4.MANUAL DE PROCEDIMIENTOS MOD...Figura 26. Central de armamento de energía, con los inversores...

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PROYECTO SE4ALL – ENERGÍA SOSTENIBLE PARA TODOS PROMOVIENDO HIDROELECTRICIDAD Y OTRAS SOLUCIONES DE ENERGÍAS LIMPIAS

MANUAL DE PROCEDIMIENTOS

GOBIERNO DE LA REPÚBLICA DE GUINEA ECUATORIAL Ministerio de Agricultura, Ganadería, Bosques y Medioambiente

Ministerio de Industria y Energía

ÍNDICE

1. Introducción ........................................................................................................................................ 10

2. Energía Solar Térmica ........................................................................................................................ 11

2.1. Componentes y Materiales ......................................................................................................... 11

2.2. Criterios de Diseño ..................................................................................................................... 12

2.3. Dimensionado y cálculo del sistema solar térmico ..................................................................... 16

2.4. Caso de estudio: Dimensionado y cálculo del termosifón con transferencia indirecta por medio

de un intercambiador de calor en el acumulador solar para una vivienda unifamiliar en Portugal ........ 19

3. Energía Solar Fotovoltaica ................................................................................................................. 21

3.1. Criterios de Diseño ..................................................................................................................... 21

3.2. Dimensionado y cálculo del sistema fotovoltaico ....................................................................... 22

3.3. Proyecto de certificación de plantas de energía fotovoltaica según IEC 60364-7-712: 2017 ... 36

3.3.1. Fases de certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica (PV power plant

certification, starting from planning phase) ......................................................................................... 36

3.4. Caso de estudio: Análisis técnico de la Central Fotovoltaica Hibrida de Bambadinca (CFH),

Guinea Bissau (central fotovoltaica do tipo AC Off Grid – Multicluster) ................................................. 47

4. Energia Eólica .................................................................................................................................... 49

4.1. Criterios de evaluación del recurso eólico .................................................................................. 49

4.2. Proyeto de Parques Eólicos ....................................................................................................... 53

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4.3. Dimensionado de proyecto eléctrico de centrales eólicas ......................................................... 56

4.3.1. Caso de estudio: Evaluación del Potencial Eólico y Estimación de Producción Energética

de un local. ......................................................................................................................................... 58

5. Energía Hidroeléctrica ........................................................................................................................ 64

5.1. Características de la Energía Hidroeléctrica .............................................................................. 64

5.2. Diseño de un aprovechamiento hidroeléctrico ........................................................................... 67

5.2.1. Energía producida y horas equivalentes, he ....................................................................... 67

5.2.2. Definición del caudal, Q ...................................................................................................... 69

5.2.1. Altura del salto de agua, H ................................................................................................. 71

5.3. Instalaciones de obra civil .......................................................................................................... 74

5.4. Proyecto de una Pequeña Central Hídrica (PCH) ...................................................................... 80

5.5. Caso de estudio: Proyecto de una Micro Central Hídrica (MCH) en Portugal ........................... 86

6. Energía de la Biomasa ....................................................................................................................... 95

6.1. Características de la biomasa .................................................................................................... 95

6.2. Combustión directa de biomasa sólida (térmica): ...................................................................... 95

6.3. Implementación de una central de quema de biomasa para producción de electricidad: Análisis

de sustentabilidad ambiental y económica ............................................................................................. 99

6.4. Caso de estudio: Central de Biomasa Forestal de Mortágua (Portugal), productora de energía

eléctrica por proceso de quema directa ............................................................................................... 102

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7. Factores Económicos ....................................................................................................................... 104

7.1. Definición de indicadores económicos ..................................................................................... 104

8. Proceso de licencia de producción y explotación para un centro electroproductor ......................... 106

9. Anexo ................................................................................................................................................ 113

9.1. Anexo A: Estudio Hidrológico teórico ....................................................................................... 113

9.1. Anexo B: Características de turbinas y centrales eólicas ........................................................ 114

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 – Características del kit solar termosifón ...................................................................................... 19

Tabla 2 – Rendimiento del sistema térmico ............................................................................................... 20

Tabla 3 – Resultados finales para un kit solar termosifón con 1 colector e 1 acumulador de 200 l. ......... 21

Tabla 4 – Inversor y sus especificaciones técnicas. .................................................................................. 28

Tabla 5 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 1: Bases para el diseño ... 37

Tabla 6 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2: Verificación de diseño

(Design) ...................................................................................................................................................... 38

Tabla 7 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 4: Verificación de

diseño (Design) .......................................................................................................................................... 40

Tabla 8 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 5 Parte 1:

Verificación de diseño (Design) .................................................................................................................. 41

Tabla 9 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 5 Parte 2:

Verificación de diseño (Design) .................................................................................................................. 42

Tabla 10 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 6: Comisionamiento ....... 45

Tabla 11 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 7 Parte 1: En servicio .... 45

Tabla 12 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 7 Parte 2: En servicio .... 46

Tabla 13 – Fase 1 del proyecto de parque eólico: Estudio de viabilidad, anteproyecto ............................ 54

Tabla 14 – Fase 2 del proyecto de parque eólico: Dimensionamiento del parque eólico .......................... 54

Tabla 15 – Fase 3 del proyecto de parque eólico: Proyecto y licencia ...................................................... 55

Tabla 16 – Fase 4 del proyecto de parque eólico: Instalación y verificación de las condiciones contractuales

.................................................................................................................................................................... 56

Tabla 17 – Indicadores de rendimiento energético de la turbina eólica 150 kW ........................................ 62

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Tabla 18 – Resultados finales para una turbina con potencia nominal de 150 kW acoplada a una torre de

30m de altura .............................................................................................................................................. 63

Tabla 19 – Fase 1 del proyecto de PCH: Estudio hidrológicos .................................................................. 81

Tabla 20 – Fase 2 del proyecto de PCH: Definición y dimensionamiento de los equipos hidráulicos ....... 82

Tabla 21 – Fase 3 del proyecto de PCH: Definición y dimensionamiento de otros equipos ..................... 83

Tabla 22 – Fase 4 del proyecto de PCH: Definición de los costes de los diferentes componentes .......... 84

Tabla 23 – Fase 5 del proyecto de PCH: Simulación de la generación de electricidad en el año medio .. 86

Tabla 24 – Organización de los caudales de forma cuantitativa. ............................................................... 89

Tabla 25 – Límites de explotación de las turbinas ..................................................................................... 92

Tabla 26 – Caudales nominales mínimos y máximos ................................................................................ 92

Tabla 27 – Caudales de inundaciones, máximos y mínimos sobre la base de la curva que mejor aproxima

la curva de duración de caudales ............................................................................................................... 93

Tabla 28 – Indicadores de rendimiento energético del micro central hídrica de 155 kW .......................... 94

Tabla 29 – Parcelas consideradas en la inversión inicial ........................................................................... 94

Tabla 30 – Resultados finales para un caudal nominal (QN)de 5 m3/s y un salto bruto (Hn) de 3,5 m ...... 94

Tabla 31 – Diferentes tipos de biomasa sólida........................................................................................... 95

Tabla 32 – Procedimientos de evaluación de la cadena de aprovechamiento de la biomasa forestal ... 100

Tabla 33 – Proceso de licencia de producción de un centro electroproductor – Fase 1: Procedimiento de

asignación de la Licencia de Producción ................................................................................................. 107

Tabla 34 – Proceso de licencia de producción de un centro electroproductor – Fase 2: Verificación de la

conformidad de la instrucción de la solicitud ............................................................................................ 111

Tabla 35 – Proceso de licencia de exploración de un centro electroproductor – Fase 3: Proceso de

asígnación ................................................................................................................................................ 112

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Subsistemas de un sistema solar térmico. ................................................................................. 11

Figura 2. Esquema de localización de los componentes del sistema de circulación en el circuito primario

de la instalación. ......................................................................................................................................... 12

Figura 3. Préstamo de funcionamiento de un sistema termosifón / pasivo. .............................................. 13

Figura 4. Esquema de instalación con depósito solar en serie con equipo auxiliar instantáneo. .............. 15

Figura 5. Mapa de radiación solar global anual sobre superficie horizontal (GHI) de Guinea Ecuatorial . 16

Figura 6. Mapa de recursos solares para la irradiación normal directa (ID)en Guinea Ecuatorial. ............ 17

Figura 7. Ejemplo de un calentador de agua solar con tecnología solar termosifón ................................. 19

Figura 8. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica, para autoconsumo ..................... 22

Figura 9. Definición de componentes de la planta de energía fotovoltaica: sistema conectado a la red

autoconsumo y esquema de medición de red, utilizando un medidor bidireccional. ................................. 23

Figura 10. Ejemplo de un dimensionamiento del sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica en

régimen de autoconsumo. .......................................................................................................................... 24

Figura 11. Cálculo de consumo diario de electricidad en una vivienda con 6 equipos eléctricos. ............ 25

Figura 12. Pérdidas energéticas en cada componente del sistema de producción de energía eléctrica, con

recurso a la tecnología fotovoltaica. ........................................................................................................... 25

Figura 13. Mapa de potencial de producción de energía fotovoltaica, de Guinea Ecuatorial .................... 26

Figura 14. Panel fotovoltaico y sus especificaciones técnicas ................................................................... 27

Figura 15. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica y banco de baterías aislado de la

red eléctrica, para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Directa (CD) ..................... 29

Figura 16. Definición de componentes de la planta de energía fotovoltaica: sistema aislados de la red

eléctrica, con banco de baterías, para autoconsumo. ............................................................................... 29

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Figura 17. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica y banco de baterías aislado de la

red eléctrica, para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Alterna (CA) ..................... 30

Figura 18. Ejemplo de un dimensionamiento del sistema fotovoltaico aislado de la red eléctrica, con banco

de baterías. ................................................................................................................................................. 30

Figura 19. Cálculo de consumo diario de electricidad en una vivienda con 6 equipos eléctricos. ............ 31

Figura 20. Pérdidas energéticas en cada componente del sistema de producción de energía eléctrica en

una rede aislada, con banco de baterías y con recurso a la tecnología fotovoltaica ................................ 31

Figura 21. Controlador de carga solar y sus especificaciones técnicas .................................................... 32

Figura 22. Batería solar y sus especificaciones técnicas ........................................................................... 33

Figura 23. Inversor y sus especificaciones técnicas .................................................................................. 34

Figura 24. Esquema de la estructura CA Off Grid - Multicluster de alimentación de energía eléctrica de la

isla Eigg, ..................................................................................................................................................... 35

Figura 25. Ejemplo de un resumen diario de los tres estados energéticos posibles de un sistema fuera de

la red (Off-Grid) .......................................................................................................................................... 35

Figura 26. Central de armamento de energía, con los inversores bidireccionales Isla soleada y banco de

baterías de gel de 2 V, ligadas 24 unidades en una red de forma continua 48 V de tensión DC ............. 48

Figura 27. Central fotovoltaica con 312 kWp de potencia instalada, con 1248 módulos de 250 Wp. ....... 48

Figura 28. Mapa de potencial de producción de energía eólica, de Guinea Ecuatorial ............................ 49

Figura 29. Parámetros estadísticos del viento: Distribución de Weibull (izquierda), Rosa de vientos (centro)

y Rosa de Potencias (derecho) .................................................................................................................. 52

Figura 30. Mapas de recursos construidos a partir de atlas de viento local, utilizando el software WasP.53

Figura 31. Imágenes de una turbina eólica BONUS 150/30 con un área barrida de 415 m2 (diámetro de

rotor de 23 m) y altura de torre de 30m ...................................................................................................... 59

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Figura 32. Velocidades del viento extrapolados a 30 m de altura, registradas por la torre anemométrica

durante la campaña a una altura de 40 m. ................................................................................................. 60

Figura 33- Rosa de vientos del lugar de medición. .................................................................................... 61

Figura 34 – Curvas de distribución de Weibull a 30m, respectivamente a la izquierda ya la derecha. ..... 61

Figura 35 – Potencia media producida por la turbina BONUS 150 kW para la distribución de Weibull del

viento a 30m y la comparación con curva viento-potencia de turbina BONUS 150 kW. ........................... 62

Figura 36. Producción de energía eléctrica, con tecnología eólica y banco de baterías aislado de la red

eléctrica, para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Alterna (CA). .......................... 64

Figura 37. Esquema del ciclo hidrológico ................................................................................................... 65

Figura 38. Esquema de una instalación hidroeléctrica: Peq. Central Hidroeléctrica de agua fluyente ..... 66

Figura 39. Distribución las horas equivalentes típicas conseguidas en España. ...................................... 69

Figura 40. Esquema demostrativo del concepto de caudal. ...................................................................... 70

Figura 41. Representación de las alturas; arriba sin y abajo con canal .................................................... 73

Figura 42. Azud realizado con piedras ....................................................................................................... 75

Figura 43. Ejemplo de una cámara cerrada ............................................................................................... 77

Figura 44. Aprovechamiento hidroeléctrico en Rio Sousa (Portugal) del tipo agua fluyente ..................... 87

Figura 45. Representación de las alturas; arriba sin canal. ....................................................................... 87

Figura 46. Serie cronológica de caudales medios diarios .......................................................................... 88

Figura 47. Curva de caudales medios clasificados de un año hidrológico promedio/Curva de duración de

caudales ..................................................................................................................................................... 90

Figura 48. Selección del tipo de turbina hídrica y gama de salto útil por tipo de turbina ........................... 90

Figura 49. Curva que mejor aproxima la curva de duración de caudales .................................................. 93

Figura 50. Esquema de una planta de producción de electricidad con biomasa ....................................... 97

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Figura 51. Esquema de un centro electroproductor termoeléctrico de quema directa de biomasa. ......... 97

Figura 52. Central de Biomasa Florestal de Mortágua, Portugal ............................................................. 104

Figura 53. Ejemplo de una clasificación de los años hidrológicos, con recurso a los dados obtenidos pelo

estudio hidrológico teórico ........................................................................................................................ 114

Figura 54. Turbina de velocidad de rotación constante (CSCF). Generador asincrónico (GA) ............... 115

Figura 55. Generador con rotor bobinado con doble alimentación (DFIG – “doubly fed induction .......... 116

Figura 56. Generador sincrónico (GS) conectado directamente a la red ................................................ 117

Figura 57. Generador síncrono con conexión a la red CA / CD / CA ...................................................... 118

Figura 58. Generador síncrono con convertidores CA / CD / CA y sin multiplicador ............................... 118

Figura 59 – Generador síncrono de imanes permanentes conectados a la red con convertidores CA/CD/CA

y sin multiplicador de velocidad. ............................................................................................................... 119

Figura 60 - Generador síncrono de imanes permanentes conectados a la red con convertidor CA / CA y

sin multiplicador de velocidad. ................................................................................................................. 119

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1. INTRODUCCIÓN

La demanda cada vez mayor de electricidad confiable, asequible y baja en carbono ha impulsado un

aumento global de los recursos de energía renovable.

Con un objetivo global de crear un mercado para soluciones de energía renovable descentralizadas el

Gobierno de Guinea Ecuatorial , el GEF – Global Environment Facility y el PNUD – Programa de las

Naciones Unidas para ell Desarrollo han financiado la elaboración de un Manual para Evaluación y

Aprobación de Proyectos de Energías Renovables.

El objetivo de la elaboración de este Manual es dotar a los técnicos de las instituciones guineanas,

involucrados en este tipo de proyectos de los conocimientos que permitan una correcta evaluación y

posterior aprobación de proyectos de energías renovables en los principales tipos de este tipo de energías:

solar, eólica, hídrica y biomasa.

La evaluación y certificación confirma todas las características de seguridad relevantes de las tecnologías

de conversión de energía a partir de fuentes renovables, y demuestra el cumplimiento técnico del proyecto

con los estándares mundialmente reconocidos.

La aprobación de proyectos cubre todas las fases críticas de proyectos en energías renovables, desde el

desarrollo sobre la construcción hasta la operación, con el fin de garantizar la calidad en todas las etapas

del proyecto.

Muy importante, dentro de este Manual, es el conocimiento de los procedimientos administrativos para la

aprobación de los proyectos presentados bien como la integración en una futura Ley General para las

Energías Renovables.

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2. ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

2.1. Componentes y Materiales

Cualquier combinación de componentes que tenga como objetivo convertir la radiación solar en una forma

de calor lista para usar puede ser clasificada como un sistema solar térmico. En una instalación solar

térmica, sus componentes pueden agruparse de acuerdo con su función, dando origen a diferentes

subsistemas, como muestra la Figura 1.

Figura 1. Subsistemas de un sistema solar térmico.

En el subsistema de Captación, la radiación solar es recogida en dispositivos colectores y transformada

en energía térmica en un fluido que circula en tuberías integradas en esos dispositivos.

Con ayuda de las tuberías, válvulas, bombas y aislamiento térmico pertenecientes al subsistema de

Circulación o Distribución, la energía térmica es transportada a los elementos de acumulación y consumo

con mínima de pérdidas posible. La energía térmica, obtenida por el sistema de captación y distribuida por

el subsistema de circulación, se almacena en el subsistema denominado Acumulación.

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A los componentes anteriores se añade el subsistema Auxiliar, que constituye un elemento de apoyo a la

instalación solar, proporcionando el suplemento necesario de energía térmica - del tipo convencional - en

los períodos de poca oferta (baja radiación) y / o gran demanda (consumo elevado). Por último, para

optimizar el funcionamiento de la instalación y velar por la seguridad de este, es indudable la existencia de

un subsistema de Control.

Los componentes de los diversos subsistemas deben ser resistentes a temperaturas elevadas, del orden

de los 150ºC.

2.2. Criterios de Diseño

En un sistema solar térmico, del tipo indirecto, como muestra la figura abajo, el líquido que circula en el

colector puede ser agua u otro fluido de transferencia de calor. Lo líquido nunca se pone en contacto con

el agua del depósito, transfiriendo el calor al agua potable a través de un intercambiador de calor.

1) Purgador;

2) Colector (es) Solar (es);

3) Manómetro;

4) Termómetro;

5) Válvula de seguridad;

6) Acumulador con entrada de

agua fría y salida de agua

caliente

7) Válvula antirretorno;

8) Bomba eléctrica;

9) Vaso de expansión

10) caudalímetro

11) válvula de llenado

Figura 2. Esquema de localización de los componentes del sistema de circulación en el circuito primario de la

instalación.

