntan en el proyecto los datos de la parcela obtenidos mediante la aplicación SIGPAC
del ministerio de de medio ambiente y medio rural y marino. Anexo Parcela SIGPAC
CONEXIÓN CON LA RED.
El parque dispone de un punto de conexión a la red de la distribuidora Endesa, mediante un apoyo perteneciente a la “línea Girón” de 20 kV, ubicado cercano a los límites de la parcela. El apoyo se puede observar en el Anexo Parcela SIGPAC anteriormente citado.
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6. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN
FICHA TÉCNICA
Emplazamiento Latitud: 37° 54´ 40´´ Longitud: 5° 57´ 10´´
X: 237779.93 Y: 4109632.05
Potencia Pico de los Módulos Fotovoltaicos
158,9 / 135 Wp
Potencia Nominal del Inversor 103 kW Sistema de seguimiento Inclinación variable 4 posiciones (*) Concentración No Potencia Pico Instalada 115,68 / 98,28 kW Potencia Nominal 96,61 kW Nº Estructuras inclinables 728 Distancia entre Estructuras inclinables 4 m Irradiación Global Anual 2102,3HSP
Inversor (es) 1
Centro de Transformación Prefabricado, Tipo Compañía, Trafo de 200
kVA
(*) Mediante los estudios económicos y energéticos realizados en este proyecto, se ha llegado a la conclusión de la no rentabilidad económica, a fecha de 2011, de la utilización de una estructura que permita variar la inclinación de los módulos. Por lo que cuando se decida la realización de este proyecto se tendrá que estudiar si la tecnología del momento permite una disminución del coste de adquisición y mantenimiento de este tipo de estructuras.
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7. PROCEDIMIENTO LEGAL PARA PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA Y CONEXIÓN A RED.
El procedimiento legal para la puesta en marcha de la instalación fotovoltaica objeto de este proyecto debe cumplir con la siguiente Legislación básica regulatoria:
- Real Decreto 50/2008, de 19 de Febrero, por el que se regulan los procedimientos administrativos referidos a las instalaciones de energía solar fotovoltaica emplazadas en la Comunidad Autónoma de Andalucía.
- Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
- Instrucción de 20 de junio de 2007, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, sobre la aplicación de determinados aspectos del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
- Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.
- Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
7.1. DEFINICIÓN TIPO DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA.
Tras las últimas reformas entradas en vigor, la instalación objeto de este proyecto se clasifica como una instalación perteneciente al subgrupo b.1.1; Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.
Se distinguen los siguientes tipos de instalaciones fotovoltaicas:
- Tipo I. Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario, en todos los casos, cuando en su interior exista un punto de suministro de potencia contratada por al menos un 25 por ciento de la potencia nominal de la instalación que se pretende ubicar durante los primeros veinticinco años a contar desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en marcha de la instalación de producción. O bien, instalaciones que estén ubicadas sobre estructuras fijas de soporte que tengan por objeto un uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento, en ambos casos de áreas dedicadas a alguno de los usos anteriores, y se encuentren ubicadas en una parcela con referencia catastral urbana.
Las instalaciones de este tipo se agrupan, a su vez, en dos subtipos:
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o Tipo I.1: Instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW.
o Tipo I.2: Instalaciones del tipo I, con un potencia superior a 20 kW
- Tipo II. Instalaciones no incluidas en el tipo I
Nuestra instalación se trata pues de una instalación tipo II. Se recoge en la legislación la obligatoriedad de la realización de Proyecto para todas instalaciones con potencia mayor de 10 kW. El proyecto debe ser redactado y firmado por un técnico titulado competente fotovoltaico, quien será directamente responsable de que el mismo se adapte a las disposiciones reglamentarias. Los puntos que habrá de contemplar el proyecto de una instalación fotovoltaica serán los siguientes:
- Datos generales. - Datos de la instalación.
o Módulo Fotovoltaico propuesto. o Generador fotovoltaico. o Características técnicas.-
- Memoria justificativa. - Medidas de seguridad. - Pliego de condiciones generales y técnicas particulares. - Mediciones y presupuestos. - Planos.
7.2. PROCEDIMIENTO PARA LA TRAMITACIÓN DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE
TIPO II.
1) Predefinición del proyecto.
2) Información sobre Zonas Eléctricas De Evacuación (ZEDE) así como de la conexión a la red en la Delegación Provincial de la Consejería de Innovación Ciencia y Empresa (DP CICE) y en la compañía eléctrica correspondiente.
3) Definición del proyecto.
4) Aval: Efectuar el depósito en la Caja Provincial de Depósitos y presentar el resguardo en la DP CICE, teniendo el aval la cuantía estipulada según el tipo de instalación:
- Tipo II: 500 €/kW de potencia a instalar (RD 1578/2008 Art.9.1., RD 661/2007 y RD 1955/2000).
5) Solicitar punto de acceso y condiciones de conexión a la compañía eléctrica (RD 1663/2000 y Título IV del RD 1955/2000).
6) Solicitud de inclusión en el régimen especial en la Delegación Provincial de la Consejería competente en materia de energía (DP CICE). Art. 6 y 7 RD661/2007. Junto con la solicitud habrá de incluirse (art. 7.1 RD 50/2008):
a) Resguardo original acreditativo de haber depositado en la Caja Provincial de Depósitos de la DP CICE el aval de 500 €/kW de potencia a instalar. (Se recupera con el Acta de
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puesta en servicio: art. 7.6 del Decreto 50/2008, disposición final 2ª del RD 661 y art. 2 y 5 de la instrucción 20 de junio).
b) Fotocopias compulsadas de:
- Contrato de suministro de los módulos fotovoltaicos. - Documentación que acredite la disponibilidad de los terrenos donde va a realizarse
la instalación (contrato de arrendamiento, registro de propiedad, derecho de superficie, contrato de compraventa).
7) Autorización Ambiental. En el caso de instalaciones en terrenos no urbanizables son exigibles una serie de trámites ambientales que, según el tamaño de esta, será:
- Instalaciones que ocupan una superficie superior a dos Hectáreas: Autorización Ambiental Unificada (AAU), a emitir por la Delegación Provincial de la Consejería de Medio Ambiente. Es necesario para la autorización administrativa de la instalación.
8) Solicitud Informe sobre Compatibilidad Urbanística y Presentación de Proyecto de Actuación para el caso de instalaciones en terrenos no urbanizables y que se exige por parte del Ayuntamiento. (Art. 12, Ley 2/2007 de Fomento de las Energías Renovables y del Ahorro y Eficiencia Energética en Andalucía).
9) Solicitud de Autorización Administrativa y aprobación de proyecto o memoria técnica de diseño (Art. 11 Decreto 50/2008, Art. 5 RD 661/2007 y Art. 8instrucción 20 de junio) en la DP CICE. Se deberá adjuntar:
- El proyecto o memoria técnica de diseño, que incluirá las instalaciones de conexión.
- Punto de conexión otorgado por la empresa distribuidora a la que vaya a conectarse.
- Autorización o informe favorable del órgano ambiental competente, AAU, de acuerdo con la normativa ambiental aplicable (principalmente Ley 7/2007de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental, GICA)
- Relación de administraciones públicas, organismos, empresas de servicio público o de servicios de interés general con bienes o servicios afectados por la instalación generadora.
- Conformidad u oposición a la ejecución de la instalación de las entidades y empresas relacionadas anteriormente, y alegaciones que considere en defensa de sus derechos el propio solicitante.
- Informe sobre compatibilidad urbanística emitida por el Ayuntamiento o Ayuntamientos en cuyo municipio se pretenda la actuación, así como de un anexo conteniendo la documentación relativa al planeamiento urbanístico de aplicación y el análisis de su cumplimiento.
10) Obtención de la Licencia de obras del proyecto de instalación al órgano competente.
11) Solicitud de Inscripción en el Registro de Pre-asignación de Retribución, para un proyecto de instalación. Se realizará utilizando el modelo recogido como anexo I en el RD1565/2010.
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12) Contrato (técnico / tipo) con la compañía distribuidora. (Art.11 y 16 RD661/2007).
13) Solicitud de Puesta en Servicio y Acta de puesta en servicio provisional para pruebas de la instalación ante la DP CICE (Art.11 RD 661/2007).
14) Solicitud de Inscripción Previa y Acta de puesta en servicio de la instalación en la DP CICE (Art. 11,12 y 14 RD 661/2007, Art. 12 Decreto 50/2008).
15) Certificado del encargado de lectura. (Art.12 RD 661/2007).
16) Inscripción definitiva en el registro de instalaciones de régimen especial en la DP CICE (art.12 RD 661/2007, art. 4 Instrucción 20 de junio y art. 13 Decreto 50/2008). La solicitud de inscripción definitiva puede solicitarse simultáneamente con la puesta en servicio de la instalación.
17) Facturación a tarifa FV (desde primer día del mes siguiente a la fecha del Acta de puesta en servicio, pero debe esperarse a tener la Inscripción definitiva).
7.3. Entidades De Contacto.
- Caja General Provincial de Depósitos de la Consejería de Economía y Hacienda (Aval o garantía para acceso a red y resguardo acreditativo de constitución).
- Empresa distribuidora o transportista de electricidad (punto de acceso y conexión, contrato, certificado emitido por encargado de lectura).
- Delegaciones Provinciales de la Consejería de Medioambiente (emisión de informes medioambientales: “Autorización Ambiental Unificada” en instalaciones en suelo no urbano con más de 2 Has de extensión).
- Delegaciones Provinciales de Obras Públicas y Transportes (emisión de informe de adecuación territorial y urbana en suelos no urbanizables).
- Delegaciones Provinciales de la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresas (Solicitud de inclusión en el registro de productores en régimen especial, autorizaciones y acta de puesta en marcha, solicitud de inscripción previa y definitiva en registro de productores en régimen especial).
- Ayuntamientos (licencia de obras municipal).
7.4. Inscripción en el Registro de Pre-asignación de Retribución (RD 1565/2010).
La solicitud de inscripción en el Registro de pre asignación de retribución, para un proyecto de instalación o instalación, se realizará, indicando los datos recogidos en el anexo I de este real decreto, aportando además, copia de la documentación establecida en el anexo II del mismo. Dicha solicitud irá dirigida a la Dirección General de Política Energética y Minas.
La solicitud se realizará para la misma unidad de instalación que hubiera sido tramitada ante el órgano competente, y en particular, no podrá presentarse solicitud para una instalación constituida por una agrupación de instalaciones que hubieran sido tramitadas de forma independiente ante el órgano competente.
Conforme a lo previsto en el artículo 27.6 de la Ley 11/2007, de 22 de junio, de acceso electrónico de los ciudadanos a los Servicios Públicos, la solicitud se presentará exclusivamente por vía electrónica, con certificado electrónico, en el registro electrónico
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del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en el plazo establecido en el anexo III del presente real decreto para la convocatoria en la que se desee inscribir el interesado.
Todas las comunicaciones entre el solicitante y el órgano instructor se realizarán exclusivamente a través de medios electrónicos. Si no se utilizasen dichos medios electrónicos, el órgano administrativo competente requerirá la correspondiente subsanación, advirtiendo que, de no ser atendido el requerimiento, la presentación carecerá de validez o eficacia.
El titular del proyecto o instalación, deberá presentar una solicitud para cada una de las convocatorias en las que quiera participar, no siendo válida para una convocatoria las solicitudes de proyectos o instalaciones que no hubieran resultado inscritos en el Registro de pre asignación de retribución en convocatorias anteriores.
Recibidas las solicitudes y cerrado el plazo de presentación de las mismas, la Dirección General de Política Energética y Minas procederá a ordenarlas cronológicamente, dentro de cada uno de los tipos y subtipos previstos en el artículo 3, considerando, para cada una de ellos, la ultima fecha de los documentos a que hace referencia el anexo II de este real decreto. Una vez ordenadas se procederá a la asignación de retribución empezando, por las fechas más antiguas y hasta que sea cubierto el cupo de potencia previsto para esa convocatoria en cada tipología. La cobertura de cada cupo se hará por exceso, es decir, la ultima solicitud que sea aceptada será aquella, para la cual, su no consideración supondría la no cobertura del cupo previsto.
En caso de igualdad de fecha para varias solicitudes, estas se ordenaran, considerando como fecha preferente, por este orden, la de autorización administrativa, la de licencia de obras, y por último la de depósito del aval, y en caso de igualdad, tendrá preferencia el proyecto de menor potencia.
Cuando el exceso respecto del cupo previsto supere el 50 por ciento del mismo, el exceso de potencia respecto de la última solicitud cuya no consideración supondría la no cobertura del cupo, se detraerá de las solicitudes con igualdad de fechas, proporcionalmente a la potencia de cada solicitud.
Aquellos proyectos a los que se les asigne potencia, serán inscritos por la Dirección General de Política Energética y Minas, en el Registro de pre asignación de retribución, asociado a dicha convocatoria. El resto de solicitudes serán desestimadas en la convocatoria. No obstante, el interesado podrá presentar nueva solicitud de acuerdo con lo previsto en el apartado 2 anterior, comunicando, en su caso, que la documentación presentada sigue siendo válida y no tiene que volver a ser presentada.
El resultado del procedimiento de pre asignación de retribución se publicará en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, la relación de proyectos que se han inscrito en el Registro de pre asignación de retribución, y la de proyectos que han sido desestimados para dicha inscripción, antes de la fecha establecida en el anexo III del presente real decreto.
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Anexo. I
Anexo II. Documentación necesaria para la solicitud de inscripción en el registro de pre asignación de retribuciones.
La documentación necesaria aportar, de forma conjunta con la solicitud de inscripción en el registro de pre asignación será la siguiente:
a) Autorización administrativa de la instalación, otorgada por el órgano competente, y concesión del acceso y conexión a la red de transporte o distribución correspondiente.
b) Licencia de obras del proyecto de instalación, otorgado por el órgano competente.
c) Resguardo de constitución del aval a que hace referencia el artículo 59 bis o 66 bis del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, o, en su caso, el previsto en el artículo 9 del presente real decreto otorgado por el gestor de la red.
d) Inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial dependiente del órgano competente, si la instalación dispusiera de ella.
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8. NORMATIVA Y REFERENCIAS.
Para la elaboración del proyecto objeto de esta memoria, se atenderán a las diferentes resoluciones, normas y reglamentos, de obligado cumplimiento:
LEGISLACIÓN FOTOVOLTAICA DE ÁMBITO NACIONAL
Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE número 285, de 28 de noviembre de 1997) Real Decreto 1663/2000 sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, del Ministerio de Economía (BOE número 235, de 30 de septiembre de 2000) Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica (BOE número 310, de 27 de diciembre de 2000) Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas en la que se establece el modelo de contrato y factura, así como el esquema unificar, para instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión (BOE número 148, de 21 de junio de 2000) Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico (BOE número 306, de 23 de diciembre de 2005) Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE número 126, de 26 de mayo de 2007) Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica (BOE número234, de 29 de septiembre de 2007) ORDEN ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de 2008. Real decreto 3490/2000, de 29 de diciembre de 2000, sobre tarifas eléctricas. Incluye el coste máximo de verificación de las acometidas por parte de la compañía distribuidora en las instalaciones de conexión a red. Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula las instalaciones de producción de energía en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía producida.
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OTRAS LEGISLACIÓN ELÉCTRICA DE ÁMBITO NACIONAL Real decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT). Normas UNE de obligado cumplimiento así como se desarrollen en las instrucciones técnicas complementarias del REBT. Resolución de 1 de diciembre de 2003, de la dirección general de industria, energía y minas, por la que se aprueba el modelo del certificado de instalación eléctrica de baja tensión. Recomendaciones UNESA. Normas Particulares 2005 Compañía distribuidora Sevillana Endesa, versión corregida por Resolución de 23-03-2006 de la D.G. Industria, Energía y Minas. Normas Particulares de Compañía de Electricidad, aprobadas por la Dirección General de industria, energía y minas de 11 de diciembre de 1989. Real Decreto 3275/1982 de 12 de Noviembre, sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, así como las Ordenes de 6 de julio de 1984, de 18 de octubre de 1984 y de 27 de noviembre de 1987, por las que se aprueban y actualizan las Instrucciones Técnicas Complementarias sobre dicho reglamento. Orden de 10 de Marzo de 2000, modificando ITC MIE RAT en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Real Decreto 3151/1968 de 28 de Noviembre, por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión. Normas Tecnológicas de la Edificación NTE IER. Método de Cálculo y Proyecto de instalaciones de puesta a tierra para Centros de Transformación conectados a redes de tercera categoría, UNESA. LEGISLACIÓN FOTOVOLTAICA DE ÁMBITO ANDALUZ Orden de 30 de septiembre de 2002 de la Junta de Andalucía, por la que se regula el procedimiento para priorizar el acceso y conexión a la red eléctrica para evacuación de energía de las instalaciones degeneración contempladas en el RD 2818/1998, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración (BOJA número 124, de 24 de octubre de 2002). Instrucción de 21 de enero de 2004, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, de la Junta de Andalucía, sobre el procedimiento de puesta en servicio de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red. (BOJA núm. 26, de 9 de febrero de 2004). Orden de 8 de julio de 2005, por la que se regula la coordinación entre el procedimiento administrativo a seguir para la tramitación de las instalaciones de generación de energía eléctrica en régimen especial gestionables y los procedimientos de acceso y conexión a las redes eléctricas. (BOJA núm. 151 de 2005).
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Instrucción de 12 de mayo de 2006, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, complementaria de la Instrucción de 21 enero de 2004, sobre el procedimiento de puesta en servicio de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red. (BOJA núm. 116, de 19 de junio de 2006). ORDEN de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas (BOJA núm. 80, de 24 de Noviembre de 2007). Corrección de errores, de la Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas (BOJA núm. 98, de 18 de Mayo de2007). LEY 2/2007, de 27 de marzo, de fomento de las energías renovables y del ahorro y eficiencia energética de Andalucía. (BOJA núm. 70 de 10 de abril de 2007). Instrucción de 20 de junio de 2007, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, sobre la aplicación de determinados aspectos del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.(BOJA núm. 140 de 17 de julio de 2007) LEY 7/2007, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental. (BOJA núm. 143 de 20 de julio de 2007). RESOLUCIÓN de 14 de noviembre de 2007, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, por la que se regula la caducidad de los puntos de conexión otorgados por las compañías distribuidoras alas instalaciones generadoras fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión (BOJA núm. 238 de 4 de Diciembre de 2007) DECRETO 50/2008, de 19 de Febrero de 2008, por el que se regulan los procedimientos Administrativos referidos a las instalaciones de energía solar fotovoltaica emplazadas en la Comunidad Autónoma de Andalucía (BOJA núm. 44 de 4 de Marzo de 2008) Pliego de especificaciones técnicas de diseño y montaje de instalaciones solares fotovoltaicas para producción de electricidad del programa de la junta de Andalucía.
Pliego de condiciones técnicas de instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red del instituto para la diversificación y el ahorro de la energía, IDEA, de octubre de 2002.
LEGISLACIÓN DE ÁMBITO NACIONAL Código Técnico de la Edificación, CTE. Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre de 1.997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras. Real Decreto 485/1997 de 14 de abril de 1997, sobre Disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo. Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo. Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo de 1997, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección
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individual. LEGISLACIÓN DE ÁMBITO LOCAL Plan General de Ordenación Urbanística del término municipal de los Palacios y Villafranca.
REFERENCIAS
Imagen de las portadas obtenidas de la web de www.rvdenergias.com Información sobre tarifas fotovoltaicas y tarifas eléctricas domésticas:
• web www.suelosolar.es • web news.soliclima.com • www.tarifasdeluz.com
Información sobre estado del Mercado fotovoltaicos: • Sitio web European PhotoVoltaic Industry Association www.epia.org • Sitio web Asociación de la Industria Fotovoltaica www.asif.org • Sitio web asociación de productores de energías renovables www.appa.es
Información de características de módulos fotovoltaicos obtenidas de diferentes distribuidores y fabricantes:
• www.technosun.com • www.energypoint.net • www.zytechsolar.com • www.sfe-solar.com • www.sungen.com • www.energiasverdes.com • www.qssolar.com • www.sharp-solar.com
Información de características de Inversores obtenidas de diferentes distribuidores y fabricantes:
• www.sma.com • www.ingeteam.com • www.siemens.com • www.aros-solar.com
Información de características de Estructuras obtenidas de diferentes distribuidores y fabricantes:
• www.hiasa.com • www.cumeva.com • www.solar.schletter.eu
Datos de radiación y datos climatológicos: • www.agenciaandaluzadelaenergia.es • http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/
Organizaciones de consumidores; www.facua.org y www.ocu.org
Entre otros sitios web visitados en búsqueda de recopilación de información para la realización de este proyecto.
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9. DESCRIPCIÓN DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA.
Una instalación o planta fotovoltaica conectada a la red tiene como objetivo la transformación de la energía procedente del sol, en energía eléctrica para suministrar a la red de distribución. Para poder realizar está transformación la planta fotovoltaica dispone de varios elementos característicos como son los paneles fotovoltaicos, los inversores, la estructura y un centro de transformación si la conexión a la red es en MT.
Figura1. Descripción Instalación FV
Los paneles fotovoltaicos son los elementos donde se localizan las células fotovoltaicas encargadas de la transformación de energía solar en energía eléctrica en forma de Corriente Continua. Las células fotovoltaicas se combinan en serie, para aumentar la tensión o en paralelo, para aumentar la corriente, dando lugar a los paneles comerciales que suelen incorporar varias decenas de células individuales encapsuladas en un mismo marco consistente.
Los paneles a su vez pueden combinarse en serie y paralelo para conseguir los voltajes y potencias adecuados a cada necesidad. El conjunto de paneles solares fotovoltaicos conectados se denomina “campo fotovoltaico”.
Un elemento importante son las estructuras sobre las que descansan los paneles fotovoltaicos. La estructura la encargada de fijar el campo fotovoltaico al lugar donde esté ubicada sea, terreno, tejado o seguidor, y protegerlo de las inclemencias meteorológicas como el viento o la nieve. Según el tipo de estructura a instalar se puede aumentar la energía solar aprovechada.
