Estudio Técnico Económico de Instalación Fotovoltaica conectada a red de 100 Kw

PROYECTO FIN DE CARRERA

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE INSTALACIÓN

FOTOVOLTAICA DE 100 KW EN CUBIERTA DE NAVE

INDUSTRIAL.

AUTOR: ADEMIR SUÁREZ CARRIO MADRID, JUNIO 2008

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)INGENIERO INDUSTRIAL

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Ademir Suárez Carrio

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Julio Huerta Santos

Fdo: Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

José Ignacio Linares Hurtado

Fdo: Fecha:

Resumen iii

Resumen

La realidad de nuestro entorno actual nos muestra un incremento de las necesidades

energéticas impulsadas por el desarrollo tecnológico y económico de nuestra sociedad.

Uno de los grandes problemas de la humanidad es su dependencia de los

combustibles fósiles, ya que provocan un fuerte impacto ambiental además de diversos

en el ámbito económico. El reto está en conseguir que las energías alternativas y

renovables vayan sustituyendo paulatinamente a esos combustibles. La principal

ventaja de las energías renovables es la de su menor impacto ambiental, ya que,

reducen el número de contaminantes a la atmósfera además de su distribución

territorial es más dispersa y menos concentrada.

La gran ventaja de los sistemas fotovoltaicos respecto a otros sistemas de generación

eléctrica es que no ocupan necesariamente espacio adicional al ya ocupado por los

edificios u otras construcciones. El campo fotovoltaico puede integrarse encima de

superficies construidas o incluso ejercer la función de elemento de construcción.

Una de la principales ventajas añadidas son que el punto de evacuación suele estar

muy próximo a la nave por lo que se elimina el coste añadido de la línea a lanzar hasta

el anterior punto y apenas se necesita obra civil para la instalación. Y adicionalmente, y

por el mismo motivo favorece una generación distribuida inyectando en la red cerca de

los puntos de consumo.

A pesar de los distintos beneficios que se pueden evaluar en la aplicación de esta

tecnología de generación se trata de un sistema con costos elevados. Aunque

paulatinamente se esta produciendo una reducción en los costos de sus componentes,

este tipo de instalaciones no serían viables económicamente si un continuado impulso

por parte de las administraciones públicas.

La energía fotovoltaica con conexión a red se encuadra dentro del Régimen Especial

de productores del RD 661/2007, que establece las primas por kWh generado según la

potencia instalada y el tipo de instalación. También existen distintas legislaciones en el

ámbito autonómico y local que puedan favorecer este tipo de instalación.

Resumen iv

Todo esto pone de relevancia la importancia del estudio del recurso solar inherente

a la ubicación de la instalación, la necesidad de un diseño enfocado a la optimización

en la captación de las potencialidades del emplazamiento, así como un riguroso

estudio de viabilidad económico del proyecto, enmarcado todo ello en la legislación de

aplicación que lo haga posible.

El presente proyecto persigue el estudio, desde un punto de vista técnico y

económico, de una instalación fotovoltaica en la cubierta de una nave industrial.

Puesto que la edificación se encuentra en fase de diseño se evaluarán distintas

soluciones constructivas para la cubierta y sus influencias sobre el sistema fotovoltaico

a instalar.

Una vez se evalué el recurso solar de la zona donde se pretende implementar la

instalación quedan todavía una serie de grados de libertad relevantes, sobre los que se

aplicará un diseño del sistema fotovoltaico general, a cada una de las soluciones que se

consideran, analizando sus particularidades y variaciones.

El estudio de todos los componentes específicos de la instalación, así como, la

previsión de inyección en red son fundamentales en el desarrollo de este trabajo.

También el estudio económico de la inversión, viabilidad y rendimiento en el objetivo

de la inyección de toda la energía producida a la red de distribución.

Los recursos de las tecnologías de la información actuales permiten una precisa

evaluación de los parámetros relevantes de climatología, así como, de radiación

incidente. Asimismo, permiten la simulación de la producción del sistema, mediante la

aplicación de software específico. Por lo que se aprovechan estos recursos para tener

una visión comparativa con los resultados que se alcancen con los cálculos

convencionales.

El objetivo del proyecto es doble: en un primer punto, el estudio de toda la

tecnología fotovoltaica de sistemas conectados a red, así como, una revisión de la

legislación y procedimientos administrativos de aplicación. En un segundo lugar el

estudio comparativo de varias soluciones constructivas de cubierta, que llevarán al

diseño y cálculo de la instalación en unas condiciones determinadas, así como, la

simulación de las soluciones adoptadas.

Resumen v

Los resultados de este proyecto nos darán una visión de la aplicabilidad de las

instalaciones fotovoltaicas conectadas a red dentro del sector industrial, desde las dos

perspectivas más relevantes, la técnica y la económica. Siendo objeto de este estudio,

concluir las condiciones idóneas de instalación en cuanto a requerimientos

constructivos previos, así como, condicionantes de ubicación de la nave industrial.

Summary vi

Summary

The reality of our current environment shows us an increment of the energy needs

prompted by the economic and technological development of our consumer society.

One of the large problems of the humanity is its dependence of the fossil fuels, since

they cause a strong environmental impact besides diverse in the economic

environment. The challenge is in obtaining that the energies alternatives and

renewable they go substituting gradually to those fuels. The main advantage of the

renewable energies is that of its smaller environmental impact, since, they reduce the

number of contaminants to the atmosphere besides their territorial distribution is more

dispersed and less concentrated.

The great advantage of the photovoltaic systems with respect to other systems of

electric generation is that they do not occupy necessarily additional space upon already

occupying by the buildings or other constructions. The photovoltaic field can be

integrated over surfaces built or even to exercise the construction element function.

One of the main advantages added they are that the point of evacuation is used to

being very next to the ship for which the price added of the line is eliminated to launch

to the previous point and barely civil work for the installation is needed. And

additionally, and for the same motive favours a distributed generation fed into in the

network near the points of consumption.

Despite the various benefits that can be assessed in implementing this technology

generation, it is a system with high costs. Although this is gradually producing a

reduction in the cost of its components, this type of installations would not be viable

economically if a continued impulse on the government.

The photovoltaic power-grid falls within the special scheme for producers of RD

661/2007, which sets bonus per kWh generated according to the installed power and

the type of installation. There are also various legislations in the sphere of autonomy

and local levels that may give an incentive to this type of installation.

Summary vii

All this underscores the importance relevance of the study of solar resource inherent

in the location of the facility, the need of a design focused to the optimization in the

collecting of the potentialities of the PV field, as well as a rigorous economic feasibility

study of the project, framed all it in the legislation of application which makes it

possible.

The present project pursues the study, since an economic and technical point of

view, of a photovoltaic installation in the roof of a factory building. Because the

building is in design phase will assess various constructive solutions to the roof and its

influences on photovoltaic system to be installed.

Once the solar resource of the zone where intends to implement the installation be

evaluated, the grid connected system are still a number of relevant degrees of freedom.

For these ones, it will be applied a design of the general photovoltaic system to each

one of the solutions which are considered, analyzing their particularities and

variations.

The study of all the specific components of the installation, as well as, the forecast of

injection in network is fundamental in the development of this work. Also the

economic study of the investment, viability and performance in the objective of the

injection to the network of distribution.

The resources of the current information technologies permit an precise assessment

of the relevant parameters of climatology, as well as, of incident radiation. Likewise,

allow the simulation of the system production, by implementing specific software.

Taking advantage of these resources to have a comparative vision with the results that

be achieved with the conventional calculations.

The project’s aim is double: at one point, the study of all the photovoltaic

technology of grid connected systems, as well as, a review of the legislation and

administrative procedures of application. In a second place, the comparative study of

several constructive solutions of the building roof which lead to the design and

calculation of the installation in certain conditions, as well as the simulation of the

solutions adopted.

The results of this project will give us a vision of the applicability of photovoltaic

installations connected to the grid within the industry, since the two most prominent

Summary viii

perspectives, the technical and economic one. Being purpose of the study to conclude

the suitable conditions of installation as for prior constructive requests, as well as,

determining factors of location of the facility.

Índice ix

Índice

1 INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................................. 2

1.1 Introducción. ....................................................................................................... 2

1.2 Justificación y motivación. ................................................................................ 4

1.3 Objetivos del proyecto. ...................................................................................... 7

1.3.1 Objetivo principal. 7

1.3.2 Objetivos operativos: 7

1.3.3 Metodología de trabajo. 8

1.4 Condiciones a tener en cuenta para el diseño de la instalación: ................. 8

2 ENERGÍA SOLAR. FUNDAMENTOS Y TECNOLOGÍA. ....................................................... 12

2.1 Introducción. ..................................................................................................... 12

2.2 Fundamentos de la Energía Solar. ................................................................. 12

2.2.1 El Sol: fuente de la energía. 12

2.2.2 Radiación solar. 13

2.2.3 La constante solar. 15

2.2.4 Efecto de la atmósfera. 17

2.2.5 Irradiación sobre una superficie. 18

2.2.6 Movimiento relativo Sol-Tierra 20

2.2.7 Determinación de la posición solar. 21

2.2.7.1 Coordenadas ecuatoriales. .....................................................................................................21

2.2.7.2 Coordenadas solares...............................................................................................................22

2.2.8 Conversión de la energía solar. 26

2.3 El clima............................................................................................................... 28

2.4 Tecnología Solar Fotovoltaica......................................................................... 29

2.4.1 El efecto fotovoltaico. 30

3 LEGISLACIÓN Y NORMATIVA.................................................................................................. 33

3.1 Introducción ......................................................................................................33

3.2 Marco Legislativo Europeo. ............................................................................ 33

3.3 Marco Legislativo Nacional. ........................................................................... 34

3.4 Marco Legislativo Regional. ........................................................................... 37

4 INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA. ................................................ 41

4.1 Introducción ......................................................................................................41

4.2 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica........................... 41