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Conforme a lo esquematizado en la Figura anterior, un sistema indirecto puede tener más de un circuito:

1) el circuito primario, que recoge la energía térmica producida en los colectores y la transfiere al circuito

secundario a través del intercambiador de calor en el interior del depósito; 2) el circuito de consumo, que

parte de la red de distribución, depósito de acumulación de agua caliente, y llega a los puntos de consumo.

En cuanto a la forma en que se realiza la circulación del fluido, los sistemas solares de calefacción de agua

pueden dividirse en dos categorías: Aquellos en los que el fluido circula de forma natural por convección

térmica - sistemas pasivos / termosifón - y los que recurren a un sistema medio mecánico auxiliar para

efectuar esa circulación - sistemas activos.

En la Figura siguiente, puede observarse el ejemplo de un sistema pasivo, en el que la circulación se hace

de forma natural. Tiene la ventaja de ser una instalación más simple y barata, pero su integración al nivel

de la cobertura está condicionada por el hecho de que el depósito de acumulación se sitúa a una cuota

encima de los colectores (normalmente en el exterior) causando mayor impacto visual.

1) Purgador;

2) Acumulador con entrada

de agua fría y salida de

agua caliente

3) Agua caliente sanitaria

(ACS)

4) Válvula antirretorno;

5) Agua fría

6) Vaso de expansión

7) válvula de llenado

8) Válvula de seguridad;

9) Colector (es) Solar (es);

Figura 3. Préstamo de funcionamiento de un sistema termosifón / pasivo.

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En estos sistemas, la circulación del fluido en el circuito primario se efectúa por convección debido a la

diferencia de densidades que se establece entre el fluido caliente - más ligero - y el fluido frío - más pesado.

Así, la circulación se hace de modo natural desde abajo hacia arriba, con el fluido frío a sustituir el fluido

caliente y viceversa, lo que obliga a la colocación de los depósitos de acumulación a una cota superior a

la de los colectores solares.

Lo tipo de sistema es muy utilizado en viviendas unifamiliares y en otras aplicaciones en las que las

necesidades de agua caliente sanitaria son bajas debido a su simplicidad ya los bajos costos asociados -

montaje y funcionamiento - que resultan de la no necesidad de bomba ni de energía eléctrica.

Entre sus limitaciones se destaca el hecho de que este sistema implica tuberías de diámetros más

elevados, debiendo el trazado ser lo más corto y rectilíneo posible, con el objetivo de reducir la pérdida de

carga y evitar que éste supere la fuerza ascensional. También presenta el inconveniente de tener un riesgo

elevado de sobrecalentamiento por no tener ningún control de temperatura.

En el caso de los sistemas activos, Figura 4, el movimiento del fluido a través del colector solar se realiza

a través de bombas de circulación. En este tipo de instalación, de circulación forzada, el acumulador puede

situarse en el interior de la vivienda, proporcionando una mejor integración arquitectónica, menores

pérdidas térmicas y mayor durabilidad de los componentes protegidos. También permite controlar el

sobrecalentamiento de la instalación e incorporar otros métodos de protección contra la congelación. La

configuración suele ser más costosa que la anterior.

1) Colector (es) Solar (es)

2) Bomba eléctrica;

3) Controlador;

4) acumulador;

5)Aguas calientes

sanitarias;

6) Sistema Auxiliar;

7) Agua fría de la red;

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8) Intercambiador de calor

interno;

1) Colector (es) Solar (es)

2)Aguas calientes

sanitarias;

3) Sistema Auxiliar;

4) acumulador;

5) Controlador;

6) Agua fría de la red;

7) Temperatura

Figura 4. Esquema de instalación con depósito solar en serie con equipo auxiliar instantáneo.

En la Figura 4, se puede ver una instalación solar térmica en la que el circuito primario es cerrado (sistema

indirecto) de circulación forzada, lo que significa que el fluido circula en el campo de colectores no se

mezcla con el agua de consumo. Este sistema permite utilizar un fluido constituido por agua mezclada con

anticongelantes y anticorrosivos, obteniéndose una instalación más durable y más segura. El sistema de

apoyo está en serie con el circuito de consumo (un calentador, por ejemplo).

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2.3. Dimensionado y cálculo del sistema solar térmico

Además, la utilización de sistemas solares térmicos conlleva el aprovechamiento de uno de los principales

recursos endógenos del país. El territorio continental de Guinea Ecuatorial dispone de valores de radiación

solar media diaria superiores a los 4 kWh/m2. La isla de Bioko de Guinea Ecuatorial dispone de radiación

solar media diaria superior a los 3,8 kWh/m2.

Estos datos están disponibles en la figura siguiente y fueron puestos a disposición por la plataforma

SOLARGIS.

Figura 5. Mapa de radiación solar global anual sobre superficie horizontal (GHI) de Guinea Ecuatorial

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Figura 6. Mapa de recursos solares para la irradiación normal directa (ID)en Guinea Ecuatorial.

Las necesidades medias mensuales de energía de una vivienda unifamiliar-Qa- se calculan con base en

los datos de consumo diario de agua caliente – MAQS (l/día) –, de la temperatura media mensual del agua

de la red – red (ºC) – , de la temperatura del agua para el consumo – cal (ºC) y, nd – número de días por

mes.

41873600000

de 120





Para el cálculo de las necesidades energéticas mensuales se tiene que tener los valores de:

Consumo diario de referencia a 45ºC de 30 l/persona.día (vivienda unifamiliar)

Número de personas

Número de día por mes: 31 dias

Temperatura del agua caliente: 45ºC

Temperatura de agua de red: 15ºC

Para determinar la radiación solar disponible en la superficie de los colectores es necesario obtener:

latitud y longitud

ángulo azimut de coletor, Azs

Inclinación de superficie de colector,

El valor de la intensidad de la radiación solar directa (ID) (kWh/m2.dia), que depende de la altura

solar (h), y se obtiene por la Figura 6.

El valor de la intensidad de la radiación solar directa recibida por la superficie plana inclinada (IDS)

(kWh/m2.dia)

La estimación de la superficie de captación (m2) y el volumen de acumulación se realiza con la fórmula

en que Qa son necesidades anuales de energía, IDS es el valor de la radiación global anual iniciada en la

superficie inclinada de los colectores, es el rendimiento promedio anual estimado para la instalación

y FSanual es la cobertura solar anual esperada (por ejemplo, FS es el% de solar que cubre las necesidades

energéticas anuales de producción de agua caliente sanitaria de la vivienda).

En cuanto al depósito solar, se recomienda un volumen específico de 50 a 75 litros por cada m2 de colector

(50 litros * A(m2) <= Volumen <=75 litros*A(m2)), cuando el desfase entre el momento de captación y el de

consumo no fuera superior a 24h. También debe garantizarse que el volumen del depósito considerado

cubra entre el 80% y el 100% del consumo diario de agua caliente - MAQS.

de 120





2.4. Caso de estudio: Dimensionado y cálculo del termosifón con transferencia indirecta por

medio de un intercambiador de calor en el acumulador solar para una vivienda unifamiliar en

Portugal

Se pretende con este caso demostrar el desempeño de un sistema solar térmico del tipo termosifón,

compuesto por 1 colector, 1 depósito de agua y respetados equipos auxiliares, para instalar en una

vivienda unifamiliar para calefacción de las aguas calientes sanitarias.

Tabla 1 – Características del kit solar termosifón

Figura 7. Ejemplo de un calentador de agua solar con tecnología solar termosifón

Área del Colector [m2] 1,90

Capacidad del depósito [l]

200,00

Potencia térmica

nominal [kWth]1,30

Equipo de apoyo Diesel

Inclinación [º] 33

Azimut [º] 0

Temperatura del agua del consumo [ºC]

45ºC

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Considerando que una familia de 4 personas (40l / persona) consume 160 litros / día, de lunes a domingo,

durante los 365 días del año. El consumo de agua es 160l dividido en dos periodos, o sea 80l/ día de 8 a

.m - 9 a.m y 80l / día de 18 p.m - 19 p.m. El rendimiento del sistema solar térmico del tipo termosifón se

presenta en la siguiente tabla.

Tabla 2 – Rendimiento del sistema térmico

El análisis económico muestra que para la adquisición e instalación de un sistema solar térmico termosifón,

teniendo en cuenta un período de vida útil de 15 años, el ahorro anual de energía en el calentamiento del

agua (que anteriormente se hacía con calentador Diesel) es de 195, 8 € / año y el tiempo de retorno en la

inversión es de 9,6 años.

Rad.Horiz.

[kWh/ m2]

Rad.Inclin.

[kWh/ m2]Pérdidas

[kWh]Suministrado

[kWh]Carga/ Consumo

[kWh]Apoyo [kWh]

enero 64 100 0 86 153 67

febrero 81 115 1 97 136 39

marzo 118 142 3 116 147 31

abril 158 170 6 122 138 15

mayo 198 192 11 127 135 8

junio 209 196 10 121 123 3

julio 229 218 16 121 121 0

agosto 208 214 15 120 120 0

septiembre 149 174 9 116 120 3

octubre 108 144 4 114 132 19

noviembre 74 114 0 101 140 38

diciembre 61 98 0 84 152 68

Anual 1 657 1 879 75 1 324 1 616 292

Fracción solar [%] 81,9%Rendimiento

global anual del sistema [%]

37,1%Productivida

d [kWh/ m2

colector]

697

de 120





Tabla 3 – Resultados finales para un kit solar termosifón con 1 colector e 1 acumulador de 200 l.

3. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

3.1. Criterios de Diseño

Durante la visita al lugar y en la fase de registro de los datos, una buena contribución a la base de la

planificación pasa por la clara aclaración de las siguientes cuestiones:

Disponibilidad del área del tejado, fachadas y / o superficies disponibles en el entorno;

Orientación e inclinación de las estructuras disponibles a la colocación del sistema;

Formato del tejado, características de la estructura y subestructura, y tipo de cobertura;

aberturas utilizables en el tejado (tejas de ventilación, conductos de chimenea, etc.)

evaluación de posibles sombras;

locales potenciales a la instalación del generador, de las cajas de empalme, del interruptor de corte

principal (DC) y del inversor;

Caja del contador y espacio para un contador extra;

Largo de los cables, red de cableado y método de implantación de la canalización eléctrica;

tipo de accesos, si es necesario equipamiento específico para la instalación del generador (grúa,

andamio, etc.)

tipo de módulo, diseño del sistema, método de instalación;

producción energética deseada versus potencia fotovoltaica a instalar

Esolar [kWh/ año] 1 324,00

Valor Residual [€] 90,00

Investimento [€] 1 500,00

Precio Diesel [€/ l] 1,50

Fluxo de caixa bruto [€] 195,83

M anut. [%] 2%

Despesas [€] 22,50

Fluxo de caixa liquido [€] 173,33

Años de vida del proyecto [años]

15

tasa de actualización [%] 2%

VAN [€] 776,91

TIR [%] 7,8%

ROI 1,48

Payback [años] 9,60

de 120





Deberá garantizarse la recogida de documentos, que también podrán desempeñar un importante apoyo

en la planificación:

plan de localización del edificio;

piezas diseñadas y escritas del proyecto del edificio, donde contará la inclinación del tejado, entre

otras innumerables informaciones sobre el edificio;

fotografía

3.2. Dimensionado y cálculo del sistema fotovoltaico

Los siguientes esquemas muestran diferentes tipologías de sistemas de producción de energía eléctrica

con módulos fotovoltaicos, que pueden ser implementados en proyectos de hacer el sistema de producción

de energía eléctrica en islas 100% de energía renovable.

A. Sistema conectado a la red eléctrica en régimen de autoconsumo y con inyección del exceso de

electricidad en la red eléctrica

Figura 8. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica, para autoconsumo

de 120





Figura 9. Definición de componentes de la planta de energía fotovoltaica: sistema conectado a la red autoconsumo y

esquema de medición de red, utilizando un medidor bidireccional.

Siguen abajo las figuras y fórmulas de un ejemplo de dimensionamiento del sistema fotovoltaico de un

sistema conectada a la red eléctrica.

de 120





20% 98 % 95%

186,21000

100 18,62%

Los pasos para dimensionamiento del sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica están presentes en

la figura siguiente

Figura 10. Ejemplo de un dimensionamiento del sistema fotovoltaico conectado a la red eléctrica en régimen de

autoconsumo.

de 120





Paso (1) – Demanda de carga

Figura 11. Cálculo de consumo diario de electricidad en una vivienda con 6 equipos eléctricos.

Paso (2) – Pérdidas Contables

Figura 12. Pérdidas energéticas en cada componente del sistema de producción de energía eléctrica, con recurso a

la tecnología fotovoltaica.

de 120





Paso (3) – Horas de sol equivalentes

De acuerdo con el mapa de recursos solar, con el potencial de producción de energía fotovoltaica, de

Guinea Ecuatorial, se verifica que el número de horas de sol equivalente promedio es de 3,3 h/día

(subrayado con un círculo en el gráfico)

Figura 13. Mapa de potencial de producción de energía fotovoltaica, de Guinea Ecuatorial

de 120





Paso (4) – Diseño de generador fotovoltaico

Figura 14. Panel fotovoltaico y sus especificaciones técnicas

í

644,5

3,3

195,3

195,3100

1,95~2

Conexión en paralelo de los paneles fotovoltaicos

á 7 2 14

Conexión en serie de los paneles fotovoltaicos

ã á 20 2 40

Potencia saída [Wp] 100

VMPP (V) 16

IMPP (A) 6,25

VOC (V) 20

Isc (A) 7

Especificaciones del panel

(ejemplo)

de 120





Paso (5) – Diseño del inversor

í 2 100 200

Tabla 4 – Inversor y sus especificaciones técnicas.

↔ 50 40

↔ 8 14

Paso (6) – Diseño Final

Como la tensión máxima del inversor es superior a la tensión máxima en serie de los dos paneles

fotovoltaicos, entonces la conexión de los paneles fotovoltaicos debe ser en serie.

Potencia nominal [W] 300

Tensión máxima CD [V] 50

Corriente máxima CD [A] 8

Functíon MPPT Sí

Especificaciones del inversor

(ejemplo)

de 120





B. Sistema fotovoltaico aislado de la red eléctrica (Off-grid)

i. Sistema de acoplamiento para la distribución de la electricidad en Corriente Directa: CD Off

Grid

Figura 15. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica y banco de baterías aislado de la red

eléctrica, para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Directa (CD)

Figura 16. Definición de componentes de la planta de energía fotovoltaica: sistema aislados de la red eléctrica, con

banco de baterías, para autoconsumo.

de 120





ii. Sistema de acoplamiento para la distribución de la electricidad en Corriente Alterna: CA Off

Grid

Figura 17. Producción de energía eléctrica, con tecnología fotovoltaica y banco de baterías aislado de la red

eléctrica, para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Alterna (CA)

Siguen abajo las figuras y fórmulas de un ejemplo de dimensionamiento del sistema fotovoltaico Off Grid.

Los pasos para dimensionamiento del sistema fotovoltaico Off Grid están presentes en la figura siguiente

Figura 18. Ejemplo de un dimensionamiento del sistema fotovoltaico aislado de la red eléctrica, con banco de

baterías.

de 120





Paso (1) – Demanda de carga

Figura 19. Cálculo de consumo diario de electricidad en una vivienda con 6 equipos eléctricos.

Paso (2) – Pérdidas Contables

Figura 20.

Pérdidas energéticas en cada componente del sistema de producción de energía eléctrica en una rede aislada, con

banco de baterías y con recurso a la tecnología fotovoltaica

de 120





Paso (3) – Horas de sol equivalentes

De acuerdo con el mapa de recursos solar, con el potencial de producción de energía fotovoltaica, de

Guinea Ecuatorial, se verifica que el número de horas de sol equivalente promedio es de 3,3 h/día (Figura

10)

Paso (4) – Diseño de generador fotovoltaica

Considerando el mismo panel fotovoltaico de 100 W del tamaño anterior

í

745

3,3

225,75

225,75100

2,26~2

Conexión en paralelo de los paneles fotovoltaicos

á 7 2 14

Conexión en serie de los paneles fotovoltaicos

ã á 20 2 40

Paso (5) – Controlador de Carga solar

Figura 21. Controlador de carga solar y sus especificaciones técnicas

Tensión máxima CD [V] 60

Corriente máxima CD [A] 10

Tensión operacional [V] 12 V / 24 V

Functíon MPPT Sí

Especificaciones del Controlador de

Carga Solar (ejemplo)

de 120





↔ 60 40

↔ 10 14

El controlador de carga establecerá la tensión de funcionamiento de la red CD. En este caso, se considera

la configuración del controlador de carga para 24 VCD.

Como la tensión máxima del controlador de carga es superior a la tensión máxima en serie de los dos

paneles fotovoltaicos, entonces la conexión de los paneles fotovoltaicos debe ser en serie.

Paso (6) – Dimensionamiento de la batería

Figura 22. Batería solar y sus especificaciones técnicas

í

profundidaddedescarga tensiónoperativadelareddíasdeautonomía

745

60% 242 103,5

ú í étensiónoperativadelared

tensióndelabatería2412

2 í

ú í capacidaddelabatería

74521

4,93 í ~5 í

ú í ú í é ú í 2 510 í

Profundidad de descarga [%] 60

Tensión Batería [V] 12

Capacidad nominal batería [Ah] 21

Especificaciones del Batería (ejemplo)

de 120





Paso (6) – Diseño del inversor

Figura 23. Inversor y sus especificaciones técnicas

í 2 100 200

Potenciaóptimadelinversor Margendeseguridad

20090% 80%

278 ~300

C. Sistema fotovoltaico entre otras renovables, aislado de la red eléctrica (Off-grid), con sistema de

acoplamiento para la distribución de la electricidad en Corriente Alterna (CA) y Multi Tablero de

Distribución para los bancos de baterias: CA Off Grid - Multicluster

La Isla de Eigg (Eigg es una de las Pequeñas Islas, en las Hébridas Internas de Escocia.) es un ejemplo

perfecto de una poderosa fuente de alimentación fuera de la red. La isla es parte de las Hébridas

escocesas, mide aproximadamente 30 km2 y tiene alrededor de 90 residentes. Los costos de conexión

con tierra firme (aproximadamente a 16 km de distancia) son prohibitivos, por lo tanto, Eigg nunca se ha

conectado a la red pública. Hasta 2008, el suministro de electricidad de la isla se basaba exclusivamente

en generadores Diesel.