El resultado del campo fotovoltaico es una corriente eléctrica continua, que mediante un dispositivo electrónico de potencia se puede transformar en corriente alterna igual que circula por cualquier red de baja tensión. Este dispositivo es el inversor. El inversor nos permite inyectar en la red de baja tensión una corriente de onda sinusoidal de 50 Hz de frecuencia.
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La energía eléctrica generada puede ser inyectada en baja tensión y en media tensión según nos permita el propietario de la red de distribución. Si conectamos a una red de media tensión necesitaremos un centro de transformación.
Para la medición de la energía inyectada a la red se dispondrá de unos contadores (celdas de medida en MT y contadores en BT). Existirá además un contador en BT para la medición de los autoconsumos de la planta. Según suministremos en BT o MT, y del distribuidor, la tipología de la conexión de los autoconsumos variará. Se pueden conectar directamente a la red de distribución en BT o bien consumir de la energía proveniente del campo solar.
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10. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA POR EFECTO FOTOVOLTAICO.
10.1. CÉLULA FOTOVOLTAICA.
La transformación de energía solar en energía eléctrica se produce en un dispositivo electrónico denominado célula fotovoltaica.
Una célula fotovoltaica está formada por un material semiconductor tratado física y químicamente, para que una parte del semiconductor este cargada positivamente y otra parte cargada negativamente. A esta estructura formada se denominada estructura de diodo, la cual permite el flujo de corriente en una dirección. Ambas zonas del semiconductor se encontraran unidas mediante un elemento conductor.
Cuando un fotón de energía arranca un electrón (e-), se forma una pareja (e-) hueco, ambos libres. Las cargas positivas (+) son empujadas hacia la capa n y las cargas (-) son empujadas hacia la capa p. Si la parte superior e inferior están conectadas por un conductor, las cargas libres la atraviesan y se obtiene una corriente eléctrica. Mientras, la célula permanece expuesta a la luz, la electricidad fluye con regularidad como corriente continua.
Figura1. Funcionamiento CF
El conductor más comúnmente usado es el silicio, el semiconductor de la capa n está dopado positivamente con fósforo y el semiconductor de la capa p esta dopado negativamente con boro.
De toda la energía que llega a la célula solar en forma de radiación luminosa, solo es transformada en energía eléctrica entre el 5-17% para células comerciales de silicio, en condiciones especiales y con determinados materiales se han alcanzado en laboratorios transformaciones algo superiores al 30%. Los motivos de este bajo rendimiento se encuentran en:
- No todos los fotones son absorbidos por la célula, unos son reflejados por la superficie de la célula y otros inciden en la rejilla metálica de los contactos.
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- Para romper el enlace entre los e- y el núcleo, es necesario una determinada energía, y no todos los fotones dispone de ella. Los fotones con mayor energía de la necesaria disipan el excedente en forma de calor, el cual disminuye el rendimiento de la célula.
- Existen resistencias parásitas debido a cierta resistencia en la interfaz capa-contacto, que reduce la potencia transferida.
Los paneles o módulos fotovoltaicos están constituidos con células fotovoltaicas asociadas eléctricamente entre sí, en serie y en paralelo, con lo que se consigue el voltaje adecuado para su utilización. Este voltaje suele ser 12V aunque a plena radiación solar y a 25 oC de temperatura puede oscilar entre los 15-17V.
Un módulo Fotovoltaico típico consta de unas 36 células fotovoltaicas, una placa de vidrio que los protege, una capa anti reflexiva para aumentar la luz solar, electrodos delanteros y traseros, y las capas semiconductoras.
Las medidas de un modulo oscilan entre 0,5-1 m2 y un grosor entre 3,5-5 cm. El método de fabricación determina, en gran parte, la forma geométrica de la célula FV.
Las primeras versiones de células de silicio (monocristalino) eran redondas, pues el cristal puro tenía una sección circular. Versiones más recientes tienen forma cuadrada, o casi-cuadrada, donde las esquinas tienen vértices a 45°. Las últimas células de silicio (policristalinos y amorfo) son cuadradas porque el molde donde se vierte el semiconductor fundido tiene esta forma. La forma cuadrada permite un mayor compactado de las mismas dentro del panel fotovoltaico, disminuyendo la superficie que se necesita para colocar un determinado número de células.
Figura2. Eficiencia de empaque
Figura3. Conjunto Panel-Célula FV
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10.2. PARÁMETROS Y CURVA CARACTERÍSTICA.
Si representamos las tensiones e intensidades a las cuales una célula está funcionando a máximo rendimiento, obtenemos una curva similar a la de la figura.
Figura4. Curva característica.
En ella podemos distinguir los siguientes puntos característicos:
- Punto de Máxima Potencia (PMP): Punto donde la pendiente de la curva es la unidad. El producto entre la tensión (VPMP) y la intensidad (IPMP) es máximo.
- Tensión de circuito abierto (VOC): Valor máximo de la tensión en extremos de la célula. Se alcanza cuando la célula está en vacio.
- Intensidad de cortocircuito (ISC): Valor máximo de la intensidad que circula por la célula. Se alcanza cuando la célula esta cortocircuitada.
10.3. CONDICIONES DE MEDIDA.
Para poder comparar distintas células entre sí se determinan unas condiciones de medida de referencia para las curvas características. Fijadas en la norma ICE60904 se las denomina condiciones estándar de referencia (STC, CEM) y son las que siguen:
- Nivel de irradiación: E = 1000 W/m2 - Temperatura de la célula: 25°C±2° - Espectro de la radiación fijado con una masa de aire: AM = 1,5
A la potencia máxima en condiciones estándar de medida se la denomina potencia pico y su unidad es el vatio pico (Wp).
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11. TECNOLOGÍA MÓDULOS FOTOVOLTAICAS.
11.1. TECNOLOGÍA CÉLULAS FOTOVOLTAICAS.
Han existidos diferentes tecnologías para la fabricación de las células fotovoltaicas con diferentes materiales que presentaban un muy buen rendimiento pero que no cumplían una buena relación rendimiento/ precio.
En la actualidad, vamos a enunciar las principales tecnologías en uso, atendiendo al material absorbente de luz con el que se fabrican las células.
Materiales gruesos: Suelen fabricarse a partir de barras (generalmente de silicio) cortadas en rodajas u obleas y tratadas químicamente de forma distinta por cada cara. El silicio en grueso es el material más usado para la fabricación de células fotovoltaicas, puede clasificarse en varias categorías en función de su cristalinidad y tamaño de los cristales, de los que se pueden obtener lingotes, tiras u obleas.
Silicio monocristalino: Se obtiene mediante un proceso de cristalización complejo y costoso denominado Czochralski. El silicio que compone las células es un único cristal. La red cristalina es la misma en todo el material y tiene muy pocas imperfecciones. Presenta la mayor eficiencia de conversión de luz en energía eléctrica, con un rendimiento entre el 15-18%. En laboratorio se han alcanzado rendimientos máximos del 24,7%. Su color es azul oscuro a negro.
Silicio policristalino: Se fabrican cortando obleas a partir de lingotes cilíndricos
cortados longitudinalmente como cuadrados. Las células obtenidas son más baratas que las obtenidas a partir de un único cristal. Son visualmente muy reconocibles por presentar su superficie un aspecto granulado. Se obtiene con ellos un rendimiento inferior que con los monocristalinos, en laboratorio del 19.8% y en los módulos comerciales del 14%, siendo su precio también más bajo. Su color es azul.
Figura1. Panel solar monocristalino
Figura2. Panel solar policristalino
MEMORIA DESCRIPTIVA
45
Tiras de silicio: se obtienen tiras delgadas a partir del silicio fundido, también tienen una estructura policristalina. Estas células aún tienen menos eficiencia que las policristalinas, pero se ahorra más en el proceso de fabricación ya que no se desperdicia tanto material al no necesitar la solidificación en lingotes. Materiales de película delgada (Thin film): Este tipo de célula solar se puede aplicar como película a substratos de bajo costo tales como cristal o plástico. Así, la película fotoactiva representa sólo un 1% del módulo, recortando su coste de manera considerable. Así pues, entre los tipos de paneles de capa delgada que podemos destacar:
Silicio amorfo: No existe red cristalina y se obtiene un rendimiento inferior a los de composición cristalina, pero además de ser de bajo coste es un material muy absorbente, por lo que basta una fina capa para captar la radiación solar. Su rendimiento en laboratorios se encuentra próximo al 17% mientras que en módulos comerciales oscila entre el 5% y el 8%. De color marrón rojizo.
Teluro de cadmio: Rendimiento en laboratorio 16% y en módulos comerciales
8%. Arseniuro de Galio: Uno de los materiales más eficientes, presenta unos
rendimientos en laboratorio del 25.7% siendo los comerciales del 20%.
Diseleniuro de cobre en indio: Con rendimientos en laboratorio próximos al 17% y en módulos comerciales del 9%.
Haciendo uso conjunto de materiales gruesos y de película delgada se obtienen las células híbridas (HIT). Están formadas por silicio cristalino y amorfo unido a una película delgada sin dopar. El núcleo de la célula se compone de una oblea microcristalina cubierta por ambos lados de una capa de silicio amorfo. Tienen un rendimiento en módulos comerciales del 17,3%. De color azul oscuro casi negro.
Figura3. Panel Silicio Amorfo
Figura4. Panel Hibrido (HIT)
MEMORIA DESCRIPTIVA
46
11.2. ASPECTOS A TENER ENCUENTA PARA LA ELECCION DEL MATERIAL.
Cumplimiento de normativa
Deben tener el marcado CE (declaración CE) y disponer de un aislamiento clase II. Lo normal es que para asegurar que se cumple con la normativa y los criterios de calidad estándar, se certifique que se cumple con la norma IEC correspondiente (IEC 61215 para módulos de silicio cristalino y la IEC 61646 para los módulos Thin film). Hay otras normas de calidad (como la TÜV ó la VDE) que también se valora que se cumplan.
Garantía
Los paneles deben tener una garantía que en primer lugar cumpla al menos con la ley (2 años de garantía de producto) y que te dé una seguridad a largo plazo. Esta es la garantía de potencia, que habitualmente te garantiza una potencia no inferior al 90% de la nominal en los diez primeros años y una potencia no inferior al 80% de la nominal en los 25 primeros años.
Fabricante
Es de importancia que el proveedor además de cumplir la las garantías exigidas, sea capaz de cumplirlas a largo plazo. Nos es igual un proveedor de prestigio con mercado a nivel mundial, que un proveedor que trabaja en Asia, que posee equipos de menor precio y calidad, pero que no nos asegura su existencia a la largo plazo (de 7 a 25 años).
Precio
Fundamental hoy en día debido a las recortes en las tarifas que se llevan produciendo en los últimos años. Podemos considerar que el Thin film tiene un precio que ronda los 1,2 €/Wp, mientras que el panel cristalino se mueve por los 1,7 €/Wp.
Una instalación con módulos de Thin film es de mayor tamaño que una instalación con módulos cristalinos (ambas de igual potencia). A tenor de esta circunstancia se puede pensar que el uso de Thin film incrementa el costo global de la instalación, cosa que no es correcta.
Respuesta espectral
El espectro de la radiación solar varía tanto con la época del año como con la latitud. Existen paneles, como es el caso de los Thin films que aprovechan mejor la radiación difusa, por lo que serán más útiles en altas latitudes, donde existe menos intensidad de luz, y en situaciones como la puesta de sol
Temperatura
Un aspecto a tener en cuenta es la temperatura que puedan alcanzar los módulos, cuanto mayor temperatura alcancen por encima de su valor óptimo, mayor será la pérdida de potencia. Sabemos que los módulos cristalinos alcanzan un mayor coeficiente de temperatura.
MEMORIA DESCRIPTIVA
47
11.3. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA.
Con la entrada en vigor del RD 1578/2008 de 26 de septiembre, ya a espera de de conocer el nuevo decreto previsto para finales de 2010 y marcará el futuro de la energía fotovoltaica en España, se ha ido produciendo una reducción en las primas por kWh generado en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red en un 30% aproximadamente, haciendo que el beneficio económico obtenido por la venta de energía generada disminuya considerablemente. Esto ha traído consigo un cambio en la tecnología empleada en los módulos. En un principio, eran empleados módulos de silicio cristalino debido a su mayor rendimiento, a pesar de su elevado costo de adquisición. En la actualidad, para que la generación pueda ser rentable, se empiezan a utilizar módulos de Thin film para la reducción de los costos. Otro aspecto a tener en cuenta ha sido la escasez de silicio a nivel mundial, lo cual ha impedido el boom del sector fotovoltaico. Esta situación también ha propiciado la utilización de Thin film este incrementando su cuota de mercado. Realizando una pequeña comparación entre las tecnologías aplicadas a módulos fotovoltaicos, que se comercializan en la actualidad:
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE SILICIO CRISTALINO (POLICRISTALINO Y MOCRISTALINO)
Ventajas Inconvenientes €/Wp(1) Mayor potencia por m2 Necesidad de estructura
Metálica
4,71
Mayor eficiencia (12-18 %) Coste Wp elevado
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE SILICIO AMORFO
Ventajas Inconvenientes €/Wp(1) Menor coste Necesidad de estructura
Metálica
4,3
Mejor aprovechamiento de
la
radiación difusa
Menor eficiencia (5-8%)
Bajo coeficiente de
temperatura
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE SILICIO AMORFO FLEXIBLE
Ventajas Inconvenientes €/Wp(1) No precisa de estructura
metálica
Baja eficiencia (5%) 4,34
Buena integración
arquitectónica
Buen aprovechamiento de la
radiación difusa
(1) Coste de la instalación Completa, según datos Síntegra Desarrollo especial de espacios.
Tras estudiar las prestaciones que ofrecen cada tecnología, y a expensas de un análisis económico, optamos por la elección de módulos de Thin film.
MEMORIA DESCRIPTIVA
48
11.3.1. ESTUDIO PRODUCCIÓN ELECTRICIDAD.
Procedemos a realizar un estudio sobre la producción eléctrica fotovoltaica generada por el empleo de módulos de silicio cristalino y módulos Thin films (silicio Amorfo). Este estudio lo vamos a basar en los datos de estimación de producción fotovoltaica obtenidos a través de la aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research Centre de la European Commission (Aplicación empleada con anterioridad para obtener los datos de irradiación en la parcela). Además emplearemos una hoja de cálculo estimar económicamente cada tecnología. Introduciendo situación geográfica de la parcela, 37°5'40" Norte y 5°57'10" Oeste, la aplicación nos la sitúa a 8 km de la ciudad de Los Palacios y Villafranca, a 6 metros sobre el nivel del mar. Además nos proporciona el ángulo de inclinación óptimo de los módulos, el cual lo sitúa en 33 grados. ANÁLISIS SILICIO CRISTALINO. Estimación de aproximada de Producción fotovoltaica.
Potencia nominal del sistema de FV: 100.0 Kw Inclinación de los módulos: 33.0° Orientación (acimutal) de los módulos: 0.0° Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 10.2% (utilizando los datos locales de la temperatura ambiente) Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2.7% Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14.0% Pérdidas combinadas del sistema FV: 26.9%
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD FV
Meses Producción mensual
(kWh) Producción diaria
(kWh)
Enero 9896 319
Febrero 9488 339
Marzo 13199 426
Abril 12523 417
Mayo 14834 479
Junio 14438 481
Julio 14645 472
Agosto 14520 468
Septiembre 13079 436
Octubre 12195 393
Noviembre 8732 291
Diciembre 8405 271 Media anual 12163 400 Producción total anual (kWh) 145953
MEMORIA DESCRIPTIVA
49
Figura5.
ANÁLISIS THIN FILM DE SILICIO AMORFO. Estimación de aproximada de Producción fotovoltaica.
Potencia nominal del sistema de FV: 100.0 kW Inclinación de los módulos: 33.0° Orientación (acimutal) de los módulos: 0.0° Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8% (valor genérico para áreas sin información de temperatura o para módulos de FV con la dependencia en temperatura desconocida) Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2.7% Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14.0% Pérdidas combinadas del sistema FV: 24.7%
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD FV
Mes Producción mensual
(kWh) Producción diaria (kWh)
Enero 9605 310
Febrero 9299 332
Marzo 13180 425
Abril 12592 420
Mayo 15086 487
Junio 14944 498
Julio 15306 494
Agosto 15202 490
Septiembre 13495 450
Octubre 12350 398
Noviembre 8621 287
Diciembre 8174 264 Media anual 12321 405 Producción total anual (kWh) 147854
MEMORIA DESCRIPTIVA
50
Figura6.
Conclusiones: Analizando los datos de producción eléctrica de origen fotovoltaico observamos como la producción anual con módulos Thin films aumenta un 1,3%, a pesar del mayor rendimiento de los módulos cristalinos cómo hemos comentamos en ocasiones anteriores. Esta mayor producción es debido a las mejoras de las pérdidas debido a la temperatura, las cuales mejoran un 2,2%, haciendo que las pérdidas combinadas del sistema disminuyan en la misma proporción. Analizando la estimación de producción por meses observamos como entre los meses de Marzo y Octubre la producción con silicio amorfo es mayor que con silicio cristalino, mientras que entre Noviembre y febrero es mayor la producción con silicio cristalino. Conociendo las altas temperaturas medias de la localización y las máximas alcanzadas en cada mes, normal en estas latitudes, se refuerza la conclusión que la conveniencia del uso de Thin films por su disminución de las pérdidas por temperatura.
MEMORIA DESCRIPTIVA
51
11.3.2. ESTUDIO ECONOMICO DEL USO DE CADA TECNOLOGÍA.
Teniendo como referencia los costes €/Wp de cada tecnología manejados por la empresa Síntegra Desarrollo especial de espacios, observamos que los costes asociados a la elección de un módulo de silicio cristalino o un módulo de silicio amorfo (Thin film) oscilan alrededor de los 0,5 €/Wp más para los módulos de silicio cristalino. Procedemos a realizar un pequeño estudio económico, el cual consiste en simular dos plantas solares de las dos tecnologías que nos planteamos usar. Para ello, vamos a emplear la producción eléctrica FV obtenida en el apartado anterior, para ambas tecnologías, y los costes €/Wp ya mencionados. Los datos que se presentan a continuación han sido obtenidos mediante una hoja de cálculo específica para instalaciones fotovoltaicas, los cuales se presentan con detalle en el Anexo Estudio Económico Tecnología.
RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO
SILICIO CRISTALINO THIN FILM
Coste total de la Instalación (€) 471.000 430.000
Coste total de la Tecnología (€/Wp) 4,71 4,30
Producción anual kWh/kWp 1.460 1.478
Producción anual kWh 145.953 147.784
V.A.N. (€) 33.002,80 68.960,70
Playback (años) 7,03 7,03
T.I.R. (%) 6,47 8,53
Rentabilidad media sobre inversión (%) 5,13 6,29
Para la obtención de estos datos se ha considerado que la venta de la energía se produce a 0,258602 €/kWh, el cual es el precio más bajo al que se ha pagado la energía eléctrica fotovoltaica en los últimos dos años, desde la entrada en vigor del RD 1578/2008. Del coste total se ha supuesto que el 20% es pagado por medios propios, mientras que el 80% restante es financiado en 15 años a 180 plazos con un tipo de interés del 3,97%. Conclusiones: Desde el punto de vista económico el instalar módulos de Thin film es más rentable, T.I.R 8,53%, que el uso de módulos de de silicio cristalino. T.I.R 6,47 %. El coste total de la instalación para una potencia instalada de 100 kW se incrementa un 9,5%. En ambos casos el periodo de retorno de la inversión es 7,03 años. A la vista de estos datos sería más interesante la instalación de módulos de Thin film.
MEMORIA DESCRIPTIVA
52
11.4. ELECCIÓN DEL MODULO FOTOVOLTAICO.
Para decidir que módulo emplear en la planta realizamos un estudio de los fabricantes que utilizan la tecnología Thin film, por la cual hemos optado. Analizando el mercado observamos que existen varios tipos de fabricantes:
- Fabricantes de origen Europeo y Norte Americanos de prestigio y experiencia en el sector, los cuales han sido pioneros en el desarrollo e investigación del Thin film. En este sector vamos a decantarnos por la Compañía alemana SHARP.
- Fabricantes de origen japonés, de experiencia contrastada al igual que las anteriores. Analizaremos la propuesta de KANEKA.
- Fabricantes de origen Chino, por lo que se tratan de fabricantes nuevos en el mercado de la energía solar y que se están introduciendo gracias a la competitividad de sus precios. Analizamos las propuestas de SUNGEN y QSSOLAR.
Analizando los diferentes módulos que nos ofrecen cada fabricante, realizamos una pequeña tabulación de los datos eléctricos, datos mecánicos y datos del fabricante. Con esta información se podrá tomar la decisión del modelo elegido.
SHARP y KANEKA nos ofrecen módulos con una capa de silicio amorfo más otra capa de micro silicio, esta estructura micro-amorfa en tándem absorbe tanto los componentes visibles como los invisibles del espectro solar, aprovechando la energía solar con mayor eficiencia. QSSOLAR Y SUNGEN, por el contrario, solo disponen de módulos de silicio amorfo. Los módulos con estructura micro-amorfa ofrecen mayores potencias máximas, menores tensiones máximas y mayores intensidades máximas. Además son módulos de mayores dimensiones. Las potencias que nos ofrecen los distintos fabricantes varían en una horquilla de 100-135 W para estructura micro-amorfa, y 55-95 para silicio amorfo.
Los datos de los que disponemos, según fabricantes, son obtenidos una vez el módulo está estabilizado. Sabemos que el mayor inconveniente que presentan los módulos Thin film, radica en que la estabilización del módulo puede llegar a tardar incluso meses. Esta inestabilización es muy importante tenerla en cuenta a la hora de dimensionar la instalación. Diferentes estudios, han detectado que la estructura micro-amorfa se estabiliza más rápidamente que la estructura amorfa. Esta información de característica estabilizadas es de riguroso cumplimiento en los fabricantes occidentales, no tanto en los fabricantes chinos, cuyos módulos presentan más discrepancias entre características ofertadas y las posteriormente ensayadas.