Índice x

4.3 Elementos constitutivos de la instalación. .................................................... 42

4.3.1 Módulos solares fotovoltaicos. 44

4.3.1.1 Principio de funcionamiento. ................................................................................................46 4.3.1.2 Factores relevantes a considerar: ..........................................................................................47

4.4 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica......................... 49

4.5 Estrategias de integración arquitectónica. .................................................... 49

4.5.1 Propiedades de los cerramientos fotovoltaicos. 50

4.5.2 Posibilidades de integración. 50

4.5.3 Integración en cubiertas. 52

5 ESTUDIO TÉCNICO. ...................................................................................................................... 55

5.1 Objetivo del Estudio......................................................................................... 55

5.2 Consideraciones iniciales. ............................................................................... 55

5.2.1 Localización y emplazamiento. 55

5.2.2 Potencia Objetivo. 56

5.2.3 Obtención de los datos meteorológicos. 57

5.2.4 Características de la actual instalación eléctrica de la ubicación. 57

5.2.5 Punto de conexión. 57

5.3 Alternativas constructivas............................................................................... 58

5.3.1 Opción A: Cubierta Plana. 59

5.3.2 Opción B: Cubierta en “Dientes de Sierra”. 60

5.3.3 Opción C: Cubierta de Doble Vertiente. 61

5.4 Descripción de la instalación. ......................................................................... 62

5.4.1 Componentes de la instalación. 63

5.4.1.1 Generador fotovoltaico. Módulos solares. ...........................................................................63

5.4.1.2 Estructura soporte...................................................................................................................65

5.4.1.3 Inversor trifásico. ....................................................................................................................67

5.4.1.4 Protecciones eléctricas. ...........................................................................................................69

5.4.1.5 Cableado...................................................................................................................................71 5.4.1.6 Puesta a Tierra. ........................................................................................................................72

5.4.1.7 Equipos de medida. ................................................................................................................73

6 CÁLCULOS TÉCNICOS. ................................................................................................................ 74

6.1 Superficie disponible. ...................................................................................... 74

6.2 Dimensionado del generador fotovoltaico y del inversor.......................... 75

6.2.1 Número máximo de módulos. 76

6.2.2 Número máximo de módulos en serie por ramal. 76

6.2.3 Número mínimo de módulos por ramal. 78

Índice xi

6.2.4 Número de ramales en paralelo. 79

6.2.5 Dimensionado del inversor. 80

6.2.6 Distribución de los módulos sobre la cubierta. 81

6.2.6.1 Optimización de los parámetros de inclinación y orientación. .........................................82

6.2.6.2 Determinación de la separación entre paneles solares.......................................................84 6.2.6.3 Disposición de los subacmpos sobre cubierta. ....................................................................86

6.3 Dimensionado de la estructura soporte. ....................................................... 88

6.3.1 Estructura soporte cubierta plana. 88

6.3.2 Estructura soporte cubierta de doble vertiente. 89

6.3.2.1 Estructura para ángulo conservado......................................................................................89

6.3.2.2 Estructura para ángulo optimizado......................................................................................90

6.4 Dimensionado de los cables............................................................................ 92

6.4.1 Consideraciones previas. 92

6.4.2 Cálculo del cable para los ramales. 93

6.4.3 Cableado entre subgrupos y armario principal de CC. 95

6.4.3.1 Cableado entre el armario de CC y el inversor. ..................................................................96

6.4.4 Dimensionado del cableado de corriente alterna. 98

6.4.4.1 Cableado entre Inversor – Armario General de Corriente Alterna. .................................98 6.4.4.2 Cableado entre Armario General de Corriente Alterna - Centro de

Transformación. ......................................................................................................................................99

6.4.4.3 Cableado entre Armario General CA y cuadro de salida CGP-CT. ...............................100

6.4.5 Dimensionado del cableado de protección. 100

6.5 Dimensionado de los tubos........................................................................... 102

6.5.1 Tubos tramo entre ramales. 102

6.5.2 Tubo tramo entre subcampos y armario principal de CC. 103

6.5.3 Tubo tramo entre Armario CC – Inversor. 103

6.5.4 Tubo tramo Inversor – Armario General CA. 103

6.5.5 Tubo tramo Armario CA – CGP-CT. 103

6.6 Dimensionado de las protecciones. ............................................................. 104

6.6.1 Protecciones de corriente continua. 104

6.6.1.1 Fusibles. ..................................................................................................................................104

6.6.1.2 Interruptor-seccionador corriente continua.......................................................................105

6.6.2 Protecciones de corriente alterna. 106

6.6.2.1 Interruptor general manual. ................................................................................................106

6.6.2.2 Interruptor automático diferencial general. ......................................................................106

6.6.2.3 Interruptores magnetotermicos...........................................................................................107 6.6.2.4 Interruptores diferenciales...................................................................................................108

6.7 Cálculo de la producción eléctrica anual esperada. .................................. 109

6.7.1 Estimación de pérdidas y ratio de producción. 109

Índice xii

6.7.2 Irradiación en el plano del generador. 117

6.7.3 Estimación de la energía inyectada o vendida al sistema. 119

6.8 Cálculo de la producción CO2 y SOx ahorrado......................................... 121

7 PRESUPUESTO. ............................................................................................................................. 124

7.1 Introducción. ................................................................................................... 124

7.2 Presupuesto instalación sobre cubierta plana. ........................................... 125

7.3 Presupuesto instalación sobre cubierta doble vertiente, ángulo óptimo.126

7.4 Presupuesto instalación sobre cubierta doble vertiente, ángulo

cubierta. ........................................................................................................... 127

8 ANÁLISIS DE VIABILIDAD. ESTUDIO ECONÓMICO. ..................................................... 129

8.1 Introducción. ................................................................................................... 129

8.2 Consideraciones previas. Supuestos adoptados. ....................................... 129

8.3 Tarifas eléctricas para 2008. Régimen Especial grupo B.1.1..................... 130

8.4 Definición de conceptos aplicados al análisis. ........................................... 132

8.4.1 Cuenta de resultados. 132

8.4.2 Valor Actual Neto (VAN). 134

8.4.3 TIR: Tasa Interna de Retorno. 135

8.4.4 Flujo de caja. 136

8.4.5 Período de Retorno (PR). 136

8.5 Impuestos y deducciones de la instalación................................................. 136

8.6 Análisis de viabilidad y rentabilidad de la instalación............................. 138

8.6.1 Instalación de 100 kW sobre cubierta plana. 138

8.6.2 Instalación de 100 kW sobre cubierta inclinada (ángulo 30º). 142

8.6.3 Instalación de 100 kW sobre cubierta inclinada (ángulo 8º). 146

8.7 Resultados y conclusiones............................................................................. 149

9 SIMULACIÓN DEL SISTEMA FV. ............................................................................................ 152

9.1 Introducción y objeto. .................................................................................... 152

9.2 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Plana. .................... 154

9.3 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada:

inclinación óptima.......................................................................................... 158

9.4 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada:

inclinación conservada. ................................................................................. 162

9.5 Análisis comparativo con los resultados de la simulación....................... 165

Índice xiii

10 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES. ............................................................. 167

10.1 Análisis de Resultados................................................................................... 167

10.1.1 Análisis de empleo de superficie. 167

10.1.2 Análisis de producción eléctrica. 169

10.1.3 Análisis en la viabilidad económica del proyecto. 170

10.1.4 Configuración adoptada. 171

10.2 Conclusiones generales. ................................................................................ 172

11 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 175

11.1 Referencias. ..................................................................................................... 175

11.2 Libros y manuales. ......................................................................................... 175

11.3 Programas........................................................................................................ 175

A PLANOS ........................................................................................................................................... 179

A.1 Lista de planos ................................................................................................ 179

B PARÁMETROS SOLARES Y CLIMATOLÓGICOS DE LA UBICACIÓN. ........................ 181

B.1 Introducción .................................................................................................... 181

B.2 Empleo de bases de datos informatizadas.................................................. 181

B.3 Carta Cilíndrica Solar (PVSYST V4.3) ......................................................... 186

C CÁLCULO DE SOMBRAS. .......................................................................................................... 188

C.1 Introducción. ................................................................................................... 188

C.2 Tablas y gráficos de cálculos......................................................................... 189

D PRESUPUESTO DETALLADO. .................................................................................................. 193

D.1 Introducción. ................................................................................................... 193

D.2 Presupuesto detallado. .................................................................................. 194

E DESCRIPCIÓN SOFTWARE DE SIMULACIÓN: PVSYST V4.3. ........................................ 198

E.1 Introducción .................................................................................................... 198

E.2 Descripción del sistema de simulación. ...................................................... 198

E.2.1 Preliminary design.: 198

E.2.2 Project design. 199

E.2.3 Tools: 200

E.2.4 Evaluación económica. 201

F PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS. SOLICITUDES INSTALACIONES

SOLARES FOTOVOLTAICAS. ................................................................................................... 203

F.1 Introducción. ................................................................................................... 203

Índice xiv

F.2 Flujo de procedimientos: Pasos y Fases. ..................................................... 204

F.3 Tabla procedimientos administrativos: Trámites, Entidades y Plazos... 205

G DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS. ...................................................................... 208

G.1 Introducción .................................................................................................... 208

G.1.1 Módulo Fotovoltaico. 209

G.1.2 Inversor trifásico conectado a red. 211

G.1.3 Estructura soporte Conergy SolarFamulus. 213

G.1.4 Estructura soporte Kompakt Vario. 215

G.1.5 Estructura soporte Sun Top III. 216

G.1.6 Sistema de monitorización y control. 218

Introducción. xv

Índice de Figuras

Figura 1.Variación de la Constante Solar fuera de la atmósfera (Energética Solar Censolar). ..... 16

Figura 2.Radiación directa y difusa en la ciudad de Málaga (Fuente: Energética Solar.