Eficiencia [%] 90

Tensión operacional [V] 24 V

Especificaciones del Inversor (ejemplo)

de 120





Figura 24. Esquema de la estructura CA Off Grid - Multicluster de alimentación de energía eléctrica de la isla Eigg,

Figura 25. Ejemplo de un resumen diario de los tres estados energéticos posibles de un sistema fuera de la red (Off-

Grid)

de 120





3.3. Proyecto de certificación de plantas de energía fotovoltaica según IEC 60364-7-712: 2017

La certificación del proyecto fue la manera ideal de garantizar la calidad en cada etapa del proyecto, y

estas indicaciones sirven como guía completa para lograrlo.

3.3.1. Fases de certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica (PV power plant certification,

starting from planning phase)

A. Fase 1: Bases para el diseño (Design Basis)

El propósito de la verificación de F1: diseño es evaluar si:

i. Condiciones del sitio

ii. supuestos de rendimiento y la base del diseño, incluidas las especificaciones generales,

iii. criterios

iv. parámetros

v. enfoque de diseño

vi. fabricación

vii. requisitos básicos de calidad

viii. calificación del proveedor

ix. otras suposiciones relevantes para el diseño

Los elementos descritos anteriormente están debidamente establecidos y documentados

de 120





Tabla 5 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 1: Bases para el diseño

Documentación Conforme Conforme

pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Condiciones del sitio (suelo, condiciones ambientales,

topografía ...) ☐ ☐ ☐ ☐

2 Análisis de los datos de radiación solar ☐ ☐ ☐ ☐

3

Evaluación de la producción de energía (estimación de

la generación de energía y la relación de rendimiento

(RP))

☐ ☐ ☐ ☐

4 Criterios de diseño preliminares (revisión de tecnología,

configuración de diseño) ☐ ☐ ☐ ☐

5 Requisitos de cumplimiento del código de cuadrícula ☐ ☐ ☐ ☐

6 Requisitos de fabricación, transporte, instalación y

puesta en marcha ☐ ☐ ☐ ☐

7 Requisitos de operación y mantenimiento ☐ ☐ ☐ ☐

8 Seguridad de componentes y personal ☐ ☐ ☐ ☐

9 Estándares, códigos y requisitos adicionales ☐ ☐ ☐ ☐

Esta base de diseño es suficiente para un diseño e implementación seguros de la planta de energía

fotovoltaica

de 120





Fase 2: Verificación de diseño (Design)

El diseño cubre los pasos necesarios para lograr el rendimiento final y la verificación del diseño. El cliente

debe proporcionar toda la documentación necesaria del diseño (como mínimo, la documentación de la

planta de energía fotovoltaica debe cumplir con la norma IEC 62446-1: 20161). ☐

Tabla 6 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2: Verificación de diseño (Design)


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Condiciones del sitio y configuración del diseño de la

planta2 ☐ ☐ ☐ ☐

2 Componentes y sistemas eléctricos ☐ ☐ ☐ ☐

3 Cargas, diseño estructural y de cimentación ☐ ☐ ☐ ☐

4 Operación y mantenimiento ☐ ☐ ☐ ☐

5 Seguridad de componentes y personal ☐ ☐ ☐ ☐

(Número 1) La revisión del diseño de la planta (Número 1) incluirá:

Condiciones del sitio

análisis de los datos de radiación solar

inclinación, orientación y espacio libre de los módulos solares

Solidez de diseño PV contra efectos de sombreado cercanos y lejanos

diseño eléctrico de las cadenas PV y matrices incl. cálculos de caída de voltaje

1 Sistemas fotovoltaicos (PV): requisitos para las pruebas, la documentación y el mantenimiento. Parte 1:

Sistemas conectados a la red. Documentación, pruebas de puesta en marcha e inspección.

2 Arrays fotovoltaicos (PV) - Requisitos de diseño. IEC 62548: 2016 establece los requisitos de diseño para

las matrices fotovoltaicas (PV) incluyendo el cableado de arreglo de CC, dispositivos de protección

eléctrica, disposiciones de conmutación y puesta a tierra.

de 120





instalación de la planta de energía fotovoltaica

selección del inversor (relación de potencia CC / CA y comportamiento de la temperatura

coordinación de los parámetros de software de los componentes

Capacidad de carga de corriente de los cables de alimentación de CA y CC

evaluación de la producción de energía

relación calidad

revisión de las pérdidas totales / eficiencia (específica del sitio, en diferentes puntos de operación,

si corresponde).

(Número 2) evaluación de los componentes eléctricos y el diseño del sistema. El fabricante / diseñador /

cliente debe documentar lo siguiente:

principales componentes eléctricos, incluidos los generadores fotovoltaicos (módulos solares),

cajas de conexiones, inversores, sistema de supervisión, a paramenta de alta tensión,

transformadores y cables de potencia

sistemas y componentes eléctricos relevantes para la seguridad, como engranajes de baja tensión,

engranajes de control, sistemas de seguridad (cortocircuitos, sobretensiones, sobretensiones,

etc.)

protección contra riesgos eléctricos (contacto directo e indirecto, arcos)

protección contra rayos, puesta a tierra y conexión equipotencial (limitación de los voltajes de paso

y contacto, protección contra sobretensión).

(Número 3) la verificación del diseño estructural comprende las siguientes partes de la planta de energía

Fotovoltaica (PV):

estructura de soporte portadora de carga para los módulos solares

verificación estructural de los miembros y sus conexiones

la interfaz entre la base y la estructura de soporte debe estar claramente definida

el diseño de la fundación, incluida la investigación del sitio geotécnico, es un elemento opcional

los módulos solares en sí mismos no son parte de la evaluación del diseño estructural.

de 120





(Número 4) La verificación del programa de operación y mantenimiento se basará en la base del diseño,

los estándares aplicables y las mejores prácticas de la industria.

La siguiente documentación se enviará para verificación:

Tabla 7 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 4: Verificación de diseño

(Design)


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Descripción del programa de inspección y

mantenimiento basado en el riesgo, que abarca la

inspección, el mantenimiento programado y el

mantenimiento no programado

☐ ☐ ☐ ☐

2 Manual de servicio y mantenimiento para componentes

clave ☐ ☐ ☐ ☐

3 Informes de rendimiento de la planta de energía

fotovoltaica (ejemplos preliminares) ☐ ☐ ☐ ☐

La documentación se verificará con respecto al alcance y los intervalos de lo siguiente:

monitoreo operacional y de condiciones

diseño de vida útil de componentes, sistemas y estructuras

manuales de servicio y mantenimiento

inspección y mantenimiento relacionados con la seguridad

mantenimiento programado

disposiciones de mantenimiento no programadas

mantenimiento de registros y control de calidad

(Número 5) evaluar los aspectos de seguridad del personal sobre la base de una evaluación de riesgos

que debe ser proporcionada de acuerdo con ISO / IEC 31010. Todas las medidas técnicas derivadas de

la evaluación de riesgos deben estar contenidas en la documentación de diseño diseñada para ser a

prueba de fallas.

de 120





En cuanto a la seguridad del componente, se debe evaluar la documentación de los siguientes elementos:

Tabla 8 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 5 Parte 1: Verificación de

diseño (Design)

Elementos sobre la seguridad de los componentes Conforme Conforme

pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Los errores o fallas del sistema detectados por el sistema

de monitoreo se informarán inequívocamente ☐ ☐ ☐ ☐

2

En caso de que se puedan exceder los posibles límites

de temperatura de los componentes, dichas

temperaturas deberán controlarse y controlarse de

acuerdo con la evaluación de riesgos. Se indicarán los

límites correspondientes (temperaturas y tiempos de

retardo) para apagar y reiniciar

☐ ☐ ☐ ☐

3

El (los) armario (s) eléctrico (s), respectivamente el (los)

inversor (es), deben montarse sobre material

incombustible y deben observarse las instrucciones del

fabricante (refrigeración, ventilación, distancia a otros

componentes, etc.)

☐ ☐ ☐ ☐

4

Dependiendo de la evaluación de riesgos y de las

regulaciones gubernamentales, se aplicarán medidas

relacionadas con la protección contra incendios.

☐ ☐ ☐ ☐

5 Los módulos solares estarán protegidos contra corriente

inversa ☐ ☐ ☐ ☐

6

Un arco de falla en serie debe ser detectado y extinguido

por un dispositivo de protección apropiado. El circuito de

corriente afectado debe cerrarse.

☐ ☐ ☐ ☐

de 120





En cuanto a la seguridad del personal, se debe evaluar la documentación de los siguientes elementos:

Tabla 9 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 2| Número 5 Parte 2: Verificación de

diseño (Design)

Elementos sobre la seguridad de los componentes Conforme Conforme

pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Dependiendo de la evaluación de riesgos, al menos un

interruptor de apagado de emergencia debe ubicarse en

un punto central y ser rápidamente accesible para las

personas que podrían estar en peligro por la corriente

continua de la planta de energía fotovoltaica.

☐ ☐ ☐ ☐

2 Las instrucciones de seguridad se corresponderán con

los resultados de la evaluación de riesgos ☐ ☐ ☐ ☐

3

Las instalaciones de escalada se diseñarán de acuerdo

con los requisitos de las reglamentaciones locales y

estarán protegidas contra el uso no autorizado, si

corresponde.

☐ ☐ ☐ ☐

4

Las vías de acceso, pasajes e iluminación deberán

cumplir con los requisitos de las reglamentaciones

locales, si corresponde

☐ ☐ ☐ ☐

5

Los lugares y plataformas de pie deben estar libres de

peligros (por ejemplo, objetos que caen o voltaje

eléctrico)

☐ ☐ ☐ ☐

6

Los peligros de la caída de objetos (por ejemplo,

módulos solares) se evitarán mediante medidas de

acuerdo con los resultados de la evaluación de riesgos.

☐ ☐ ☐ ☐

de 120





B. Fase 3: Cumplimiento del código de red eléctrica (Grid Code Compliance)

El cumplimiento del código de red cubre los pasos necesarios para lograr la verificación de la

compatibilidad de red requerida.

El equipo utilizado para la generación de corriente eléctrica utilizando fuentes de energía renovables como

el viento, la radiación solar, los biocombustibles, etc. debe cumplir con los requisitos del código de la red

establecidos por los operadores del sistema, los gobiernos u otros.

Establecer evidencia de que las unidades generadoras de energía renovable son compatibles con los

requisitos de sus códigos de red para conectarse a la red

Durante fallas en el sistema eléctrico, pueden ocurrir caídas o aumentos de voltaje en los terminales de

salida de una unidad generadora de energía renovable. De acuerdo con los códigos de la red de varios

operadores del sistema, una planta generadora de energía renovable debe permanecer operativa durante

caídas de voltaje específicas (baja tensión, LVRT).

C. Fase 4 Fabricación (Manufacturing)

Las actividades de vigilancia comprenden tanto las inspecciones in situ como la revisión de documentos.

La vigilancia se llevará a cabo en los siguientes componentes principales:

módulo (s) solar (es)

inversor

estructura de soporte

transformador

a paramenta de alto voltaje

estación de inversor / transformador

estación de conmutación de alto voltaje.

de 120





D. Fase 5: Transporte e instalación (Transport & Installation)

Revise el manual de transporte e instalación de la planta de energía fotovoltaica y sus componentes y

verifique que cumpla con la base de diseño aprobado. La revisión y verificación cubrirán lo siguiente:

procedimientos de transporte

procedimientos de instalación

procedimientos para el apagado seguro; cierre seguro de emergencia

condiciones ambientales relativas a los valores límite

puntos de interfaz, p. conexión a la fundación

control de calidad, mediciones e inspecciones

seguridad del personal.

E. Fase 6: Comisionamiento (Commissioning)

La puesta en marcha implica todas las verificaciones de seguimiento e inspecciones in situ durante la

implementación del proyecto antes de la operación. realizar una vigilancia de puesta en marcha como

parte de la certificación del proyecto con el fin de verificar que la planta de energía fotovoltaica instalada

en el sitio se haya puesto en funcionamiento de acuerdo con los requisitos del fabricante y siga la

documentación relevante provista en la fase de diseño.

Durante la puesta en marcha, los sistemas y equipos deben verificarse para verificar el cumplimiento de la

documentación aprobada y los procedimientos de puesta en marcha.

Los sistemas pertinentes deberán ser probados funcionalmente, tan practicables como sea posible de

acuerdo con los procedimientos aprobados, para confirmar el funcionamiento correcto, seguro y funcional

de todos los dispositivos, controles y puesta en marcha segura del equipo.

Los siguientes procedimientos serán atestiguados por el equipo de puesta en servicio o probados en

presencia de un inspector que asista:

de 120





Tabla 10 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 6: Comisionamiento

Procedimientos Conforme Conforme

pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Iniciando y deteniendo rutinas ☐ ☐ ☐ ☐

2 Comprobación de la configuración del sistema de control ☐ ☐ ☐ ☐

3 Prueba funcional del sistema de protección ☐ ☐ ☐ ☐

4 Prueba de funcionamiento del sistema de monitoreo ☐ ☐ ☐ ☐

5 Coordinación de parámetros de software de los

componentes ☐ ☐ ☐ ☐

6 Apagado seguro ☐ ☐ ☐ ☐

7 Apagado de emergencia seguro ☐ ☐ ☐ ☐

8 Ejecución de prueba de producción de energía ☐ ☐ ☐ ☐

F. Fase 7: En servicio (In-Service)

El servicio interno implica la verificación de seguimiento y las inspecciones periódicas en el sitio después

del inicio de la operación y durante el siguiente período de servicio.

Como parte de la vigilancia, se revisarán y verificarán los registros de las verificaciones de rendimiento, el

mantenimiento y las reparaciones realizadas desde la vigilancia previa en comparación con el programa.

La empresa responsable de la supervisión, el mantenimiento y las reparaciones del rendimiento estará

sujeta a auditorías para verificar la documentación del trabajo realizado.

La revisión incluirá:

Tabla 11 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 7 Parte 1: En servicio


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Seguimiento de cuestiones pendientes de la vigilancia

previa y estado de las recomendaciones ☐ ☐ ☐ ☐

2 Revisión de procedimientos revisados ☐ ☐ ☐ ☐

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3 Revisión de la documentación de mantenimiento ☐ ☐ ☐ ☐

4 Revisión del historial de mantenimiento en el archivo o

cualquier registro digital ☐ ☐ ☐ ☐

5 Revisión del rendimiento de la planta de energía

fotovoltaica ☐ ☐ ☐ ☐

Las inspecciones realizadas in situ pueden, en general, incluir:

Tabla 12 – Certificación del proyecto de planta de energía fotovoltaica – Fase 7 Parte 2: En servicio


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Estado en puntos sobresalientes de vigilancias previas ☐ ☐ ☐ ☐

2 Evaluación del rendimiento de la planta de energía

fotovoltaica ☐ ☐ ☐ ☐

3

Verificación de que la reparación y el mantenimiento de

acuerdo con el programa aprobado y las

recomendaciones del fabricante se han llevado a cabo

☐ ☐ ☐ ☐

4 Vigilancia general y prueba de sistemas y componentes

seleccionados ☐ ☐ ☐ ☐

5 Configuración y parámetros utilizados por el sistema de

control ☐ ☐ ☐ ☐

6 Prueba del sistema de control y protección (pruebas

testigo realizadas por el operador) ☐ ☐ ☐ ☐

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3.4. Caso de estudio: Análisis técnico de la Central Fotovoltaica Hibrida de Bambadinca (CFH),

Guinea Bissau (central fotovoltaica do tipo AC Off Grid – Multicluster)

El proyecto fue implementado por TESE Sem Fronteiras en colaboración con la Asociación Comunitaria

de Desarrollo de Bambadinca (ACDB), con el apoyo financiero y técnico de la Unión Europea (UE), la

ONUDI y Camões - Instituto da Cooperação e da Língua.

Con fondos de la Unión Europea (Fondo para la Energía ACP-UE), la cooperación portuguesa (CICL),

Global Environmental Facility (GEF), de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI) y el

Centro de Energía Renovable y Eficiencia Energética de la CEDEAO (ECREEE , el proyecto fue

implementado entre 2011 y 2015, teniendo la micro-red comenzada a operar en pleno en 2015. El costo

del proyecto fue de 2 190 724 euros, cofinanciado por el ACP-EU Energy Facility (75%), y Camões -

Instituto de Lengua y Cooperación (25%).

Los beneficiarios son 630 hogares de Bambadinca, 84 comerciantes de Bambadinca, 16 instituciones de

Bambadinca (Centro de Salud, Misión Católica, Escuelas, Mezquitas, Cuartel y Policía).

La Central fotovoltaica de Bambadinca es una central fotovoltaica híbrida (CFH) pues considera como

copia de seguridad la utilización de generadores Diesel. La CFH ha tenido, incluso en días nublados,

capacidad de respuesta al consumo presentada, de ahí que la utilización de los 3 grupos generadores a

Diesel haya sido muy baja (fines de mantenimiento preventivo, esencialmente). La entrada de estos se

realiza automáticamente, recurriendo a los inversores bidireccionales "Master-Slave". Para que la vida del

banco de baterías pueda ser larga, el mismo equipo controla su profundidad de descarga, de modo que

sea la menor posible. La CFH garantiza un suministro de 24 horas a Bambadinca con un consumo anual

de origen fotovoltaico que ronda los 300 MWh. El dimensionamiento CFH procedió de: i) Estudio de

Caracterización Socioeconómica y del Consumo Energético de Bambadinca; ii) Estudio de viabilidad

La CFH tiene una potencia de pico de 312 kWp, banco de baterías de 1,10 MWh (banco de baterías con

24 conectadas para fornecer tensión DC 48V, generadores Diesel de 240 kVA, inversores bidireccionales

de 135 kW, armario multicluster y 3 salidas, siendo dos en Media Tensión (MT). Los contadores instalados

son Electricity Dispenser (monofásicos y trifásicos).

de 120





El modelo de gestión de la utilidad es sostenido por una Asociación Público-Comunitaria (PPC), entre la

ACDB-Asociación Comunitaria de Desarrollo de Bambadinca y la Dirección General de Energía (DGE). En

esta PPC se desarrolló el modelo de gestión tripartita que define responsabilidades y derechos para la

ACDB, DGE y líderes comunitarios.