Los módulos de Thin film al tener menor rendimiento y menores potencia que otras tecnologías, hay que colocar mayor numero, por lo que a igualdad de características eléctricas, será interesante el módulo de menor dimensiones.
Además de la trayectoria del fabricante en los últimos años, es muy importante a la hora de la decisión, la duración y el tipo de la garantía sobre la potencia suministrada, y la garantía sobre los módulos. Además de la certificación de la normativa que cumple cada módulo. Este aspecto es el que diferencia a un fabricante occidental de uno asiático. Mientras que SHARP nos garantiza 10 años a 90% y 25 años a 80%, y una garantía de 5 años. El resto de fabricantes, en menor medida KANEKA, no llegan a estos números.
ME
MO
RIA
DE
SCR
IPT
IVA
53
DATOS FABRICANTE DATOS ELÉCTRICOS ESTABILIZADOS
Tipología Marca Modelo Material Pmax (W)
Vmax (V)
Imax (A)
Voc (V)
Isc (A)
Coef. Temp.
Voc (%/oC)
Coef. TempIsc (%/oC)
Coef. Temp P (%/oC)
NOCT (%/oC)
Rend. Toleran.
(%)
Thin Film KANEKA GEA60 Si-amorfo 60 67 0.90 92 1.19 -0,3 0,0752 -0,24 - 6,3 -5
Thin Film KANEKA U-EA100 Si-amorfo + Micro Si 100 53.5 1.87 71 2.25 - - - - -
Thin Film KANEKA U-EA105 Si-amorfo + Micro Si 105 53.5 1.96 71 2.4 - - - - - -5
Thin Film KANEKA U-EA110 Si-amorfo + Micro Si 110 54 2.04 71 2.5 - - - - -
Thin Film SHARP NA-F135 (G5) Si-amorfo + Micro Si 135 47 2,88 61,3 3,41 9,5
Thin Film SHARP NA-F128 (G5) Si-amorfo + Micro Si 128 45,4 2,82 59,8 3,45 -0,3 0,07 -0,24 44 9 -5
Thin Film SHARP NA-F121 (G5) Si-amorfo + Micro Si 121 45 2,69 59,2 3,34 8,5
Thin Film QSSOLAR QS55DGF Si-amorfo 55 58,6 0,94 74,1 1,23 -0,28 0,09 -0,19 - - -
Thin Film SUNGEN* SG-NH85 Si-amorfo 85 98 0,87 135 1,12 - -
Thin Film SUNGEN* SG-NH90 Si-amorfo 90 100 0,9 136 1,14 -0,286 0,079 -0,269 - - -5
Thin Film SUNGEN* SG-NH95 Si-amorfo 95 102 0,93 138 1,17 - -
* No me asegura Datos estabilizados
ME
MO
RIA
DE
SCR
IPT
IVA
53
DATOS FABRICANTE VALORES LIMITES DATOS MECANICOS
Tipología Marca Modelo Material Tensión Máxima
(Vcc)
Carga Máxima (N/m2)
Corr. Inversa
Max. (A)
Temp. Func. (oC)
Numero y Conexión
Células
Diodo Bypass
Largo (mm)
Ancho (mm)
Prof. (mm)
Peso (kg)
Thin Film KANEKA GEA60 Si-amorfo -530 - - - 108 SI 990 960 40 13.7
Thin Film KANEKA U-EA100 Si-amorfo + Micro Si
Thin Film KANEKA U-EA105 Si-amorfo + Micro Si 600V - - - - SI 1210 1008 40 18.3
Thin Film KANEKA U-EA110 Si-amorfo + Micro Si
Thin Film SHARP NA-F135 (G5) Si-amorfo + Micro Si -40 180
Thin Film SHARP NA-F128 (G5) Si-amorfo + Micro Si 1000 2400 5 hasta 90 4x45 paralelo SI 1409 1009 46 19
Thin Film SHARP NA-F121 (G5) Si-amorfo + Micro Si
Thin Film QSSOLAR QS55DGF Si-amorfo 1000 - 3 hasta 85 - SI 1404 794 35 19,4
Thin Film SUNGEN* SG-NH85 Si-amorfo
Thin Film SUNGEN* SG-NH90 Si-amorfo 1000 2400 - hasta 85 - SI 1300 1100 6,8*1 24
Thin Film SUNGEN* SG-NH95 Si-amorfo
* No me asegura Datos estabilizados
*1 Sin armadura
ME
MO
RIA
DE
SCR
IPT
IVA
53
DATOS FABRICANTE
Marca Modelo Material Nacionalidad Garantía Potencia Garantía Producto Certificados
KANEKA GEA60 Si-amorfo Japón 90% 2 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 JIS: Japanese Inndustrial Standards
KANEKA U-EA100 Si-amorfo + Micro Si Japón 90% 2 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 JIS: Japanese Inndustrial Standards
KANEKA U-EA105 Si-amorfo + Micro Si Japón 90% 2 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 JIS: Japanese Inndustrial Standards
KANEKA U-EA110 Si-amorfo + Micro Si Japón 90% 2 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 JIS: Japanese Inndustrial Standards
SHARP NA-F135 (G5) Si-amorfo + Micro Si Alemania 90% 10 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 Clase II (VDE:400023069)
SHARP NA-F128 (G5) Si-amorfo + Micro Si Alemania 90% 10 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 Clase II (VDE:400023069)
SHARP NA-F121 (G5) Si-amorfo + Micro Si Alemania 90% 10 años 80% 25 años 5 años IEC 61646 IEC 61730 Clase II (VDE:400023069)
QSSOLAR QS55DGF Si-amorfo China 90% 10 años 80% 20 años 2 años IEC 61646 IEC 61730
SUNGEN SG-NH85 Si-amorfo China más 80% 20 años 2 años IEC 61646 IEC 61731
SUNGEN SG-NH90 Si-amorfo China más 80% 20 años 2 años IEC 61646 IEC 61732
SUNGEN SG-NH95 Si-amorfo China más 80% 20 años 2 años IEC 61646 IEC 61733
MEMORIA DESCRIPTIVA
56
En la comparativa de datos mostrados, falta el dato que hoy en día inclina la balanza hacia un fabricante u otro, y este no es otro que el precio. Los precios de los fabricantes chinos son más bajos que los japoneses y bastante más que los occidentales. Luego la cuestión radica en si podemos arriesgarnos a tener tanta incertidumbre en las prestaciones de los módulos para decantarnos por un fabricante chino, o por el contrario preferimos pagar más por módulos occidentales y eliminar esta incertidumbre.
DATOS ECONOMICOS Marca Modelo Precio (€/Wp)
KANEKA GEA60 1,15
KANEKA U-EA100
KANEKA U-EA105 1,36
KANEKA U-EA110
SHARP NA-F135
(G5)
SHARP NA-F128
(G5) 2
SHARP NA-F121
(G5) QSSOLAR QS55DGF 1,15 SUNGEN* SG-NH85 SUNGEN* SG-NH90 1,15 SUNGEN* SG-NH95
Estos datos obtenidos del suministrador EUROPE SUNFIELDS son orientativos, según el pedido puede variar el coste y las condiciones de pago.
Para nuestra planta optamos por módulos del fabricante SHARP, ya que se trata de una pequeña instalación de origen privado, en la que no tenemos problemas de espacio, pero si queremos garantizarnos un suministro a la red constante durante el mayor número posible de años y siempre con el menor coste posible de mantenimiento y prevención.
El modelo a emplear será el NA-F135 (G5).
MEMORIA DESCRIPTIVA
57
12. TECNOLOGÍA DE LOS SEGUIDORES.
12.1. SISTEMAS DE SEGUIMIENTO.
Las estructuras sobre las que se sujetan los módulos fotovoltaicos tienen la función de servir de soporte y fijación de los módulos, así como de darles una orientación e inclinación adecuada para captar la mayor irradiación posible. Las estructuras las pueden ser fijas o móviles. Las estructuras fijas son aquellas que cuya orientación e inclinación no pueden ser cambiadas. En contra, las estructuras móviles son aquellas que puede ser orientada, según sus grados de libertad, para captar mayor energía. Dentro de las estructuras móviles las clasificamos en:
- Orientación fija del campo y dos inclinaciones (invierno, verano). Aumenta un 2% respecto la captación fija.
- Seguimiento en eje horizontal, seguidor en altura. Aumenta 5% respecto la captación fija.
- Seguimiento en eje vertical, seguidor ciclo diario. Aumenta 25% respecto captación fija.
- Seguimiento en dos ejes. Aumenta entre un 30-40% respecto la captación fija. Una vez descritas brevemente las diferentes tecnologías, nos planteamos cuál de ellas debemos aplicar a la planta solar. Las ventajas que presenta la captación solar fija son:
- Menor coste de estructura. - Menor riesgo de avería, al no existir partes móviles. - Menor necesidad de mantenimiento, con su correspondiente disminución de
costes. - Menor extensión de terreno necesaria.
Pero el mayor inconveniente radica en la importante cantidad de energía solar que dejamos sin aprovechar para su generación en electricidad. 12.2. ELECCIÓN DEL SISTEMA.
En la actualidad las grandes plantas solares están apostando por seguidores en uno o dos ejes, pero esta opción es viable para grandes potencias instaladas. En un principio, los sistemas de seguimiento cobran interés en zonas donde el porcentaje (%) de radiación solar directa respecto la global es alto. Analizando los datos de irradiación en la ubicación de la parcela, sabemos que el porcentaje (%) de radiación solar directa respecto la global es del 59%, por lo que energéticamente, sería una ubicación propicia para la instalación de seguidores. Lo que está ocurriendo es que para pequeñas potencias instaladas, debido a la disminución de las primas en los últimos años, el costo de adquisición de seguidores más el costo de mantenimiento están haciendo que la rentabilidad de plantas con uso de seguidores baje considerablemente, hasta el punto de no ser rentables según en alguno tipos de seguidores. En un principio en la planta solar se instalaran estructuras fijas, con la opción de poder variar su inclinación según las estaciones del año. Este tipo de estructuras no aumentan el costo de adquisición de forma que ponga en peligro la rentabilidad del proyecto.
MEMORIA DESCRIPTIVA
58
Para tomar la decisión realizamos el correspondiente estudio económico y de producción. 12.2.1. ESTUDIO DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD.
Con módulos de Thin film realizamos los cálculos necesarios con la aplicación PVGIS para obtener la producción fotovoltaica si optamos por un estructura fija y con seguidores en dos ejes.
Potencia nominal del sistema de FV: 100.0 kW Pérdidas estimadas debido a la temperatura: 8% (valor genérico para áreas sin información de temperatura o para módulos de FV con la dependencia en temperatura desconocida) Pérdidas estimadas debido a efectos angulares de reflectancia: 2.7% Otras pérdidas (cables, inversor, etc.): 14.0% Pérdidas combinadas del sistema FV: 24.7%
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD FV Inclin.=33°, Orient.=0° Sistema de rastreo 2 ejes
Mes Producción
mensual (kWh) Producción
diaria (kWh) Producción
mensual (kWh) Producción
diaria (kWh)
Enero 9605 310 12778 412
Febrero 9299 332 12042 430
Marzo 13180 425 17814 575
Abril 12592 420 17256 575
Mayo 15086 487 22512 726
Junio 14944 498 23369 779
Julio 15306 494 23390 755
Agosto 15202 490 22070 712
Septiembre 13495 450 18295 610
Octubre 12350 398 16334 527
Noviembre 8621 287 11245 375
Diciembre 8174 264 10801 348 Media anual 12321 405 17326 570 Producción total anual
(kWh) 147854 207908
Figura1.
Figura2.
MEMORIA DESCRIPTIVA
59
Conclusiones: Observamos como la producción fotovoltaica aumenta un 40,62% con el uso de seguidores en dos ejes, tal como habíamos comentado anteriormente. Este aumento de producción es más notable en los meses de verano alcanzando un 52%, mientras que en los meses de invierno el aumento es de un 33%. Por tanto desde el punto de vista de la producción fotovoltaica, es evidente que los seguidores son eficaces. 12.2.2. ESTUDIO ECONÓMICO.
Sabemos que el uso de seguidores incrementa el precio de la planta entre 0,9€/Wp y 1,2 €/Wp. Por lo que si hacemos un estudio económico, análogo al realizado para la decisión de los módulos fotovoltaicos, podemos ver cómo afecta a la rentabilidad del proyecto el uso de seguidores. Volvemos a tomar como referencia los costes €/Wp de cada tecnología manejados por la empresa Síntegra Desarrollo especial de espacios. Procedemos a realizar un pequeño estudio económico, el cual consiste en simular dos plantas solares con tecnología Thin film, en una de las cuales se instalarán seguidores en dos ejes. Para ello, vamos a emplear la producción eléctrica FV obtenida en el apartado anterior, para ambas tecnologías, y los costes €/Wp ya mencionados. Los datos que se presentan a continuación han sido obtenidos mediante una hoja de cálculo específica para instalaciones fotovoltaicas, los cuales se presentan con detalle en el Anexo Estudio Económico Seguidores.
RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO
CON SEGUIDORES SIN SEGUIDORES
Coste total de la Instalación (€) 520.000 430.000
Coste total de la Tecnología (€/Wp) 5,2 4,30
Producción anual kWh/kWp 1.479 1.478
Producción anual kWh 147.854 147.784
V.A.N. (€) 2.078 68.960,70
Playback (años) 7,03 7,03
T.I.R. (%) 4,98 8,53
Rentabilidad media sobre inversión (%) 4,28 6,29
Para la obtención de estos datos se ha considerado que la venta de la energía se produce a 0,258602 €/kWh, el cual es el precio más bajo al que se ha pagado la energía eléctrica fotovoltaica en los últimos dos años, desde la entrada en vigor del RD 1578/2008. Del coste total se ha supuesto que el 20% es pagado por medios propios, mientras que el 80% restante es financiado en 15 años a 180 plazos con un tipo de interés del 3,97%. Conclusiones: La T.I.R. disminuye de un 8,53% a un 4,98%, es decir, la rentabilidad del proyecto disminuye en un 40%. Esta disminución de de rentabilidad, a pesar de obtener mayores
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ingresos, se produce por el aumento de los costes de mantenimiento. Los costes de mantenimiento se incrementan entorno 50-60% respecto estructura fija. En el caso de un escenario de subidas de primas, o de mayor competitividad de precios, no habría dudas del uso de seguidores ya que desde el punto de vista energético es mucho más ventajoso.
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13. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN.
13.1. RADIACIÓN SOLAR.
Sabemos que las condiciones de funcionamiento de un modulo fotovoltaico depende de la radiación solar y de la temperatura de funcionamiento del mismo. Por tanto debemos disponer de datos actualizados y de fuentes fiables, de la radiación solar del emplazamiento.
Las características geográficas donde se va a instalar la planta, el clima y las condiciones atmosféricas de la zona, son el parámetro más importante para conocer la cantidad de radiación solar que disponemos para su captación.
Para realizar el estudio de radiación solar disponible empleamos la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la aplicación Photovoltaic Geographical
Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research Centre de la European
Commission.
Una vez localizada estas dos bases de datos, ambas de carácter oficial, podremos estudiar la irradiación captada según diferentes inclinaciones, y con los datos obtenidos, determinar la inclinación más favorable para la captación en las diferentes épocas del año.
Figura1. Radiación Solar España
En los cálculos realizados, se muestran con exactitud, la radiación global mensual y la radiación global media diaria para las inclinaciones 0°, 15°, 20°, 25°, 30°, 35°, 40°, 45°,
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50°, 55° y 60°. Además, se analizan los mismos datos para en ángulo optimo de captación obtenido, el cual es 33°.
13.2. VALORES EXTREMOS DE TEMPERATURA.
De las mismas fuentes empleadas para la radiación solar, y del histórico de la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET), se conocen los datos de temperaturas máximas y mínimas, así como de horas solares media al año en el emplazamiento de la planta.
Temperaturas extremas Meses Tª media máxima (°C) Tª media mínima (°C) Horas de sol
Enero 15,4 4 177 Febrero 17,1 5,1 179 Marzo 20,1 6,1 219 Abril 21,5 8 231 Mayo 25,1 10,9 287 Junio 30,1 14,3 317 Julio 34,6 17,4 352 Agosto 34,3 18,2 332 Septiembre 30,9 16,1 244 Octubre 24,9 12,1 218 Noviembre 19,6 7,9 180 Diciembre 16,4 5,7 160 Año 24,2 10,5 2901
Figura2. Temperaturas
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Destacamos que es en julio cuando se suelen producir las temperaturas más altas, aunque eso no quiere decir que sea el mes más caluroso, porque como mostramos en los datos posteriores, el mes donde se alcanza una temperatura media diurna más alta es agosto.
Temperaturas Medias Meses Diurna (°C) Diaria (°C)
Enero 12,8 11,6 Febrero 14,1 12,7 Marzo 17,1 15,4 Abril 18,9 17 Mayo 22 20,1 Junio 26,3 24,2 Julio 28,4 26,4 Agosto 28,6 26,6 Septiembre 25,6 23,7 Octubre 21,9 20,3 Noviembre 16,7 15,3 Diciembre 13,7 12,5 Año 20,5 18,8
Analizando el histórico de temperaturas en los últimos 50 años llegamos a las siguientes conclusiones:
Histórico Variable Temperatura (°C) Fecha
Tª máxima absoluta 46,6 16 julio 1967 Tª media de las máx. más alta 37,7 Julio 1989 Tª media de las min. más baja -0,3 Enero 2005 Tª media más alta 29,5 Agosto 2010 Tª media más baja 6,3 Febrero 1956 Tª min. Absoluta -8,0 27 enero 1976
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13.3. MÓDULO FOTOVOLTAICO.
El módulo FV a instalar será el modelo NA-F135 (G5) de la marca Sharp. Como ya se ha comentado, se trata de un módulo de capa fina de la serie NA que se compone de una capa de silicio amorfo y otra de silicio micro-cristalino. Esta estructura en tándem absorbe tanto los componentes visibles como los invisibles del espectro solar, con lo que se aprovecha la energía solar con mayor eficiencia. Según fabricante, todos los módulos de la serie NA ofrecen una óptima integración del de sistema a nivel técnico y económico y resultan idóneos para FV conectadas a la red.
13.3.1. DATOS TÉCNICOS.
• Estructura en tándem de una capa de silicio amorfo y otra de micro-cristalino con un coeficiente del modulo estabilizado hasta 9.5%.
• Optimizado para sistemas FV conectados a la red.
• Utilización de vidrio blanco, plásticos EVA y lámina resistente a la intemperie, así como un marco de aluminio anodizado plata para la utilización a largo plazo. Este marco garantiza el montaje sencillo y seguro.
• El módulo puede ser manejado y montado por una persona.
• Gran rendimiento energético por vatio tanto a altas temperaturas como con luz difusa.
• Salida: cable de conexión con conector estanco.
Datos mecánicos Célula Tándem Si-amorfo + micro-Si Numero y conexión de células 180 células (4 x 45 paralelo) Dimensiones 1.409 x 1.009 x 46 mm Superficie 1,42 m2 Peso 19 kg Tipo de conexión Cable con conector MC-3 Diodos de Bypass 1
Datos eléctricos Valor
Inicial Valor
Nominal Potencia nominal (Wp) 158,9 135 Tensión en circuito abierto Voc 62,5 61,3 Corriente de cortocircuito Isc 3,49 3,41 Tensión en el punto de máxima potencia Vpm 49,7 47 Corriente en el punto máxima potencia Ipm 3,2 2,88 Corriente de rendimiento del modulo hm 9,5
NOCT 44 Coeficiente de temperatura – tensión en circuito abierto
aVoc -0,30 -0,30
Coeficiente de temperatura / corriente de cortocircuito
aIsc +0,07 +0,07
Coeficiente de temperatura potencia aPm -0,24 -0,24
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Valores límites Humedad relativa del aire en almacén Hasta 90 % Temperatura de funcionamiento (célula) -40 hasta -90 °C temperatura en el almacén -40 hasta -90 °C Tensión máxima del sistema 1.000 Vcc Capacidad de cargas máxima 2.400 N/m2 Corriente inversa máxima 5 A
Los valores eléctricos se refieren a condiciones de prueba estándar (STC): Irradiación de 1.000 W/m2 con un espectro de luz de 1,5 AM a una temperatura de célula de 25°C. La entrega de potencia está sujeta a una tolerancia inferior de fabricación de -5%.
Condiciones NOCT: irradiación a 800 W/m2, temperatura ambiente 20°C y velocidad del viento 1 m/s.
13.3.2. CURVAS CARACTERÍSTICAS.
Figura3.
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13.3.3. DIMENSIONES EXTERIORES.
Figura4.
13.3.4. CALIDAD DE SHARP.
Todos los módulos de Sharp son sometidos a ensayos ópticos, mecánicos y eléctricos, los cuales garantizan una calidad duradera. Cumplen con la normativa exigida en la comunidad europea, IEC 61646, IEC 61730, Clase II (VDE: 400023069).
Los módulos disponen de 5 años de garantía, 10 años de garantía de rendimiento al 90% de la potencia y 25 años de garantía de rendimiento al 80%.
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13.4. INVERSOR.
El inversor es el componente tecnológico más importante de toda planta solar que convierte la corriente continua generada en las células solares en corriente alterna usada en las redes. Además es responsable, en su función de gestión inteligente de sistemas, de la monitorización del rendimiento y de la gestión de red. El inversor elegido para el proyecto es el modelo SUNNY CENTRAL 100 OUTDOOR/ INDOOR HE de la marca SMA. Potente y eficiente, el Sunny Central 100 Outdoor es el inversor más indicado para la realización de grandes plantas solares al aire libre. Gracias a su carcasa resistente a la intemperie y a su rango de temperatura ampliado, el Sunny Central 100 Outdoor es el equipo perfecto para el funcionamiento fiable en exteriores, incluso bajo condiciones ambientales extremas. Para los propietarios de instalaciones representa un beneficio por partida doble: por un lado su construcción compacta reduce los costes de montaje, y por el otro, gracias a la innovadora tecnología de transformadores, se ha podido aumentar el rendimiento aún más. Así, el Sunny central 100 Outdoor es uno de los inversores centrales más eficientes de su clase. El equipo Indoor es idéntico en apariencia al Sunny Central100 Outdoor, pero por su sistema de ventilación especial resulta óptimo para la utilización en interiores. 13.4.1. DATOS TÉCNICOS.