Censolar). ...................................................................................................................................... 18

Figura 3.Ángulo de incidencia. ............................................................................................................. 19

Figura 4.Movimientos de la Tierra........................................................................................................ 20

Figura 5.Ángulo de declinación. ........................................................................................................... 22

Figura 6.Altura Solar............................................................................................................................... 23

Figura 7.Azimut....................................................................................................................................... 23

Figura 8.Carta cilíndrica para una latitud de 40º (Madrid). .............................................................. 24

Figura 9.Duración del día durante el año. Latitud aproximada 40º ( Energética Solar

Censolar). ...................................................................................................................................... 25

Figura 10. Esquema unifilar de un sistema fotovoltaico conectado a red. ...................................... 43

Figura 11. Tipos de Células FV.............................................................................................................. 46

Figura 12. Vista aérea de situación........................................................................................................ 56

Figura 13. Orientación de los módulos................................................................................................. 82

Figura 14 Diagrama de trayectorias solares en localización.............................................................. 85

Figura 15.Esquema de pérdidas evaluadas en Sistema FV.............................................................. 110

Figura 16. Esquema de la Cuenta de Resultados. ............................................................................. 134

Figura 17. Valores mensuales de radiación difusa y global (horizontal)....................................... 183

Figura 18. Medias diarias de Radiación Global................................................................................. 183

Figura 19. Horas de luz solar. .............................................................................................................. 184

Figura 20. Valores mensuales medios de temperatura ambiente y desviaciones......................... 184

Figura 21. Valores diarios de temperatura: media, min. y max. ..................................................... 185

Figura 22. Precipitaciones y días con precipitaciones mensuales................................................... 185

Figura 23. Diagrama módulos PVSYST.............................................................................................. 198

Figura 24. Diagrama módulo “Preliminary Design”: opciones de cálculo. .................................. 199

Figura 25. Diagrama módulo “Project Design”: opciones de cálculo. ........................................... 200

Figura 26. Diagrama módulo "Tools": herramientas disponibles. .................................................. 201

Figura 27. Flujo de procedimientos administrativos para Instalación FV en Régimen Especial.204

Índice de Tablas xvi

Índice de Tablas

Tabla 1.Intensidad total sobre superficie horizontal en un típico día claro, para diversas

alturas solares (Fuente: Energética Solar. Censolar). .............................................................. 28

Tabla 2. Rendimientos de los módulos solares. .................................................................................. 45

Tabla 3. Características técnicas modulo STP 170-24. ........................................................................ 65

Tabla 4. Características técnicas Inversor Ingecon Sun 25. ................................................................ 68

Tabla 5. Parámetros dimensionado cableado ramales. ...................................................................... 94

Tabla 6.Parámetros dimensionado cableado principal CC................................................................ 96

Tabla 7. Parámetros para cálculo sección cable armario CA – CGP - CT. ....................................... 99

Tabla 8. Tabla II. ITC-BT-18. ................................................................................................................ 101

Tabla 9.Tabla secciones de conductores de fase y protección. ........................................................ 102

Tabla 10. Energía inyectada a la red (cubierta plana)....................................................................... 119

Tabla 11. Energía inyectada a la red (cubierta doble vertiente). ..................................................... 120

Tabla 12. Energía inyectada a la red (cubierta doble vertiente), ángulo de cubierta. .................. 120

Tabla 13. Ahorro en emisiones instalación FV cubierta plana. ....................................................... 121

Tabla 14. Ahorro en emisiones instalación FV cubierta inclinada.................................................. 122

Tabla 15. Tabla ahorro emisiones cubierta inclinada, inclinación 8º. ............................................. 122

Tabla 16. Tarifas eléctricas para instalaciones FV con potencia instalada < 100 Kw. .................. 131

Tabla 17. Tarifas eléctricas para instalaciones FV con potencia instalada > 100 Kw. .................. 131

Tabla 18.Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta plana............................ 141

Tabla 19.Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta inclinada 30º ............... 145

Tabla 20. Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta inclinada 8º. ............... 149

Tabla 21. Tabla comparativa parámetros de ocupación superficie. ............................................... 168

Tabla 22. Tabla comparativa producción anual estimada. .............................................................. 169

Tabla 23. Tabla comparativa presupuestos, inversiones coste Wp. ............................................... 170

Tabla 24. Tabla comparativa viabilidad económica.......................................................................... 171

Tabla 25. Leyenda Datos Metonorm 6.0 ............................................................................................. 181

Tabla 26 Trámites administrativos: entidades y plazos. .................................................................. 206

1 Introducción.

1 Introducción. 2

1 Introducción.

1.1 Introducción.

Uno de los grandes problemas de la humanidad es su dependencia de los

combustibles fósiles, ya que provocan un fuerte impacto ambiental además de diversos

en el ámbito económicos. El reto está en conseguir que las energías alternativas y

renovables vayan sustituyendo paulatinamente a esos combustibles. La principal

ventaja de las energías renovables es la de su menor impacto ambiental, ya que,

reducen el número de contaminantes a la atmósfera además de su distribución

territorial es más dispersa y menos concentrada.





Los módulos solares han pasado de ser unos simples equipos de producción de

energía a ser al mismo tiempo un elemento constructivo capaz de sustituir elementos

tradicionales, o bien ofrecer otras prestaciones adicionales a la de generación eléctrica.

Los mismos fabricantes de placas fotovoltaicas han empezado a diseñar modelos que

facilitan su integración o su función constructiva en fachadas o tejados.

Los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor

expansión ha experimentado en el campo de la actividad fotovoltaica durante los

últimos años. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el

desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado, optimizar diseño y

funcionamiento tanto de productos como de instalaciones completas, lo que incluye el

desarrollo de nuevos productos con los conocimientos adquiridos y, por otro, evaluar

su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de los

sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental.

1 Introducción. 3

El Real Decreto 2818/1998, de 23 de Diciembre, y posteriormente el Real Decreto

841/2002, de 2 de agosto permiten en España que cualquier interesado pueda

convertirse en productor de electricidad a partir de la energía del Sol. Por fin el

desarrollo sostenible puede verse impulsado desde las iniciativas particulares y

empresariales que aprovechando el recurso solar pueden contribuir a una producción

de energía de manera más limpia. Ahora, un ciudadano en su vivienda unifamiliar, la

comunidad de vecinos, las empresas u otras entidades que lo deseen podrán disponer

de su instalación solar conectada a la red. No hay que olvidar la buena imagen

corporativa que conllevan este tipo de iniciativas en una sociedad cada vez más

sensibilizada con su medioambiente.

El RD 661/2007 estableció la tarifa eléctrica a partir de 2007. En la pagina 21 de este

documento (o 53801 del BOE), están las tarifas para las instalaciones Fotovoltaicas de

Régimen Especial, que hasta 100 kW queda en 45,5134 c€/kWh. Así pues, comparado

con los 44,0381 c€/kWh, que se tenía desde enero del 2006, resulta un incremento del

3,35%.

A raíz de los anteriores Decretos, nace un nuevo enfoque para este tipo de energía

que son las instalaciones conectadas a la red. El funcionamiento básico de estos

sistemas consiste en inyectar a la red eléctrica toda la energía generada por el campo

fotovoltaico mediante un inversor que transforma la corriente continua en alterna

acoplándose perfectamente a la red eléctrica a través de controles electrónicos internos

del equipo, además de contar con las protecciones necesarias.

Los resultados de este proyecto nos darán una clara visión de la aplicabilidad

de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red dentro del sector industrial, desde

las dos perspectivas más relevantes, la técnica y la económica. Siendo objeto del

1 Introducción. 4

presente concluir las condiciones idóneas de instalación en cuanto a requerimientos

constructivos previos, así como, condicionantes de ubicación de la nave industrial.

1.2 Justificación y motivación.

El actual sistema energético está basado en fuentes de combustibles fósiles, los

cuales por su propia naturaleza son limitados y acarrean una serie de problemas tanto

medioambientales, como de sostenibilidad, entre los que podemos citar el “efecto

invernadero”, la “lluvia ácida” y la deforestación. En nuestro caso, dado que el sistema

fotovoltaico utiliza como fuente de energía al sol, podemos considerar este tipo de

energía como inagotable.

Se conoce por efecto fotovoltaico a la diferencia de potencial que, en condiciones

determinadas, se produce sobre un material, denominado semiconductor, al incidir

sobre el mismo la radiación solar. El material más empleado para lograr este efecto es

el Silicio, que es dopado con Boro para facilitar el tránsito de electrones por todo el

circuito. Así se forman las obleas de silicio que después son ensambladas para

conformar los paneles solares.

De esta forma, la radiación solar que se recibe en las células que conforman los

paneles solares se transforma en energía eléctrica de corriente continua.

Estos sistemas ofrecen muchas ventajas en cuanto a la producción de energía, ya

que esta producción se realiza en horas punta de consumo, se obtiene en el propio

lugar de consumo, disminuyendo el transporte de energía y las pérdidas asociadas, y

emplea recursos autóctonos, disminuyendo la dependencia energética del exterior.

Además, desde un punto de vista medioambiental, se genera energía eléctrica de

forma totalmente no contaminante, evitando las emisiones de gases CO2, SO2 y NOx

que se emitirían al producir la misma cantidad de energía mediante los medios

convencionales. Según datos IDAE de 2005, la reducción de emisiones contaminantes

por cada kWh producido por energía solar es de 0,60 kg CO2/kWh, 1,33 gr SO2/kWh

1,67 gr NOx/kWh.

A día de hoy, las empresas están principalmente centradas en la promoción de

grandes centrales multimegavatio. Sin duda alguna, estas centrales tratan de satisfacer

1 Introducción. 5

las demandas y necesidades de un mercado que está en auge, pero no hay que olvidar

la gran superficie existente sobre las cubiertas de las naves industriales.

Las centrales multimegavatio son proyectos de gran envergadura y como tales, su

ejecución puede llevar meses e incluso años, dependiendo de la potencia total a instalar

en el parque.