Después de 3 meses de funcionamiento, para marzo de 2015, más de 250 clientes están conectados a la

SCEB, incluidas unas 190 familias (aproximadamente 2.000 habitantes), 60 empresas y 10 instituciones

públicas.

Figura 26. Central de armamento de energía, con los inversores bidireccionales Isla soleada y banco de baterías de

gel de 2 V, ligadas 24 unidades en una red de forma continua 48 V de tensión DC

Figura 27. Central fotovoltaica con 312 kWp de potencia instalada, con 1248 módulos de 250 Wp.

de 120





4. ENERGIA EÓLICA

4.1. Criterios de evaluación del recurso eólico

De acuerdo con el mapa de recursos eólico, con el potencial de producción de energía eólico, de Guinea

Ecuatorial parte continental y de la Isla de Bioko, se verifica que los siguientes valores de densidad de

potencia media:

Parte Continental es de 48 W/m2, a una altura de 100 m.

Bioko Sur es de 80 W/m2, a una altura de 100 m.

Bioko Norte es de 45 W/m2, a una altura de 100 m

Figura 28. Mapa de potencial de producción de energía eólica, de Guinea Ecuatorial

Es importante señalar que la velocidad del viento es una grandeza vectorial, fuertemente tridimensional,

cuyo componente horizontal (¡y no sólo!) Sufre grandes variaciones en el tiempo y en el espacio

Para poder definir el viento medido de forma precisa es necesario definir un período de tiempo (T) de

integración y cálculo de los valores medios.

En las aplicaciones eólicas existen escalas de meteorología que interesa caracterizar, ya que

tienen influencia en determinados condicionantes locales que involucran fenómenos con

de 120





dimensiones que pueden alcanzar las decenas de miles de kilómetros (por ejemplo, las

depresiones, anticiclones o tormentas)

La zona del espectro entre los diez minutos y las ocho horas es la adecuada para el período de

cálculo de la media de la velocidad entre mediciones para las aplicaciones eólicas.

En relación con fenómenos condicionantes del flujo local y que van a influenciar las características

aerológicas, hay que considerar parámetros tales como la orografía y la rugosidad del local.

La selección de lugares con mayor potencial para la instalación de aerogeneradores se basa en los

siguientes supuestos y parámetros.

1) Montes de pendiente suave

2) Zona costera atlántica expuesta (cables y penínsulas)

3) Montañas con efectos de concentración (altitud> 500 m)

4) Formas de los montes por orden de preferencia: 1. Triangular (mayor aceleración); 2.

Redondeado; 3. Arriba plano; 4. Cuesta abajo; 5. Escarpado (menor aceleración)

5) Orientaciones posibles de las líneas de cumbre: Perpendicular (muy bueno); Oblicuo (bueno);

Paralelo (razonable); Cóncavo (bueno); Convexo (menos deseable)

6) Consulta de datos disponibles en entidades del sector;

7) Indicadores geomorfológicos de la existencia de viento

o cunadas con orientación adecuada y montones de forma redondeada

o altitud> 500 m (aproximadamente)

o indicadores de la vegetación: ausencia de vegetación debido a fuertes velocidades del

viento, y / o presencia de árboles con inclinación acentuada en una determinada dirección

8) Indicadores sociales: presencia de molinos y localidades con nombres sugestivos ("monte de los

vendavales", "cerro ventoso", etc ...);

9) zonas costeras expuestas

La evaluación preliminar del potencial eólico se realiza sobre la base de:

Atlas de viento

Base de datos

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Campaña experimental de medición del viento:

o Selección de equipo (instalación de estaciones anemométricas compuestas por métodos

convencionales y espectrales (terrenos complejos / montañosos), que incluyen sensores,

transductores, registradores y otros sensores para aplicaciones especiales, que envían

terrenos montañosos, offshore, como la tecnología LIDAR, SODAR, etc.)

o Altura de la torre y configuración correspondiente

o Medición durante un período mínimo de 12 meses, idealmente superior a 3/4 años

o Estudio de variabilidad interanual del flujo

Las magnitudes e indicadores para tener en cuenta en el desempeño de un sistema de aprovechamiento

eólico y para la evaluación del potencial eólico de un local dependen de la campaña experimental y del

tratamiento. Se deben caracterizar los siguientes indicadores:

la velocidad media del viento y sus variaciones diurnas y estacionales;

la distribución por clases de la velocidad del viento;

cálculo de los valores extremos y su tiempo de retorno;

la variación con la altitud de la velocidad del viento, y el perfil de la capa límite atmosférica;

la distribución angular de la dirección del viento;

las variaciones diurnas y estacionales de la masa volumétrica del aire y su variación con la altitud.

Para la evaluación del potencial eólico, las metodologías más comunes son:

1. Clásico (European Wind Atlas / Wasp): La caracterización del flujo atmosférico utilizando la

metodología clásica se realiza a través de la determinación de una función de distribución de la

velocidad del viento (en este caso Weibull) y de la estimación de la potencia del flujo incidente en

cada local. También son normalmente determinados mapas de recursos construidos a partir de

atlas de viento local, el cual permite como secuencia natural el micro-posicionamiento de las

turbinas eólicas en el PE. Los datos utilizados se obtienen sobre la base de anemometría de vasos

con estaciones convencionales.

a. Valor medio de la velocidad

b. Rosa de Vientos

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c. Distribución Weibull

d. Perfil diario del viento

e. Flujo de potencia

f. Estimación de Energía Anual

"División" de los valores de

velocidad del viento por clases de

velocidad y determinación de la

frecuencia de ocurrencia de cada

clase (histograma). Ajuste de la

curva de distribución de Weibull.

Distribución sectorial (véase 12

sectores de dirección) de la

dirección del viento.

Distribución sectorial (véase 12

sectores de dirección) del flujo de

potencia incidente.

Figura 29. Parámetros estadísticos del viento: Distribución de Weibull (izquierda), Rosa de vientos (centro) y Rosa

de Potencias (derecho)

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Figura 30. Mapas de recursos construidos a partir de atlas de viento local, utilizando el software WasP.

2. Espectral: La metodología espectral consiste en la determinación del espectro local del flujo

atmosférico 3D y en la evaluación del déficit energético de una turbina o PE para lugares de alta

intensidad de turbulencia característica de las topografías complejas de nuestro país.

a. - Evaluación 3D del flujo

b. - Espectro del flujo atmosférico

c. - Intensidad turbulencia

d. - Déficit energético WT

Proyecto de Parques Eólicos

A continuación, los procedimientos son presentados por fase del proyecto de parque eólico, que debe ser

seguido de la evaluación de los recursos eólicos a la instalación y verificación de las condiciones

contractuales.

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Fase 1: estudio de viabilidad, anteproyecto

Tabla 13 – Fase 1 del proyecto de parque eólico: Estudio de viabilidad, anteproyecto


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Evaluación energética del recurso eólico (> 1 año para

aumentar la fiabilidad de los resultados). Procedimientos

descritos en el capítulo 4.1

1.1 Media, distribución, turbulencia, dirección, complejidad

terrenal, obstáculos ☐ ☐ ☐ ☐

1.2 Desviaciones considerables a la curva de potencia en

terrenos complejos ☐ ☐ ☐ ☐

3

Evaluación previa de la capacidad de recepción de la red

eléctrica (Scc). Mediciones de magnitudes eléctricas de

la calidad de distribución de energía eléctrica de la red.

☐ ☐ ☐ ☐

4

Evaluación previa de la sensibilidad ambiental del lugar.

Evaluación ambiental preliminar de la fragilidad del

ecosistema y biodiversidad del sitio

☐ ☐ ☐ ☐

Fase 2: Dimensionamiento del parque eólico

Tabla 14 – Fase 2 del proyecto de parque eólico: Dimensionamiento del parque eólico


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Selección del "mejor" convertidor eólico (capítulo 4.3 y

Anexo B) ☐ ☐ ☐ ☐

2 Optimización de la capacidad instalada, de

2.1 Potencia nominal de la central eólica ☐ ☐ ☐ ☐

3 Cálculo de los indicadores económicos financieros ☐ ☐ ☐ ☐

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Uno de los indicadores de desempeño de un parque eólico es el Factor de capacidad (Indicador más usual

en Europa)

1) "Número de horas equivalentes a la potencia nominal (NEP) "- Buenos lugares: NEP> 2500 horas

Estimacióndeenergíaanual kWhPotenciainstalada kW

2) La optimización de la capacidad instalada se hace por el cálculo de la potencia eólica incidente en

una turbina a multiplicarse por la eficiencia del rotor / turbina eólica. La eficiencia del rotor es una

curva característica de la turbina, disponible por el proveedor. La distribución de las velocidades

del viento a multiplicar por la curva de potencia de la turbina determinará la Potencia media óptima

a instalar para maximizar el aprovechamiento del recurso eólico.

Fase 3: Proyecto y licencia

Tabla 15 – Fase 3 del proyecto de parque eólico: Proyecto y licencia


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Proyectos de especialidad ☐ ☐ ☐ ☐

2 Evaluación de la calidad de la energía

2.1 Topología de la red interna más adecuada ☐ ☐ ☐ ☐

2.2 Dimensionamiento del sistema de compensación de

potencia reactiva ☐ ☐ ☐ ☐

2.3 Regulación de tensión ☐ ☐ ☐ ☐

2.4

Evaluación previa de la emisión de flicker y armónicas

(factores que determinan la calidad de la energía

eléctrica)

☐ ☐ ☐ ☐

3 Estudio de impacto ambiental (EIA) ☐ ☐ ☐ ☐

4 Licencias (capítulo 8) ☐ ☐ ☐ ☐

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4ª fase - Instalación y verificación de las condiciones contractuales:

Tabla 16 – Fase 4 del proyecto de parque eólico: Instalación y verificación de las condiciones contractuales


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Calibración del lugar de instalación del parque (IEC

61400-12) ☐ ☐ ☐ ☐

2 Monitoreo del recurso eólico y potencia eléctrica durante

el funcionamiento del parque (IEC 61400-12) ☐ ☐ ☐ ☐

3 Cálculo de la disponibilidad y comparación con los

valores presentados por los fabricantes ☐ ☐ ☐ ☐

4 Supervisión de la energía producida y comparación con

las condiciones contractuales ☐ ☐ ☐ ☐

5 Optimización del funcionamiento de las turbinas con

déficit energético ☐ ☐ ☐ ☐

4.2. Dimensionado de proyecto eléctrico de centrales eólicas

Los parámetros más relevantes por analizar en el dimensionamiento de una central fotovoltaica son:

1) Recurso eólico: Velocidad y turbulencia del viento

2) Tecnología constructiva de la turbina: Generador eléctrico, velocidad de rotación, conexión a la

red

3) Características de la red eléctrica receptora: Tensión interconexión y su regulación, potencia de

corto circuito

La característica del sistema, donde la turbina o el parque eólico se conectar, influye en el impacto sobre

la calidad del sistema electro productor. Tensiones de la red, potencia de cortocircuito e impedancia de la

línea son algunas de las características más importantes que limitan la capacidad de la red para admitir

más generación eólica.

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En la asociación de turbinas en parques eólicos, se deben tener en cuenta los siguientes factores:

1. Interferencia entre turbinas: Efecto de la estera: micrositing

2. Variabilidad espacial del recurso y evaluación de la intensidad de turbulencia

3. Efecto de cancelación de las fluctuaciones de potencia - posible sincronización

4. Interacción parque eólico-red eléctrica local

Normalmente, la producción eólica está ubicada en regiones que tienen fuertes vientos, poca urbanización

y, por lo tanto, tienen redes de distribución y transporte débiles.

Un parámetro importante para analizar será el recurso, para poder predecir cuánto producirá el parque

eólico o la turbina y cuál es la variabilidad de producción.

Se debe realizar un estudio sobre la tecnología eólica a instalar, la estructura de la distribución

interna de las turbinas y el número de turbinas a instalar en el parque, el mecanismo de control de

la producción de las turbinas, el sobredimensionamiento, ramping control, carga y la potencia

reactiva adicional que es necesario suministrar, verificándose así cuál será el impacto que tendrá

la producción eólica en la red.

Es necesario verificar qué requisitos y límites de operación de la red, fijando los límites de

operación del generador o del parque eólico. Si se superan los límites, significa que en algunas

circunstancias la red puede volverse inestable y otras estrategias de conexión deben considerarse.

Una vez los límites de operación definidos, el impacto sobre la red tiene que ser analizado a través

de simulaciones computacionales y verificado si realmente la red reúne las condiciones para la

conexión del parque eólico

Las redes débiles son aquellas en las que la potencia nominal de la turbina eólica o el parque eólico es

una fracción significativa del nivel de fallo del sistema y se caracteriza por grandes fluctuaciones de tensión.

Las redes débiles pueden causar problemas de interacción entre la red y las turbinas, ya que una

turbina eólica, desde el punto de vista de la red, es vista como una especie de "perturbación".

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Una red de éstas es un sistema frágil y como una "perturbación" se propaga por toda la red, el

sistema puede sufrir una rotura. Estas redes se encuentran normalmente en zonas remotas, donde

las condiciones para la producción eólica son mejores.

La existencia de redes débiles puede ser un factor limitativo en la cantidad de generadores eólicos

que pueden instalarse. Hay varias formas de superar las limitaciones debido a la calidad de la

tensión, tales como el refuerzo de la red, la regulación de la potencia reactiva o la aplicación de

sistemas de almacenamiento de energía.

La razón entre la potencia de cortocircuito, SSC (MVA), y la potencia instalada de las turbinas

eólicas, P (MVA), es una medida de la fuerza de la red (RSC). La red es fuerte si RSC es superior a

20 y débil si es inferior a 8.

El tipo de tecnología de turbina eólica que se instala en una red eléctrica débil, con desviaciones elevadas

en el perfil de tensiones diario, no podía tener una conexión directa a la red, ya que implicaría que la red

soportara la frecuencia y la tensión del generador.

Si la red presentaría elevadas desviaciones de tensión, una turbina directamente conectada pondría en

cuestión la sostenibilidad de la red. El generador elegido sería un síncrono, pues tiene la posibilidad de

regular las potencias activa y reactiva que transfiere a la red. Un generador asíncrono no tendría el ideal

pues implicaría un elevado consumo de potencia reactiva y dependería de la red para fijar la tensión y la

frecuencia.

4.2.1. Caso de estudio: Evaluación del Potencial Eólico y Estimación de Producción Energética de un

local.

Al haber realizado una campaña experimental de medición de los parámetros del viento durante doce

meses consecutivos, se pretende caracterizar el potencial eólico y calcular la estimación de producción

energética de un parque eólico que se instalará desde el lugar de análisis.

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Figura 31. Imágenes de una turbina eólica BONUS 150/30 con un área barrida de 415 m2 (diámetro de rotor de 23

m) y altura de torre de 30m

En el caso de estudio, la medición de los parámetros del viento se realizó a partir de la instalación de una

torre anemométrica en el municipio de Sintra, con anemómetros a 40m, con coordenadas geográficas 9,4

° N y 38,9 ° W, durante doce meses consecutivos.

El análisis del perfil de viento se hizo a través de los valores de velocidad y dirección del viento registrado

por la torre anemométrica, para alturas a 40 m. Estos valores fueron calibrados, a través da recta de

calibración del anemómetro instalado para la respectiva altura.

Para estimar la velocidad del viento en las cuotas donde se pretende obtener las estimaciones de

producción energética, 30 m, se recurrió a la Ley de Potencias considerando = 0,11 (coeficiente de la

ley potencial del viento, en función de la orografía) y los datos medidos a 40 m.

0,995 0,075

v vHH

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donde v0 es la velocidad del viento medida, H0 la altura de la velocidad del viento v0 conocida y H es la

altura.

Figura 32. Velocidades del viento extrapolados a 30 m de altura, registradas por la torre anemométrica durante la

campaña a una altura de 40 m.

Así, al grabar estos datos en un archivo * .txt e insertarlos en el software WasP, donde se insertó también

las coordenadas y altura de la torre anemométrica correspondiente a los datos a utilizar, se obtuvo un

resumen con las estadísticas de la serie de datos que se analizó.

Las figuras siguientes muestran la caracterización del flujo atmosférico, en las alturas de medición

consideradas, utilizando la rosa de los vientos y la distribución de Weibull característicos de la metodología

Clásica.

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Figura 33- Rosa de vientos del lugar de medición.

Figura 34 – Curvas de distribución de Weibull a 30m, respectivamente a la izquierda ya la derecha.

El flujo de potencia incidente para las alturas de medición y para las alturas en las que se pretende obtener

las estimaciones de producción energética, se obtuvo también a través de Metodología Clásica (software

WasP).

Para evaluar el potencial eólico se recurre a la distribución de Weibull que muestra la frecuencia de

ocurrencia de viento con una determinada velocidad. La densidad de potencia disponible depende de los

parámetros de la distribución de Weibull y de la densidad del aire, que toma valores de 1,225 kg/m3 a 30m.

Con estos datos es posible hacer una estimación de la energía eólica posible extraer de un dado local.

k 2,01

U [m/s] 5,79

A [m/s] 6,54

P [W/m2] 225,97

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Considerando que el parque está constituido por una única turbina, se eligió una turbina Bonus de 150

kW. La previsión de producción energética de la turbina con una altura de 30 m es de aproximadamente

289,5 MWh/año.

Figura 35 – Potencia media producida por la turbina BONUS 150 kW para la distribución de Weibull del viento a 30m

y la comparación con curva viento-potencia de turbina BONUS 150 kW.

Tabla 17 – Indicadores de rendimiento energético de la turbina eólica 150 kW

En el análisis económico del parque eólico de 150 kW, se considerarán los siguientes datos, para el cálculo

del VAN, ROI, Payback y TIR:

La energía es comprada por la entidad distribuidora de energía al valor de 70 €/MWh.

El emprendimiento tiene 30 años de vida útil;

Se ha establecido un valor residual de 9 868 euros;

La tasa de actualización es 7%.

Vmedia 30m [m/ s] 6,30

Pincid. [kW] 63,53

Putil [kW] 33,05

Rendimiento del rotor - Cp 0,52

Energía anual producida [kWh/ año] a 8760h

289 503,53

NEPS 1 930,02

Factor de Capacidad, fc 0,22

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La inversión inicial es de 164 474 euros.

Los costes de O & M son el 1,5% del valor de la inversión.