Sunny Central 100 Indoor / HE*
Valores de entrada Potencia nominal CC 105 kW / 103 kW Potencia fotovoltaica máx. (recomendada), (PPV)
115 kWp1)
Rango de tensión CC, MPPT (UDC) 450 V – 820 V Tensión de CC máx. admisible (UDC, max) 900 V / opcional 1000 V Corriente continua máx. permisible (IDC,
max) 235 A
Factor de distorsión de la tensión fotovoltaica (UPP)
< 3 %
No. de entradas de CC (punto de conexión no protegido)
3 x positivas, tornillos de M12 3 x negativas, tornillos de M12
Valores de salida
Potencia nominal de CA (PAC) 100 kW Tensión de trabajo, red ±10 % (UAC) 400 V / 300 V Corriente nominal de CA (ICA, nom) 145 A / 193 A Estructura de la red red TT, TN-S, TN-C Rango de trabajo de la frecuencia de red (fAC)
50 Hz – 60 Hz
Distorsión de la corriente de red < 3 % a potencia nominal Factor de potencia (cosϕϕϕϕ) ≥ 0,99 a potencia nominal Rendimiento
Rendimiento máximo PCA, nom (η) 97,6 % / 98,5 % Rendimiento europeo (η) 97,0 % / 98,3 % Dimensiones y peso
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Ancho / alto / fondo (mm) (A / H / F) 1280 / 1835 / 830 Peso (aprox.) 925 kg / 505 kg Consumo de potencia
Consumo característico en stand-by (Pnight) < ca. 50 W Tensión auxiliar externa / estructura de la red
230 V, 50/60 Hz TN-S, TN-C o TT Netz (Opcional / Sí)
Fusible de entrada exterior para alimentación auxiliar
B 16 A, de 1 polo
Consumo característico en funcionamiento (Pday)
< 1000 W
Interfaces SCC (Sunny Central Control)
Comunicación (NET Piggy Back, opcional) analógico, ISDN, Ethernet Entradas analógicas opcional 1x PT 100, 2x Ain3) Protección de sobretensión para entradas analógicas
opcional
Conexión del SunnyString Monitor (COM1) RS485 Conexión PC (COM3) RS232 Contacto sin potencial (alarmas de fallos externos)
1
Características
Display (SCC) Sí Monitorización de toma a tierra Sí (ajuste opcional)
Interruptor de emergencia Sí Interruptor de potencia en el lado de CA Sí / seccionador para ruptura de
potencia Interruptor de potencia en el lado de CC accionado por motor Descargadores de sobretensión CA / CC monitorizados
(opcional / sí)
Descargadores de sobretensión monitorizados, alimentación auxiliar
opcional
Estándar
CEM EN 61000-6-2, EN 61000-6-4 Conformidad CE Sí Tipo de protección y condiciones ambientales
Tipo de protección según EN 60529 IP21 1. Grado de protección según EN 60721-3-4, condiciones ambientales: aplicación estacionaria, no protegido contra la intemperie 2. Grado de protección según EN 60721-3-3, condiciones ambientales: aplicación estacionaria, protegido contra la intemperie
2. Clasificación de • sustancias químicamente activas: 3C1L • sustancias mecánicamente activas: 3S2
Temperaturas ambiente admisibles (T) –20 °C ... +50 °C Humedad relativa del aire, sin condensación (Uaire)
15 % ... 95 %
Altitud máx. sobre el nivel del mar (NN) 1000 m Consumo de aire fresco (Vaire) 2300 m³ / h
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Conducción de aire aspiración y expulsión a través del techo
Indicación de tipo SC 100-10
HE: High Efficiency (alta eficiencia), inversor sin separación galvánica para la conexión en el transformador de media tensión 1. Datos válidos para valores de radiación = 1.000 (kWh/ (kWp x año)). 2. Rendimiento medido sin autoalimentación a UCC = 500 V. 3. Conexión de un sensor analógico con técnica de dos y cuatro conductores. 4. Cumplimiento de los valores nominales hasta una temperatura ambiente de +40 °C, cumplimiento de los valores nominales durante dos horas si la temperatura ambiente es de +50 °C. 5. UDC min a UACN ±5 % y cosϕ = 1. 6. Pnom a UACN ±5 % y cosϕ = 1. 13.4.2. CURVA CARACTERÍSTICA.
Figura5.
Se observa como el máximo rendimiento del inversor se produce cuando está al 25 % de su capacidad (Potencia CC inversor/Potencia CC nominal Inversor), y como el rendimiento cae conforme aumenta la potencia suministrada. Aunque la caída de rendimiento máxima no alcanza el 2%, es recomendable que la relación potencia máxima CC inversor/ potencia pico generador se encuentre dentro del rango 95%-115%.
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13.4.3. DIMENSIONES EXTERIORES.
Dimensiones y Peso
Ancho / alto / fondo (mm) 1280 / 1835 / 830 Peso (aprox.) 925 kg / 505 kg Figura6.
13.4.4. MONITORIZACIÓN Y COMUNICACIONES.
El inversor dispondrá de monitorización para gestión de los datos de energía producida, control de los parámetros del inversor, así como otras variables que se consideren oportunas. Además de capacidad de regulación y monitorización de la red. Por tanto se prevé que el inversor vaya acompañado de un PC con el software necesario.
La misma empresa suministradora del inversor tiene en el mercado los complementos oportunos para el inversor.
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13.5. CAMPO SOLAR
13.5.1. DIMENSIONES DEL CAMPO SOLAR.
El campo solar o generador fotovoltaico consta de una extensión de 1034,98 m2 de paneles fotovoltaicos. Esta extensión la conforman 728 módulos los cuales se agrupan en 56 conjuntos, conectados en paralelo. Cada conjunto está compuesto por 13 módulos conectados en serie.
Tal como se puede observar en el Plano nº Implantación del campo solar, estos conjuntos se encontrarán instalados en 11 filas diferentes. A cada una de estas filas las denominamos ramal y forman lo que denominamos un subgenerador. En la siguiente tabla se muestran la composición de los subgeneradores.
Implantación de Módulos FV
String Subgenerador Nº Conjuntos Nº Generadores
S1
1 2 26
2 3 39
3 4 52
4 5 65
5 6 78
6 6 78
S2 7 6 78
8 6 78
S3
9 6 78
10 6 78
11 6 78
Total 3 11 56 728
Reservaremos una superficie de 18,317 metros por 1 metro para la colocación de los conjuntos de módulos con sus respectivas estructuras regulables. La distancia entre filas de estas zonas reservadas es de 4 metros, siendo superior a la distancia mínima de 3,60 metros calculada para que evitar sombras entre módulos de filas diferentes.
13.5.2. CONEXIÓN ELÉCTRICA DE DEL CAMPO SOLAR.
Todas las conexiones eléctricas necesarias se llevaran a cabo en diferentes cajas de conexión localizadas a lo largo de toda la extensión ocupada por el campo solar. Distinguimos tres tipos de cajas e conexión.
- Cada grupo de módulos conectados en serie dispone de una Caja Conexión XX.X donde las dos primeras cifras indican el numero de fila al que corresponde y la segunda cifra indica el orden que ocupa el conjunto en la fila. Las referencias se encuentran ordenadas de Norte a Sur y de Oeste a Este. Así por ejemplo; la referencia 7.2 indica la caja de conexión localizada en la séptima fila en segundo lugar. En total contabilizamos 56 Cajas de Conexión
- Al final de cada ramal encontramos una Caja de Conexión de Subgenerador SUB.X donde la última cifra indica el número del subgenerador al que corresponde. De igual manera, las
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referencias se encuentran ordenadas de Norte a Sur. En total contabilizamos 11 Cajas de Conexión de Subgenerador.
- Existen además unas cajas de conexión denominadas Cajas Sumadoras de donde parten los String hacia el inversor. El inversor de referencia tiene capacidad para 3 String, está es la razón por la que no se pueden conectar los 56 String correspondientes a los 56 conjuntos conectados en paralelo. Las Cajas Sumadoras se denominan S.X, donde la última cifra indica el número del String al que corresponde. De igual manera, las referencias se encuentran ordenadas de Norte a Sur.
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13.6. ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO.
Como se concluyó en el estudio de la elección del sistema de seguimiento, hoy en día a pesar de ser energéticamente más eficaz el uso de seguidores en dos ejes, el coste de adquisición y de mantenimiento de esta tecnología hacen que no sea viable esta opción.
Debido a la necesidad de obtener la máxima cantidad de radiación solar posible al menor coste, es por lo que optamos por la instalación módulos fotovoltaicos regulables en inclinación. Con este sistema aumentaremos la radiación captada en más de un 5% respecto a la inclinación fija, sin apena apreciar un aumento del coste de mantenimiento. Si bien es cierto que el coste de adquisición de las estructuras con inclinación regulable se verá encarecido.
13.6.1. INCLINACIÓN REGULABLE.
Respaldándonos en los datos del estudio de radiación solar realizado (Memoria de
cálculos), establecemos cuatro inclinaciones posibles a lo largo del año: 150, 250,300 y 500. En la siguiente tabla se presenta la inclinación de los módulos para cada mes del año.
Inclinación de la estructura regulable Mes Inclinación (Grados) Enero 50° Febrero 50° Marzo 30° Abril 25° Mayo 15° Junio 15° Julio 15° Agosto 25° Septiembre 30° Octubre 50° Noviembre 50° Diciembre 50°
Debemos pues disponer de una estructura soporte de los módulos fotovoltaicos capaz de variar realizar una adaptación estacional del ángulo de elevación de los módulos.
13.6.2. ELECCIÓN DEL DISEÑO.
Vamos a proponer una estructura soporte diseñada por nosotros mismos, por tanto la estructura soporte no será definitiva hasta que el diseño no sea validado por el fabricante su fabricante. Por este motivo, pasamos a describir brevemente como serían las estructuras portantes con el diseño propuesto y con un diseño alternativo en caso de no ser validado el primero.
13.6.2.1. DISEÑO PROPUESTO.
Mediante el diseño propuesto, por el cual existe una estructura portante con inclinación regulable por cada módulo, existen 728 estructuras. Las cuales están agrupadas de la
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misma forma se comentó estaban agrupados los módulos, en conjunto de 13 estructuras, y formando un total de 56 grupos.
A pesar de ser estructuras independientes para cada módulo, las estructuras de un mismo conjunto tendrán la opción de poder ser fijadas a la estructura adyacente mediante pasadores. De esta forma se conseguirá una mayor firmeza y rigidez del conjunto.
Subgenerador Nº Conjuntos Nº Estructuras
1 2 26
2 3 39
3 4 52
4 5 65
5 6 78
6 6 78
7 6 78
8 6 78
9 6 78
10 6 78
11 6 78
Total 11 56 728
Con el diseño de esta estructura se ha primado la facilidad para las labores de mantenimiento, sustitución y regulación del conjunto Estructura-Módulo. Una sola persona es capaz de regular la inclinación de cada módulo. El disponer de estructuras independientes para cada módulo hace que el montaje de la instalación sea de una dificultad algo mayor, con respecto a la opción de una sola estructura por conjunto.
Para la validación de la estructura se utiliza la norma NBE-EA-95 para estructuras de acero en la edificación.
Al tratarse de un diseño experimental no se podrá dar un dato exacto del coste de la estructura.
13.6.2.2. DISEÑO ALTERNATIVO.
En caso de no ser poder ser llevada a cabo la estructura propuesta, se optará por una estructura clásica para este tipo de instalaciones. Cada conjunto de 13 módulos estará formado por una sola estructura regulable.
Total Nº Estructuras 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 56 Subgenerador 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 11
Con este tipo de estructura se gana rapidez y mayor facilidad de montaje, pero se pierde la capacidad de regulación de cada módulo por separado. Respecto a los trabajos de mantenimiento y regulación, no hay diferencias notables con el primer diseño, aunque si es verdad que se puede perder la característica de regulación de la inclinación por una sola persona.
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Este tipo de estructura están bastante extendida en el mercado, por lo que el coste de adquisición de las mismas presuponemos que pueda ser algo menor que el diseño experimental.
13.6.3. DESCRIPCIÓN DEL DISEÑO.
Existe una empresa alemana denominada SCHLETTER GMGH la cual presenta entre sus productos una estructura de prestaciones similares a las que queremos conseguir con nuestro diseño. Basándonos en esta, podemos describir las características de la estructura.
-Cimentación: se utilizan perfiles trapezoidales galvanizados en calor en diferentes tamaños. La forma especial y desarrollada del trapecio garantiza simultáneamente un empotramiento óptimo en el suelo y una rigidez máxima. De tal manera se alcanza, que las fuerzas del empotramiento puedan transmitirse también hasta el punto máximo de conexión y que de este modo las instalaciones consigan una estabilidad óptima frente a cargas de viento y de nieve. La introducción de los perfiles trapezoidales en el suelo se lleva a cabo con arietes hidráulicos especiales y parsimoniosos sobre el terreno. Sobre todo el método con arietes se aconseja en las instalaciones grandes (rendimiento aproximado 100 kV/día).
Figura6. Estructura
Figura7. Estructura
-Soporte Marco fotovoltaico: perfiles de aluminio MgSi05 /EN AW 6063, EN AW 6005, en todos los perfiles están integradas las ranuras correspondientes de fijación para posibilitar un montaje fácil. Fijadores adecuados están disponibles para los módulos de película fina. En la estructura de diseño se propone un soporte individual para cada módulo fotovoltaico con posibilidad de que estas puedan estar unidas cuando la estructura esté fija, mediante cualquier unión móvil. En el diseño propuesto la adaptación estacional del ángulo de elevación se realiza mediante la introducción de una barra en la ranura correspondiente. La estructura soporte del marco fotovoltaico descansa sobre una barra cilíndrica la cual permite un grado de libertad. La barra cilíndrica apoya en un cojinete situado en el extremo superior del perfil trapezoidal permitiendo el giro del cilindro sobre el apoyo. En la siguiente figura se muestra un diseño preliminar de la estructura.
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Figura8. Estructura
En el Plano nº 4.1. se muestra la estructura propuesta, así como imágenes de la estructura ofrecida por SCHLETTER GMGH. 13.6.4. IMPLANTACIÓN DE LA ESTRUCTURA.
Tal como se ha comentado existirán 728 estructuras instaladas en el terreno mediante la técnica del hincado o enclavamiento. La distancia entre los perfiles de un mismo conjunto o conjunto adyacente será 1,409 metros, mientras que la distancia con un perfil de una fila adyacente será de aproximadamente 5 metros. En el Plano nº 4.2 se muestra la implantación de los perfiles a instalar. 13.6.5. ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA.
Para la validación de la estructura se utiliza la norma NBE-EA-95 para estructuras de acero en la edificación, asegurándose un buen anclaje de las estructura, y resistencia de con los módulos instalados, a sobrecargas por viento y nieve, de acuerdo con la normativa básica de la edificación CTE-SE-AE. Acciones calculas detalladamente en la memoria de cálculo.
CUADRO RESUMEN ACCIONES A LAS QUE PUEDE ESTAR SOMETIDA LA ESTRUCTURA Acción
Peso Propio Determinar por fabricante Determinar por fabricante Peso de la Carga O,131 13,38 Viento
Norte-Sur 3,969 405 Sur-Norte 2,822 287,9
Sobrecarga por Nieve 0,2 20
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13.6.6. FABRICANTES DE ESTRUCTURAS.
La empresa alemana SCHLETTER GMGH, como ya se ha comentado, trabaja con una estructura similar a la diseñada por nosotros. Razón esta, por lo que resultaría interesante el contacto para la validación de una nuestra estructura, o la conveniente adaptación a nuestra exigencias, de la estructura instalada por ellos.
Figura9. Estructura SCHLETTER GMGH.
Figura 10. Estructura HIASA GRUPO GONVARRI.
En caso de optar por una única estructura por grupo o conjunto de 13 módulos, nos interesamos por la estructura regulable sobre pilotes de la empresa HIASA GRUPO
GONVARRI. Habría que estudiar la adaptación de su estructura de dos filas de paneles a una fila de paneles, ya que nuestra planta no está diseñada para estructuras que alcancen esa altura. En caso de por razones de viabilidad se opte por estructura con inclinación fija, esta misma estructura es compatible con esta opción. Se adjunta en el anexo correspondiente, la información disponible sobre la estructuras ofertadas por ambos fabricantes.
13.7. SERVICIOS AUXILIARES.
La planta cuenta con unas series de servicios auxiliares que son indispensables de alimentar para el funcionamiento de la planta. La alimentación de estos servicios se ha de realizar mediante la energía proveniente del campo solar cuando este está inyectando energía a red. Cuando no se esté inyectando energía a red, será esta la que suministre energía a estos servicios, en caso de que sea necesario.
En la siguiente tabla se encuentran tabulados los servicios auxiliares o autoconsumos a tener en cuenta en la planta con la potencia estimada consumida por cada uno de ellos.
DENOMINACIÓN ITEM POTENCIA FP Simul. Factor
(k) Un (V) In (A)
Pn (W) Sn
(VA)
Alumbrado exterior AEX 1500 1500 1 0,5 1,8 1F CA 230 3,77
Alumbrado interior AI 500 500 1 0,5 1,8 1F CA 230 1,26
Fuerza FZA 2000 2000 1 1 1,25 1F CA 230 5,02
Equipo extractores EXT 1500 1500 1 1 1,25 1F CA 230 3,77
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Sistema de Datos SDT 2000 2000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Sistema Intrusismo SI 1000 1000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Sistema Detección Incendios SDI 1000 1000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Iluminación Emergencia AEM 120 120 1 0,33 1 1F CA 230 0,30
Otro Usos - Inversor OTU 2000 2000 1 1 1,25 1F CA 230 5,02
Potencia Simultanea 9339,6 1 1 3F CA 400 15,21
Potencia Instalada 10620 10620
Como se muestra en la tabla, se dispone de una potencia instalada de 11,62 kW. Aplicando los coeficientes de simultaneidad correspondientes obtenemos una potencia de 10,54 kW. Al tratarse de una instalación fotovoltaica de baja potencia de generación, intentaremos minimizar la energía destinada a los autoconsumos.
Cabría mencionar que según especificaciones del fabricante, el inversor tiene un consumo de potencia menor a 1000 W cuando está funcionando y de 50 W cuando se encuentra en modo de Stand-By (horario nocturno). Por tanto este consumo de potencia se está teniendo en cuenta.
Todos estos consumos dispondrán de sus correspondientes salidas en el cuadro de BT instalado en el edificio del inversor.
Alumbrado Exterior.
La planta contará con un sistema de alumbrado exterior capaz de proporcionar una luz uniforme a la periferia de los dos edificios y el acceso a la instalación. No se considera necesario la iluminación del resto de la planta.
Alumbrado interior.
La planta contará con un sistema de alumbrado interior capaz de proporcionar una luz uniforme en el interior del edificio del inversor y en el centro de transformación.
Tomas de fuerzas.
La instalación de fuerzas se compondrá por una toma triple de corriente.
Equipo Extractores.
Debido al calor que suelen desprender los equipos inversores. El edificio de inversores contará además de con ventilación propia natural, de un equipo climatizador de extracción de aire con termostato para regulación de temperatura de comienzo de extracción.
Sistema de datos.
Sistema de adquisición de datos provenientes del inversor. Instalación de PC.
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Sistema intrusismo.
Sistema de alarma visual y acústica en el acceso a la planta y al edificio inversor.
Sistema detección de incendios e iluminación de emergencia.
Sistema de detección de incendios en el edificio del inversor.
Otros Usos.
Salida reservada en el cuadro de BT para futuros usos.
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14. ESTUDIO ENERGÉTICO.
Para la solicitud en el régimen especial de la instalación fotovoltaica, es necesario que esta memoria incluya producciones mensuales máximas teóricas en función de la radiación, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación.
En la memoria de cálculo y en los anexos a los que esta hace referencia podemos encontrar todos los parámetros antes citados, los cuales mediante la aplicación de una formula recogida en el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, del IDAE, se podrá estimar la energía anual esperada. 14.1. RADIACIÓN EFECTIVA.
La radiación efectiva en la localización de la planta fotovoltaica realizando una captación mediante paneles de inclinación regulable a 50°, 30°, 25°y 15°, se muestra en la siguiente tabla:
RADIACIÓN MEDIA DIARIA Gdm(a,b)
kWh/m2∙día ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media 50° 50° 30° 25° 15° 15° 15° 25° 30° 50° 50° 50° 4,02 5,08 5,60 6,33 7,00 7,60 7,66 7,14 6,11 4,94 4,24 3,38 5,76 Estos datos vienen respaldados en la correspondiente sección de la memoria de cálculo en la sección 2.1, 2.2 y 6.1. 14.2. PERFORMANCE RATIO.
El Performance Ratio (PR) o Factor de Rendimiento Total es el valor que se emplea para medir el rendimiento de una instalación una vez descontadas las pérdidas de potencia inherentes a un sistema fotovoltaico, y por lo tanto, es un parámetro completamente independiente de la irradiación. En una ubicación dada, hay que trabajar para que el PR sea máximo o las pérdidas mínimas. Luego podemos definir el PR como un parámetro que mide la relación entre la energía que un sistema fotovoltaico vente a la red, y la que vendería un hipotético sistema fotovoltaico ideal, libre de pérdidas.
Un PR medio por debajo del 70% (es decir, con pérdidas del 30%) es el mínimo valor que cabría esperar (por debajo sería enormemente ineficiente, aunque no descartable en días o incluso horas determinadas). No resultaría descabellado sobrepasar sin demasiados problemas el 75%, y en determinadas ocasiones, incluso el 80%.
Una fórmula que expresa el significado de PR es la mostrada a continuación:
Donde definimos los términos
Potencia pico del generador kWh
Potencia pico del generador kWp
MEMORIA DESCRIPTIVA
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Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador kWh/(m2∙día)
Valor de irradiación sobre superficie horizontal en condiciones estándar kWh/(m2∙día)
Para el cálculo de PR vamos por tanto a necesitar conocer todas las pérdidas existentes en la instalación fotovoltaica, ya que cuantifica porcentualmente las pérdidas de nuestra instalación.