Las instalaciones que se realizan sobre cubierta de naves en cambio, no suponen

tantos problemas administrativos y su ejecución puede estar finalizada en cuestión de

semanas. Esto es debido a que las naves industriales, en muchos casos, están

alimentadas por líneas de Media Tensión, donde es muy factible inyectar la energía

generada por la instalación y porque normalmente no es necesario tener que realizar

estudios de afecciones e impacto ambiental. Estas instalaciones aprovechan una

superficie inútil y contribuyen a crear una imagen de carácter renovable sobre la

empresa que realiza sus actividades en la nave.

Además, el punto de evacuación suele estar muy próximo a la nave por lo que se

elimina el coste añadido de la línea a lanzar hasta el anterior punto y apenas se necesita

obra civil para la instalación. De hecho, en Alemania la ley de Energías Renovables

(EEG) establece primas distintas para instalaciones en naves industriales que para

instalaciones sobre terrenos.

Así, en el año 2006 la prima para instalaciones fotovoltaicas sobre terrenos es de

0,406 €/KWh, mientras que la prima en edificios y naves industriales es de

0,4874€/KWh (0,4928 €/KWh para instalaciones de hasta 30 KW). A parte, para

1 Introducción. 6

fachadas existe un bonus de 0,05 €/KWh. Se trata de una forma de incentivar las

instalaciones fotovoltaicas en naves industriales y edificios, especialmente sobre las

fachadas, debido a su menor impacto visual, al integrarse las células fotovoltaicas con

la estructura del edificio.

La potencia de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red varía desde los

5Kw hasta los 100 Kw nominales. A partir de esta potencia nominal, según el RD

661/2007, la prima obtenida por la energía inyectada a la red, se reduce

considerablemente. Sin embargo, este límite es por titular de instalación, con lo que

sobre una misma cubierta industrial puede haber una potencia superior, siempre y

cuando cada instalación individual de 100 KW nominales esté a nombre de titulares

distintos.

El coste de las instalaciones fijas va desde los 7 €/Wp para una instalación de 5 Kw

hasta menos de 5 €/Wp para las de 100 Kw. En general este tipo de instalaciones se

amortizan en unos 10 años y son productivas durante otros 25 años más. La

rentabilidad dependerá de la potencia de la instalación y de su diseño y sobre todo, de

la ubicación de la misma, pues la productividad de la planta dependerá directamente

de la insolación a la que esté sometida.

También es importante realizar un correcto mantenimiento preventivo de la

instalación, con revisiones periódicas para asegurar que todos los componentes

funcionan correctamente. Los sistemas fotovoltaicos sobre cubiertas industriales no

tienen partes móviles sometidas a desgaste, ni requieren cambios de piezas, ni

lubricación, con lo que el mantenimiento es mínimo. Aunque normalmente la lluvia ya

se encargue de hacerlo, hay que asegurarse de que las caras de los paneles expuestas al

sol permanecen limpias.

1 Introducción. 7

1.3 Objetivos del proyecto.

1.3.1 Objetivo principal.

El presente proyecto persigue el estudio, desde un punto de vista técnico y

económico, de una instalación fotovoltaica de 100 kW nominales en la cubierta de una

nave industrial de vertido a red. Puesto que la edificación se encuentra en fase de

diseño se evaluarán distintas soluciones constructivas para la cubierta y sus influencias

sobre el sistema fotovoltaico a instalar en cuanto a explotación del recurso como a la

rentabilidad, buscando la operación más cercana al óptimo. También un estudio

económico de la inversión, viabilidad y rendimiento en el objetivo de la máxima

inyección de energía a la red.

1.3.2 Objetivos operativos:

Realizar una revisión bibliográfica sobre los tipos, análisis, dimensionado y

diseño óptimo de instalaciones fotovoltaicas, así como, de sus elementos

constitutivos.

Estudiar los tipos de cubiertas y sus disposiciones constructivas y

estructurales relevantes en el sector industrial actual.

Revisión de la Legislación y Normativa Fotovoltaica que regula la estructura

retributiva y fiscal, así como el régimen de subvenciones a los productores.

Estudio del potencial solar del emplazamiento del solar donde se dispondrá

la edificación industrial.

Realización de ejecución de aplicación técnica de instalación mostrando las

diversas disposiciones constructivas posibles. Dimensionado del campo

fotovoltaico para cada solución propuesta, y su instalación.

Estudio económico de viabilidad y rentabilidad de las diversas soluciones

adoptadas para la aplicación objeto de estudio.

Diseñar e implementar una simulación energética de las soluciones

adoptadas mediante software específico destinado a este fin.

1 Introducción. 8

Validar el sistema diseñado e implementado mediante la comprobación de la

viabilidad técnica y económica del proyecto.

Estudio del rango de aplicabilidad de instalaciones fotovoltaicas por

distribución geográfica y características generales de la edificación diana.

Redactar una reflexión crítica sobre las aplicaciones, ventajas, inconvenientes

y limitaciones del sistema de dimensionado desarrollado.

1.3.3 Metodología de trabajo.

La metodología de trabajo se basa en el logro de unos sólidos conocimientos del

sector de la energía solar, en los diversos ámbitos de interés del presente proyecto,

como son: la tecnología fotovoltaica y cálculo de instalaciones; la Legislación y

Normativa específica y aplicable; Estudio económico de viabilidad y rentabilidad.

También un estudio de los tipos de cubiertas existentes en el mercado de la

construcción industrial.

Los cálculos de los parámetros, diseño y dimensionado de los equipos según las

soluciones que se adopten serán ejecutados en base a los conocimientos previos

adquiridos, así como, apoyado en ciertos casos por software comercial existen cuando

se estime oportuno. Todo el desarrollo matemático será convenientemente

documentado y justificado.

Tras el cálculo por métodos convencionales se implementa una simulación para

comparar y validar los resultados previos de generación.

1.4 Condiciones a tener en cuenta para el diseño de la instalación:

- Para la ejecución de esta instalación se ha de conseguir un Estudio de Viabilidad

en el emplazamiento elegido que muestre valores atractivos para el inversor. Para ello,

será importante conocer:

a) Situación de la nave. Debe ser un lugar libre de sombras,

preferentemente con orientación sur, con una inclinación de 30º, ya que ésta es

la inclinación con la que mayor producción anual se obtiene en la mayor parte

de la península. Aunque la nave industrial no tuviera orientación sur exacta ni

1 Introducción. 9

la inclinación adecuada, mediante el uso de estructuras auxiliares se puede

conseguir esta situación.

b) Disponibilidad y localización de un punto de conexión a la red

eléctrica por donde evacuar la potencia instalada. Las naves industriales suelen

estar alimentadas por líneas de Media Tensión, con lo que este factor no suele

ser problemático.

c) Superficie disponible en la cubierta de la nave. La superficie que

ocupa este tipo de instalación depende de la potencia que se quiera instalar y

del tipo de módulos que se utilice, pero en general se considera que se debe

contar con que cada kWp de módulos ocupa una superficie comprendida entre

los 7 y 11 m2. Por tanto, es fácil encontrar superficie disponible en la mayoría de

las naves industriales.

d) Características de la cubierta. Debe soportar el peso de los módulos y

las estructuras que los soportan. El peso de los módulos puede variar en

función del modelo, pero en general se deben considerar unos 15 kg/m2; en su

caso, la estructura de soporte de los módulos podría pesar otros 10 kg/m2. Los

efectos del viento podrían suponer en algunos casos una carga adicional. En

resumen, el peso de los módulos no suele representar ningún problema, pero

siempre es recomendable consultar la normativa vigente de edificación, aunque

raramente habría que reforzar las estructuras.

Atendiendo a todos los datos anteriores determinamos la potencia de la instalación

y realizamos su diseño.

En las instalaciones en edificios de nueva creación puede optarse a la integración

arquitectónica. Aunque los módulos fotovoltaicos pueden instalarse perfectamente en

la mayoría de los edificios existentes, la mejor y más fácil integración arquitectónica se

logra si se incluyen en el proyecto de un edificio de nueva construcción, circunstancia

que debe exigirse al arquitecto diseñador de la edificación, si estamos interesados en

ello.

La integración de generadores fotovoltaicos en edificios facilita y abarata su

instalación, puede mejorar el aislamiento del edificio y ahorra costes de construcción, si

1 Introducción. 10

los módulos sustituyen a algunos elementos constructivos, como pueden ser los

revestimientos de fachadas y tejados, tejas, ventanas, etc.

De forma más avanzada, las células fotovoltaicas correctamente combinadas con los

acristalamientos, a parte de la función de generación de electricidad solar, pueden

ofrecer otros valores añadidos desde un punto de vista constructivo, estético y de

control de la luz diurna, en función del grado de opacidad de las células en el

acristalamiento.

2 Energía solar.

Fundamentos y Tecnología.

2 Energía Solar. Fundamentos y Tecnología. 12

2 Energía Solar. Fundamentos y Tecnología.

2.1 Introducción.

La energía solar es abundante y gratuita, y constituye una alternativa cuya

aplicación es creciente en los últimos años. Pero su aprovechamiento ha de ser

afrontado cuidando de equilibrar el beneficio de su utilización con la inversión

económica que exige la solución adecuada para conseguirla.

La energía solar posee limitaciones:

Es una energía intermitente (día y noche);

Es una energía no controlable: no se acopla a la modulación del consumo, ya

que su intensidad es máxima en verano, y mínima en invierno, cuando es

más precisa;

Es una energía de intensidad o exergía relativamente baja (1100 w/m2*h), y

además influenciada negativamente por fenómenos atmosféricos y

meteorológicos (polución, nubes, lluvia, etc.).

Por estas limitaciones y las consideraciones necesarias para abordar la tecnología de

aprovechamiento solar, se desarrollan a continuación los conocimientos necesarios

sobre esta fuente de energía.

2.2 Fundamentos de la Energía Solar.

2.2.1 El Sol: fuente de la energía.

El origen de la energía que el Sol produce e irradia está en las reacciones nucleares

que se realizan constantemente en su interior. En ellas, los átomos de hidrógeno, que es

el elemento más abundante en el Sol, se combinan entre sí para formar átomos de helio

y, al mismo tiempo, una pequeña parte de la masa de dichos átomos se convierte en

energía, de acuerdo con la famosa ecuación de Einstein E=mc2, la cual fluye desde el

interior hasta la superficie y desde allí es irradiada al espacio en todas direcciones.