Se considera flujo de flujo constante a lo largo de la vida útil del proyecto e inversión inicial

efectuada en su totalidad el año anterior al proyecto.

Cálculos económicos de un grupo turbina-generador.

En los cálculos económicos se asume que la inversión está totalmente concentrada en el año cero y abarca

varias parcelas.

Tabla 18 – Resultados finales para una turbina con potencia nominal de 150 kW acoplada a una torre de 30m de

altura

La tipología del sistema electro productor, con recurso a turbinas eólicas, para islas (aislamiento de la red

eléctrica), es un acoplamiento para la distribución de la electricidad en Corriente Alterna: CA Off Grid

Ea [M Wh/ año] 289,50

Pinst [M W] 0,150

horas equivalentes, he [h/ año]

1 930,02

Valor Residual [€] 9 868,00

Investimento [€/ kW] 1 096,49


Preço da eletricidade [€/ M Wh]

70,00

Fluxo de caixa bruto [€] 20 265,25

M anut. [%] 1,5%

Despesas [€] 2 467,11

Fluxo de caixa liquido [€]

17 798,14


30,00


VAN [€] 57 680,52

TIR [%] 0,10

ROI 1,34


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Figura 36. Producción de energía eléctrica, con tecnología eólica y banco de baterías aislado de la red eléctrica,

para autoconsumo. Distribución de la electricidad en Corriente Alterna (CA).

5. ENERGÍA HIDROELÉCTRICA

5.1. Características de la Energía Hidroeléctrica

La superficie terrestre está cubierta en un 71% de agua. La energía hidroeléctrica proviene indirectamente

de la energía del sol, responsable del ciclo hidrológico natural. La radiación que procede de las fusiones

nucleares que se producen en el sol calientan la superficie terrestre, ríos, lagos y océanos, provocando la

evaporación del agua. El aire caliente transporta el agua evaporada en forma de nubes y niebla a distintos

puntos del planeta, donde cae nuevamente en forma de lluvia y nieve. Una parte de la energía solar

permanece almacenada en el agua de los ríos, los lagos y los glaciares.

Las centrales y minicentrales hidroeléctricas transforman esa energía del agua que circula por el cauce de

los ríos en electricidad, aprovechando la diferencia de desnivel existente entre dos puntos. La energía se

transforma primero en energía mecánica en la turbina hidráulica, ésta activa el generador, que transforma

en un segundo paso la energía mecánica en energía eléctrica.

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Figura 37. Esquema del ciclo hidrológico

Las centrales hidroeléctricas presentan una gran diversidad en todos los aspectos; es difícil encontrar dos

centrales iguales. Por este motivo, en la bibliografía se pueden encontrar distintas clasificaciones de las

centrales, más o menos exhaustivas. En este documento se ha optado por dividir las centrales en dos

grupos:

Centrales de embalse

La producción de energía eléctrica con recurso al embalse se refiere a una explotación en la que se recurre

a un depósito artificial de agua creado por la represa cuyo tiempo / capacidad de retención del caudal

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afluente sea significativo frente a su caudal de proyecto. Así, la retención de agua en los períodos de

menor necesidad de energía, horas de vacío, y cuya tarifa es inferior, servirá para turbinar en las horas

punta y llena, donde las necesidades energéticas de la red son superiores y pagadas a una tarifa superior.

En el caso de caudales afluentes inferiores a la capacidad de turbinamiento, la albufera servirá para

almacenar agua hasta que tenga suficiente volumen para colocar las turbinas en funcionamiento,

aprovechando así el máximo de caudal posible.

Centrales de agua fluyente

La producción de energía eléctrica en agua fluyente se refiere a una explotación en la cual el tiempo /

capacidad de retención de agua por la represa del caudal afluente es muy reducido o nulo frente al caudal

de proyecto, ocurriendo así el turbinamiento inmediato del caudal afluente o la descarga cuando éste es

excesivo. La tarifa pagada en un aprovechamiento de este tipo es constante a lo largo del día, no

efectuándose así el diferenciamiento entre horas de vacío y horas de punta y llena, ya que la misma no

posee capacidad de retención de energía.

Figura 38. Esquema de una instalación hidroeléctrica: Pequeña Central Hidroeléctrica de agua fluyente

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5.2. Diseño de un aprovechamiento hidroeléctrico

La potencia de una central hidroeléctrica es proporcional a la altura del salto y al caudal turbinado, por lo

que es muy importante determinar correctamente estas variables para el diseño de las instalaciones y el

dimensionamiento de los equipos.

Antes de conocer más detalles acerca de las centrales hidroeléctricas, es necesario que queden claros los

conceptos básicos y fundamentales de la producción de energía hidroeléctrica:

Caudal de equipamiento

Salto neto

Potencia instalada

Energía producida

5.2.1. Energía producida y horas equivalentes, he

La potencia instalada (também de denomina potencia útil nominal) de la central hidroeléctrica se

realiza a partir de la ecuación siguiente:

Siendo: Pinst – Potencia instalada o potencia útil nominal [kW]; γ – Peso específico del agua (9,81 kN/m3);

QN – Caudal de equipamiento/nominal [m3/s]; Hn – Salto neto [m]; ƞt – Rendimiento de la turbina; ƞm –

Rendimiento del multiplicador; ƞg – Rendimiento del generador; ƞtr – Rendimiento del transformador

Los rendimientos de los diferentes elementos varían con el caudal y el salto, y pueden ser obtenidos de

los datos de los fabricantes y de los catálogos.

Si no se conocen las eficiencias reales de los elementos de la Central Hidroeléctrica (CH), se puede

considerar como una primera aproximación, la siguiente ecuación.

8

Si en lugar de caudal de equipamiento/nominal QN se utiliza el caudal en un momento dado, la potencia

corresponderá a la potencia instantánea.

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En los saltos de media y gran altura podemos admitir que las variaciones del nivel entre la lámina de agua

y el canal de descarga sean despreciables. Sin embargo, en pequeños saltos habrá que tener en cuenta

estas variaciones.

Una turbina trabajando a una altura Hm menor que la de equipamiento admitirá un caudal Qm, de forma

que este caudal estará relacionado según la siguiente formula:

Siendo: QN – Caudal de equipamiento/nominal [m3/s]; He – Salto de equipamiento [m]

La energía producida se obtiene del producto de la potencia generada por el número de horas en las que

el generador trabaja a esa potencia.

Una central hidroeléctrica se puede caracterizar por el número de horas equivalentes, he. Este número se

obtiene del cociente entre la energía anual producida por la central y su potencia nominal.

Atendiendo al número de horas equivalentes, podemos clasificar las centrales hidroeléctricas en:

Centrales base, con un número de horas equivalentes en torno a 5 000 horas;

Centrales semipunta, con un número de horas equivalentes en torno a 3 000 horas;

Centrales punta, con un número de horas equivalentes en torno a 2 000 horas o menos.

Otro concepto similar es el factor de carga f, que determina el porcentaje entre el número de horas

equivalentes frente a las 8 760 horas que tiene un año de 365 días.

8760

Siendo: he – Número de horas equivalentes [h]; Eanual – Energía generada anualmente [kWh]; Pnominal –

Potencia nominal de la instalación [kW]; fc – Factor de carga

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Las horas equivalentes pueden servir de guía para saber si una central está bien dimensionada. Si he es

muy elevado, indicaría que eventualmente se puede aumentar la potencia instalada, y si, por el contrario,

el número de horas es bajo, indicaría que la central podría estar sobredimensionada.

En la curva siguiente se observan las horas equivalentes típicas de las centrales hidroeléctricas en España.

Figura 39. Distribución las horas equivalentes típicas conseguidas en España.

Para conocer con exactitud la energía anual que se espera generar es necesario obtener, en primer lugar,

la potencia de generación para cada caudal a turbinar. Aquí hay que tener en cuenta que el rendimiento

del generador también varia con la potencia transmitida por la turbina. Multiplicando la potencia por el

número de horas que corresponde a cada caudal se obtiene la energía generada por este caudal.

Sumando las energías calculadas se obtiene la energía total generada a lo largo del año.

5.2.2. Definición del caudal, Q

El caudal se define como el volumen de agua por unidad de tiempo que atraviesa una determinada sección.

Sus unidades en el sistema internacional son [m3/s]. No hay agua o caída útil, la producción de electricidad

en la central mini hídrica es también nula.

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Figura 40. Esquema demostrativo del concepto de caudal.

En el punto de captación se hace la derivación de una pequeña parte del caudal de un curso de agua,

dividiéndose en caudal turbinado y caudal ecológico.

El caudal ecológico (Qe) o caudal residual es el caudal que no puede ser turbinado por razones ecológicas

y ambientales. El valor de este caudal debe ser conocido o estimado en una fase inicial, si no existe

información sobre el mismo, generalmente se utilizan valores que varían entre 3% a 5% del caudal nominal.

El caudal ecológico debe ser sustraído a cada uno de los valores de la curva de duración de caudales (Q),

obteniendo los valores del caudal turbinado disponible (Qd).

El caudal turbinado (Qd). corresponde al caudal que pasará por el sistema hidráulico hasta ser restituido

en el caudal principal, resultando de ahí el concepto de caudal efluente.

El caudal nominal o caudal de equipamiento (QN) es el caudal garantizado durante, aproximadamente,

20% a 30% del año medio y que se considera como el máximo turbinado y es aquel que se utiliza para

dimensionar la turbina. También existe el caudal modular que es el caudal promedio anual, que ocurre

entre el 15% a 20% del año medio.

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a. Métodos de medida del caudal disponible

Como puede suponerse, conocer el caudal es tan importante como conocer el salto del aprovechamiento.

La situación ideal es aquella en la que el aprovechamiento se sitúa en un punto muy cercano a una estación

de aforo. La medida de los caudales se realiza de forma controlada y periódica en estaciones de aforo que

se sitúan en los principales ríos.

A continuación, se van a exponer de forma breve algunos métodos sencillos para la medida del caudal: 1)

Método del depósito; 2) Método del vertedero; 3) Método del flotador; 4) Uso de un caudalímetro; 5) Método

de medida para caudales elevados con ecuación de Manning.

5.2.1. Altura del salto de agua, H

Con se desprende de la ecuación de la potencia instalada, Pinst,, la potencia, y por tanto, la energía

producida, son directamente proporcionales a la altura del salto de agua del aprovechamiento. Llamamos

altura del salto de agua a la distancia vertical recorrida por una masa de agua desde un determinado nivel

superior a otro inferior.

Básicamente, se distinguen cuatro tipos de saltos:

Salto bruto (Hb):

Es el salto total existente, y su valor es igual a la diferencia de altura entre el nivel de aguas arriba del salto

y el nivel inferior. El nivel inferior depende del tipo de turbina: en el caso de las turbinas de reacción

corresponde al punto de devolución del agua al río, mientras que en el caso de las turbinas de acción el

nivel inferior viene dado por el punto donde el agua golpea a las cazoletas del rodete.

Salto útil (Hu):

Es la diferencia de altura entre el nivel de la cámara de carga y el nivel inferior

Pérdidas de carga (Hp)

Corresponden a la pérdida de altura efectiva debido a rozamientos en los diversos elementos de

conducción y control del caudal, desde el nivel en la cámara de carga y el nivel inferior.

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Salto neto (Hn)

Es el valor obtenido de restarle al salto útil todas las pérdidas de carga Hp. Este es el salto empleado para

el cálculo de la potencia de la turbina.

La canalización del agua hasta la turbina se hace por acequias o canales y tuberías. En ambas se producen

pérdidas debidas al rozamiento, que se traducen en un salto real menor. Por esto, tanto canales como

tuberías se deben dimensionar para que las pérdidas sean mínimas, siempre que no se encarezca mucho

el precio de la instalación.

Habitualmente, los canales o acequias se construyen de hormigón; en ellos la velocidad de circulación es

del orden de 1,5 m/s. En el caso de utilizar tuberías, cuanto más lisa es la superficie interior del tubo,

menores serán las pérdidas por rozamiento. Los tubos de canalización deben estar dimensionados para

que las pérdidas de rozamiento sean inferiores al 4% del salto total disponible.

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Figura 41. Representación de las alturas; arriba sin y abajo con canal

Métodos de medida del salto

Inicialmente, como primera aproximación se pueden utilizar los mapas detallados del terreno, como, por

ejemplo, las curvas de nivel obtenidas en los mapas de escala topográficos.

En los casos de poco desnivel y en los que el terreno sea fácilmente accesible, simplemente mediante una

regla, una tabla, y un nivel podemos medir el salto total.

También, en pequeños aprovechamientos, si el aprovechamiento dispone ya de una tubería o se puede

aplicar una manguera, podrá conocerse el salto directamente mediante un manómetro con el agua

detenida, teniendo en cuenta que 1 atmósfera equivale a 10 m de altura.

La potencia obtenida con el salto es proporcional a H, luego un pequeño error en la medida del salto

provocará un error en el cálculo de la potencia a instalar, por lo que se recomienda usar aparatos

topográficos electrónicos calibrados según la altura y densidad del aire del lugar.

Una vez conocida la altura del salto total del aprovechamiento, hay que descontar una cantidad debida a

los rozamientos que sufre el agua dentro de los conductos, desde la captación hasta la turbina. Esta

pérdida se podrá calcular con precisión una vez definidos los elementos que forman la central. Como

norma general se debe intentar que la pérdida Hp sea del orden del 4% del total del salto útil.

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5.3. Instalaciones de obra civil

Las centrales hidroeléctricas necesitan de diversos elementos para poder funcionar. Algunos de ellos son

estáticos y se utilizan para desviar el agua, conducirla hacia la turbina y desde esta hacia el cauce

nuevamente: son los que habitualmente se engloban dentro del equipamiento de obra civil. Otros

elementos, que son en general móviles y controlables, forman el equipamiento electromecánico; entre

estos, sin duda, los más importantes son la turbina y el generador.

En el resto del capítulo se describirán los elementos que forma las centrales hidroeléctricas, clasificados

en los dos grandes grupos anteriormente indicados:

1. Equipamiento de obra civil:

a. Elementos de retención y almacenaje de agua

Están formados por:

Embalse y presa

El embalse es un volumen de agua estancada. Cuando es artificial, suele estar cerrado en alguno de sus

puntos mediante una presa. La presa origina una importante elevación del nivel del agua embalsada

respecto del nivel original. Normalmente, las presas se asocian a grandes centrales, rara vez a

minicentrales; Los tipos de presas más comunes: i) De gravedad; ii) De contrafuertes; iii) De arco; iv) De

bóveda; v) Combinaciones

Azud

Es una estructura situada perpendicularmente al cauce del río con la misión de elevar el nivel de este y

conseguir una zona de aguas tranquilas desde la cual se desvía el caudal necesario por la central.

Así como las presas son estructuras de gran tamaño, complejas y excesivamente caras para que una

central las justifique, los azudes pueden ser extremadamente simples y muy baratos de construir. El tipo

más sencillo está formado a base de rochas colocadas directamente en el cauce, cuando este es rocoso.

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Figura 42. Azud realizado con piedras

b. Elementos de evacuación controlada de caudales

En este grupo se incluyen aquellos elementos que permiten extraer o evacuar el caudal de una presa, de

un azud de gran tamaño o incluso, en algunas ocasiones, de un canal.

Se distinguen dos grandes grupos:

Desagües

Están formados por tuberías que atraviesan la presa. Además de permitir controlar el volumen de agua

evacuado de forma controlada, sirven como elementos de seguridad.

Aliviaderos

También denominados vertederos, constituyen una disposición constructiva, en forma de canal, que

permite evacuar el caudal sobrante pasando por la coronación de la presa o del azud. De esta forma, si el

agua supera cierta altura, pasa por el aliviadero de forma controlada, evitándose el riesgo de que lo haga

por encima de la propia presa, lo que podría causar su destrucción.

de 120





c. Elementos de conducción de agua

En este grupo incluimos toda la infraestructura necesaria para llevar el agua desde el punto de toma (en

la presa o en el azud) hasta su devolución al cauce del río. En ellos están:

i. Obra de toma: es una estructura, situada en la presa o en el azud, destinada a desviar el caudal

hacia el canal de derivación o hacia la tubería. El agua debe pasar por la obra de toma con la

mínima pérdida de carga posible. El diseño de la obra de toma debe realizarse de acuerdo con los

siguientes parámetros: Hidráulicos (asegurar el caudal con la mínima pérdida de carga posible);

Operativos (deben impedir la entrada de objetos, debe poder limpiarse con facilidad, no verse

afectado por la formación de hielo…; Medioambientales (integración en el paisaje, impedir el

acceso de peces…)

ii. Canal de derivación: El caudal extraído del cauce (por la obra de toma) puede ser dirigido hacia la

central mediante un canal o una tubería a presión. El canal de derivación es una estructura de

conducción de agua que termina en la cámara de carga.

iii. Cámara de carga: La cámara de carga es un depósito en el que finaliza el canal y del que sale la

tubería forzada hacia la turbina. La misión de la cámara de carga es doble. Por un lado, suministra

el volumen de agua que necesita la central en el momento de la puesta en marcha y, por otro,

absorbe las oscilaciones que se producen cuando el caudal de la tubería y del canal no coinciden

debido, por ejemplo, a una variación en la consigna del caudal a turbinar.

iv. Tubería forzada: Es un conducto a presión que, partiendo de la cámara de carga, lleva el agua a

presión hasta la turbina.

v. Cámara de turbinas: Es el espacio en el que se ubica la turbina; su misión es dirigir el agua hacia

la turbina con el máximo aprovechamiento posible.

de 120





Figura 43. Ejemplo de una cámara cerrada

La turbina puede instalarse generalmente de dos formas:

A) Con el eje vertical (Francis y Kaplan)

En estos casos el generador se coloca también de forma vertical, sobre el mismo eje de la turbina. Es una

disposición muy habitual en aprovechamientos de poca altura, y, por lo tanto, para turbinas Francis y

Kaplan. La turbina ocupa el piso inferior, quedando el generador en el piso superior.

Ventajas: i) Puede aumentarse el salto útil; ii) El generador se sitúa por encima de la entrada en la turbina,

con lo que una posible inundación difícilmente le afectará.