PÉRDIDAS FIJAS Pérdidas por orientación 0% Pérdidas por inclinación 0,12% Pérdidas CC 1,265% Pérdidas CA 0,01% Pérdidas Inversor 3% Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia 3% Pérdidas transformador. 2% Pérdidas por disponibilidad. 1% Pérdidas por polvo y suciedad 3%
Pérdidas Por Sombreado
Pérdidas por Temperatura
Enero 1 0,53 Febrero 1 1,01 Marzo 1 1,62 Abril 1 1,95 Mayo 5,5 3,20 Junio 5,5 4,18 Julio 5,5 4,35 Agosto 1 4,48 Septiembre 1 3,56 Octubre 1 2,93 Noviembre 1 1,05 Diciembre 1 0,57
Todas estas pérdidas se encuentran detalladamente estudiadas en la sección 5 de la memoria de cálculo.
PERFORMACE RATIO (%) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07 85,07
PERFORMACE RATIO PROMEDIO (%) 82,02
En la siguiente ilustración se muestra en un diagrama de barras la variación mensual durante un año del Performance Ratio (%) calculado anteriormente.
MEMORIA DESCRIPTIVA
82
14.3. PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA.
Se presentan la estimación de producción bruta anual, desglosada mes a mes, y la producción bruta promedio. La obtención de estos resultados se encuentra detallada en la memoria de cálculo sección 6.1.2.
Mes Ep Mes Ep
kWh/mes kWh/mes
Enero 12.235,86 Julio 23.341,50
Febrero 13.985,24 Agosto 21.749,36
Marzo 17.061,41 Septiembre 18.014,72
Abril 18.653,54 Octubre 15.036,84
Mayo 21.336,59 Noviembre 12.491,38
Junio 22.417,69 Diciembre 10.289,92
Promedio 16975,68
Producción Estimada Anual Bruta 206.614,04 kWh
14.4. PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA.
Se presentan la estimación de producción bruta Neta, desglosada mes a mes, y la producción bruta promedio. La obtención de estos resultados se encuentra detallada en la memoria de cálculo sección 6.1.3.
Mes Ep Mes Ep
kWh/mes kWh/mes
Enero 10.408,96 Julio 17.915,38
Febrero 11.830,14 Agosto 17.643,59
Marzo 14.328,64 Septiembre 14.779,63
Abril 15.603,83 Octubre 12.431,03
Mayo 16.620,83 Noviembre 10.561,98
Junio 17.242,94 Diciembre 8.749,39
Promedio 13.924,00
MEMORIA DESCRIPTIVA
83
Producción Estimada Anual Neta 168.116,35kWh
Producción Estimada Bruta 206.614,04 kWh
Producción Estimada Neta 168.116,35 kWh
Pérdidas 18,63 %
14.5. HORAS SOL PICO (HSP).
Para evaluar la energía que un panel puede producir diariamente en una determinada localidad resulta útil el concepto del número de horas de sol pico (H.S.P.) del lugar en cuestión y que no es otra cosa que el valor de la energía H total incidente sobre una superficie horizontal de 1 m2. El significado de "horas de sol pico" es el de horas de sol a una intensidad de 1000W/m2.
El número de H.S.P. se calcula mediante la fórmula:
MEMORIA DESCRIPTIVA
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La ventaja de utilizar este concepto de las H. S. P. es que permite evaluar más rápidamente los rendimientos energéticos. Si queremos conocer la producción estimada tendríamos que multiplicar las HSP por la Potencia pico un panel por el numero de paneles.
En el factor de corrección 0,9 se incluyen las pérdidas adicionales debidas, por ejemplo, a la posible suciedad de los paneles, pérdidas por reflexión en los momentos de incidencia oblicua, etc.,... En aquellos casos en que la potencia P tomada del fabricante sea referida a las condiciones reales de trabajo, no hará falta utilizar el coeficiente 0,9.
Si los paneles están instalados horizontalmente, la potencia producida por una panel en un día vendrá dada por el producto de la potencia nominal del panel P por el número de horas de sol pico. En el caso, como normalmente ocurre, que estén inclinados habrá que calcular el número de H.S.P. pero referidas a esa inclinación, es decir, hallar la energía total incidente sobre 1 m2 con esa inclinación y hallar el número de H.S.P., equivalentes.
HSP mes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5 124,5
HSP Año 2102,3
HSP mes
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 5,43 6,31 6,39 6,71 7,15 7,69 7,82 7,64 7,09 6,57 6,23 4,93
MEMORIA DESCRIPTIVA
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14.6. GANANCIAS INCLINACIÓN REGULABLE.
Calculamos el beneficio energético obtenido si optáramos por una estructura que nos permita regular la inclinación.
Producción Estimada Bruta (kWh/año) Inclinación Fija 30 198.682,85
Inclinación Variable 206.614,04
Aumento de la producción Bruta: 7.931,20 kWh/año 3,84%
Si traducimos este valor a términos económicos podemos obtener un dato importante para vez la conveniencia o no de proyectar la estructura de los paneles fotovoltaicos con inclinación variable.
Al precio actual de la tarifa regulada 17,6c€/kWh: Ganancias Anuales 1.395,89 € Al precio de tarifa regulada 25,6c€/kWh: Ganancias Anuales 2.030,39 €
En la actualidad a pesar de ser energéticamente más favorable la utilización de una estructura con inclinación variable parece ser, que el beneficio económico no va a compensar la inversión realizada. Además del coste añadido de la propia estructura habría que incluir los costes de mantenimiento que supondría el personal encargado de realizar los trabajos de variación del ángulo de inclinación, a no ser que se opte por la automatización del proceso.
Teniendo en cuenta los 6 cambios de inclinación proyectados a lo largo del año, el coste de contratar a una persona para realizar estos cambios superará con creces las ganancias por inclinación variable.
Tras estos resultados, una vez decidida la ejecución de la instalación deberíamos realizar un estudio económico sobre la viabilidad de instalar estructuras que permitan una inclinación variable de los paneles. En concreto, como parece claro que la operación manual de la inclinación no es rentable, se deberá estudiar la opción de automatizar las operaciones de regulación de la inclinación. De lo contario, se proyectará la instalación con una estructura con inclinación fija en su grado óptimo de 33°.
No se considera necesario la descripción del estudio energético el proyecto con inclinación fija, si bien, en la Memoria de Cálculos en la sección 6.2. se ha realizado el correspondiente estudio energético, de igual manera que el realizado para el caso de estructura con inclinación variable.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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15. INSTALACIÓN ELECTRICA DE BAJA TENSIÓN.
La red de baja tensión descrita en este capítulo incluye los la instalación en corriente continua (CC) desde los generadores fotovoltaico hasta la entrada al inversor, la instalación en corriente alterna (CA) desde la salida del inversor hasta el cuadro de baja tensión del centro de transformación, y la instalación en corriente alterna (CA) que suministra energía a los servicios auxiliares, que transcurre desde el cuadro de baja tensión del centro de transformación hasta los consumidores correspondientes.
15.1 INSTALACIÓN CC DEL CAMPO SOLAR.
15.1.2. DISTRIBUCIÓN Y CONEXIÓN DE LOS MÓDULOS DEL CAMPO SOLAR.
En los apartados 13.5.1 y 13.5.2 se describe cómo será el campo solar y todas las conexiones a realizar desde la salida de cada módulo fotovoltaico hasta la entrada al inversor.
15.1.3 ESPECIFICACIONES GENERALES.
Tal como se especifica en la normativa autonómica y recogida en el boja nº 98 de 18 de
mayo de 2007, y puesto que se trata de una instalación a la intemperie, nos encontramos con una instalación en local de características especiales por lo que es de aplicación el ITC-
BT-21 Instalaciones en locales de características especiales del R.E.B.T. En particular se cataloga como una instalación en local húmedo.
De acuerdo con las especificaciones recogidas en las anteriores normativas, la instalación presentará las siguientes condiciones generales:
Cableado
De acuerdo con la normativa autonómica y recogida en el boja nº 98 de 18 de mayo de
2007, todos los conductores del campo solar serán de cobre y se unirán a los equipos mediante el empleo de terminales adecuados a su sección. Todos los conductores serán de 0,6/1 kV de aislamiento mínimo cuando están al exterior. Se especifica además que solo está permitido el uso de cableado de aluminio en la línea que transcurre desde el inversor hasta la red.
En la parte de continua se utilizará el siguiente código de colores:
- Polo positivo: diferente de negro y amarillo-verde. Se propone de color rojo. - Polo negativo: de color negro. - Protección: amarillo-verde.
Canalizaciones
Las canalizaciones serán estancas, utilizándose para terminales, empalmes y conexiones de las mismas, sistemas y dispositivos que presenten el grado de protección correspondiente a las proyecciones de agua, IPX4. Las canalizaciones prefabricadas tendrán el mismo grado de protección IPX4, y grado de resistencia a la corrosión 4.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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Los conductores estarán aislados bajo tubos y en el interior de canales aislados por lo que deben cumplir la normativa exigida en la ITC-BT-21 Instalaciones interiores o receptoras.
Tubos y canales protectoras del R.E.B.T.
La canal protectora es un material de instalación constituido por un perfil de paredes perforadas o no perforadas, destinado a alojar conductores o cables y cerrado por una tapa desmontable, según se indica en la ITC-BT-01 "Terminología".
En las canalizaciones para instalaciones superficiales ordinarias, las características mínimas de las canales serán las indicadas en la siguiente tabla.
La instalación y puesta en obra de las canales protectoras deberá cumplir lo indicado en la norma UNE 20.460 -5-52 y en las Instrucciones ITC-BT-19 e ITC-BT-20. Las canales con conductividad eléctrica deben conectarse a la red de tierra, su continuidad eléctrica quedará convenientemente asegurada. La tapa de las canales quedará siempre accesible. Aparamenta
Las diferentes cajas de conexión, cajas de fusibles, en general cualquier aparamenta empleada en el campo solar, presentarán el grado de protección correspondiente a las proyecciones de agua, IPX4. Sus cubiertas y las partes accesibles de los órganos de accionamiento no serán metálicas.
La instalación de corriente continua ha sido diseñada para que se encuentre protegida frente a sobreintensidades, cortocircuitos, sobretensiones y frente a contactos directos e indirectos.
15.1.3 CABLE PROPUESTO.
La instalación ha sido diseñada para un cable genérico de cobre por lo que la utilización de un determinado cable no influirá negativamente en las pérdidas en las líneas sino que posiblemente estas serán menores, al tratarse de conductores con aleaciones de cobre preparadas para uso en instalaciones fotovoltaicas.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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Se propone para la construcción de la red de continua del campo solar la serie EXZHELLENT-SOLAR ZZ-F(AS) del fabricante General Cable. Esta serie está constituida por cables flexibles unipolares de tensión asignada 1,8 kV en corriente continua (c.c.).
- Conductor: Cobre flexible estañado clase 5 para instalación móvil. - Aislamiento: Elastómero termostable libre de halógenos (Z). - Cubierta: Elastómero libre de halógenos (ZI. Disponible en colores Negro o rojo.
Son cables específicos para instalaciones solares fotovoltaicas, capaces de soportar las extremas condiciones ambientales que se producen en este tipo de instalaciones. Sus características principales son:
- Servicio móvil - Alta seguridad - Resistencia a la intemperie - Trabajo a muy baja temperatura (-40 °C) - Resistencia a la abrasión, el desgarro y los aceites y grasas industriales - Endurancia térmica de los materiales para garantizar una vida útil mínima de
30 años.
La temperatura máxima del conductor en servicio permanente de 90 ° C, pudiendo soportar temperaturas de 120°Cdurante 20.000 horas. Con cumplimiento de las normativas AENOR EA 0038, UNE-EN 60332-1-2, UNE-EN 50266-2-4, UNE-EN 50267, UNE-EN 61034-2, IEC 60754, IEC 60332-3-24, IEC 60332-1-2 y IEC 61034-2. Características técnicas recogidas en el Anexo General Cables. 15.1.4 Ingeniería de detalle de la instalación. A) Cableado.
Todos los datos del cableado de la red de corriente continua se muestran en las tablas de cableado adjunta al final de esta memoria.
B) Canalizaciones.
Los conductores que unen todas las cajas de conexión se instalarán en bandejas prefabricadas estancas ubicadas debajo de la estructura de soporte de los módulos fotovoltaicos y el lateral del campo solar (tal como se puede ver el Plano nº 5.5 Canalizaciones).Las canalizaciones prefabricadas tendrán grado de protección IPX4, y grado de resistencia a la corrosión 4.
Los conductores estarán aislados bajo tubos y en el interior de canales aislados por lo que deben cumplir la normativa exigida en la ITC-BT-21 Instalaciones interiores o receptoras.
Tubos y canales protectoras del R.E.B.T.
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C) Protecciones y maniobra.
- Fusibles de calibre 4A y Pdc 4kA, en los dos hilos de conexión de los grupos en serie XX.X. Con objeto de protección de los módulos frente a sobreintensidades. Además estos fusibles permitirán desconectar cada grupo para operaciones de mantenimiento o reparación. Los portafusibles y fusibles se localizan la caja de conexión SUB.X. correspondiente.
- Interruptor Automático en las cajas de los subgeneradores SUB.X. Permite además de proteger al subgenerador, margen de maniobra para la desconexión de cada subgenerador en la regulación de potencia suministrada a la red, operaciones de mantenimiento y reparación. Calibre según corresponda a cada grupo.
- Seccionador en las cajas Sumadoras S.X. Permite margen de maniobra para la desconexión de cada grupo de subgeneradores en la regulación de potencia suministrada a la red, operaciones de mantenimiento y reparación. Calibre según corresponda a cada grupo.
- Fusibles + Interruptor Automático en el cuadro de conexiones situado en el
interior del edificio del inversor, que recoge las líneas de los grupos de subgeneradores se instalara la siguiente protecciones. Interruptores magnetotérmicos de 63A 2P de calibre y 5kA de PdC, en los dos hilos de cada una de las tres líneas de llegada, para protección contra posibles cortocircuitos.
- Interruptor diferencial el cual asegura la protección de las personas y de las
instalaciones incluso ante corrientes de defecto continúas. Instalaremos interruptor de 63A, 3kA y 300 mA de sensibilidad.
- Independiente mente a las protecciones mencionadas, el inversor llevará toda
la serie de protecciones especificadas y detalladas en el plano correspondiente:
� Interruptor de potencia en el lado de CC. � Interruptor de potencia en el lado de CA. � Descargadores de sobretensión CA/CC.
15.2. INSTALACIÓN CA EVACUACIÓN DEL CAMPO SOLAR.
La instalación de evacuación del campo solar consta de una línea de baja tensión que une el inversor con el embarrado de 400 V de la planta, situado en el cuadro de baja tensión del centro de transformación.
El inversor elegido nos presenta la posibilidad de elegir entre los sistemas de conexión de neutro TT, TN-S y TN-C, en nuestro caso optamos por un sistema TN-C. En este sistema las funciones de neutro y protección se encuentran aseguradas por mismo conductor.
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Cableado
Cables unipolares de tensión nominal 0,6/1kV, flexibles, no propagadores de llama y reducida emisión de halógenos. Conductor de cobre y aislamiento XLPE.Cable resistente a la absorción de agua, al frio, a los rayos ultravioletas, a los agentes químicos y a las grasas y aceites. Termoestable.
RV-K 0,6/1 kV 3x(1x150 mm2) + 70 mm2
Todos los datos del cableado de la red de corriente alterna se muestran en las tablas de cableado adjunta al final de esta memoria.
En la parte de alterna se utilizará el siguiente código de colores:
- Neutro: azul claro - Fase: marrón, gris o negro. - Protección: amarillo-verde.
Canalizaciones
La línea transcurre desde el interior del edificio del inversor hasta el centro de transformación, enterrada en la práctica totalidad de su recorrido.Debiendo cumplir la normativa exigida en la ITC-BT-21 Instalaciones interiores o receptoras. Tubos y canales
protectoras del R.E.B.T.
Protecciones
Tal como se especifica en la normativa autonómica y recogida en el Boja nº 98 de 18 de
mayo de 2007, en la parte de corriente alterna, se dispondrán de las siguientes protecciones en cuadro de BT dispuesto en el centro de transformación:
• Interruptor Automático, de calibre 150 A y 6kA con aislamiento 0,6/1kV.
• Protección diferencial, 300mA.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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15.3. INTALACIÓN CA SERVICIOS AUXILIARES.
En el edificio del inversor disponemos de un segundo cuadro de baja tensión de donde cuelgan las líneas para todos los autoconsumos. A este cuadro de BT lo denominamos de aquí en adelante cuadro de servicios auxiliares, cuadro SSAA. Y esta conecta al embarrado de 400V del centro de transformación mediante una línea trifásica más neutro.
DENOMINACIÓN ITEM POTENCIA FP Simul. Factor
(k) Un (V) In (A)
Pn (W) Sn
(VA)
Alumbrado exterior AEX 1500 1500 1 0,5 1,8 1F CA 230 3,77
Alumbrado interior AI 500 500 1 0,5 1,8 1F CA 230 1,26
Fuerza FZA 2000 2000 1 1 1,25 1F CA 230 5,02
Equipo extractores EXT 1500 1500 1 1 1,25 1F CA 230 3,77
Sistema de Datos SDT 1000 1000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Sistema Intrusismo SI 1000 1000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Sistema Detección Incendios SDI 1000 1000 1 1 1 1F CA 230 2,51
Iluminación Emergencia AEM 120 120 1 0,33 1 1F CA 230 0,30
Otro Usos - Inversor OTU 2000 2000 1 1 1,25 1F CA 230 5,02
Potencia Simultanea 9339,6 1 1 3F CA 400 15,21
Potencia Instalada 10620 10620
15.3.1. LÍNEA GENERAL ALIMENTACIÓN SERVICIOS AUXILIARES.
Cableado
Cables unipolares de tensión nominal 0,6/1kV, flexibles, no propagadores de llama y reducida emisión de halógenos. Conductor de cobre y aislamiento XLPE. Cable resistente a la absorción de agua, al frio, a los rayos ultravioletas, a los agentes químicos y a las grasas y aceites. Termoestable.
RV-K 0,6/1 kV 3x(1x6 mm2) + 6 mm2
Todos los datos del cableado de la red de corriente alterna se muestran en las tablas de cableado adjunta al final de esta memoria.
Canalizaciones
La línea transcurre desde el centro de transformación hasta interior del edificio del inversor, tendida sobre bandeja no perforada en la práctica totalidad de su recorrido.Debiendo cumplir la normativa exigida en la ITC-BT-21 Instalaciones interiores o
receptoras. Tubos y canales protectoras del R.E.B.T.
Protecciones
Protecciones situadas en el cuadro SSAA del edificio de inversores.
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• Interruptor Automático, de calibre 20 A, con aislamiento 0,6/1kV.
• Protección diferencial, 300mA.
15.3.2. INSTALACIONES RECEPTORAS.
Del cuadro SSAA salen tantas salidas como servicios auxiliares disponemos, tal como se pueden apreciar en el esquema unifilar detallado en Plano nº 5.3.
Cableado
Tal como se muestra en la tabla, las instalaciones auxiliares se alimentan mediante líneas monofásicas (F+N+T). El cableado se realizará mediante manguera de aislamiento 0,6/1kV y sección correspondiente según se muestra en las tablas de cableado adjunta al final de esta memoria.
Conductor de cobre y aislamiento XLPE. Cable resistente a la absorción de agua, al frio, a los rayos ultravioletas, a los agentes químicos y a las grasas y aceites. Termoestable.
Canalizaciones
Las líneas irán bajo tubo en montaje superficial. Como las secciones de las líneas no son mayores de 2,5 mm2, consideramos un único tamaño de tubo de 20 mm2 en el que se pueden circular hasta cuatro conductores de 2,5 mm2.
Debiendo cumplir la normativa exigida en la ITC-BT-21 Instalaciones interiores o
receptoras. Tubos y canales protectoras del R.E.B.T.
En las canalizaciones superficiales, los tubos deberán ser preferentemente rígidos y en casos especiales podrán usarse tubos curvables. Sus características mínimas serán las indicadas en la siguiente tabla.
Cuando los tubos se coloquen en montaje superficial se tendrán en cuenta, además, las siguientes prescripciones:
- Los tubos se fijarán a las paredes o techos por medio de bridas o abrazaderas protegidas contra la corrosión y sólidamente sujetas. La distancia entre éstas será,
MEMORIA DESCRIPTIVA
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como máximo, de 0,50 metros. Se dispondrán fijaciones de una y otra parte en los cambios de dirección, en los empalmes y en la proximidad inmediata de las entradas en cajas o aparatos. - Los tubos se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que se instalan, curvándose o usando los accesorios necesarios. - En alineaciones rectas, las desviaciones del eje del tubo respecto a la línea que une los puntos extremos no serán superiores al 2 por 100. - Es conveniente disponer los tubos, siempre que sea posible, a una altura mínima de 2,50 metros sobre el suelo, con objeto de protegerlos de eventuales daños mecánicos. - En los cruces de tubos rígidos con juntas de dilatación de un edificio, deberán interrumpirse los tubos, quedando los extremos del mismo separados entre sí 5 centímetros aproximadamente, y empalmándose posteriormente mediante manguitos deslizantes que tengan una longitud mínima de 20 centímetros.
Protecciones
Todas las líneas correspondiente a los servicios auxiliares se encuentran protegidos mediante interruptores magnetotérmicos de calibre indicado en la tabla de cables correspondiente, y con nivel de aislamiento 0,45/0,75kV.
15.4. UNIDADES DE MEDIDA.
Se dispondrá de un contador trifásico para CA BT de energía a la salida del inversor. Este contador se encontrará ubicado en el cuadro de BT situado en el CT correspondiente, y nos dará una medida de la energía activa generado antes de llegar al CT. Se tratará de un contador bidireccional.