Aunque el Sol también emite partículas materiales, la mayor parte de la energía

irradiada es transportada en forma de ondas electromagnéticas (fotones) en una amplia

gama de longitudes de onda diferentes, las cuales se desplazan en el espacio vacío a

300.000 km/s, tardando solamente ocho minutos en recorrer los 150 millones de

kilómetros que hay entre el Sol y la Tierra.

El sol tiene un diámetro de 1,39⋅109 m y está situado a una distancia media de

1,5⋅1011 m respecto de la Tierra. Cada segundo el sol irradia en todas direcciones del

espacio una energía de 41026 julios, esto es, tiene una potencia de 41023 kW Para

hacernos una idea de la enorme magnitud de estas cifras, basta considerar que la

potencia de todas las plantas industriales del mundo trabajando juntas sería unos

trescientos billones de veces más pequeña.

2.2.2 Radiación solar.

La temperatura efectiva de la superficie del sol es de unos 5.900 K. Esto significa que

la emisión de radiación de un cuerpo negro ideal que se encontrara a 5.900 K sería muy

parecida a la del Sol.

Dicha emisión se describe mediante un espectro de intensidad radiante que

establece la proporción en que participan las diferentes longitudes de onda de las que

está compuesta la radiación.

La mayor parte de los fotones emitidos por el Sol tienen una longitud de onda

comprendida entre 0.3 µm y 3 µm, aunque solo las que van desde 0.4 y 0.7 µm son

susceptibles de ser captadas por el ojo humano, formando lo que se conoce como

radiación visible. El resto, esto es, la “no visible” emitida por el Sol, transporta también

una considerable energía que es preciso tener en cuenta.

A continuación se muestran las definiciones básicas para comprender los conceptos

expuestos dentro del desarrollo de los conocimientos sobre la radiación solar:

• Irradiancia solar (I): Es la energía incidente por unidad de tiempo (potencia)

sobre la unidad de superficie. [W/m2].


• Irradiación o radiación solar (H): Resulta de la integración de la irradiancia

durante un cierto periodo de tiempo. Es una medición de energía incidente

por unidad de superficie. [J/m2 o Wh/m2].

• Constante solar (Io): Irradiancia (para todas las longitudes de onda),

proveniente del Sol, que incide sobre la unidad de superficie expuesta

perpendicularmente a los rayos solares fuera de la atmósfera de la tierra.

Io = 1367 W/m2

• Potencia radiada por el sol: 3,841023 kW

• Potencia incidente sobre la tierra: 1,741014 kW

• Radiación solar directa (HD): Proviene directamente del sol sin haber

sufrido ninguna modificación. Una única dirección de incidencia _

concentración

• Radiación solar difusa (Hd): La que llega a la superficie después de haber

sufrido diferentes cambios de dirección, reflexiones y refracciones. Procede

de la bóveda terreste. Múltiples direcciones de incidencia _ No

concentración

• Radiación reflejada (Hr): Proviene de la reflexión producida por el suelo o

por otros elementos que rodean a la superficie considerada. Albedo (a) =

coeficiente de reflexibilidad.

• Radiación global (HG): Es la suma de todas las anteriores.

La cantidad de luz recibida por un sistema fotovoltaico en una localización dada,

consta de tres componentes:

a) Luz procedente directamente del sol.

b) Luz procedente del cielo tras ser difuminada por los gases y masas de vapor

en suspensión en la atmósfera.

c) Luz procedente de los dos componentes citados anteriormente, pero que han

sido reflejadas por la tierra y otras superficies.


La atmósfera absorbe y refleja parte de la radiación solar, incluyendo parte de los rayos

X y de la radiación ultravioleta.

2.2.3 La constante solar.

La energía procedente del sol, al extenderse por el espacio en todas direcciones, se

reparte en una superficie esférica hipotética, cuyo centro es el foco emisor (el Sol) y

cuyo radio crece a la misma velocidad que la propia radiación. Por tanto, la intensidad

en un punto de dicha superficie esférica, al repartirse la energía sobre un área cada vez

mayor, será más pequeña cuanto mayor sea el radio de la misma, es decir, cuanto

mayor sea la distancia de dicho punto al Sol.

El valor medio de esta intensidad a la distancia Sol-Tierra es de 1.353 W/m2, y es

conocido como Constante Solar(ICS).

En realidad, la Constante Solar sufre ligeras variaciones debido a que la distancia

entre la Tierra y el Sol no es constante puesto que la órbita terrestre no es circular sino

elíptica, siendo mayor durante los meses de diciembre y enero, en que la distancia Sol-

Tierra es más pequeña, y menor durante los meses de junio y julio, en los que dicha

distancia es máxima. Es digno de mención que esto es justamente lo contrario que lo

que vulgarmente podría deducirse al suponer, erróneamente, que en verano hace más

calor porque nuestro planeta está más cerca del Sol.


Una expresión que permite calcular la Constante Solar para cada día del año es:

⋅⋅+⋅=365

360cos033,01

NII CSS

Fórmula 1

(N es el número secuencial del día considerado: N=1 el 1 de enero y N=365 el 31 de

diciembre)

Figura 1.Variación de la Constante Solar fuera de la atmósfera (Energética Solar Censolar).


2.2.4 Efecto de la atmósfera.

No toda la radiación solar que recibe nuestro planeta llega hasta su superficie

debido a que la capa atmosférica supone un obstáculo al libre paso de la radiación

mediante diversos efectos, entre los que cabe destacar la reflexión en la parte superior

de las nubes y la absorción parcial por diferentes moléculas del aire atmosférico. Este

último fenómeno hace que la intensidad que llega ala superficie, aún en días

despejados y con atmósfera muy limpia, sea como máximo de 1.000 W/m2.

También hay que tener en cuenta que, a pesar de que los rayos solares viajen en

línea recta, los fotones, al llegar a las capas atmosféricas, chocan con las moléculas y el

polvo en suspensión y sufren cambios bruscos de dirección. Aunque esta luz difundida

finalmente también llega a la superficie, no lo hace como si procediese directamente del

disco solar, sino de toda la bóveda celeste. Esta radiación es conocida como difusa, en

contraposición con la radiación directa, que es aquella que alcanza la superficie

manteniendo la línea recta desde el disco solar. La radiación total o global (G) es la

suma de las radiaciones directa (B) y difusa (D).

___DBG HHH +=

Fórmula 2

La radiación difusa hace que un cuerpo siempre esté recibiendo una cierta cantidad

de energía por todas sus partes, incluso por las que no recibe la luz del Sol

directamente. Así, aunque en un día despejado la radiación directa es mucho mayor

que la difusa, ésta última será, evidentemente, la única forma posible de radiación en

los días cubiertos.

La radiación difusa supone aproximadamente un tercio de la radiación total que se

recibe a lo largo del año.


Figura 2.Radiación directa y difusa en la ciudad de Málaga (Fuente: Energética Solar. Censolar).

En cuanto a distribución energética, casi el 40% de la radiación que alcanza la

superficie no lo hace en forma de luz visible, sino como radiación infrarroja, lo cual es

importante tener en cuenta.

2.2.5 Irradiación sobre una superficie.

La irradiación, E, es la cantidad de energía radiante que recibe una superficie

determinada en un tiempo determinado. Por tanto, la intensidad radiante (I), también

denominada irradiancia, tiene la siguiente expresión:

tS

EI

⋅=

Fórmula 3

La cantidad de energía debida a la radiación directa que una superficie expuesta a

los rayos solares puede recibir depende del ángulo formado por los rayos y la

superficie en cuestión. Si la superficie es perpendicular a los rayos este valor es

máximo, disminuyendo a medida que lo hace dicho ángulo (θ).


Figura 3.Ángulo de incidencia.

A la vista de la figura, si llamamos IE a la intensidad sobre la superficie inclinada, e

ID a la intensidad directa sobre la superficie horizontal de la Figura 3 entonces:

θcos⋅= NE II

Formula 4

La captación de la energía solar se realiza generalmente en superficies fijas

inclinadas a fin de conseguir que en ángulo de incidencia sea mínimo y por tanto la

exposición global máxima. Además del ángulo de incidencia de la radiación (θ),

debemos tener en cuanta el ángulo de inclinación de la superficie que recibe dicha

radiación. Este ángulo (β) debe calcularse para que la radiación incidente sea máxima.

Normalmente es del orden de la latitud del lugar. Por último hay que tener en cuenta la

orientación (g) de la superficie, medida en grados con respecto al eje N-S. La

orientación óptima siempre es el sur, por tanto, 0º.

Este efecto de inclinación es la causa por la que los rayos solares calientan mucho

más al mediodía que en las primeras horas de la mañana o en las últimas de la tarde,

ya que en estos últimos casos el ángulo que forma el rayo con la normal a la superficie

es grande y, por tanto, el factor cosα hace que la intensidad sea pequeña.

También la diferente inclinación de los rayos solares es la causa por la que las

regiones de latitudes altas (más cercanas a los polos) reciban mucha menos energía que

las más cercanas al ecuador.


2.2.6 Movimiento relativo Sol-Tierra

La forma de la Tierra puede asimilarse a un elipsoide de revolución, rígido, y

achatado en los polos. Haciendo una descomposición de sus movimientos, podemos

distinguirlos como:

a. Movimiento de Rotación.

b. Movimiento de Translación.

El movimiento de rotación se realiza alrededor de un eje móvil, que a su vez tiene

un movimiento propio, descriptible a sus efectos sobre la Tierra según los movimientos

de precesión, nutación y movimiento de polos. Considerando el eje direccionalmente

fijo, el período de rotación alrededor de su eje determinará el día solar o sideral.

Figura 4.Movimientos de la Tierra.