Inconvenientes: i) La accesibilidad a las partes móviles de la turbina es mala, por lo que se requiere la

instalación de un puente grúa para elevarla cuando se deba inspeccionar o realizar trabajos de

mantenimiento; ii) La turbina es más cara, ya que el eje y el cojinete de empuje deben soportar el peso del

rodete y del rotor del generador.

de 120





B) Con el eje horizontal (Pelton y Francis)

En este caso, la turbina, el generador y el multiplicador (cuando lo haya) están al mismo nivel. Es habitual

en saltos de gran altura, por lo que se aplican en turbina Francis y Pelton.

Ventajas: i) El peso de las masas en movimiento se reparten entre dos o tres cojinetes, lo que hace que

las turbinas sean más baratas; ii) Todos los elementos son más accesibles, con lo que su mantenimiento

y reparación es más sencilla.

Inconvenientes: i) Ocupan más espacio en planta, por lo que el edificio puede ser más costoso; ii) El

generador está al mismo nivel que la turbina, con lo que un problema en la tubería de entrada o en la

cámara de turbinas puede inundarlo; iii) El tubo de aspiración, en el caso de turbina Francis, suele tener

un codo de cerca de 90º, por lo que las pérdidas de carga aumentan.

vi. Tubo de aspiración: Es la tubería por la que sale el agua de la turbina, llevándola hasta el canal

de desagüe.

vii. Canal de restitución: Es el canal que devuelve el agua, una vez ha sido turbinada, al cauce del río.

d. El edificio de la central: El edificio de la central o casa de máquinas es el edificio en el que

se instalan los principales elementos del equipamiento electromecánico de la central, tales

como la turbinan el generador, los sistemas de regulación y control, la sala de mando y

otros. Fuera del edificio suele quedar únicamente el parque de transformación.

2. Equipamiento electromecánico:

Está formado por los elementos que intervienen en la transformación energética de la energía cinética y

potencial del agua en energía eléctrica, así como por los dispositivos de control necesarios, tanto

hidráulicos como eléctricos:

de 120





a. Rejas y limpiarrejas: A la entrada de las diversas conducciones de agua deben instalarse

unas rejas para impedir la entrada de cuerpos sólidos. Para evitar la colmatación de la reja

conviene hacer una limpieza frecuente de los objetos que quedan detenidos

b. Elementos de apertura y cierre del paso de agua: Son elementos ubicados en las

diferentes conducciones de agua que permiten o impiden su paso: i) Compuertas; ii)

Válvulas; iii) Ataguías

c. Equipamiento hidráulico

Para la producción de energía hidroeléctrica es fundamental la existencia de un elemento que se encargue

de transformar la energía cinética y potencial del agua en energía mecánica de rotación, que luego se

utiliza para mover el generador eléctrico: este elemento es la turbina hidráulica.

Los aprovechamientos hidroeléctricos se caracterizan por su caudal y su altura de salto. En la actualidad

existen diferentes tipos de turbinas hidráulicas, cuyo funcionamiento se adapta a las características de los

diversos aprovechamientos hidroeléctricos. Estos tipos de turbinas son: Pelton, Banki-Michel, Turgo,

Francis, Kaplan, Semikaplan o Deriaz

i. Turbina

Todas las turbinas hidráulicas que se fabrican actualmente se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Turbinas de acción: son aquellas en las que para impulsar el rodete solo se aprovecha la velocidad

del fluido, por lo que previamente se debe transformar toda la energía de presión del flujo en

energía cinética.

Turbinas de reacción: además de aprovechar la energía cinética del fluido, absorben en el rodete

la energía de presión de este.

Los principales tipos de turbinas de acción que se construyen en la actualidad son:

Turbinas Pelton.

Turbinas Banki-Michel.

Turbinas Turgo.

de 120





En cuanto a las turbinas de reacción, las más importantes son:

Turbinas Francis.

Turbinas Kaplan en sus distintas variantes: Kaplan, Semikaplan y hélice.

Turbinas Deriaz, un tipo de turbina intermedio entre las Francis y las Kaplan.

De todas estas turbinas, las más importantes son las Pelton, las Francis y las Kaplan.

ii. Multiplicador: La turbina debe arrastrar un generador de energía eléctrica en el

que se realizará la transformación de energía mecánica en eléctrica. Aumenta la

velocidad obtenida en el eje de la turbina hasta el valor adecuado para el

generador. Además de adecuar la velocidad, el multiplicador deberá absorber las

cargas y choques que puedan aparecer en los momentos de puesta en marcha,

así como los pequeños desplazamientos que se puedan producir en el eje.

iii. Equipamiento eléctrico: Generador; Transformador; Subestación; Equipamiento

de control y protección

d. Equipamientos auxiliares.

5.4. Proyecto de una Pequeña Central Hídrica (PCH)

El estudio de una pequeña central hídrica consiste en un proceso complejo e iterativo en el que se evalúan

y comparan diversos escenarios técnicos y económicos, teniendo siempre en cuenta los diferentes

sistemas tecnológicos disponibles y los posibles impactos ambientales, para que sea posible elegir entre

varios escenarios, el más ventajoso. Las soluciones tecnológicas están influenciadas no sólo por los

factores mencionados, sino también por la topografía y sensibilidad ambiental del lugar en estudio.

A continuación, los procedimientos son presentados por fase del proyecto de Pequeña Central Hídrica

(PCH), que debe ser seguido de la evaluación de los recursos hídrico a la instalación y verificación de las

condiciones contractuales

de 120





Fase 1: Estudios Hidrológicos

Tabla 19 – Fase 1 del proyecto de PCH: Estudio hidrológicos


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Determinación del área cubierta por la cuenca del río

hacia una localidad específica, con consulta de mapas

militares con alta resolución donde fuera posible analizar

las curvas de nivel

☐ ☐ ☐ ☐

2

Definición de lo salto bruto a estudiar. La producción de

electricidad de la central está directamente asociada a la

energía potencial y cinética del agua.

☐ ☐ ☐ ☐

3

Estudios hidrológicos (cálculo del balance hidrológico,

estudio de inundaciones, etc.): i) identificación de los

principales puestos udométricos y análisis de datos.

Aplicación do método de Thiessen (Anexo A y B).

☐ ☐ ☐ ☐

4

Estudios hidrológicos: Análisis hidrológico para verificar

la viabilidad de los aprovechamientos hidroeléctricos:

Cálculo del flujo medio anual; Cálculo del flujo modular;

Cálculo del flujo ecológico (Anexo C)

☐ ☐ ☐ ☐

5

Estudios hidrológicos: Obtención de la llamada curva

media de duración de los caudales medios diarios, o,

más simplemente, curva de duración de caudales.

☐ ☐ ☐ ☐

de 120





Fase 2: Definición y dimensionamiento de los equipos hidráulicos

Tabla 20 – Fase 2 del proyecto de PCH: Definición y dimensionamiento de los equipos hidráulicos


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Cálculo preliminar del caudal de dimensionamiento3. El

caudal de proyecto debe variar entre dos y tres veces el

caudal modular de la cuenca.

☐ ☐ ☐ ☐

2

Lugar y altura de la presa4 Cálculo del área de

excavación5 y volumen de concreto necesarios (Anexo

D)

☐ ☐ ☐ ☐

3

Evaluar el terreno envolvente a la presa para percibir si

existe una caída superior en regiones ligeramente

próximas al río o al embalse. Analizar el potencial de

encaminar agua del depósito a través de un circuito

hidráulico a la central eléctrica donde están instaladas

una o más turbinas. Para lograr este desvío, es

necesario la construcción adicional de los siguientes

☐ ☐ ☐ ☐

3 El caudal de dimensionamiento de las turbinas, denominado caudal de proyecto, corresponde al valor de

caudal máximo para el cual las turbinas operarán. El caudal de proyecto debe ser tal que optimice la

energía producida frente a los costes que provienen de la utilización de ese caudal.

4 la altura máxima de la presa a considerar deberá ser inferior a la diferencia entre la cuota del terreno

(viviendas) por encima de la presa y la cuota del río en el lugar de la presa

5 El volumen de excavación necesario tiene una profundidad fija, teniendo como variable el área de

excavación, área esta que depende de la altura de la represa y de la anchura del lecho del río.

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elementos: Canal de aducción; Cámara de carga;

Conducta Forzada (Figura 18)

4

Selección del tipo de turbina (Pelton, Francis, Kaplan) y

número de turbinas, dependiendo del caudal de

dimensionamiento y altura de lo salto

☐ ☐ ☐ ☐

Fase 3: Definición y dimensionamiento de otros equipos

Tabla 21 – Fase 3 del proyecto de PCH: Definición y dimensionamiento de otros equipos


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Cálculo del área total del edificio de la central y su

ubicación6. ☐ ☐ ☐ ☐

2

Proyecto de instalaciones eléctricas para producción

(Generadores eléctricos, del tipo síncronos o asíncronos,

que transforman la energía mecánica de las turbinas en

energía eléctrica) y transporte (equipos de control y

monitorización del nivel de agua y caudal, monitorización

de la potencia de salida y control del control factor de

potencia, así como equipos de seguridad como fusibles

o conmutadores para la protección del transporte de

energía hasta la subestación.) de la energía eléctrica

hasta la subestación.

☐ ☐ ☐ ☐

6 La ubicación del edificio de la central puede ser muy variable, pudiendo ser insertada en la estructura de

la represa, o construirse más lejos de éste siendo necesario, para este segundo caso, la construcción

adicional de un canal de aducción y de una conducción forzada.

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3

Proyecto de la subestación y la línea de interconexión

que son responsables de la protección7, elevación8 y

transporte de la energía eléctrica recibida en la

subestación hasta la entrega en la red de transporte /

distribución.

☐ ☐ ☐ ☐

4

Largo de la línea de interconexión, responsable por el

transporte de energía desde la salida del transformador

hasta la subestación más cercana (entrega en la red

eléctrica)

☐ ☐ ☐ ☐

Fase 4: Definición de los costes de los diferentes componentes de la PCH.

Tabla 22 – Fase 4 del proyecto de PCH: Definición de los costes de los diferentes componentes de la PCH.


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Evaluación de los costes (C) de la presa y la toma de

agua ☐ ☐ ☐ ☐

2 Evaluación de los costes de la central y subestación ☐ ☐ ☐ ☐

3 Evaluación de los costes de equipo hidromecánico ☐ ☐ ☐ ☐

4

Evaluación de los costos asociados a los equipos

hidromecánicos (tuberías, válvulas, rejillas y rejillas,

entre otros equipos que aseguran la captación en la

☐ ☐ ☐ ☐

7 El sistema de protección es constatado por conjuntos de conmutadores, fusibles y disyuntores capaces

de aislar los transformadores, generadores y la propia red en caso de averías.

8 El transformador es el equipo estático responsable de la elevación de la tensión producida por el

generador hasta el nivel de tensión de la red en el punto de conexión. El panel es responsable de la

interconexión entre la energía recibida y su entrega a la línea de interconexión.

de 120





represa, transporte hasta la turbina y restitución al lecho

del río.)

5 Evaluación de los costos asociados a las turbinas ☐ ☐ ☐ ☐

6

Evaluación de los costos asociados a las instalaciones

eléctricas (transformador elevador de tensión, a las

instalaciones eléctricas, al panel de la subestación ya la

línea eléctrica de transporte hasta la subestación de la

red)

☐ ☐ ☐ ☐

7 Evaluación de los costes de acceso ☐ ☐ ☐ ☐

8 Evaluación de los costos de deforestación ☐ ☐ ☐ ☐

9 Evaluación de los costes de la escalera de pescado ☐ ☐ ☐ ☐

Los costos (C) asociados a la construcción de la represa pueden ser indexados al costo por metro cúbico

de hormigón y al área necesaria de excavación. Así, y considerando la anchura del lecho del río como

valor fijo los costos sólo depender de la altura de la represa.

La toma de agua es la estructura a través de la cual se capta el agua en la represa para ser conducida

hasta las turbinas. Los costes asociados a esta estructura dependen del caudal del proyecto considerado.

Los costes totales (Cpresa+toma de agua) de la represa y de la toma de agua se añaden a un coste fijo.

ã ã€

ó ó€

3

€

El costo total del edificio de la central y subestación es:

ó

€

.€

çã ó

El costo asociado a los equipos hidromecánicos es:

de 120





€€

€€

€€

El costo asociado a las instalaciones eléctricas es:

é

€€

€ €

€

Fase 5: Simulación de la generación de electricidad en el año medio.

Tabla 23 – Fase 5 del proyecto de PCH: Simulación de la generación de electricidad en el año medio


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1

Evaluación de la producción de energía eléctrica en

céntrale do tipo de agua fluyente. La simulación de la

producción depende de la variación de la caída y del

caudal a turbinar (a su vez, éste depende del caudal de

proyecto y del número de turbinas instaladas).

☐ ☐ ☐ ☐

2 Cálculo de los indicadores económicos financieros ☐ ☐ ☐ ☐

Caso de estudio: Proyecto de una Micro Central Hídrica (MCH) en Portugal

El aprovechamiento hidroeléctrico en Rio Sousa, Portugal, del tipo agua fluyente, es constituido por la

presa, uno circuito hidráulico, con una toma de agua que conduce el agua directamente a la turbina y una

central, compuesta por un grupo generador. El análisis técnico y económico aquí descrito engloba el

estudio del recurso hídrico, la selección y dimensionamiento de la turbina, el dimensionamiento del canal

de aducción, la estimación de la producción y del nivel de potencia instalada y la percepción de las

necesidades de inversión y de retorno financiero asociadas a un proyecto de este tipo.

de 120





Figura 44. Aprovechamiento hidroeléctrico en Rio Sousa (Portugal) del tipo agua fluyente

La altura de salto bruto (Hb) en el lugar se calcula que es aproximadamente de 3,5 metros desde el punto

de captura junto al primer rápido visible en la esquina superior derecha (representado en la figura por los

círculos naranjas). El círculo verde es la ubicación de la Micro Central Hídrica (MCH). En este caso, el

salto bruto (Hb) es igual al salto útil (Hu).

Figura 45. Representación de las alturas; arriba sin canal.

En cuanto al recurso hídrico, la cuenca hidrográfica del río Sousa, donde se incluye su mayor afluente, el

río Ferreira, abarca un área de 555 km2. En el lugar de la cuenca se registra una precipitación media anual

de 1582 milímetros, según cifras de 2001

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El estudio hidrológico involucra el conocimiento de los caudales actuales registrados junto a la micro central

hídrica9. Dado que no se dispone de datos fiables de caudales para el tramo escogido, se utilizarán los

datos obtenidos para tramos de ríos cercanos con características similares, con los que, por extrapolación,

se puede obtener una aproximación a los datos deseados, utilizando los siguientes criterios: i) relación de

áreas de captación, ii) intensidad de las precipitaciones, iii) valores de evapotranspiración, iv)

características fisiográficas

Teniendo en cuenta la existencia de datos de la antigua estación de Balsa, en el río Ferreira, se admite

que los caudales registrados en ese lugar se aproximan más a los que ocurren junto a la central.

Haciendo el promedio diario de cuatro años y organizándolos de forma cronológica, se representa el

promedio de los caudales en función del tiempo.

Figura 46. Serie cronológica de caudales medios diarios

Además de la representación anterior, los caudales todavía pueden organizarse de forma cuantitativa. Se

conocen los límites máximos y mínimos, para cada año, de la serie de caudales en cuestión, se puede

9

de 120





contar el número de días en un año en que un determinado caudal es igualado o superado. En la siguiente

tabla están organizados los caudales, teniendo en cuenta la media de los cuatro años en análisis.

Tabla 24 – Organización de los caudales de forma cuantitativa.

Con los datos de la tabla anterior, es posible construir la respectiva curva de duración de caudal que se

presenta a continuación en la figura siguiente. Esta curva que se utilizará para los cálculos de energía y

de escala.

Caudal [m3/s] Nº de días % del año

≥ 20 3 0,8%

≥ 15 6 1,6%

≥ 10 15 4,1%

≥ 9 19 5,2%

≥ 8 24 6,6%

≥ 7 33 9,0%

≥ 6 47 12,9%

≥ 5 70 19,2%

≥ 4,5 83 22,7%

≥ 4 109 29,9%

≥ 3,5 136 37,3%

≥ 3 159 43,6%

≥ 2,5 188 51,5%

≥ 2 210 57,5%

≥ 1 233 63,8%

≥ 1,5 272 74,5%

≥ 0,4 318 87,1%

≥ 0,02 365 100,0%

de 120





Figura 47. Curva de caudales medios clasificados de un año hidrológico promedio/Curva de duración de caudales

Figura 48. Selección del tipo de turbina hídrica y gama de salto útil por tipo de turbina

TurbinaSalto útil (Hu)

[m]

Kaplan y Hélice 2 ≤Hu≤ 40

Francis 10 ≤Hu≤ 350

Pelton 50 ≤Hu≤ 1300

Banki-Mitchell 3 ≤Hu≤ 200

Turgo 50 ≤Hu≤ 250

de 120





Conocida la gama de caudales que ocurren en un año medio y la altura de caída bruta del lugar donde se

pretende instalar el aprovechamiento hidroeléctrico, es ahora posible seleccionar la turbina ideal. A través

de la figura anterior, fácilmente se determina que la elección está limitada a dos opciones: turbinas Banki-

Mitchell y turbinas Kaplan.

Teniendo en cuenta las características de cada una y sus ventajas y desventajas, se concluye que la mejor

opción a adoptar es la turbina Kaplan. Además de presentar mejores rendimientos para caudales más

bajos, funciona para una mayor gama de caudales y tiene la ventaja de posibilitar una mayor elección en

cuanto al tipo de configuración a adoptar.

Se admite además que se utiliza una turbina doblemente regulada lo que aumenta significativamente la

gama de caudales. En particular, permite turbinar los caudales más pequeños, contribuyendo a aumentar

el número de horas anuales de funcionamiento de la turbina.

En una fase inicial, recurriendo a métodos de cálculos más simples y directos se puede prever la potencia

a instalar, así como la energía producida en el año medio.

Para ello, se utilizará la información recogida hasta este momento, en lo que se refiere a la altura de caída

bruta, curva de duración de caudales y características de la turbina elegida. No se conoce el caudal

nominal en esta altura, se considera que ese caudal es igual al caudal promedio/caudal modular.

El caudal promedio/caudal modular se produce entre el 15% a 20% del año medio, es decir, entre 55 y 73

días aproximadamente. En la tabla 10, se ve que a ese período corresponden caudales en el orden de los

5 m3/s. Este será el valor utilizado en los cálculos siguientes.