Características de contador Tensión: 400 V fase-fase Medida de corriente: Hasta 150 A Envolvente: Doble aislamiento y Clase de protección II (UNE 60 521)
Se dispondrá un contador trifásico para CA BT, para medir la energía activa consumida por la instalación. Este contador estará ubicado el cuadro de BT situado en el CT.
Características de contador Tensión: 400 V fase-fase Medida de corriente: Imax 60 A Envolvente: Doble aislamiento y Clase de protección II (UNE 60 521)
Los contadores son para uso propio por lo que hay necesidad de lectura remota.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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15.5. PROTECCIÓN CC DE CAMPO GENERACIÓN.
Se considera corriente CC aquella que mantiene siempre constante la polaridad de su carga eléctrica. Es decir, que la carga eléctrica circula siempre en la misma dirección. Este hecho hace que en las instalaciones donde trabajamos con corriente CC, haya que prestar especial atención a la polaridad del conexionado (+ y -). En ciertas instalaciones, como es el caso de las fotovoltaicas, uno de los dos conductores por los que se realiza el paso de corriente está conectado a tierra (normalmente el conductor negativo). Otro hecho particular de la corriente CC, es que al mantener constante la dirección en la que circula la carga, no existe el paso por cero. Es decir, si en corriente CA el cambio de polaridad que se representa en forma de onda sinusoidal, hace que en ciertos instantes el paso de corriente tenga valor cero, en corriente CC el valor suele ser constante respecto sus conductores positivo y negativo. Este hecho adquiere importancia durante las desconexiones que ocurren en bornes de componentes eléctricos como seccionadores o interruptores de protección. Durante estas desconexiones se producen arcos de corriente debido a la ionización del aire existente entre los dedos de contacto en el momento de su apertura interrumpiendo de manera brusca el paso de corriente. Estos dos puntos descritos (la polaridad y la interrupción brusca del paso de corriente sin paso por cero), hacen que los componentes de distribución de corriente continua tengan características de diseño y empleo diferentes de sus homólogos en corriente CA. Dentro de esta parte de la instalación y dependiendo de la configuración de placas será necesaria la colocación de protecciones con el fin de evitar daños por sobre intensidades en las placas o en el cableado. También se debe tener en cuenta la desconexión de las placas del resto de la instalación debido a trabajos de mantenimiento. El inversor también debe de poderse aislar completamente del resto de la instalación CC. Se adjuntan en el anexo correspondiente las características técnicas de la aparamenta de protección de referencia. 15.5.1. CAJA DE CONEXIÓN SUB.X.
1. Fusibles La base portafusibles para cartuchos de fusibles de talla 10 x 38, protege los módulos fotovoltaicos contra las corrientes de cortocircuito para tensiones de hasta 1000 VDC. Las bases portafusibles proporcionan indicación visual mediante led del valor de tensión.
FUSIBLES GRUPOS SUBGENERADORES Línea Caja
Conexión PdC
LC-x.x-SUB.x SUB.x 2,88 A 3,41A 4 A 4 kA
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2. Interruptor Automático. El Interruptor automático es la alternativa a los fusibles para la protección de cada Subgenerador. Su margen de regulación de disparo se ajusta perfectamente al valor de cortocircuito. La protección térmica se dispara entre 1,05… 1,3 veces la intensidad nominal y la protección magnética a 6 veces.
INTERRUPTORES AUTOMÁTICOS DE LOS SUBGENERADORES Línea Caja Conexión PdC
LC-SUB.1-S1 SUB.1 5,76 A 12 A 5 kA LC-SUB.2-S1 SUB.2 8,64 A 12 A 5 kA LC-SUB.3-S1 SUB.3 11,52 A 12 A 5 kA LC-SUB.4-S1 SUB.4 14,4 A 20 A 5 kA LC-SUB.5-S1 SUB.5 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.6-S2 SUB.6 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.7-S2 SUB.7 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.8-S2 SUB.8 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.9-S3 SUB.9 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.10-S3 SUB.10 17,28 A 20 A 5 kA LC-SUB.11-S3 SUB.11 17,28 A 20 A 5 kA 3. Cajas de conexión. Las cajas CI a prueba de condiciones climatológicas adversas con un grado de protección IP65, son la solución perfecta para la instalación en exteriores. Caracterizadas para una tensión de aislamiento de hasta 1500 VDC, permiten su montaje en instalaciones fotovoltaicas. Montadas de manera individual proporcionan una configuración descentralizada. Aunque también es posible centralizar la protección con la asociación de varias cajas sin perder el grado de protección IP.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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15.5.2. CAJA DE CONEXIÓN S.X.
1. Seccionadores para exteriores. Los seccionadores preparados para su instalación en exteriores. Disponibles con diferentes variantes de conexión para 2 y 4 o 4 y 8 String, utilizando los conectores más estandarizados como el MC3, MC4 o prensaestopas métricas, todo ello con el fin de garantizar su integración en cualquier instalación. El grado de protección IP65 hace posible su instalación al aire libre. También son bloqueables para realizar operaciones de mantenimiento o servicio. Un elemento interno mantiene la presión en el interior del aparato, evitando de este modo que se produzca condensación en su interior.
SECCIONADORES LÍNEAS ENTRADA AL INVERSOR Línea Caja Conexión
LC-S1-INV S.1 57,6 A 63 A LC-S2-INV S.2 51,84 A 63 A LC-S3-INV S.3 51,84 A 63 A 15.5.3. CUADRO CONEXIÓN ENTRADA DEL INVERSOR.
1. Conjunto Fusibles + Interruptor Automático. Equipo diseñado para proteger eléctricamente los grupos inversores de posibles sobretensiones y sobre intensidades. Provisto de un Interruptor de Corte en Carga, para poder cortar toda una instalación o una zona determinada y así realizar tareas de mantenimiento correctivas o preventivas. Envolventes con IP44 hasta IP66, de gran variedad de dimensiones y características técnicas en función de la tipología de instalación.
MEMORIA DESCRIPTIVA
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ENTRADA AL INVERSOR Línea Caja Conexión PdC
LC-S1-INV Cuadro Pre-inversor 57,6 A 63 A 5 kA LC-S2-INV Cuadro Pre-inversor 51,84 A 63 A 5 kA LC-S3-INV Cuadro Pre-inversor 51,84 A 63 A 5 kA
Según indicaciones en el Reglamento electrotécnico de baja tensión y siguiendo las
obligaciones y responsabilidades detalladas en el RD 1578/2008, es obligatoria la instalación
de un Interruptor de interconexión para la desconexión automática de la instalación
fotovoltaica.
Cualquier fabricante recomienda para la manipulación de las placas solares la previa
desconexión del mismo, quedando éste en circuito abierto respecto al resto de la instalación.
Tampoco es aconsejable la desconexión del cableado solar, sin aislar previamente el paso de
corriente de la zona a desconectar.
2. Interruptor Diferencial de Corriente Continua. Interruptor diferencial el cual asegura la protección de las personas y de las instalaciones incluso ante corrientes de defecto continúas.
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INTERRUPTOR DIFERENCIAL CAMPO GENERACIÓN CC Línea Caja Conexión PdC
LC-S1-INV Cuadro Pre-inversor 57,6 A 63 A 3 kA LC-S2-INV Cuadro Pre-inversor 51,84 A 63 A 3 kA LC-S3-INV Cuadro Pre-inversor 51,84 A 63 A 3 kA En el Anexo de Protecciones se complementa toda la información referente a las distintas protecciones empleadas. 15.6. PROTECCIÓN CORRIENTE ALTERNA.
Una vez el inversor haya transformado la corriente DC a corriente AC, ésta estará lista para consumo. Lo único que queda por conocer ahora es el destinatario. Las Instalación fotovoltaicas conectada a la red son consideradas como centrales productoras de energía. La corriente AC que se produce a la salida del inversor es conectada directamente en la red de consumo general. Estas instalaciones son trifásicas y debido a su propia definición de centro productor sus características de montaje son de mayor complejidad que en las instalaciones aisladas. En estas instalaciones, al tratarse de una fuente generadora de energía, en la entrada de la instalación de consumo, deben de considerarse protecciones por sobrecarga, sobre intensidad y contra contactos directos e indirectos. Será obligatorio el uso de seccionadores de corte en carga para aislar el inversor (y la zona CC) del resto de la instalación. 15.6.1. SUMINISTRO A LA RED.
1. Interruptor Automático + Diferencial.
Aparamenta de mando y protección contra las sobrecargas y cortocircuitos. Cuatro polos; tres fases + neutro. A pesar del aislamiento galvánico entre la zona DC y la zona AC, la norma IEC 60755/2 prevé la instalación obligatoria de un diferencial Clase B, el cual es sensible a corriente continua. Estos diferenciales son adecuados para la detección de corrientes de fuga de alterna con o sin componentes de tipo continuo (AC y A).
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SALIDA DEL INVERSOR
Línea Caja Conexión PdC INV- CBT Cuadro BT 144,34 150 A 6 kA 15.6.2. SERVICIOS AUXILIARES.
1. Bloque Interruptor Automático + Diferencial.
Los bloques diferenciales se utilizan para realizar la protección diferencial en “salidas” asociadas con un interruptor automático. El relé de disparo de corriente residual es electromecánico y funciona sin fuente auxiliar. Todos los bloques asociables a los interruptores automáticos disponen de elementos anti-error en calibre y número de polos que hacen imposible cualquier asociación incorrecta a un interruptor automático.
ENTRADA SERVICIOS AUXILIARES Línea Caja Conexión PdC Sensibilidad
CBT-CSSAA Cuadro SSAA 15,21 20 A 6 kA 300mA 2. Interruptor Magnetotérmico para cada grupo. Protección de mando y protección contra las sobrecargas y cortocircuitos de cada una de las salidas del cuadro de BT de los Servicios Auxiliares.
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SALIDA POR GRUPOS Línea Caja Conexión PdC
CSSAA-AEXT Cuadro SSAA 3,77 6 A 6 kA CSSAA-AINT Cuadro SSAA 1,26 2 A 6 kA CSSAA-F Cuadro SSAA 5,02 6 A 6 kA CSSAA-EE Cuadro SSAA 3,77 6 A 6 kA CSSAA-SSDD Cuadro SSAA 2,51 3 A 6 kA CSSAA-SI Cuadro SSAA 2,51 3 A 6 kA CSSAA-SDI Cuadro SSAA 2,51 3 A 6 kA CSSAA-AEM Cuadro SSAA 0,30 1 A 6 kA CSSAA-OT Cuadro SSAA 5,02 6 A 6 kA
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16. PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN.
La instalación de puesta a tierra de la planta distingue tres sistemas o redes independientes de puesta a tierra:
- Tierra de protección de corriente continúa. - Tierra de protección de corriente alterna. - Tierra de servicio.
Además de la correspondiente red de tierra del CT, la cual será descrita en apartados posteriores.
La red de puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se realizará de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzca transferencia de defectos a la red de distribución.
A expensas de conocer los datos exactos de la resistividad del terreno, nos ayudamos de de la tabla 3 de la ITC-BT-18 para obtener un valor orientativo de resistividad. Como nuestra planta se encuentra en suelo formado fundamentalmente por arena arcillosa, nos
movemos en una horquilla de 50 a 500 Ohmios.m (W.m). Al tratarse además de terrenos
cultivables estimamos una resistividad máxima de 300 Ohmios.m (W.m).
En la puesta en marcha de la instalación se deberá comprobar que la resistividad del terreno es inferior a la calculada en este proyecto.
16.1. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA.
A esta red de puesta a tierra irán conectadas las estructuras metálicas soportes de los paneles, los marcos de los paneles, los cuadros de corriente continua, borne de tierra de protección del lado de continua del inversor, así como cualquier parte metálica de los elementos de corriente continua.
La configuración adoptada para esta red, es una red con forma de anillo a la cual se van conectando las masas pertenecientes a la instalación de CC. La red de unos 200 metros bordea a las estructuras de los diferentes subgeneradores por el lateral oeste del campo solar.
Cabe mencionar que no está contabilizada, en el dato anterior, la longitud de los cables de tierra que unen las estructuras portantes de los módulos con esta red, ni el resto de masas conectadas, las cuales se realizaran con conductor de cobre cubierto de sección 16 mm2.
Se empleará para esta red un conductor de cobre desnudo, el cual se recomienda este enterrado 0,8 metros de profundidad. La sección del conductor desnudo será al menos de 25 mm2.
Como se pueden ver en la memoria de cálculo en el apartado cálculo de puesta a tierra, la resistencia de puesta a tierra de este anillo es 3 Ohmios, mucho menor que la máxima resistencia de puesta a tierra permitida 80 Ohmios.
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- Máxima resistencia puesta a tierra.
Puesto que la sensibilidad de los interruptores diferenciales empleados será 300 mA:
Donde V igual a 24 V es la máxima tensión de contacto permitida.
Para una mayor seguridad, hemos optado por diseñar la red con un electrodo pica de acero con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud.
Resultado una resistencia de puesta a tierra para la red de continua de 2,94 Ohmios, Si
en el proceso de montaje de detectase que fuese necesario la instalación de un número mayor de picas, se procedería a su colación. Las uniones necesarias para la configuración de la red de tierra se realizarán mediantes soldaduras aluminotérmicas.
En cada pica de puesta a tierra se dispondrá de una arqueta registrable con la finalidad de poder realizar mediaciones de la resistencia a tierra. En caso de no instalarse ninguna pica, estás arquetas registrables si deberán ser instaladas.
La estructura soporte de los módulos fotovoltaicos, así como el marco metálico de los mismos, se unirán al conductor desnudo de la red la red de tierra.
En el Plano nº 5.4 Red de Puesta a Tierra, se observa la disposición de la red de tierra.
16.2. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA.
Irán conectadas a esta tierra todas las partes metálicas de las cargas de corriente alterna, como son las envolventes de los cuadros de BT, borne de tierra del lado de CA del inversor, etc.
Se emplearán electrodos tipo picas en paralelos con el fin de conseguir una resistencia de tierra admisible, la separación entre ellas es recomendable que sea igual o mayor a la longitud enterrada de las mismas, nunca menor de 0,5 metros. Se recomienda que las picas se encuentren a una profundidad de 0,8 metros. Los electrodos picas serán de acero con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud.
Las picas aisladas irán unidas mediante conductor de cobre desnudo de 25 mm2 de sección fijados con soldaduras aluminotérmicas. Se Dispondrá de una arqueta registrable en la primera pica para poder realizar mediaciones de la resistencia a tierra.
Como se pueden ver en la memoria de cálculo en el apartado cálculo de puesta a tierra, la resistencia de puesta a tierra de esta red es 60 Ohmios, menor que la máxima resistencia
de puesta a tierra permitida 80 Ohmios.
Si en el proceso de montaje de detectase que fuese necesario la instalación de un número mayor de picas, se procedería a su colación.
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En el Plano nº 5.4 Red de Puesta a Tierra, se observa la disposición de la red de tierra.
16.3. TIERRA DE SERVICIO.
El neutro del inversor estará conectado al neutro de la instalación proveniente del centro de transformación.
El neutro de la instalación se encuentra puesto a tierra en el centro de transformación, pero esta puesta a tierra se calculara en el apartado correspondiente.
En Plano nº 5.4 Red de Puesta a Tierra, se observa la disposición de la red de tierra.
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17. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.
17.1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL C.T.
El centro de transformación objeto del presente proyecto será prefabricado de tipo interior, empleando para su aparellaje celdas prefabricadas bajo envolvente metálica. La acometida al mismo será subterránea y el suministro de energía se efectuará a una tensión de servicio de 20 kV y una frecuencia de 50 Hz, siendo la Compañía Eléctrica suministradora de Electricidad Sevillana Endesa. . Las celdas a emplear serán modulares de aislamiento y corte en hexafluoruro de azufre (SF6).
17.2. NECESIDADES Y POTENCIA INSTALADA.
Se precisa el suministro de energía eléctrica para evacuar energía procedente del campo solar a una tensión 400/230 V y con una potencia máxima demanda de 200 kW. Para atender a las necesidades arriba indicadas, la potencia total instalada en este centro de transformación es de 200 kVA. 17.3. OBRA CIVIL. 17.3.1. LOCAL.
El Centro estará ubicado en una caseta o envolvente independiente destinada únicamente a esta finalidad. En ella se ha instalado toda la aparamenta y demás equipos eléctricos. Para el diseño de este centro de transformación se han observado todas las normativas antes indicadas, teniendo en cuenta las distancias necesarias para pasillos, accesos, etc. 17.3.2. EDIFICIO DE TRANSFORMACIÓN.
El edificio prefabricado de hormigón está formado por las siguientes piezas principales: una que aglutina la base y las paredes, otra que forma la solera y una tercera que forma el techo. La estanquidad queda garantizada por el empleo de juntas de goma esponjosa. Estas piezas son construidas en hormigón armado, con una resistencia característica de
300 kg/cm2. La armadura metálica se une entre sí mediante latiguillos de cobre y a un colector de tierras, formando una superficie equipotencial que envuelve completamente al centro. Las puertas y rejillas están aisladas eléctricamente, presentando una resistencia de 10.000 ohmios respecto de la tierra de la envolvente. Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial será accesible desde el exterior. Las piezas metálicas expuestas al exterior están tratadas adecuadamente contra la corrosión. En la base de la envolvente irán dispuestos, tanto en el lateral como en la solera, los orificios para la entrada de cables de Alta y Baja Tensión
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17.3.3. CIMENTACIÓN.
Para la ubicación del centro de transformación prefabricado se realizará una excavación, cuyas dimensiones son 6,88x0,56x3,18, sobre cuyo fondo se extiende una capa de arena compactada y nivelada de unos 10 cm. de espesor. La ubicación se realizará en un terreno que sea capaz de soportar una presión de 1 kg/cm², de tal manera que los edificios o instalaciones anejas al CT y situadas en su entorno no modifiquen las condiciones de funcionamiento del edificio prefabricado. 17.3.4. SOLERA, PAVIMENTO Y CERRAMIENTOS EXTERIORES.
Todos estos elementos están fabricados en una sola pieza de hormigón armado, según indicación anterior. Sobre la placa base, ubicada en el fondo de la excavación, y a una determinada altura se sitúa la solera, que descansa en algunos apoyos sobre dicha placa y en las paredes, permitiendo este espacio el paso de cables de MT y BT, a los que se accede a través de unas troneras cubiertas con losetas. En el hueco para transformador se disponen dos perfiles en forma de "U", que se pueden desplazar en función de la distancia entre las ruedas del transformador. En la parte inferior de las paredes frontal y posterior se sitúan los agujeros para los cables de MT, BT y tierras exteriores. En la pared frontal se sitúan las puertas de acceso a peatones, puertas de transformador y rejillas de ventilación. Todos estos materiales están fabricados en chapa de acero galvanizado. Las puertas de acceso disponen de un sistema de cierre con objeto de evitar aperturas intempestivas de las mismas y la violación del centro de transformación. Las puertas estarán abisagradas para que se puedan abatir 180° hacia el exterior, y se podrán mantener en la posición de 90° con un retenedor metálico. Las rejillas están formadas por lamas en forma de "V" invertida, para evitar la entrada de agua de lluvia en el centro de transformación, y rejilla mosquitera, para evitar la entrada de insectos. Los CT tendrán un aislamiento acústico de forma que no transmitan niveles sonoros superiores a los permitidos en las Ordenanzas Municipales y/o distintas legislaciones de las Comunidades Autónomas. 17.3.5. CUBIERTA.
La cubierta está formada por piezas de hormigón armado, habiéndose diseñado de tal forma que se impidan las filtraciones y la acumulación de agua sobre ésta, desaguando directamente al exterior desde su perímetro. 17.3.6. PINTURAS.
El acabado de las superficies exteriores se efectúa con pintura acrílica o epoxy, haciéndolas muy resistentes a la corrosión causada por los agentes atmosféricos. 17.3.7. VARIOS.
El índice de protección presentado por el edificio es: - Edificio prefabricado: IP 23. - Rejillas: IP 33.
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Las sobrecargas admisibles son:
- Sobrecarga de nieve: 250 kg/m2.
- Sobrecarga de viento: 100 kg/m2 (144 km/h).
- Sobrecarga en el piso: 400 kg/m2. 17.4. INSTALACION ELECTRICA.
17.4.1. RED ALIMENTACIÓN.
La red de la cual se alimenta el centro de transformación es del tipo subterráneo, con una tensión de 20 kV, nivel de aislamiento según lista 2 (MIE-RAT 12), y una frecuencia de 50 Hz. La potencia de cortocircuito máxima de la red de alimentación será de 500 MVA, según datos proporcionados por la Compañía suministradora. Equivalente a una corriente de cortocircuito de 14,43 KA. 17.4.2. APARAMENTA A.T.
Las celdas son modulares con aislamiento y corte en SF6, cuyos embarrados se conectan de forma totalmente apantallada e insensible a las condiciones externas (polución, salinidad, inundación, etc). La parte frontal incluye en su parte superior la placa de características, la mirilla para el manómetro, el esquema eléctrico de la celda y los accesos a los accionamientos del mando, y en la parte inferior se encuentran las tomas para las lámparas de señalización de tensión y panel de acceso a los cables y fusibles. En su interior hay una pletina de cobre a lo largo de toda la celda, permitiendo la conexión a la misma del sistema de tierras y de las pantallas de los cables.
El embarrado de las celdas estará dimensionado para soportar sin deformaciones permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se puedan presentar. Se detallan en la memoria de cálculos. Las celdas cuentan con un dispositivo de evacuación de gases que, en caso de arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitando así su incidencia sobre las personas, cables o aparamenta del centro de transformación. Los interruptores tienen tres posiciones: conectados, seccionados y puestos a tierra. Los mandos de actuación son accesibles desde la parte frontal, pudiendo ser accionados de forma manual o motorizada. Los enclavamientos pretenden que: - No se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con el aparato principal cerrado, y recíprocamente, no se pueda cerrar el aparato principal si el seccionador de puesta a tierra está conectado. - No se pueda quitar la tapa frontal si el seccionador de puesta a tierra está abierto, y a la inversa, no se pueda abrir el seccionador de puesta a tierra cuando la tapa frontal ha sido extraída. En las celdas de protección, los fusibles se montan sobre unos carros que se introducen en los tubos portafusibles de resina aislante, que son perfectamente estancos respecto del gas y del exterior. El disparo se producirá por fusión de uno de los fusibles o cuando la presión interior de los tubos portafusibles se eleve, debido a un fallo en los fusibles o al calentamiento excesivo de éstos.