En el trópico de Cáncer (hemisferio norte), la radiación solar incide

perpendicularmente sobre la superficie de la tierra el mediodía del 21 de junio

(solsticio de verano), mientras que el 21 de diciembre (solsticio de invierno) este mismo

ángulo de incidencia, sería de ϕ= 2 δmáx.° estando comprendido el resto del año, en el

mediodía solar, entre los valores de 0° y 2 δmáx º = 46° 54´.

En el trópico de Capricornio (hemisferio sur), la situación anterior es exactamente la

inversa.


2.2.7 Determinación de la posición solar.

Nuestro planeta describe una órbita elíptica en su traslación alrededor del Sol, e

invierte unos 365 días en completar un ciclo que llamamos año. Esta trayectoria es la

denominada eclíptica. Además, el mundo, idealizado como una esfera, gira e torno a

una recta que lo atravesaría de norte a sur por su centro. Prescindiendo de sus

movimientos giroscópicos de precisión (anticipación de los equinoccios a una

velocidad de 50,25” al año debido al cambio de orientación) y la nutación (oscilación de

los polos 9,2” al año por la atracción lunar), se puede afirmar que este eje rotacional se

mantiene constantemente inclinado 23º27´ respecto del plano eclíptico. Por lo tanto, el

plano ecuatorial, al ser perpendicular al eje por su centro, tiene la misma amplitud. Las

leyes mecánicas que rigen el desplazamiento espacial están expresadas en grado

sexagesimal, cuyas variables, medidas desde el centro de la esfera terrestre son tres: la

latitud, la declinación y el ángulo horario de cada momento. Para conocer la posición

solar y la radiación que alcanza a una superficie cualquiera, primero se deben definir

las siguientes coordenadas:

2.2.7.1 Coordenadas ecuatoriales.

La declinación solar (δ ): es el ángulo comprendido entre el plano ecuatorial y

el plano orbital terrestre. Se debe a la inclinación de 23º27´ que el eje rotacional del

globo forma con la eclíptica. Varía según la fecha, de manera que se anula en loa

equinoccios de primavera y de otoño (22 de marzo y 22 de septiembre). El valor de la

declinación para cada día del año, se puede estimar aproximadamente con la fórmula

de Cooper, en función del ordinal del día “N”, desde el 1º, el 1 de enero, hasta 365º, el

31de diciembre

+⋅⋅=365

28436045,23

Nsenδ

Formula 5


Figura 5.Ángulo de declinación.

El ángulo horario (ω): representa el arco orbital instantáneo del sol respecto del

mediodía local. Como a lo largo del día recorre los 360º de la esfera celeste,

corresponden 15º por cada hora transcurrida. El criterio internacional mas extendido

toma signo positivo para la mañana y negativo para la tarde, y lo refiere a la hora solar

local (HSL), de manera que el ángulo horario para el mediodía (12 hsl) es nulo, para las

6hsl vale +90º, a las 18hsl, -90º y a medianoche (0hsl) alcanza 180º.

HLS15180−=ω

Formula 6

2.2.7.2 Coordenadas solares.

Para definir con precisión la posición del Sol en cada instante con respecto a un

observador hipotético que se encontrase inmóvil en un plano horizontal, se utilizan dos

coordenadas, llamadas altura solar h y azimut solar A.

o La altura h es el ángulo que forman los rayos solares sobre la superficie

horizontal. A veces también se utiliza el ángulo cenital, que es que

forma el rayo con la vertical, es decir, el complementario de la altura.


Figura 6.Altura Solar.

o El azimut (z) ángulo azimutal, es el ángulo de giro del Sol medido sobre

el plano horizontal mediante la proyección del rayo sobre dicho plano y

tomando como origen el Sur, si estamos en el hemisferio Norte.

Figura 7.Azimut.

Como es obvio, tanto el azimut como la altura del Sol en un instante dado, será

distintos para dos observadores situados en diferentes lugares del planeta, por lo que,

al usar tablas que expresen estas coordenadas, hay que fijarse bien para qué latitud

geográfica están calculadas.

En la siguiente gráfica, denominada Carta Cilíndrica, se puede observar cómo se

relacionan la altura solar y el azimut en función de los diferentes meses del año. Esta

Carta Cilíndrica corresponde a la zona sur de la Península Ibérica con una latitud


aproximada de 40º que es donde el edificio cuya instalación va a calcularse está situado

aproximadamente:

Figura 8.Carta cilíndrica para una latitud de 40º (Madrid).

La latitud es el ángulo, medido sobre un meridiano, que forman dos rectas: la que

une el centro del planeta con el punto de la superficie en que nos encontramos,

respecto de la recta que une el centro de la Tierra con el punto situado en el ecuador.

El número de horas de sol teóricas será el período de tiempo que transcurre entre el

amanecer y el ocaso, instantes ambos en que la altura solar vale cero. Esta duración del

día depende del punto geográfico considerado y de la época del año.


Figura 9.Duración del día durante el año. Latitud aproximada 40º ( Energética Solar Censolar).

Una vez definidos todos los parámetros anteriores y la latitud (L) del lugar, es

posible establecer entre ellas las siguientes relaciones:

δωδ coscoscos ⋅⋅+⋅= LsensenLsenh

seccos ⋅⋅= δωsensenz

Fórmulas 7 y 8.

A partir de estos parámetros también se definen otros igual de importantes:

o Altura de Culminación (hC): Altura que alcanza el Sol al medio día

siendo esta la máxima del día.

)(90 δ−−= Lhc

Fórmula 9.


o Duración del Día (Td): Numero de horas de sol. Se determina a partir de

las horas de salida y puesta de sol (iguales y de sentido contrario) ±ωS,

ambas correspondientes a una altura solar h=0.

)arccos(15

2tgLtgTd ⋅−= δ

Fórmula 10.

2.2.8 Conversión de la energía solar.

El flujo de radiación solar que llega a la Tierra es la fuente primaria principal de

todas las formas de energía conocidas, incluidas las asociadas a los procesos vitales.

Procesos naturales

De la radiación que llega a nuestro planeta:

o El 30% es devuelta al espacio por reflexión.

o Un 47% se convierte en calor, al ser absorbida por la atmósfera, el suelo

y los mares.

o Un 23% se invierte en la evaporación del agua de los océanos, lagos y

ríos, así como en el ciclo hidrológico completo.

o El 0.2% es responsable de los movimientos de circulación atmosférica y

oceánica.

o Solamente el 0.02% de la energía radiante incidente se utiliza en la

producción de materia viviente, al ser capturada por las hojas verdes de

las plantas.

o El último punto es el único proceso natural, aparte de otros procesos

fotoquímicos de menor cuantía, que utiliza la radiación directamente sin

convertirla previamente en energía térmica, como es frecuente en los


demás procesos. Teniendo en cuenta la importancia de este proceso

directo, merece la pena hacer una breve descripción del mismo.

Las plantas verdes, gracias a la clorofila, son capaces de utilizar los fotones de la luz

comprendidos entre unos determinados límites en cuanto a su longitud de onda (solo

un 25% del espectro solar) para efectuar reacciones de síntesis de hidratos de carbono

partiendo del CO2 atmosférico y del agua, produciendo también oxígeno. La clorofila

actúa como mediadora, absorbiendo la luz y activando una reacción fotoquímica.

La energía solar queda almacenada en los hidratos de carbono formados, los cuales

liberarán su energía al descomponerse, cuando la hoja se destruye. De esta forma se

establece un equilibrio energético mediante el cual la planta devuelve con el tiempo

toda la energía que ha absorbido. No obstante, puede ocurrir que esta descomposición

no llegue a producirse por completo, al no haber oxígeno suficiente, como así ocurre

cuando las plantas quedan enterradas.

En los últimos cientos de millones de años se ha ido acumulando bajo las capas de

materiales térreos materia orgánica con energía conservada, sufriendo lentos procesos

químicos y dando origen a los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural). El

hombre ha logrado extraer de ellos la energía almacenada que, millones de años atrás,

había sido absorbida del Sol.

Hay que considerar, sin embargo, que este “capital energético” acumulado día a día

durante muchos millones de años no va a durar mucho si se sigue consumiendo al

creciente ritmo de los últimos años, consecuencia de las necesidades, cada vez

mayores, de una sociedad altamente industrializada. Por supuesto, el proceso de

acumulación continúa pero con un ritmo muchísimo más lento que el de extracción, de

tal manera que pronto habremos agotado esta fuente de energía, la cual debemos

considerar más bien como una herencia del pasado remoto que como un logro del

presente.


2.3 El clima.

Como hemos visto, la energía solar es responsable de una serie de alteraciones de la

atmósfera, algunas con carácter periódico, que condicionan estos valores de las

variables físicas características (presión, temperatura, humedad, etc.) de nuestro hábitat

natural. Así, por ejemplo, la energía térmica, producida en mayor cuantía en las zonas

ecuatoriales y templadas del globo, mantiene la circulación atmosférica impulsando los

vientos (energía eólica), formando tormentas y proyectando las lluvias y nieves que

afectan de forma directa nuestra forma de vivir.

Tabla 1.Intensidad total sobre superficie horizontal en un típico día claro, para diversas alturas solares (Fuente:

Energética Solar. Censolar).

Además de la esfericidad del planeta, que determina de por sí grandes diferencias

de temperatura en las distintas latitudes, existen otros factores que influyen en la

climatología de las distintas zonas del globo, entre los que cabe citar la humedad

atmosférica causada por la proximidad de grandes masas de agua, extensas zonas de

vegetación, las cadenas montañosas y el propio hombre, el cual, también es capaz de

alterar el delicado equilibrio natural.

Puede haber fuertes variaciones climáticas locales, de forma que las condiciones

varíen bastante en dos lugares situados a escasos kilómetros. Así, un pueblo en el

fondo de un valle al abrigo de altas montañas puede tener un clima muy distinto que

su vecino del otro lado de las mismas. Estos microclimas tienen suma importancia ya

que los datos y tablas de que se dispone únicamente se refieren a valores medios,

generalmente medidos en las capitales de provincia, habiendo de modificarse de

acuerdo con el lugar exacto donde haya de ser ubicada la instalación solar.