Para centrales hidroeléctricas do tipo Kaplan con doble regulación, se puede tomar, como primera

aproximación, el producto de todos los rendimientos, comprendido entre 0,90 y 0,93 (ƞ

.

La potencia instalada (também de denomina potencia útil nominal) de la central hidroeléctrica se

realiza a partir de la ecuación siguiente:

0,90

de 120





Y considerando que: γ = 9810 N/m3; QN=Qmed=5 m3/s; Hb=3,5m; ƞc=90%

Se llega a un valor de la potencia instalada nominal (Pinst ) de 155 kW, clasificándose como una micro

central hidroeléctrica (Pinst <0,5 MW). La energía producida es proporcional a un área de explotación

asociada a la curva de duración de caudales (figura 5.5). Comenzando por definir los límites de explotación,

utilizando los datos de la tabla siguiente para la turbina seleccionada, tenemos que:

Tabla 25 – Límites de explotación10 de las turbinas

Tabla 26 – Caudales nominales mínimos y máximos

En el caso de que el caudal de inundaciones (Qinund) se produzca a un valor de 12 m3/s, que corresponde

a un número de días del año bastante reducido, el paso siguiente pasa por encontrar los tiempos t0, t1 y

t2. Para ello, es necesario encontrar una ecuación que mejor aproxima la curva de duración de caudales

encontrada.

10 La turbina debe ser elegida para un determinado caudal nominal, que sólo ocurre en un número reducido

de días en un año medio. Como el rendimiento de la turbina depende del caudal, se imponen límites de

explotación, es decir, se define un rango admisible de operación alrededor del caudal nominal, sin una

variación muy significativa del rendimiento. Siempre que los límites sean superados, la turbina se

desconecta, por deterioro del rendimiento.

Turbina α1= Qmin/ QN α2= Qmax/ QN

Kaplan com rotor regulado 0,40 1,00

Kaplan con doble regulación 0,25 1,25

Francis 0,35 1,15

Hélice 0,75 1,00

Qmin [m3/ s] 1,25

Qmax [m3/ s] 6,25

de 120





Figura 49. Curva que mejor aproxima la curva de duración de caudales

Con la fórmula de la tabla, se pueden ahora calcular los tiempos que corresponden, respectiva, el caudal

de las inundaciones, el caudal máximo y el caudal mínimo:

Tabla 27 – Caudales de inundaciones, máximos y mínimos sobre la base de la curva que mejor aproxima la curva de

duración de caudales

Considerando un rendimiento global y una altura de salto constante, la energía producida en kWh, es

proporcional al área de explotación delimitada por la curva de duración de caudales (Q). En términos

analíticos se puede expresar a través de la ecuación

ñ ƞ 24

Considerando que el salto bruto de 3,5 m y el rendimiento global del aprovechamiento del 90%, la energía

producida es de aproximadamente 612 MWh/año (como se muestra en la siguiente tabla)

Q(t)= -3,65*Ln(t)+ 21,043 Nº de días

t0 (caudal de inundaciónes) 11,91

t1 (caudal máximo) 57,56

t2 (caudal mínimo) 226,50

de 120





Tabla 28 – Indicadores de rendimiento energético del micro central hídrica de 155 kW

Cálculos económicos de un grupo turbina-generador.

En los cálculos económicos se asume que la inversión está totalmente concentrada en el año cero y abarca

varias parcelas.Tabla 29 – Parcelas consideradas en la inversión inicial

Tabla 30 – Resultados finales para un caudal nominal (QN)de 5 m3/s y un salto bruto (Hn) de 3,5 m

Q(t2) [m3/ s] 1 109,84

Q(t1) [m3/ s] 569,87

Q(t2)- Q(t1) [m3/ s] 539,97

Ea [M Wh/ año] 612,07

horas equivalentes, he [h] 3 961,40

factor de carga, fc 0,45

Designación Valor [€]%

Inversión

Estudios 7 107 2,3%

Proyectos y licencias 15 451 5,0%

Trabajo civil 30 902 10,0%

Turbina 153 889 49,8%

Generador 30 902 10,0%

Instalación, Montaje y Ensayos 61 494 19,9%

Gastos extra 9 270 3,0%

TOTAL 309 015,00 100%

Ea [M Wh/ año] 612,07

Pinst [M W] 0,155

horas equivalentes, he [h/ año] 3 961,40

Valor Residual [€] 18 540,90

Investimento [€/ kW] 2 000,00


Preço da eletricidade [€/ M Wh] 55,00

Fluxo de caixa bruto [€] 33 663,60

M anut. [%] 2%

Despesas [€] 4 635,23

Fluxo de caixa liquido [€] 29 028,37


30


VAN [€] 53 634,93

TIR [%] 8,6%

ROI 1,17


de 120





6. ENERGÍA DE LA BIOMASA

6.1. Características de la biomasa

La Biomasa es cualquier tipo de materia orgánica que haya tenido su origen inmediato en un proceso

biológico, de origen vegetal o animal. Este concepto abarca un conjunto heterogéneo de materias

orgánicas, tanto por su origen como por su naturaleza.

En el contexto energético, el término Biomasa se emplea para denominar a una fuente de energía

renovable basada en la utilización:

de la materia orgánica formada por vía biológica en un pasado inmediato o de los productos

derivados de ésta.

de la materia orgánica de las aguas residuales y los lodos de depuradora

de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos, aunque dadas las características

específicas de estos residuos se suelen considerar como un grupo aparte

6.2. Combustión directa de biomasa sólida (térmica):

Quema de material sólido de tejidos vivos o recientemente vivos, típicamente plantas, para generar calor

y convertir una turbina de vapor, que luego produce electricidad. La tecnología de la turbina de vapor

implica pérdidas de energía, ya que solo una parte de la energía generada se convierte en electricidad; la

energía restante se pierde como calor residual.

Tabla 31 – Diferentes tipos de biomasa sólida

Origen Descripción

Residuos

Forestales

Residuos procedentes de las operaciones de explotación forestal, tales

como ramas, hojas, troncos y raíces.

Residuos

industriales

Representan la categoría más importante en la utilización actual de la

biomasa leñosa, por lo que su potencial de utilización futura se estima

que es pequeño. Como ejemplo de estos residuos tenemos el serrín y el

licor negro resultante de la industria de la pasta y del papel.

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Caídas

complementarias

Los actuales niveles de cosecha en Europa utilizan menos madera que

el nivel sostenible, así que es posible utilizar las caídas

complementarias1 como un suplemento para la producción de

bioenergía.

Bosques

dedicados

Biomasa resultante de plantaciones de corta rotación, es decir, bosques

de crecimiento rápido como el sauce, el polvo y el eucalipto.

Biomasa leñosa Resultante de las podas de árboles que se desarrollan fuera del bosque,

por ejemplo, en las riberas de las carreteras.

Madera reciclada Madera resultante de la demolición, de edificios, por ejemplo.

En el presente capitulo el objeto de estudio es la biomasa sólida, más propiamente la biomasa forestal.

Por definición, la biomasa forestal representa la fracción biodegradable de los productos y desperdicios de

la actividad forestal y puede tener una amplia gama de procedencias.

Un sistema típico de quema directa de biomasa forestal tiene los siguientes componentes:

Componentes principales: Recepción, almacenamiento y manejo de combustible; Sistema de

combustión y generador de vapor; Turbina de vapor; Control de polución de aire; Condensador y

torre de enfriamiento.

Otros equipos y auxiliares: Equipo de apilamiento y monitoreo; Instrumentación y controles;

Manejo de cenizas; Ventiladores y sopladores; Tratamiento de aguas; Equipo eléctrico; Concreto;

Acero estructural; Bombas y tuberías; Edificios

Después de la descarga, el combustible se almacena para una especie de silo, donde se desprende una

garra automática, de grandes dimensiones, que consigue transportar el combustible hasta la caldera, lugar

donde será quemado.

Con la quema se hace la separación de los inertes, piedras y cenizas. Los gases son limpiados y liberados

por la chimenea a la atmósfera.

de 120





La producción de electricidad es lograda por un alternador que es accionado por una turbina, que recibe

vapor de la caldera, resultante de la transferencia de calor entre la combustión y el agua que circula en la

caldera.

Figura 50. Esquema de una planta de producción de electricidad con biomasa

Ejemplo de un balance energético de una central termoeléctrica a la biomasa. Se pretende producir energía

eléctrica a partir de la quema de 11 250 kg / h de biomasa en una caldera, a través de la producción de

vapor sobrecalentado. El vapor producido es luego expandido en una turbina de condensación donde se

produce energía eléctrica, de acuerdo con el esquema suministrado.

Figura 51. Esquema de un centro electroproductor termoeléctrico de quema directa de biomasa.

de 120





a. calcular el caudal de aire total necesario alimentar a la caldera

C + O2 -> CO2

á % 11250 47,9%

á á

11250 47,9% 44

12

á á á

H2 + 1/2O2 -> H2O

á % 11250 5,4%

á á

11250 5,4% 18

2

á á á

S + O2 ->SO2

á % 11250 0,2%

á á

11250 0,2% 64

32

á á á

Sumario de los O2 calculados:

á

á á á á

á á

É á %

de 120





1 % ,É

%

b. calcular el caudal de agua necesario para alimentar a la caldera

1 %

, 30° 1 530°

30° 1 530°

1 530° 30°

c. calcular la eficiencia global del proceso de producción de energía eléctrica

, ú , ,

1 530° ú , 2 40°

, ú , 98%

, % ú ,

, 100

d. calcular el contenido volumétrico de O2 en los gases de combustión

ã É

% É

6.3. Implementación de una central de quema de biomasa para producción de electricidad:

Análisis de sustentabilidad ambiental y económica

De una forma resumida, podemos admitir que la cadena de aprovechamiento de la biomasa forestal, con

vistas a la producción de energía, está constituida por tres acciones distintas: Recogida de los residuos en

el bosque; transporte; Quema de los residuos en la central y producción de bioenergía.

de 120





En este capítulo se pretende evaluar un conjunto de tareas realizadas para ayudar en el proceso de toma

de decisión de implementación de una central a biomasa, a través de la evaluación del recurso disponible

de biomasa forestal

Tabla 32 – Procedimientos de evaluación de la cadena de aprovechamiento de la biomasa forestal


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

0 Caracterización del sector forestal ☐ ☐ ☐ ☐

1

Evaluación de los impactos ambientales positivos y

negativos asociados a la recogida de los residuos de

biomasa en el bosque, analizando los siguientes

aspectos: Residuos Forestales; Fertilidad del suelo;

Método de la cosecha; Erosión del suelo; la

biodiversidad; Recursos hídricos. Propuesta de plan con

medidas de mitigación.

☐ ☐ ☐ ☐

2

Evaluación de los impactos ambientales positivos /

negativos asociados al transporte de los residuos de

biomasa, analizando los siguientes aspectos: Movimiento

de vehículos; almacenamiento; Calidad del combustible;

Especificidades del combustible. Propuesta de plan con

medidas de mitigación.

☐ ☐ ☐ ☐

3

La evaluación de las características (humedad, poder

calorífico, estructura física, peso, volumen, densidad y

cantidad de cenizas) de la biomasa forestal que influyen

directamente en la elección de la tecnología de

conversión, debido a su especificidad en lo que se refiere

al contenido de materia seca, tamaño, forma y

consistencia. De hecho, algunas características hacen de

la biomasa un buen combustible, tales como la facilidad

de secado, elevado poder calorífico, baja temperatura de

☐ ☐ ☐ ☐

de 120





ignición, alto contenido en volátiles, elevada tasa de

combustión y baja energía de activación. Sin embargo,

factores como la humedad, la granulometría, la densidad

y la heterogeneidad de los materiales pueden limitar la

eficiencia de su combustión.

4

Evaluación técnica y económica de la central de

combustión más adecuada para el aprovechamiento de

la biomasa forestal, teniendo en cuenta la producción de

energía eléctrica, analizando los siguientes aspectos:

Tipo de tecnología; Balance de carbono; Escala de la

instalación y penetración en el mercado.

☐ ☐ ☐ ☐

5

Estimación de la biomasa disponible en el bosque de

Guinea Ecuatorial, a través de las ecuaciones de

biomasa

☐ ☐ ☐ ☐

6 Desarrollo de plan de silvicultura11 para la biomasa

forestal: Análisis cuantitativo. ☐ ☐ ☐ ☐

7

Estimación de la cantidad de biomasa que está disponible

en la región donde va a instalarse la central: Análisis

Espacial.

☐ ☐ ☐ ☐

8 Determinar cuál es el área para la cual se va a evaluar la

contribución de biomasa a la central. La distancia entre el ☐ ☐ ☐ ☐

11 Los modelos de silvicultura de una determinada especie se definen a través de las operaciones y

prácticas culturales realizadas a lo largo de la revolución del poblamiento, estando directamente

relacionados con los objetivos de producción bien con los modos de explotación del producto. Para el

objetivo del presente análisis, los modelos de silvicultura sirvieron apenas para definir en qué momentos

se realizarán las operaciones consideradas: desbastes y corte final.

de 120





lugar de recogida y la central la biomasa es un factor

limitante en el aprovechamiento energético de biomasa

forestal, se asumieron tres radios de abastecimiento en

torno al potencial local de implementación de la central:

50km, 75km, 100km.

9

Dibujo de las manchas de bosque para cada una de las

regiones, determinando su área de influencia en cada

escenario.

☐ ☐ ☐ ☐

10

Cuantificar la biomasa disponible en los tres escenarios

a través de: área ocupada por cada región forestal en

cada radio de abastecimiento y proporción que cada

especie estudiada ocupa.

☐ ☐ ☐ ☐

11

Cuantificar los costes de recogida y procesamiento de los

residuos forestales, contemplando únicamente el

transporte primario, trituración y transporte secundario.

☐ ☐ ☐ ☐

6.4. Caso de estudio: Central de Biomasa Forestal de Mortágua (Portugal), productora de

energía eléctrica por proceso de quema directa

Un ejemplo de una central de biomasa, productora de energía eléctrica por proceso de quema directa, es

la Central de Biomasa Forestal de Mortágua.

Situado en una zona boscosa cerca de la presa Aguieira, en el lugar del Freixo, La Central de Biomasa

Forestal de Mortágua recibe diariamente unos 30 vehículos pesados con residuos forestales, proveniente

de la limpieza de bosques y que servirá de combustible para producción de energía eléctrica.

A la entrada a la central, los camiones pasan por una balanza donde son pesados y por cada tonelada de

'basura' forestal se paga una media de 20 euros, teniendo en cuenta el factor calidad.

de 120





La biomasa es un combustible muy heterogéneo y tenemos que tener un patrón de calidad, que depende

de la forma en que se trata en el bosque y el porcentaje de humedad, que debe ser entre 25 a 35%, y la

cantidad de inertes: arenas y piedras que vienen agregadas.

Cerca del 60% de la biomasa que nos llega se ha destrozado y el 40% por destrozar, y nos llega de un

entorno de hasta 100 kilómetros de aquí: tenemos el 50% del distrito de Viseu, el 27% del distrito de Aveiro

y el 23% del distrito de Coimbra.

La descarga se realiza y el combustible se almacena para una especie de silo, donde se desprende una

garra automática, de grandes dimensiones, que consigue transportar el combustible hasta la caldera,

donde será quemado, según la necesidad.

Con la quema se hace la separación de los inertes - piedras y cenizas - y los gases son limpiados y

liberados por la chimenea a la atmósfera.

La liberación de CO2 y el efecto de la fotosíntesis se convierte de nuevo en oxígeno, lo que hace que sea

un proceso sostenible con balance de emisiones de CO2 nulo. La producción de electricidad es alcanzada

por un alternador que es accionado por una turbina y que recibe vapor de la caldera, resultante de la

transferencia de calor entre la combustión y el agua que circula en la caldera.

La Central de Mortágua, al consumir 300 toneladas por día de biomasa forestal dinamiza el sector forestal

de la Región Centro de Portugal, lo que corresponde a una valoración de 3,3 millones de euros al año.

La Central contribuye a la disminución de la dependencia externa, evitando la importación anual de 15

metros cúbicos de gas natural con un valor estimado en 4 millones de euros y contribuyó al cumplimiento

de las metas ambientales, evitando la emisión de 29 000 toneladas de CO2 al año.

En términos de empleo en zona rural, crea un total de 28 puestos de trabajo directos y más de 100

indirectos (quien hace limpieza y destrozado de la biomasa, quien conduce los camiones que la trae, entre

otros). Contribuye también a la reducción del riesgo de incendio forestal, retirando de las matas 137 000

toneladas de biomasa por año, cifras que se refieren al año 2016.

de 120





La central de biomasa forestal de Mortágua fue inaugurada en 1999, siendo en el sector de la energía

renovable la primera central en producir energía eléctrica a partir de la biomasa forestal. La inversión

realizada representó unos 30 millones de euros.

Figura 52. Central de Biomasa Florestal de Mortágua, Portugal

7. FACTORES ECONÓMICOS

7.1. Definición de indicadores económicos

a. FC – Flujo de caja:

Diferencia entre los ingresos (I) y los gastos (G) durante la vida útil del proyecto:

b. r - Tasa de actualización:

Rentabilidad que el inversor exige para implementar un proyecto de inversión, que servirá para actualizar

los flujos de flujo generados por el inversionista. Varía según la inflación y el factor de riesgo asociado a la

inversión.

de 120





c. VAN - Valor actual neto:

El VAN es la diferencia entre los valores actualizados de las entradas y salidas de efectivo durante la vida

útil del proyecto. Se puede escribir el VAN de otra forma, considerando que al final del período de la vida

útil del proyecto, éste no podrá ser rentabilizado. El VAN debe ser superior a la tasa de actualización.

1 1 1

Dónde: I – Inversión; r - Tasa de actualización; Vr- valor residual

VAL >0 -> El proyecto es económicamente viable, ya que permite cubrir la inversión inicial, así como la

remuneración mínima exigida por el inversor;

VAL = 0 -> El proyecto es económicamente viable, ya que permite la completa recuperación de la inversión

inicial, así como la remuneración mínima exigida por el inversor. Sin embargo, corre serios riesgos de

convertirse en inviable.