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Las características generales de las celdas son las siguientes:
Tensión asignada: 24 kV Tensión soportada a frecuencia industrial durante 1 minuto: - A tierra y entre fases: 50 kV - A la distancia de seccionamiento: 60 kV. Tensión soportada a impulsos tipo rayo (valor de cresta): - A tierra y entre fases: 125 kV
- A la distancia de seccionamiento: 145 kV. Intensidad asignada en función de línea: 400 A Intensidad asignada en Interruptor Automático: 400 A Intensidad nominal admisible durante un segundo: 16 kA ef. Valor de Cresta de la intensidad nominal admisible : 40 kA cresta (2,5 veces de la intensidad nominal admisible de corta duración) Grado de Protección de la envolvente; IP307 según UNE 20324-94
Se disponen de cinco (5) celdas: - Dos (2) celdas de línea Entrada/Salida. - Celda de seccionamiento puesta en marcha. - Celda de Protección. - Celda de medida. 17.4.3. APARAMENTA B.T.
El cuadro de baja tensión tipo UNESA posee en su zona superior un compartimento para la acometida al mismo, que se realiza a través de un pasamuros tetrapolar que evita la entrada de agua al interior. Dentro de este compartimento existen 4 pletinas deslizantes que hacen la función de seccionador. Más abajo existe un compartimento que aloja exclusivamente el embarrado y los elementos de protección de cada circuito de salida (4). Esta protección se encomienda a fusibles dispuestos en bases trifásicas pero maniobradas fase a fase, pudiéndose realizar las maniobras de apertura y cierre en carga. Cuando son necesarias más de 4 salidas en B.T. se permite ampliar el cuadro reseñado mediante módulos de las mismas características, pero sin compartimento superior de acometida. La conexión entre el transformador y el cuadro B.T. se realiza mediante conductores unipolares de aluminio, de aislamiento seco 0,6/1 kV sin armadura. Las secciones mínimas necesarias de los cables estarán de acuerdo con la potencia del transformador y corresponderán a las intensidades de corriente máximas permanentes soportadas por los cables. El circuito se realizará con cables de 240 mm². Se instalará un equipo de alumbrado que permita la suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias en las celdas A.T. 17.5. MEDIDA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
En centros de transformación tipo "abonado" como este, la medida de energía se realizará mediante un cuadro de contadores conectado al secundario de los transformadores de intensidad y de tensión de la celda de medida. Esta Cabina de medida tendrá carácter bidireccional, ya que debe ser capaz de medir la energía suministrada a la línea de MT y la energía inyectada por está cuando no se está generando el campo solar.
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La medición de la energía suministrada a la red se llevará a cabo en la ya citada celda de medida, la cual debe de cumplir con la normativa exigida por la compañía distribuidora Sevillana Endesa en sus Normas particulares, capítulo VII Equipos de medidas para la
facturación. Además es esta caso particular se dispondrán de contadores en los dos cuadro de BT de los que dispone el CT, uno para medir la energía procedente del inversor y otro para medir la energía consumida. 17.6. PUESTA A TIERRA. 17.6.1. TIERRA DE PROTECCIÓN.
Se conectarán a tierra todas las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente: envolventes de las celdas y cuadros de baja tensión, rejillas de protección, carcasa de los transformadores, etc, así como la armadura del edificio. No se unirán las rejillas y puertas metálicas del centro, si son accesibles desde el exterior. Las celdas dispondrán de una pletina de tierra que las interconectará, constituyendo el colector de tierras de protección. La tierra interior de protección se realizará con cable de 50 mm² de cobre desnudo formando un anillo, y conectará a tierra los elementos descritos anteriormente. 17.6.2. TIERRA DE SERVICIO.
Con objeto de evitar tensiones peligrosas en baja tensión, debido a faltas en la red de alta tensión, el neutro del sistema de baja tensión se conectará a una toma de tierra independiente del sistema de alta tensión, de tal forma que no exista influencia de la red general de tierra. La tierra interior de servicio se realizará con cable de 50 mm² de cobre aislado 0,6/1 kV. 17.7. INSTALACIONES SECUNDARIAS.
17.7.1. ALUMBRADO.
En el interior del centro de transformación se instalará un mínimo de dos puntos de luz, capaces de proporcionar un nivel de iluminación suficiente para la comprobación y maniobra de los elementos del mismo. El nivel medio será como mínimo de 150 lux. Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación. Además, se deberá poder efectuar la sustitución de lámparas sin peligro de contacto con otros elementos en tensión. El interruptor se situará al lado de la puerta de entrada, de forma que su accionamiento no represente peligro por su proximidad a la alta tensión. Se dispondrá también un punto de luz de emergencia de carácter autónomo que señalizará los accesos al centro de transformación. 17.7.2. PROTECCION CONTRA INCENDIOS.
Como no va a existir personal itinerante de mantenimiento, se exige que en el centro de
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transformación haya un extintor eficacia 89B. La resistencia ante el fuego de los elementos delimitadores y estructurales será RF-180 y la clase de materiales de suelos, paredes y techos M0 según Norma UNE 23727. 17.7.3. VENTILACIÓN.
La ventilación del centro de transformación se realizará de modo natural mediante rejas de entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto, siendo la superficie mínima de la reja de entrada de aire en función de la potencia del mismo. Estas rejas se construirán de modo que impidan el paso de pequeños animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes en tensión si se introdujeran elementos metálicos por las mismas. 17.7.4. MEDIDAS DE SEGURIDAD.
Las celdas dispondrán de una serie de enclavamientos funcionales descritos a continuación: - Sólo será posible cerrar el interruptor con el interruptor de tierra abierto y con el panel de acceso cerrado. - El cierre del seccionador de puesta a tierra sólo será posible con el interruptor abierto. - La apertura del panel de acceso al compartimento de cables sólo será posible con el seccionador de puesta a tierra cerrado. - Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor. Las celdas de entrada y salida serán de aislamiento integral y corte en SF6, y las
conexiones entre sus embarrados deberán ser apantalladas, consiguiendo con ello la insensibilidad a los agentes externos, evitando de esta forma la pérdida del suministro en los centros de transformación interconectados con éste, incluso en el eventual caso de inundación del centro de transformación. Las bornas de conexión de cables y fusibles serán fácilmente accesibles a los operarios de forma que, en las operaciones de mantenimiento, la posición de trabajo normal no carezca de visibilidad sobre estas zonas. Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el momento de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al operario de la salida de gases en caso de un eventual arco interno. El diseño de las celdas impedirá la incidencia de los gases de escape, producidos en el caso de un arco interno, sobre los cables de media tensión y baja tensión. Por ello, esta salida de gases no debe estar enfocada en ningún caso hacia el foso de cables. La puerta de acceso al CT llevará el Lema Corporativo y estará cerrada con llave. Las puertas de acceso al CT y, cuando las hubiera, las pantallas de protección, llevarán el cartel con la correspondiente señal triangular distintiva de riesgo eléctrico.
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En un lugar bien visible del CT se situará un cartel con las instrucciones de primeros auxilios a prestar en caso de accidente. Salvo que en los propios aparatos figuren las instrucciones de maniobra, en el CT, y en lugar bien visible habrá un cartel con las citadas instrucciones. Deberán estar dotados de bandeja o bolsa portadocumentos. Para realizar maniobras en A.T. el CT dispondrá de banqueta o alfombra aislante, guantes aislantes y pértiga. 17.8. PLANOS.
En el documento correspondiente de este proyecto, se adjuntan cuantos planos se han estimado necesarios con los detalles suficientes de las instalaciones que se han proyectado, con claridad y objetividad. Los planos correspondientes son Plano nº 6.1 Edificio CT y Plano nº 6.2. Unifilar – Puesta a Tierra.
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18. TRANSFORMADOR DE POTENCIA.
En el CT se instalará un transformador trifásico elevador de tensión con neutro accesible en el secundario, de potencia 200 kVA, tensión primaria 20 kV y tensión secundaria 400V. Transformadores herméticos de llenado integral sumergidos en dieléctrico líquido, como es aceite mineral, que aporta el aislamiento y la refrigeración necesaria.
Potencia nominal 200 kVA Tensión primaria 20 kV Tensión Secundaria 400 V Frecuencia 50 Hz Regulación sin tensión primario ±2,5 % Impedancia cortocircuito 4% Grupo de Conexión Dyn11 Aislamiento Clase A
El transformador debe estar de acuerdo con la norma UNE 21428: Transformadores
trifásicos sumergidos en aceite, para distribución en baja tensión de 50 a 2 500 kVA, 50 Hz,
con tensión más elevada para el material de hasta 36 kV. Parte 1: Requisitos generales.
Sección 1: Requisitos para transformadores multitensión en alta tensión. Para la elección del trafo nos hemos basado en la potencia necesaria sin tener en cuenta los estándares de cada fabricante de trafos. Puede ser que sea más económico la realización del proyecto con un trafo de mayor potencia, por ejemplo 250 kVA, por lo que sería interesante la petición de ofertas a distintos suministradores de trafos para poder tomar la decisión adecuada.
Nunca nos valdría un trafo de menor potencia, ya que, no nos permitiría la cesión del CT a la compañía distribuidora en caso de tomar esta decisión.
Fig. Transformadores herméticos de llenado integral sumergidos en dieléctrico líquido
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El transformador deberá estar sometido a los ensayos denominados de rutina o individuales:
� Ensayos de medidas: o Medida de la resistencia óhmica de arrollamientos. o Medida de la relación de transformación y grupo de conexión o Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío. o Medida de las pérdidas debidas a la carga. o Medida de la tensión de cortocircuito
� Ensayos dieléctricos: o Ensayo por tensión aplicada a frecuencia industrial. o Ensayo por tensión inducida
� Ensayo de tipo: o De calentamiento o Con impulso tipo rayo o Nivel de ruido o De características del aceite.
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19. ESPECIFICACIONES EQUIPOS DE MEDIDA - ENDESA.
El objetivo de este apartado es establecer las características específicas, para la instalación de los equipos de medida indirecta y elementos asociados, para suministros en A.T., en las fronteras definidas por el Real Decreto 2018/1997por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, (en lo sucesivo RPM) e ITC, en generadores en régimen especial y Clientes de mercado regulado.
Para la redacción de las siguientes especificaciones nos basamos en Normas particulares Sevilla Endesa, Capítulo VII Equipos de medidas para la facturación.
19.1. CONSTITUCIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA.
El equipo de medida estará constituido por:
- 3 Transformadores de intensidad.
- 3 Transformadores de tensión.
- 1 Contador estático combinado multifunción para medida indirecta (según apartado 5.3 del presente Capítulo).
- 1 Módem externo para la transmisión de datos. Se aceptará interno si su sustitución, en caso de avería, no supone la rotura de precintos ni afecta a la medida.
- 1 Regleta de verificación, que permita la verificación y/o sustitución del contador, sin cortar la alimentación del suministro. Cumplirá la Especificación Técnica de ENDESA nº 6701095.
- 1 Armario de medida ó Módulos de doble aislamiento (según apartado 4.1.14 de este Capítulo).
- Conjunto de conductores de unión entre los secundarios de los transformadores de
medida y el contador. 19.2. CLASE DE PRECISIÓN.
P(MW) E(MWh) Tipo Clase de precisión
Contador (Activa)
Contador (reactiva)
Trafos de Intensidad
Trafos de Tensión
P< 0,450 kW E< 750 3 1 2 0,5S 0,5 P: Potencia contratada o suministrada. E: Energía anual intercambiada en un año. 19.3. TRAFOS DE INTENSIDAD
Los transformadores de intensidad para medida, cumplirán lo que se especifica en la Norma UNE EN 60044 y además serán de las siguientes características:
- Potencia (VA): 10 VA La carga total a la que se somete el secundario de contaje no deberá exceder del 75% de la Potencia de precisión nominal (UNE-EN 60044-1).
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- Intensidad secundaria (Is): 5 A
- Clase (Cl): 0,5S
- Gama extendida: 150 %
- Factor de Seguridad (Fs): < 5
- Intensidad térmica de cortocircuito (Iter) hasta 36 kV
- para Ipn<= 25 A: Iter = 200 Ipn - para Ipn> 25 A: Iter = 80 Ipn (mínimo 5000 A)
- Intensidad dinámica de cortocircuito (Idin) hasta 36 kV: 2,5 Iter
- Tensión más elevada para el material (Um): 24kV
- Tensión soportada a frecuencia industrial (Uf):50kV
- Tensión soportada a impulsos tipo rayo (Ul):125kV 19.4. TRAFOS DE TENSIÓN.
Los transformadores de tensión deberán ser antiexplosivos, según CEI 60044-2, cumplirán con los requisitos que se especifican en la Norma UNE 21088, y serán de las siguientes características:
- Potencia : 25 VA Si la suma de los consumos de las bobinas de tensión de los aparatos conectados, incluidos los consumos propios de los conductores de unión, sobrepasase las potencias de precisión adoptadas para los transformadores de tensión, se adoptaría el correspondiente valor superior normalizado (UNE-EN 60044-2).
- Tensión secundaria: 110 : V
- Clase : 0,5
- Tensión más elevada para el material (Um); 24 kV
- Tensión soportada frecuencia industrial (Uf); 50 kV
- Tensión soportada a impulsos tipo rayo (Ul), 125 kV
- La tensión normalizada para el primario de los transformadores de tensión
conectados a la red de 20 kV será 22.000/ V. 19.5. PRECINTO Y PLACA CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA.
Este precinto al igual que la placa de características de los transformadores de tensión e intensidad, estarán incorporados en el cuerpo del transformador y nunca en elementos separables como pueda ser la base.
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19.6. CONTADORES.
Los Contadores/Registradores serán del tipo estático multifunción. 19.7. CALIBRE DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA.
Las características del equipo de medida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia contratada, para factor de potencia igual a uno, se encuentre entre el 45% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo. Calibre obtenido según Normas particulares Endesa: Tensión Nominal de la red (V) 20 000 Tensión primaria de los TT (V) 22 000 Intensidad primaria nominal de los TI (A)
Pmin(kW) Pmax (kW)
5 78 259 19.8. ENVOLVENTES.
Con carácter general, los armarios serán de poliéster reforzado con fibra de vidrio. Las dimensiones mínimas serán: 750 x 500 x 300 mm. Las características generales de los armarios cumplirán con lo prescrito en la Recomendación UNESA 1410 B.
- Grado de protección de la envolvente: IP 43, según UNE EN 60529 e IK 08EN 50102.
- Protección contra choques eléctricos: Clase II, según UNE 20314.
- Materiales constitutivos de los armarios: La envolvente y la tapa serán de material aislante, no propagador de la llama, según la Norma UNE-EN 62208, de grado de protección mínimoIP43 e IK 08, valores que se han de mantener una vez efectuadas su instalación y fijación. El color será gris o blanco en cualquiera de sus tonalidades. La puerta será opaca, con mirilla y los cierres del armario serán de triple acción, con maneta escamoteable y precintable, y tendrá que incorporar cierre por llave normalizada por el Grupo Endesa. Cuando se solicite, la puerta se suministrará sin mirilla. Las partes interiores serán accesibles, para su manipulación y entretenimiento por la cara frontal. La envolvente deberá disponer de ventilación interna, para evitar condensaciones. Los elementos que proporcionan esta ventilación no podrán reducir el grado de protección establecido. Llevará en su parte interior los resaltes necesarios destinados a la fijación de la placa de montaje que soportará los aparatos de medida. El eje de las bisagras no será accesible desde el exterior. Toda la tornillería será de acero inoxidable.
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El armario debe permitir alojar en su interior los siguientes componentes:
- 1 contador estático multifunción.
- 1 módem
- 1 regleta de verificación según apartado 4.1.8.
- 1 borna de tierra La tensión nominal de los aparatos de medida no será superior a 440 V. El armario incorporará además: a) Una placa de poliéster reforzado con fibra de vidrio, clase térmica B, auto-extinguible de 5 mm de espesor. b) Los circuitos de intensidad y de tensión se realizarán mediante conductores de cobre, unipolares y semiflexibles. Irán alojados en canaletas de material termoestable o termoplástico, no propagador de la llama ni del incendio, de baja emisión de humos y libre de halógenos. c) La entrada de los cables se efectuará por la parte inferior, mediante taladros a realizar “in situ” y con prensaestopas adecuados al tipo de cable. d) En los armarios para montaje intemperie, se dispondrá de una toma de corriente de 230V protegida, en el caso de que no exista en las proximidades del armario.
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20. POLÍTICA DE CONEXIÓN A LA RED DE CONEXIÓN A LA RED.
La instalación fotovoltaica objeto de este proyecto tiene una potencia instalada de 100 kWp por lo que es posible el acceso a la red de BT de la empresa distribuidora Sevillana Endesa. En la localización de la parcela no existe red de BT a la que tener acceso por lo que ante esta situación se nos plantea dos posibilidades:
1. Conexión a la red de MT propiedad de la empresa en el apoyo propuesto por la empresa distribuidora, construcción de línea de MT desde punto de apoyo hasta un centro de transformación, a construir, en las inmediaciones de la instalación. Procediendo posteriormente a la cesión tanto de la línea de MT como del CT a la empresa distribuidora. Y en consiguiente conectarnos en BT.
2. Conectarnos en MT por lo que el centro de transformación será propiedad de la instalación y solo se cedería la línea de MT (dependiendo de la longitud de esta).
La idea prevista por los constructores de la instalación fotovoltaica, es la construcción de un huerto solar formado por diferentes instalaciones fotovoltaicas de 100 kWp. Por lo que cada 200 kWp instalados se dispondría de un CT, los cuales estarían conectados en un bucle de MT. La estructura del bucle o malla seria CEMT-CT1-CTi-CTn-CEMT. Donde n será el número de CT a instalar, según la potencia que se decida generar.
CEMT: Centro de entrega, medida y transformación para autoconsumos de la planta.
Incluye medida en MT (de la evacuación), transformación para auxiliares y seccionamiento para poder operar desde los dos lados del anillo. Además, de este modo, se pueden calcular las pérdidas de todo el anillo de MT, y repartirlas entre los diferentes titulares si existiesen.
CTi: Centro de transformación.
Incluye dos celdas de líneas, celda de protección, medición en BT además de transformador.
La evacuación de la planta se produciría a través de una línea de MT desde el CEMT. Este será el centro de transformación que diseñaremos para la planta fotovoltaica objeto de este proyecto inicial.
Teniendo en cuenta esta idea inicial de los constructores vamos a optar por la segunda opción planteada, con idea de que en el futuro este mismo CT sea de utilidad.
La opción elegida trae consigo diferentes aspectos a considerar.
- Al suministrar energía en MT disminuye la energía que vendemos a la compañía distribuidora, ya que aumentan las pérdidas por el cambio de tensión (pérdidas en el trafo). Lo que ocurre realmente, es que si la conexión fuese en BT, la compañía distribuidora incluiría un coeficiente de penalización por pérdidas asumidas por el cambio de nivel de tensión. Estas pérdidas pueden ser negociadas en el contrato de venta con la empresa distribuidora. Al suministrar en MT conocemos realmente las
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pérdidas en las que se incurren. Aunque el equipo necesario para medida en MT es más costoso que el de BT.
- El CT de la instalación puede estar diseñado para una potencia menor de la exigida por Sevillana Endesa para conexión en BT.
Para una conexión fotovoltaica conectada a la red de BT de Sevillana Endesa, la compañía nos exige: “la suma de las potencias de las instalaciones en régimen especial
conectadas a una línea de baja tensión no podrá superar la mitad de la capacidad de
transporte de dicha línea en el punto de conexión. Si el punto de conexión está en un
centro de transformación, la suma de las potencias conectadas a ese centro no podrá
superar la mitad de la capacidad de transformación”.En nuestro caso al tener una potencia instalada de 100 kWp, nuestro CT debería ser aproximadamente de unos 200 kVA, mientras que realizando la conexión en MT podemos construir un CT de menor potencia de transformación. Además nos ahorramos el transformador de aislamiento galvánico, si que este aislamiento no es proporcionado por nuestro inversor, exigido por Sevillana Endesa: “La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución
de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador
de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el
desarrollo tecnológico”.
- Aun optando por suministrar energía en MT, previendo una posible ampliación de la instalación construiremos un CT con una potencia de 200 kVA.
20.1. CONEXIÓN EN BAJA TENSIÓN.
En Capítulo VIII Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a las Redes de Distribución en Baja Tensión se describen las condiciones técnicas aplicables para las instalaciones Fotovoltaicas basadas en paneles fotovoltaicos e inversor, de potencia nominal no superior a 100 kVA que sean conectadas a las redes de BT de ENDESA. Además de los elementos y protecciones que pueda tener la propia instalación fotovoltaica y sus equipos anexos (inversor, etc.), la instalación eléctrica que una la instalación fotovoltaica con la red de ENDESA debe tener los siguientes elementos: - Separación Galvánica.
Separación galvánica entre la red de distribución de ENDESA y la instalación fotovoltaica por medio de un transformador de seguridad que cumpla la Norma UNE 60742.
- Cuadro de Salida.
Ubicado en la salida de la instalación fotovoltaica, en lugar accesible a la empresa distribuidora, antes de la medida, y contará con interruptor general manual omnipolar con intensidad de cortocircuito de 6 KA e interruptor automático diferencial con las características adecuadas para proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento.
- Elementos de Medida.
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El contador de energía neta fotovoltaica producida tendrá la capacidad de medir en ambos sentidos o, en su defecto, se conectarán en el propio módulo de salida dos contadores en serie, uno en cada sentido.
20.2. CONEXIÓN EN MT.
La normativa ENDESA recogida en el capítulo VI Especificaciones Técnicas para la conexión de suministros en Media Tensión es aplicable a todos aquellos nuevos suministros en MT destinados a clientes que se conecten a las redes de distribución MT de ENDESA en Andalucía, siempre que esos suministros reúnan las siguientes características:
- Que las cargas en MT sean transformadores Media / Baja Tensión (MT/BT). - Que la máxima potencia unitaria por transformador sea de 1000 kVA. - Que la potencia instalada por suministro no supere las 2000 kVA.