El factor más importante que influye en la cantidad de energía solar incidente en

una localidad o zona determinada es la proporción de días nublados que se dan al año.

2.4 Tecnología Solar Fotovoltaica.

La conversión directa en energía eléctrica se produce en las células solares y se basa

en el efecto fotovoltaico. Explicar este efecto y dar una visión general de esta

tecnología, de su estado actual y de sus aplicaciones, son los objetivos de este apartado.

La energía solar fotovoltaica es aquella que se obtiene por medio de la

transformación directa de la energía del sol en energía eléctrica. Esta definición de la

energía solar fotovoltaica, aunque es breve, contiene aspectos importantes sobre los

cuales se puede profundizar:

1. La energía solar se puede transformar de dos maneras:

La primera utiliza una parte del espectro electromagnético de la energía del

sol para producir calor. A la energía obtenida se le llama energía solar térmica. La

transformación se realiza mediante el empleo de colectores térmicos.

La segunda, utiliza la otra parte del espectro electromagnético de la energía

del sol para producir electricidad. A la energía obtenida se le llama energía solar

fotovoltaica. La transformación se realiza por medio de módulos o paneles solares

fotovoltaicos.

2. La energía solar fotovoltaica se utiliza para hacer funcionar numerosos equipos

eléctricos, así como, la venta a la red si existe la conexión.


3. Es necesario disponer de un sistema formado por equipos especialmente

construidos para realizar la transformación de la energía solar en energía eléctrica. Este

sistema recibe el nombre de sistema fotovoltaico y los equipos que lo forman reciben el

nombre de componentes fotovoltaicos. En los siguientes apartados, se explica el

funcionamiento básico y las características más importantes de cada uno de los

componentes del sistema fotovoltaico.

2.4.1 El efecto fotovoltaico.

Los sistemas fotovoltaicos transforman la energía radiante del sol en energía

eléctrica. Este proceso de transformación se produce en un elemento semiconductor

que se denomina célula fotovoltaica. Cuando la luz del sol incide sobre una célula

fotovoltaica, los fotones de la luz solar transmiten su energía a los electrones del

semiconductor para que así puedan circular dentro del sólido. La tecnología

fotovoltaica consigue que parte de estos electrones salgan al exterior del material

semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito

externo.

Las aplicaciones de la energía solar fotovoltaicas están basadas en el

aprovechamiento del efecto fotovoltaico. De forma muy resumida y desde el punto de

vista eléctrico, el efecto fotovoltaico se produce al incidir la radiación solar sobre

materiales que definimos como semiconductores. La energía recibida provoca un

movimiento caótico de electrones en el interior del material.

Si se unen dos regiones de un semiconductor a las que artificialmente se ha dotado

de concentraciones diferentes de electrones, (mediante la adición de sustancias que se

denominan dopantes, como pueden ser el fósforo y el boro), se provoca un campo

electrostático constante que reconducirá el movimiento de electrones en dirección y

sentido que se desee. Recordemos que al material formado por la unión de dos zonas

de concentraciones diferentes de electrones se denomina PN. La cara iluminada será el

tipo N y la no iluminada el tipo P.


De esta forma, cuando sobre la célula solar fotovoltaica incide la radiación solar,

aparece en ella una tensión análoga a la que se produce en la bornas de una pila, que

con la colocación de contactos metálicos puede extraerse.

Para hacer posible el manejo práctico de las células fotovoltaicas, estas se presentan

asociadas eléctricamente entre sí y encapsuladas en un bloque llamado panel o módulo

fotovoltaico, que constituye el elemento básico para la producción de electricidad.

Normalmente, un módulo fotovoltaico está formado por unas 36 células, teniendo

diferentes medidas que oscilan desde el 0,5 m2 hasta 1 m2, el grosor también oscila

ente 3,5 cm y 5 cm.

El módulo fotovoltaico está formado por unos conjuntos de células solares

conectadas entre sí en serie y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado para su

utilización, este voltaje suele ser de 12V aunque a plena radiación solar y 25ºC de

temperatura suele ser de 15V a 17V. El conjunto de células está envuelto por unos

elementos que le confieren protección frente a los agentes externos y rigidez para

acoplarse a las estructuras que lo soportan.

3 Legislación y Normativa.

3 Legislación y Normativa. 33

3 Legislación y Normativa.

3.1 Introducción

Este capítulo se ha motivado puesto que la normativa legal vigente en el sector de la

producción fotovoltaica con conexión a red es determinante dentro de la viabilidad de

este tipo de instalaciones.

El mercado fotovoltaico español está experimentando un fuerte impulso gracias al

creciente interés de inversores y promotores, suscitado en gran medida por los

excelentes recursos solares y el favorable contexto legislativo que asegura un marco

retributivo estable.

Se muestra a continuación un desarrollo sobre la normativa de relevancia que

afectan a este tipo de instalaciones en los distintos marcos de influencia:

Marco Legislativo Europeo.

Marco Legislativo Nacional.

Marco Legislativo Autonómico.

3.2 Marco Legislativo Europeo.

•••• "Edificios Mejores". Resumen de la Normativa europea sobre ahorro

energético en los edificios. DG TREN de la Comisión Europea.


3.3 Marco Legislativo Nacional.

Seguidamente se muestra un listado con toda la normativa nacional que es de

interés para el campo de aplicación de nuestro estudio:

• Plan de Energías Renovables en España (PER) 2005-2010.

•••• Ley 54/1997 de 27/11/97, de Regulación del Sector Eléctrico. Regulación de las

actividades destinadas al suministro de energía eléctrica. BOE 285/1997 del

28/11/1997.

Su principal objetivo es la liberalización del mercado eléctrico. Establece:

un régimen especial para las EE.RR. (< 50 mw), y; garantía de acceso a la red

eléctrica. A su vez introduce: objetivo para las EE.RR.: 12 % en 2010, y; plan de

fomento de las energías renovables, revisado por el plan de energías renovables

2005 – 2010.

•••• Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, Establece el procedimiento de inclusión

en el régimen especial, habilitando a las CC.AA. para establecer procedimientos

simplificados para instalaciones de P < 100KW.

Define las tarifas, primas e incentivos para energías renovables, así como

su revisión y actualización. Amplía el objetivo de potencia instalada según el

PER 2005-2010, hasta los 371 MW para instalaciones fotovoltaicas.

Incorpora la necesidad de presentar un aval de 500 €/kw para tramitar

el acceso a la red de transporte y distribución de instalaciones fotovoltaicas.

Obliga a todos los productores a vender la energía en el mercado eléctrico,

liquidando posteriormente con la CNE.

Establece un periodo transitorio hasta 2009, durante el cual se seguirá

facturando a la empresa distribuidora. Obliga a la empresa distribuidora a

representar al productor, fijando una retribución de 0,5 c€/kwh a partir del 1 de

julio de 2008. Introduce el Plan de Energías Renovables para 2011-2020.

•••• Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones

fotovoltaicas a la red de baja tensión.


Establece las condiciones técnicas y administrativas necesarias para la

conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Ámbito de

aplicación: instalaciones fotovoltaicas de potencia nominal no superior a 100

kva y cuya conexión a la red de distribución se efectúe en baja tensión (<1 kv).

Posibilidad de intervención de la administración competente (normalmente la

autonómica) en caso de no llegar a un acuerdo.

•••• Real Decreto 436/2004 de 12/03/04, por el que se establece la metodología para

la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE Núm.

75, de 27 de marzo de 2004. Derogado por RD 661/2007.

•••• Corrección de errores del Real Decreto 436/2004 de 12/03/04. BOE Núm. 85, de

8 de abril de 2004.

•••• Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las

instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su

incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas

obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición

por los comercializadores de su energía eléctrica producida.

•••• Orden ITC 4112 2005 de 30 de diciembre sobre régimen aplicable para la

realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía

eléctrica.

•••• Orden ITC/763/2006, de 15 de marzo, por la que se regula la transferencia de

fondos de la cuenta específica de la Comisión Nacional de Energía al Instituto

para la Diversificación y Ahorro de la Energía, en el año 2006, para la ejecución

de las medidas del Plan de Acción 2005-2007, de la Estrategia de Ahorro y

Eficiencia Energética 2004-2012 (E4), y los criterios para la ejecución de las

medidas contempladas en dicho Plan.

•••• Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código

Técnico de la Edificación.

•••• Resolución, de 31 de mayo de 2001, de la Dirección Gral. De Política

Energética y Minas.


Regulación del modelo de contrato tipo y modelo de factura para

instalaciones solares fotovoltaicas dentro del ámbito de aplicación del

RD1663/2000.

•••• Resolución, de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría Gral. De Energía.

La comisión nacional de la energía informó del logro del 85% del

objetivo para energía solar fotovoltaica. De acuerdo con el artículo 22 del

RD661/2007, en esta resolución se establece un plazo de 12 meses, desde el 29

de septiembre de 2007, para el mantenimiento de las tarifas del RD 661/2007.

Las instalaciones que consigan la inscripción definitiva en el Registro de

Régimen Especial (RIPRE) antes del 29 de septiembre de 2008 tendrán derecho a

dichas tarifas.

•••• Nuevo Real Decreto de tarifas a partir del 29-09-08 (en trámite).

Actualmente se encuentra en trámite de aprobación un Real Decreto que

definirá las tarifas reguladas para instalaciones fotovoltaicas a partir del 29-09-08

y los nuevos objetivos de potencia instalada.

•••• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre. Regula los procedimientos de

autorización de instalaciones de energía eléctrica en general (Título VIII). Aplica

en el caso de conexión a la red de alta tensión.

•••• Orden de 5 de septiembre de 1985. Aplica en el caso de conexión de

instalaciones a la red de A.T.


3.4 Marco Legislativo Regional.

CC.AA. NORMATIVA PROPIA

ANDALUCÍA

Instrucción de 21/01/2004 de la Dirección Gral. de Industria,

Energía y Minas sobre procedimiento de puesta en servicio de las

instalaciones fotovoltaicas conectadas a red (BOJA26).