VAL < 0 -> El proyecto es económicamente inviable.

d. TIR - Tasa interna de rentabilidad:

Es el valor de la tasa de actualización para la que el VAL es nulo. Un proyecto es tanto mejor cuanto mayor

sea su TIR.

e. ROI – Retorno de la inversión

ROI = 1 significa que por cada unidad invertida (actualizada) se obtiene precisamente una unidad

(actualizada). ROI = 1 equivale a VAL = 0.

∑

1

dónde: RLJ - Ingresos netos en el año j (Flujo caja); r - Tasa de actualización; Ij - Inversión en el año j

de 120





f. Tiempo de retorno o Payback (P)

Período de tiempo para el cual el proyecto lleva a recuperar el capital invertido. La siguiente ecuación,

permite calcular el período de retorno, sólo para proyectos cuyos ingresos permanecen constantes durante

la vida útil.

ln1

1

ln 1

para proyectos cuyo ingreso neto no permanece constante durante la vida útil del proyecto.

∑

1

∑1

dónde: RLJ - Ingresos netos en el año j (Flujo caja); r - Tasa de actualización; Ij - Inversión en el año j

8. PROCESO DE LICENCIA DE PRODUCCIÓN Y EXPLOTACIÓN PARA

UN CENTRO ELECTROPRODUCTOR

Se pretende con este capítulo dar a conocer un ejemplo de un procedimiento de asignación de la Licencia

de Producción y Licencia de Exploración a un centro electroproductor.

Fase 1: Procedimiento de asignación de la Licencia de Producción (Períodos de envío de

solicitudes de licencia (del 1 al 15 en los meses de enero, mayo y septiembre de cada año)

de 120





Tabla 33 – Proceso de licencia de producción de un centro electroproductor – Fase 1: Procedimiento de asignación

de la Licencia de Producción


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

0 Identificación completa del solicitante. ☐ ☐ ☐ ☐

1

Declaración, bajo compromiso de honor, del solicitante

de que ha regularizado su situación en relación con las

cotizaciones a la seguridad social, así como su situación

fiscal.

☐ ☐ ☐ ☐

2

Elementos del proyecto de centro electroproductor y

otros elementos instructivos de la solicitud (Proyecto en

triplicado, acompañado del término de responsabilidad

por su elaboración)

2.1

Memoria descriptiva

(a) Memoria descriptiva y justificante que indique la

naturaleza, la importancia, la función y las características

de las instalaciones y del equipo, las condiciones

generales de su establecimiento y de su explotación, los

sistemas de puesta a tierra, las disposiciones principales

adoptadas para la producción de electricidad, su

transformación, transporte y utilización o el origen y el

destino de la energía que debe transportarse y las

protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones

y sus cálculos cuando esté justificado;

(b) Descripción, tipos y características de los

generadores de energía eléctrica, transformadores y

aparatos de corte y protección, así como de las calderas,

las turbinas y otros equipos;

☐ ☐ ☐ ☐

de 120





(c) Identificación de las coordenadas rectangulares

planas del sistema Hayford -Gauss referidas al punto

central Melriza (Datum 73) de todos los generadores;

2.2

Desenhos

(a) Planta general de localización de la instalación

referenciada

por coordenadas y en escala no inferior a 1:25 000, de

acuerdo con la respectiva norma, indicando la

localización de las obras principales, tales como

centrales generadoras, subestaciones, puestos de corte,

puestos de transformación, y referenciadas las vías

públicas de carreteras y ferroviarias , cursos de agua,

construcciones urbanas y líneas ya existentes;

b) Plantas, alzados y cortes, a escala conveniente,

elegida de acuerdo con la EN -ISO 5455, de los locales

de la instalación, con la disposición del equipo eléctrico

y mecánico, en número y con el detalle suficiente para

poder verificarse el cumplimiento de las disposiciones

regulaciones de seguridad (para instalación de potencia

instalada superior a 1 MW, estos elementos sólo se

presentan con la solicitud de inspección);

c) Esquemas eléctricos generales de las instalaciones

proyectadas, con la indicación de todas las máquinas y

de todos los aparatos de medida y protección y mando,

usando las señales gráficas normalizadas.

☒ ☐ ☐ ☐

2.3

Comprobante de que se encuentra constituido en el

solicitante el derecho de utilización de los terrenos

necesarios para la implantación de la instalación y de sus

☒ ☐ ☐ ☐

de 120





accesorios, excepto en el caso de centros

hidroeléctricos;

2.4

Descripción sobre la ubicación precisa de la instalación,

indicándose si está integrada en área protegida (Reserva

Ecológica Nacional, Reserva Agrícola Nacional, reserva

o parque natural, Red Natura, etc.), compañera de

implantación sobre extracto de las cartas de

ordenamiento y condicionantes del Plan Director

Municipal (PDM)

☐ ☐ ☐ ☐

3

Información sobre la existencia de capacidad de

recepción y las condiciones de conexión a la red, emitida

hace menos de ocho meses para los efectos específicos

del presente artículo por el operador de la red a la que el

solicitante desea conectar

3.1

El promotor solicita al operador de la red de distribución

(ORD) información sobre la existencia de capacidad de

recepción y las condiciones técnicas de conexión a la red

eléctrica de servicio público (RESP), para constituir un

proceso de licencia de la instalación de producción.

La Solicitud de Enlace del Promotor debe ser instruido

con:

a) Identificación de la Entidad Promotora (nombre, NIF,

dirección, código de acceso al certificado permanente);

b) Contactos telefónicos y de correo electrónico del

representante del promotor;

c) Coordenadas geográficas del punto de conexión;

d) Planta de localización del punto de conexión;

e) Planta de implantación (límites geográficos);

☒ ☐ ☐ ☐

de 120





f) Caracterización de la instalación de producción (tipo de

producción, potencia instalada, potencia de conexión,

nivel de tensión);

g) Contactos del Interlocutor autorizado por el Promotor

4

Cronograma de las acciones necesarias para la

instalación del centro electroproductor, incluyendo la

indicación del plazo de entrada en explotación;

☐ ☐ ☐ ☐

5

Declaración de impacto ambiental (DIA) favorable o

condicionalmente favorable y dictamen de conformidad

con la DIA, cuando sean exigibles en virtud del respeto

jurídico, o, en su caso, que se haya producido un acto

tácito favorable según lo previsto en el mismo régimen

jurídico;

☒ ☐ ☐ ☐

6 Licencia ambiental ☒ ☐ ☐ ☐

7 Prueba del cumplimiento de la obligación de notificación

y copia del informe de seguridad ☒ ☐ ☐ ☐

8

Perfil de la empresa solicitante, de los socios o

accionistas y de los porcentajes del capital social

mantenido, cuando igual o superior al 5%, elementos

demostrativos de la capacidad técnica, económico -

financiera y experiencia de que dispone para asegurar la

realización del proyecto, así como el cumplimiento de las

obligaciones legales y reglamentarias y las derivadas de

la licencia;

de 120





Fase 2: Verificación de la conformidad de la instrucción de la solicitud

Tabla 34 – Proceso de licencia de producción de un centro electroproductor – Fase 2: Verificación de la conformidad

de la instrucción de la solicitud


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

0

En el plazo máximo de 20 días después de la recepción

de la solicitud o de la expiración del período mencionado

en el apartado 2 del artículo anterior (1 a 15 en los meses

de enero, mayo y septiembre de cada año), según el

caso, la entidad licenciante comprueba la conformidad

de su instrucción a la luz de lo dispuesto en el artículo

anterior y, en su caso, solicita al solicitante elementos

que faltan o complementarios, que se adjuntar en el

plazo de 10 días.

☐ ☐ ☐ ☐

1

En el caso de la solicitud debidamente instruida, compete

a la entidad licenciante:

a) emitir las guías para el pago de las tasas

contempladas; b) ordenar al solicitante que promueve la

publicación de edictos elaborados por la entidad

licenciante cuando el proyecto no esté sujeto a un

procedimiento de evaluación de impacto ambiental de

conformidad con el correspondiente régimen jurídico;

c) enviar una copia del expediente o de sus partes

pertinentes a las entidades a consultar, a los efectos de

la emisión de la información, de conformidad con el

artículo siguiente.

☐ ☐ ☐ ☐

2

Concluida la instrucción del procedimiento en los

términos previstos en los artículos anteriores, la entidad

licenciante dicta una decisión o proyecto de decisión de

de 120





la solicitud en el plazo de 30 días. En caso de decisión

final favorable o condicionalmente favorable, se

considerará atribuida la licencia de producción.

Fase 3: Procedimiento de asignación de la licencia de exploración

Tabla 35 – Proceso de licencia de exploración de un centro electroproductor – Fase 3: Proceso de asígnación


pendiente

No

Conforme

No se

aplica

1 Fase de construcción de los elementos de conexión ☐ ☐ ☐ ☐

2 Solicitud de condiciones de conexión a la Red Eléctrica

de Servicio Público ☐ ☐ ☐ ☒

3 Presupuesto ☐ ☐ ☐ ☒

4 Aceptación por el promotor de las condiciones de

conexión a la Red Eléctrica de Servicio Público ☐ ☐ ☐ ☒

5 Construcción y seguimiento de la aplicación de la

conexión a la red electrónica de servicio público ☐ ☐ ☐ ☒

6 Ensayos a los sistemas de protección y recuento ☐ ☐ ☐ ☒

7 Enlace de la instalación de producción a la Red Eléctrica

de Servicio Público ☐ ☐ ☐ ☒

8 Procedimiento de asignación de la licencia de

exploración

8.1

Declaración firmada por los técnicos responsables del

proyecto y por la fiscalización de la construcción, que

atestigua, bajo compromiso de honor, que la instalación

está concluida y el centro electroproductor preparado

para operar de acuerdo con el proyecto aprobado y en

cumplimiento de las condiciones integradas en la

decisión final de asignación de la respectiva licencia de

☐ ☐ ☐ ☒

de 120





producción, así como, en su caso, que las

modificaciones efectuadas se ajustan a las normas

legales y reglamentarias que le son aplicables;

8.2

Prueba de la celebración del seguro. El titular de la

licencia de producción debe tener su responsabilidad

civil cubierta por un contrato de seguro de

responsabilidad civil

8.3 Autorização ou licença de gestão de resíduos

8.4

En el momento de la solicitud debidamente instruida, la

autoridad de autorización dictar una decisión sobre la

solicitud de licencia de explotación en el plazo de 20 días

contados a la recepción del informe del reconocimiento,

notificándole al solicitante y al operador de la red.

8.5

El titular de la licencia de producción sólo podrá iniciar la

explotación industrial de cada uno de los grupos

generadores que componen el centro electroproductor

tras la obtención de la respectiva licencia de explotación

que se expide por la entidad licenciante tras la

realización de la inspección,

9. ANEXO

9.1. Anexo A: Estudio Hidrológico teórico

Recopilar y analizar las series de datos pluviométricos disponibles, completando los períodos en los que

falten datos utilizando métodos de correlación de cuencas, para lo que hay que determinar previamente

las características físicas de la cuenca a estudiar, principalmente la superficie y los índices que definen la

forma y el relieve de esa superficie

de 120





En este caso, se deben recopilar y analizar las series de datos pluviométricos disponibles, completando

los períodos en los que falten datos utilizando métodos de correlación de cuencas, para lo que hay

que determinar previamente las características físicas de la cuenca a estudiar, principalmente la

superficie y los índices que definen la forma y el relieve de esa superficie.

Estos datos es conveniente completarlos, además, con medidas directas del caudal en una sección del río

a lo largo de al menos un año. Al final, en todo estudio hidrológico, sea teórico o con datos reales de

caudales, se obtendrá una serie anual lo suficientemente grande para realizar una distribución estadística

que nos tipifique los años en función de la aportación registrada: años muy secos, secos, medios, húmedos

y muy húmedos.

Figura 53. Ejemplo de una clasificación de los años hidrológicos, con recurso a los dados obtenidos pelo estudio

hidrológico teórico

9.1. Anexo B: Características de turbinas y centrales eólicas

Los cuatro tipos de sistemas más utilizados para convertir la energía mecánica en energía eléctrica son:

generadores Corriente directa (CD); generadores Corriente alterna (CA) síncronos; Generadores CA

asíncronos de inducción (concepto CSCF-Constant Speed Frecuency) e inducción de rotor bobinado y

deslizamiento variable (concepto VSCF – Variable Speed Constant Frequency), denominada en la

literatura por Double Fed Induction Generator (DFIG)

de 120





Los generadores CA asíncronos de inducción que están conectados directamente a una red de frecuencia

constante y están acoplados al sistema de conversión de energía eólica, que funciona a velocidad

aproximadamente constante, corresponden al concepto CSCF (Figura 54) y constituyen la mayoría de las

aplicaciones actualmente en funcionamiento.

Figura 54. Turbina de velocidad de rotación constante (CSCF). Generador asincrónico (GA)

Estos generadores se encuentran en la mayoría de las aplicaciones porque presentan una gran simplicidad

y robustez, y por lo tanto un precio bajo. La existencia de un deslizamiento entre la velocidad de rotación

y la velocidad de sincronismo permite acomodar parte de la turbulencia asociada al viento, para que la

operación de este tipo de máquinas sea suficientemente suave. Sin embargo, la principal desventaja del

generador de inducción es el hecho de intercambiar con la red la energía reactiva de excitación (elevado

consumo de potencia reactiva) y, por lo tanto, necesitar un equipo adicional para corregir el factor de

potencia.

Sin embargo, con el paso de los años, el concepto CSCF fue reemplazado por el concepto VSCF con el

objetivo de aumentar el aprovechamiento de la energía eólica. Los sistemas convertidores equipados con

generador de inducción de rotor bobinado y deslizamiento variable permiten ampliar el espectro de

velocidades de rotación

Sin embargo, con el paso de los años, el concepto CSCF fue reemplazado por el concepto VSCF con el

objetivo de aumentar el aprovechamiento de la energía eólica. Los sistemas convertidores equipados con

generador de inducción de rotor bobinado y deslizamiento variable permiten ampliar el espectro de

velocidades de rotación posibles. Estos generadores, ya mencionados anteriormente como DFIG,

de 120





presentan el estator directamente conectado a la red y el rotor también conectado directamente a la red a

través de un sistema convertidor CA/CD/CA, que, controlando el deslizamiento, permite la entrega de

potencia adicional para la red.

Figura 55. Generador con rotor bobinado con doble alimentación (DFIG – “doubly fed induction

generator”)

Hay una caja de velocidades conectada a un generador de inducción doblemente alimentado

(normalmente 1500 rpm). El estator está conectado directamente a la red eléctrica y el rotor del generador

se conecta a un convertidor. Una banda de rpm de 60 a 110% de la rotación nominal es suficiente para la

producción de energía con calidad aceptable. La velocidad de viento por encima de la velocidad del viento

nominal, el paso de la lámina es variable para reducir la eficiencia aerodinámica. Paso de la hoja variable

también se utiliza para start-up, shut down.

Los generadores CD funcionan con viento variable, es decir, con velocidad del rotor variable. Estos

generadores funcionan con escobillas, lo que implica desgaste de estas y mayor necesidad de

mantenimiento. Debido a esto, es un generador poco usado.

Los generadores CA síncronos (o alternadores) permiten producir electricidad cuando la velocidad del rotor

es variable. La conexión a la red es controlada, para que haya un ajuste de frecuencia entre la turbina y la

red. Estos generadores no tienen margen para acoger las fluctuaciones de la velocidad del viento, ya que

no tienen deslizamiento, lo que lleva a una operación del generador más rígida que en el asíncrono.

El campo magnético de los generadores síncronos puede obtenerse de dos formas, a través de imanes

en el rotor (PMSG - Permanent Magnet Synchronous Generators) oa través de un devanado en el rotor

de 120





que es alimentado por una corriente de excitación externa (SG - Synchronous Generator). La mayor

diferencia entre estos dos tipos de generadores es la necesidad de corriente externa de excitación, lo que

permite diferentes configuraciones de conexión a la red. Los generadores SG son más utilizados a gran

escala.

Las turbinas con SG pueden ser conectadas de diferentes formas, una posibilidad es conectar el generador

directamente a la red, con un puente de diodos (Figura 56.). Este tipo de conexión causa problemas en el

control de la frecuencia debido a la variación del par y de la velocidad de rotación, que está asociada a las

variaciones de la velocidad del viento. Es una configuración que no se utiliza.

Figura 56. Generador sincrónico (GS) conectado directamente a la red

Para sistemas de velocidad variable, es posible conectar a la red asincrónicamente un generador

sincrónico a través de un sistema convertidor CA/CD/CA (Figura 57). Este tipo de configuración es poco

usual. Este generador es un generador especial con un elevado número de pares de polos y que permite

acompañar la velocidad de rotación de la turbina, dispensado el uso de la caja de cambios.

de 120





Figura 57. Generador síncrono con conexión a la red CA / CD / CA

La configuración más habitual de un sistema con convertidor CA/CD/CA no utiliza el multiplicador de

velocidad (Figura 58).

Figura 58. Generador síncrono con convertidores CA / CD / CA y sin multiplicador

Los generadores SG presentan mayores costos de mantenimiento en comparación con los generadores

asíncronos. La posibilidad de funcionar sin caja de velocidades permite reducir costos. Permite controlar

independientemente las potencias activas y reactiva transferida a la red.

Los generadores síncronos de imanes permanentes (PMSG) se utilizan en turbinas de menor escala, pues

permiten obtener mayores eficiencias con menor diámetro de palas. La principal ventaja de este tipo de

generadores es que no necesita corriente de excitación externa, lo que representa una reducción de costos

de 120





y la posibilidad de usar un puente de diodos a los terminales del generador. Las Figuras 59 y 60 ilustran

las posibles configuraciones de conexión a la red.

Figura 59 – Generador síncrono de imanes permanentes conectados a la red con convertidores CA/CD/CA y sin

multiplicador de velocidad.

Figura 60 - Generador síncrono de imanes permanentes conectados a la red con convertidor CA / CA y sin

multiplicador de velocidad.

Estos generadores PMSG tienen la ventaja de ser más pequeños y más livianos, pero el uso de imanes

permanentes hace que la inversión inicial sea más elevada. Estos costes limitan su aplicación a gran

escala. Tienen bajos costos de mantenimiento, pequeñas pérdidas en el generador, se logra alcanzar un

elevado par con velocidades relativamente bajas y no tiene necesidad de sistemas de enfriamiento o de

excitación externos. Otra desventaja es que el uso de los rectificadores de diodos puede reducir la

controlabilidad del sistema al inicio de la conversión.

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