Como nuestra instalación tiene una potencia instalada de 200 kVA, será de obligado cumplimiento estas especificaciones.
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20.2.1. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS ASIGNADAS.
20.2.1.1. NIVELES DE AISLAMIENTO DE LA APARAMENTA. Los niveles de aislamiento asignados a la aparamenta para este tipo de suministros se recogen en la tabla siguiente:
20.2.1.2. INTENSIDADES DE CORTOCIRCUITO.
Con carácter general, se fija el valor de la intensidad asignada de corta duración (1 s) en 16 kA para la red de Media Tensión. No obstante, en algunos casos este valor será de 20 kA; y por el contrario, en redes aéreas rurales alejadas de subestaciones, podrá considerarse 8 kA. De manera análoga, el valor de cresta de la intensidad de cortocircuito admisible asignada será, con carácter general, de 40 kA, pudiendo ser en algunos casos de 50 kA, ó 20 kA, en los términos indicados en el párrafo anterior. En cualquier caso, el valor de la Intensidad de Cortocircuito (Icc) deberá ser confirmado por ENDESA. 20.2.2. EMPLAZAMIENTO, ACCESOS Y LÍMITES DE PROPIEDAD.
Como nuestra derivación será exclusiva, habrá que realizarla desde un apoyo de la línea principal dotado de cadenas de amarre (apoyo de entronque), instalándose lo más próximo posible a él (siempre a menos de 20 metros, salvo imposibilidad justificada) el primer apoyo de la derivación. En el apoyo de entronque se instalarán seccionadores unipolares, que quedarán propiedad de ENDESA, para la maniobra por parte de ésta. 20.2.3. APARAMENTA. Los materiales, componentes y dispositivos a utilizar en este tipo de suministros deberán ser compatibles con la red de distribución de ENDESA a laque se conecte. Además de cumplir la Reglamentación vigente y las Normas UNE de obligado cumplimiento que les sean aplicables, deben ajustarse a los siguientes criterios: - La línea de alimentación del Cliente debe estar adecuadamente protegida desde el
comienzo de la misma, en la primera celda del Recinto de Medida y Protección, o en el primer apoyo de la derivación, en caso de ser aérea, tal y como se dice anteriormente. Dicha protección estará compuesta por cortacircuitos fusibles más interruptor-seccionador con relé para protección homopolar (en Centros de Transformación interior de hasta 630 kVA).
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- Los elementos de seccionamiento y protección de la derivación del Cliente deben cumplir las siguientes Normas:
• Los seccionadores unipolares intemperie: Norma ENDESA AND005.
• Los cortacircuitos fusibles de expulsión: Norma ENDESA AND007.
• Los cortacircuitos fusibles limitadores de APR: Norma ONSE 54.25-01.
• Los pararrayos: Norma ENDESA AND015.
• Los interruptores-seccionadores SF6 intemperie: Norma ENDESA AND013
• La aparamenta bajo envolvente metálica con dieléctrico aire y corte en SF6: Norma ENDESA FND002.
• La aparamenta bajo envolvente metálica con dieléctrico en SF6: Norma ENDESA FND003.
- Todos los elementos de seccionamiento y protección de la instalación deben estar amparados por el correspondiente certificado de calidad y ensayos del fabricante con arreglo a las Normas citadas. Además, aquellos elementos que deban ser calibrados, deben contar con los certificados de calibración correspondientes.
20.2.4. TIPOS DE CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENDESA.
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21. PUESTA EN MARCHA DE LA INSTALACIÓN.
Como se ha desarrollado durante esta memoria, la tecnología empleada para los módulos fotovoltaicos es tecnología Thin film, o lo que es lo mismo, capa de silicio amorfo y otra capa de silicio microcristalino. A pesar de tener un coeficiente estabilizado de hasta 9,5 %, es sabido que este tipo de materiales presenta una estabilidad durante los primeros meses de uso. Por esto es que el suministrador nos proporciono datos eléctricos iniciales y estabilizados.
El diseño de la instalación se ha basado sobre los valores eléctricos estabilizados, por lo que la instalación podría sufrir una saturación al alcanzar valores muy por encimas de los nominales. La peor consecuencia de este fenómeno lo sufriría el inversor, el cual estaría funcionando muy por encima de su potencia máxima recomendada.
EFECTOS DE LA INESTABILIZACION DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Potencia Módulos Potencia aprox. Entrada INV* Instalación Estabilizada 135 Wp 98,28kWp Instalación Inestabilizada 158,9 Wp 115,68 kWp Potencia FV max. Recomendada para inversor 115 kWp * No se están considerando las pérdidas en la generación de CC Como se puede observar en los valores estimados de potencia de corriente continua a la entrada del inversor, esta potencia para valores inestabilizados alcanza valores mayores o muy parecidos a la máxima potencia fotovoltaica admisible por el inversor. Para evitar la saturación del inversor, y por tanto la actuación de las protecciones en el mejor de los casos, vamos a recomendar unas instrucciones de puesta en marcha para la instalación. Según fabricantes están inestabilización de los módulos de capa delgada se produce durante las primeras 15 o 20 semanas, pero dependiendo de la calidad de los módulos se ha detectado que en algunos casos no se alcanza una cierta estabilidad hasta los 6 meses de funcionamiento de la instalación. Según estos datos vamos a considerar el siguiente esquema de puesta en marcha para la instalación:
- Conexión de los subgeneradores 1 al 7 durante las primeras 5 semanas. - Conexión de los subgeneradores 4 al 11 durante las siguientes 5 semanas. - Conexión de los subgeneradores 11 al 7 durante las siguientes 5 semanas.
Así durante las primeras 15 semanas han estado funcionado conectados todos los módulos durante 10 semanas consecutivas. Repitiendo secuencia de funcionamiento durante las 15 semanas posteriores, tenemos que en las primeras 30 semanas de funcionamiento de la instalación todos los módulos han estado funcionando 20 semanas. Con estas 20 semanas (4 meses) de funcionamiento, se debe haber superado la fase de inestabilidad, por lo que ya podríamos conectar todos los módulos de forma simultánea. Este modo de puesta en marcha estará condicionado por las mediciones que se deben ir haciendo una vez en funcionamiento. Si pasado las 30 semanas de puesta en marcha se sigue apreciando inestabilidad en el sistema que pueda comprometer la seguridad de los
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equipos, se seguirá con el mismo plan propuesto durante el tiempo que se considere oportuno.
SEMANAS STRING 0-5 6-10 11-15 16-20 21-25 26-30
Funcionamiento (semanas)
S1 20 S2 20 S3 20
String No Conectado String Conectado
Módulos instalados
STRING Semana 5 Semana 10 Semana 15 Semana 20 Semana 25 Semana 30 S1 260 - 260 260 - 260 S2 234 234 - 234 234 - S3 - 234 234 - 234 234
Potencia Mínima Aproximada instalada (Wp)
STRING Semana 5 Semana 10 Semana 15 Semana 20 Semana 25 Semana 30 S1 26000 - 26000 26000 - 26000 S2 23400 23400 - 23400 23400 - S3 - 23400 23400 - 23400 23400
Potencia Aprox. Instalada (Wp) 49400 46800 49400 49400 46800 49400
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22. TERRENO Y OBRA CIVIL.
22.1. PREPARACIÓN DEL TERRENO.
El terreno de toda la Planta Solar, una vez exento de obstáculos, será preparado y acondicionado previamente a la realización de las obras y durante los trabajos de terminación. Anteriormente a la realización de las obras se realizaran las siguientes tareas de preparación del terreno:
1. Se efectuará la excavación de desmonte y relleno en algunas zonas hasta un buen allanado del terreno, retirando lo sobrante a vertedero autorizado. La parcela se encuentra con un desnivel del 1%
2. Desbroce superficial por medios mecánicos de una media de 20 cm de profundidad, con retirada de sobrantes a vertedero autorizado.
Una vez preparado el terreno procedemos a la realización de las tareas de acondicionamiento siguientes:
3. Capa de zahorra artificial de 10 cm de espesor medio y compactación con medios mecánicos.
4. Capa de grava natural de cantos rodados lavados de río grano medio, (de 2 a 4 cm), con un espesor mínimo de 10cm y compactación con medios mecánicos.
22.2. DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS.
La obra civil necesaria para la construcción de la instalación fotovoltaica estará compuesta por los siguientes trabajos a realizar:
- Colocación de los perfiles para las estructuras portantes de los módulos fotovoltaicos y, en caso de ser necesaria, cimentación de para dichas estructuras.
- Excavación de Zanjas y arquetas necesarias para las canalizaciones eléctricas.
- Preparación del terreno donde descansaran las losas de los dos edificios prefabricados a instalar.
- Colocación del edificio prefabricado para el inversor y para mantenimiento, y del edificio del centro de transformación.
- Vallado perimetral.
22.3. ESTRUCTURA SOPORTE.
Procedimiento de instalación descrito en el apartado 13.6.4.
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22.4. ZANJAS Y ARQUETAS.
Zanjas Para la conducción de las líneas eléctricas realizarán las correspondientes zanjas y arquetas garanticen la correcta ejecución de la instalación. Estas zanjas deberán conducir los conductores que se prevén instalar en el parque solar. Las zanjas discurrirán entre:
- Desde edificio inversor hasta CT.
- Desde CT hasta apoyo conversión aéreo-subterránea. Las zanjas transcurrirán por el camino más recto posible, teniéndose en cuenta los mínimos radios de curvatura de los diferentes cables empleados. Tal como se indico en el apartado de canalizaciones de BT desde los generadores hasta el inversor, irán en canales no perforados o perforadas con tapas desmontables, por lo que estarán medio enterradas. Lo mismo ocurre con la línea trifásica de CA de BT que transcurren desde el CT hacia el inversor aunque podría considerarse de que estas canalizaciones fuesen enterradas para mejorar la movilidad por las instalaciones. Arquetas No se plantea la instalación de arquetas en las líneas de BT de CA ya que el recorrido de estas es inferior a 20 metros. Para las líneas de BT de CC se instalaran cajas de conexión tal como se comenta el apartado 13.5.2. 22.5. EDIFICIOS PREFABRICADOS.
Como ya se ha mencionado varias veces durante la redacción de este proyecto, en la instalación dispondremos de dos edificios prefabricados de hormigón, un edificio alojará al centro de transformación, y otro edificio alojará al inversor y servirá para guardar material de seguimiento y mantenimiento.
Se muestra a continuación las dimensiones características de ambos edificios:
Centro Transformación Edificio Inversor y
Mantenimiento
Dimensiones Exteriores
Longitud (m) 6,08 4,08
Altura (m) 2,38 2,38
Anchura (m) 2,58 3,20
Superficie (m2) 15,69 13,06
Dimensiones Interiores
Longitud (m) 5,92 3,92
Altura (m) 2,28 2,28 Anchura (m) 2,22 2,84
Superficie (m2) 13,14 11,13
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Capacidad (m3) 29,96 25,38
Dimensiones Excavación
Longitud (m) 6,88 4,88
Altura (m) 0,56 0,56
Anchura (m) 3,18 3,80
Superficie (m2) 21,88 18,54
Volumen (m3) 12,25 10,38
22.5.1. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.
Obra civil del Centro de transformación detallada en el apartado 17.3.
22.5.2. EDIFICIO DE INVERSORES Y MANTENIMIENTO.
22.5.2.1. LOCAL.
El Edificio de inversores y mantenimiento estará ubicado en una caseta o envolvente independiente destinada únicamente a esta finalidad. En ella se instalará el inversor y equipos eléctricos de BT. Además se dispondrá de un espacio reservado para colocación de un PC y de diverso material de mantenimiento. Para el diseño de este edificio se han observado todas las normativas indicadas, teniendo en cuenta las distancias necesarias para pasillos, accesos, etc.
22.5.2.2. EDIFICIO.
El edificio prefabricado de hormigón está formado por las siguientes piezas principales: una que aglutina la base y las paredes, otra que forma la solera y una tercera que forma el techo. La estanquidad queda garantizada por el empleo de juntas de goma esponjosa. Estas piezas son construidas en hormigón armado, con una resistencia característica de
300 kg/cm2. La armadura metálica se une entre sí mediante latiguillos de cobre y a un colector de tierras, formando una superficie equipotencial que envuelve completamente al centro. Las puertas y rejillas están aisladas eléctricamente, presentando una resistencia de 10.000 ohmios respecto de la tierra de la envolvente. Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial será accesible desde el exterior. Las piezas metálicas expuestas al exterior están tratadas adecuadamente contra la corrosión. En la base de la envolvente irán dispuestos, tanto en el lateral como en la solera, los orificios para la entrada de cables de Corriente Continua y salida cables de Corriente Alterna. 22.5.2.3. CIMENTACIÓN.
Para la ubicación edificio prefabricado se realizará una excavación, cuyas dimensiones se encuentran en la tabla anterior, sobre cuyo fondo se extiende una capa de arena compactada y nivelada de unos 10 cm. de espesor. La ubicación se realizará en un terreno que sea capaz de soportar una presión de 1
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kg/cm², de tal manera que los edificios o instalaciones y situadas en su entorno no modifiquen las condiciones de funcionamiento del edificio prefabricado. 22.5.2.4. SOLERA, PAVIMENTO Y CERRAMIENTOS EXTERIORES.
Todos estos elementos están fabricados en una sola pieza de hormigón armado, según indicación anterior. Sobre la placa base, ubicada en el fondo de la excavación, y a una determinada altura se sitúa la solera, que descansa en algunos apoyos sobre dicha placa y en las paredes, permitiendo este espacio el paso de cables de BT, a los que se accede a través de unas troneras cubiertas con losetas. En la parte inferior de las paredes frontal y posterior se sitúan los agujeros para los cables de CC y CA, y tierra exterior. En la pared frontal se sitúan la puerta de acceso y rejillas de ventilación. Todos estos materiales están fabricados en chapa de acero galvanizado. La puerta de acceso dispone de un sistema de cierre con objeto de evitar aperturas intempestivas de las mismas y la violación del centro de transformación. La puerta estará abisagrada para que se puedan abatir 180° hacia el exterior, y se podrán mantener en la posición de 90° con un retenedor metálico. Las rejillas están formadas por lamas en forma de "V" invertida, para evitar la entrada de agua de lluvia en el interior, y rejilla mosquitera, para evitar la entrada de insectos. 22.5.2.5. CUBIERTA.
La cubierta está formada por piezas de hormigón armado, habiéndose diseñado de tal forma que se impidan las filtraciones y la acumulación de agua sobre ésta, desaguando directamente al exterior desde su perímetro. 22.5.2.6. PINTURAS.
El acabado de las superficies exteriores se efectúa con pintura acrílica o epoxy, haciéndolas muy resistentes a la corrosión causada por los agentes atmosféricos. 22.5.2.7. VARIOS.
El índice de protección presentado por el edificio es: - Edificio prefabricado: IP 23. - Rejillas: IP 33. Las sobrecargas admisibles son:
- Sobrecarga de nieve: 250 kg/m2.
- Sobrecarga de viento: 100 kg/m2 (144 km/h).
- Sobrecarga en el piso: 400 kg/m2.
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22.6. VALLADO PERIMETRAL
El total de la Planta Solar se cerrará con doble valla perimetral. La valla exterior de 3 m de altura, será de malla de simple torsión galvanizada 40/16 y postes de tubo de diámetro 60mm de acero galvanizado rematados con bayoneta superior inclinada para tres hileras de alambre espinoso. Valla interior de mismas características, separada a 1,5 m de la exterior. Se practicarán una puerta de acceso al recinto, tanto para vehículos como peatonal, metálica de dos hojas de 3m de anchura y 3 m de altura.
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23. BALANCE MEDIOAMBIENTAL.
23.1. EMISIONES SE DEJAN DE EMITIR A LA ATMOSFERA.
La energía fotovoltaica es una de las formas más respetuosas con el medio ambiente de producción de energía eléctrica. La energía fotovoltaica sustituye a otras fuentes de energía hasta ahora convencionales, como es el caso de los combustibles fósiles (petróleo y carbón) que además de ser limitados, son combustibles altamente perjudiciales para el medio ambiente por las emisiones de gases invernadero que producen.
Estas ventajas que consideradas como medioambientales, se podrían traducir en ventajas económicas en el caso de que en la cuantificación de costes de cada energía se incluyesen los costes ambientales. Los sistemas convencionales de energía (petróleo, gas natural y carbón) tendrían que asumir el coste ambiental que supone la emisión de todos estos contaminantes a la atmósfera, con lo que estas energías convencionales no serían tan “baratas” al compararlas con fuentes de energía renovables.
Las instalaciones solares fotovoltaicas no producen ningún tipo de emisiones ni ruidos, con lo que el impacto es prácticamente nulo.
Para el cálculo de las emisiones de CO2, SOx y otros contaminantes, que se evitarían gracias a la implantación de instalaciones fotovoltaicas, se va a utilizar un valor que es función de la producción de energía (kWh) que se produzca al año.
Este valor de producción de energía se va a utilizar como si esta misma energía se produjese en una central térmica, obteniendo así las emisiones producidas, por cada kWh, a partir de fuentes convencionales de energía. Como la energía fotovoltaica no produce emisiones, todas las emisiones que se producen a partir de la central térmica son las que se van a evitar gracias a una instalación fotovoltaica.
Hay mucha información y muy dispar sobre las emisiones que producen las centrales térmicas por cada kWh producido. Tomaremos como referencia los datos suministrados por ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica):
Según los datos incluidos en el Plan de Energías Renovables (PER), cada kWh producido con carbón provoca unas emisiones de 977 g de CO2 y si es producido con gas natural en ciclos combinados, 394 g de CO2 por kWh generado. El kWh producido en España causa unas emisiones por término medio de 400 g de CO2.
Aplicando estos datos de emisiones a la producción de nuestra instalación:
Emisiones Central Térmica Media 400 g de CO2 por kWh Generado
Producción Anual Fotovoltaica 206.614,04 kWh
Emisiones Fotovoltaica 82.645.617,60 g de CO2 anuales
82,65 Tn CO2 anuales Pero no es del todo cierto que la energía fotovoltaica no desprenda emisiones a la atmosfera. Durante la fase de fabricación de los módulos y del resto de componentes (marcos, inversores, etc…) se necesita electricidad por lo que para obtener esta electricidad se ha incurrido en una emisión de gases a la atmosfera.
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Es interesante preguntarse cuál es el nivel de emisiones de CO2 que se genera en la producción de una instalación fotovoltaica y si llega a suplirse con las emisiones evitadas durante su vida útil. Vamos a tratar de dar respuesta a estas preguntas considerando un ciclo de vida de la instalación de 30 años.
Vasilis Fthenakis y Erik Alsema, dos reconocidos investigadores en el ámbito de la Energy
Playback Times de la fotovoltaica, realizaron en 2006 una actualización de antiguos estudios sobre las externalidades producidas por esta tecnología en términos de CO2 equivalente (CO2e) emitido. Para ello se basaron en un estudio más reciente, el proyecto Crystal Clear de la Comisión Europea, el cual contó con el apoyo de compañías del sector radicadas en Europa y Estados Unidos.
De las conclusiones de estos estudios podemos cuantificar las emisiones durante la etapa de fabricación, separándolas entre aquellas que se dan en la producción de los módulos fotovoltaicos y aquellas otras que se generan en la producción del resto de componentes.
En la siguiente tabla se recogen las emisiones generadas a lo largo de todo el ciclo de vida de los diferentes tipos de módulos.
Emisiones de CO2e en la producción de módulos
Tipo de módulos Emisiones en gramos de CO2e por kWh
Silicio Policristalino 37
Silicio Monocristalino 45
Capa Fina (CdTE) 12-19 Para el caso del resto de componentes, lo que en inglés recibe el nombre de Balance Of
System (BOS), estos mismos autores aseguran que emiten en su producción el equivalente a 6 gCO2e/kWh a lo largo del ciclo de vida de la instalación. Este valor es el máximo que se puede dar en la producción del BOS, ya que hay algunas instalaciones que no requerirán de todos los componentes (las baterías, por ejemplo, no se utilizan en instalaciones que vierten directamente a red).
En resumen las emisiones globales por cada kW instalada, para los distintos tipos de tecnología de módulos, se recogen en la siguiente tabla:
Emisiones de CO2e globales de una instalación fotovoltaica
Tipo de módulos Emisiones en Toneladas de CO2e por kWh
Silicio Policristalino 2,06
Silicio Monocristalino 2,45
Capa Fina (CdTE) 1,06
Particularizando los datos para la instalación objeto de este proyecto, obtenemos El tiempo de recuperación energética, es el tiempo que el sistema fotovoltaico necesita para producir la energía que se invirtió en su fabricación.
MEMORIA DESCRIPTIVA
131
Tiempo recuperación Energética
Emisiones Emitidas durante la producción 245 Tn de CO2
Emisiones Evitadas 82,65 Tn CO2 anuales
Tiempo de Compensación 2,96 años En conclusión podemos afirmar que a partir del tercer año de operación de la instalación ya vamos a estar generando electricidad completamente libre de emisiones de CO2.
A medida crezca la presencia de energías renovables en el mix eléctrico, estas emisiones se irán reduciendo y, así, la cantidad de años necesaria para compensarlas. Del mismo modo, estas emisiones se reducirán cuando se apliquen medidas de reciclado de paneles. Según algunos autores, el reciclado podría reducir tales emisiones hasta en un 45%.
23.2. INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL.
Las principales características de la instalación fotovoltaica con respecto a su incidencia sobre el medio ambiente son las siguientes:
- No produce emisiones de gases contaminantes.
- No produce emisiones de efluentes líquidos.
- No produce residuos sólidos.
- No produce ruidos.
- No tiene efectos nocivos ni incidencia alguna sobre la vegetación o la fauna local, ya que es una actividad totalmente compatible con éstas.
- Al final de la vida de la instalación se procederá al desmantelamiento de la misma restituyendo el emplazamiento a su estado originario.