Resolución de 1/12/2003 de la Dirección Gral. de Industria,

Energía y Minas por la que se aprueba el modelo de memoria

técnica de diseño de instalaciones eléctricas en baja tensión

(BOJA 8).

Disponibles en: www.andaluciajunta.es/BOJA

ARAGÓN

Orden de 25/06/2004 del Departamento de Industria,

Comercio y Turismo sobre procedimiento administrativo

aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica

conectadas a la red eléctrica. (BOA 82). Disponible en:

portal.aragob.es

ASTURIAS No.

BALEARES

Resolución del Conseller de Comercio, Industria y Energía de

11 de julio de 2006 por la que se ordena la publicación de la

Circular del Director General de energía de 10 de julio de 2006,

por la que se dictan con carácter provisional pautas de actuación

interna encaminadas a unificar criterios de interpretación en

relación con la normativa aplicable a las instalaciones

fotovoltaicas conectadas a red.

CANARIAS

Decreto 26/1996 de 9 Febrero por el que se simplifican los

procedimientos administrativos aplicables a las instalaciones

eléctricas (BOC 28). Disponible en: www.gobcan.es

CASTILLA LA

MANCHA

Decreto 299/2003 de 4 de noviembre, por el que se regula el

procedimiento de reconocimiento de la Condición de Instalación


de Producción de Energía Eléctrica en Régimen Especial y la

creación del Registro Autonómico de las Instalaciones acogidas a

dicho régimen.(BOCM 158).

CASTILLA Y

LEÓN

Instrucción 01/2004/E de 5 de abril de 2004, sobre

procedimientos abreviados de autorizaciones administrativas de

instalaciones de producción de energía eléctrica, en baja tensión,

en las que no se precise el reconocimiento en concreto, de

utilidad pública.

Orden FOM/1079/2006 de 9 de junio por la que se regula la

instrucción técnica urbanística relativa a las condiciones

generales de instalación y autorización de las infraestructuras de

producción de energía eléctrica de origen fotovoltaico.

(BOCyL_126)

CATALUÑA

Decreto 352/2001 de 18 Diciembre sobre procedimiento

administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar

fotovoltaica conectadas a la red eléctrica (DOGC 3544 -

02/01/2002). Disponible en: www.gencat.net

COMUNIDAD

VALENCIANA

Decreto 117/2005 de 18 de noviembre del Consell de la

Generalitat, por el que se regula el procedimiento administrativo

aplicable a determinadas instalaciones de energía solar

fotovoltaica (DOGV 5141). Disponible en: www.gva.es

EXTREMADURA

Orden de 29/01/2007 de la Consejería de Economía y Trabajo,

por la que se establecen normas complementarias para la

conexión en las redes de distribución y para la tramitación de

determinadas instalaciones generadoras de energía eléctrica en

régimen especial y agrupaciones de las mismas (DOE 15).

GALICIA No.

LA RIOJA No.

MADRID Orden 9344/2003 de 1 de Octubre del Consejero de Economía


e Innovación Tecnológica, por la que se establece el

procedimiento para la tramitación, puesta en servicio e

inspección de las instalaciones eléctricas no industriales

conectadas a una alimentación en baja tensión. (BOCM 249)

Resolución de 14 de enero de la Dirección Gral. de Industria,

Energía y Minas por la que se publican los modelos oficiales de

Memoria Técnica de Diseño y Certificado de Instalación.

MURCIA Ley 10/2006 de 21 de diciembre de Energías Renovables y

Ahorro y Eficiencia Energética de la Región de Murcia (BORM 2).

NAVARRA

Orden Foral 258/2006 de 10 de agosto del Consejero de

Industria y Tecnología, Comercio y Trabajo, por la que se dictan

normas complementarias para la tramitación administrativa de

puesta en servicio y conexión a la red de distribución eléctrica de

las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen

especial y sus agrupaciones.(BON 113).

PAÍS VASCO

Orden 5057 11 Julio de 2001 por el que se regula el

procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de

energía solar fotovoltaica (BOPV 177). Disponible en:

www.euskadi.net


4 Instalaciones Conectadas a la

Red Eléctrica.

4 Instalaciones conectadas a la red eléctrica. 41

4 Instalaciones conectadas a la red eléctrica.

4.1 Introducción

Existen dos formas de utilizar la energía eléctrica generada a partir del efecto

fotovoltaico. Primeramente encontramos instalaciones aisladas de la red eléctrica, que

son sistemas en las que la energía generada se almacena en baterías para poder

disponer de su uso cuando sea preciso. Estos sistemas se emplean sobre todo en

aquellos lugares en los que no se tiene acceso a la red eléctrica y resulta más económico

instalar un sistema fotovoltaico que tender una línea entre la red y el punto de

consumo.

En segundo lugar, encontramos las instalaciones conectadas a la red eléctrica

convencional, en las que toda la energía generada se envía a la red eléctrica

convencional para su distribución donde sea demandada. Debido a que la instalación

fotovoltaica objeto del presente proyecto corresponde a esta segunda tipología, en

adelante se presentaran en detalle los sistemas conectados a la red eléctrica.

4.2 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica.

Para poder llevar a cabo estas instalaciones primeramente se deberá contar con la

existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad para admitir la

energía producida por la instalación fotovoltaica. En los lugares en los que se dispone

de electricidad, la conexión a red de los sistemas fotovoltaicos contribuye a la

reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera.

El consumo de electricidad es independiente de la energía generada por los paneles

fotovoltaicos. El usuario compra la electricidad que consume a la distribuidora al

precio establecido y además puede facturar los kWh generados a un precio superior, ya

que en España, la electricidad generada con sistemas fotovoltaicos goza de una prima

que mejora su rentabilidad económica. Además gracias a este sistema se eliminan las

pérdidas en transporte de electricidad.


En las instalaciones conectadas a red, el tamaño de la instalación es independiente

del consumo de electricidad del edificio, lo que simplifica en gran medida su diseño.

Para dimensionar la instalación habrá que tener en cuenta la inversión inicial y el

espacio disponible así como la rentabilidad que se desea alcanzar con la venta de la

electricidad generada.

4.3 Elementos constitutivos de la instalación.

El esquema de un sistema fotovoltaico conectado a la red es el que sigue a

continuación:

INSTALACIÓNFOTOVOLTAICA

GENERADOR FOTOVOLTAICO

CUADRO DE PROTECCIONES

INVERSORES

CONTADORES


Figura 10. Esquema unifilar de un sistema fotovoltaico conectado a red.


Los elementos que componen la instalación son:

Generador fotovoltaico: transforma la energía del sol en energía eléctrica.

Cuadro de protecciones: Contiene alarmas, desconectadores, protecciones, etc...

Inversores: Son los elementos que adaptan la energía entregada por el

generador fotovoltaico (en forma de corriente continua) a las condiciones

requeridas por los diferentes tipos de cargas, ya sean éstas en corriente continua,

en corriente alterna o inyección de energía directamente a la red. Son muchos los

tipos de inversores, que utilizando diferentes tecnologías, se comercializan en la

actualidad. A los empleados en instalaciones conectados a la red eléctrica se les

exige una baja producción de armónicos, su adaptación a cualquier red eléctrica

y una generación con alto factor de potencia.

Contadores: Se requieren dos contadores con finalidades distintas. Un contador

principal contabiliza la energía producida y enviada a la red para que pueda ser

facturada a la compañía a los precios estipulados. Por otro lado, un contador

secundario mide los pequeños consumos de los equipos fotovoltaicos para

descontarlos del total de la energía producida.

4.3.1 Módulos solares fotovoltaicos.

Tal y como se ha comentado en puntos anteriores de la presente memoria, los

principales componentes de los sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red son

los módulos fotovoltaicos por lo que a continuación se describen con mayor detalle la

funcionalidad y características técnicas de los mismos.

La materia prima para la fabricación de las células fotovoltaicas más utilizada

actualmente es el silicio. El silicio es el material más abundante en la Tierra después del

oxígeno, dado que la combinación de ambos forma el 60% de la corteza terrestre.

El silicio utilizado actualmente en la fabricación de las células que componen los

módulos fotovoltaicos se presenta en tres formas diferentes:


• Silicio monocristalino. En este caso el silicio que compone las células de los

módulos es un único cristal. La red cristalina es la misma en todo el material y tiene

muy pocas imperfecciones. El proceso de cristalización es complicado y costoso, pero

sin embargo, es el que proporciona la mayor eficiencia de conversión de luz en energía

eléctrica.

• Silicio policristalino. El proceso de cristalización no es tan cuidadoso y la red

cristalina no es la misma en todo el material. Este proceso es más barato que el anterior

pero se obtiene rendimientos ligeramente inferiores.

• Silicio amorfo. En el silicio amorfo no hay red cristalina y se obtiene un

rendimiento inferior a los de composición cristalina. Sin embargo posee la ventaja,

además de su bajo coste, de ser un material muy absorbente por lo que basta una fina

capa para captar la luz solar.

En la tabla siguiente se pueden observar los rendimientos actuales de las diferentes

tecnologías de módulos solares en fase de comercialización.

TIPO DE SILICIO EFICIENCIA

Monocristalino 13-15%

Policristalino 11%

Amorfo 7%

Tabla 2. Rendimientos de los módulos solares.

Actualmente también existen otras tecnologías o procesos de aceptable rendimiento

no todas basadas en el silicio, que se encuentran en fase de desarrollo en laboratorio o

iniciando su fabricación en pequeñas plantas. Este es el caso del teluro de cadmio,

arseniuro de galio, células bifaciales, etc.


Figura 11. Tipos de Células FV.

4.3.1.1 Principio de funcionamiento.

Cuando se conecta una célula solar a una carga y esta se encuentra expuesta a la luz,

se produce una diferencia de potencial en los extremos de la carga y circula corriente

por la carga.

La corriente entrega da a una carga por una célula solar es el resultado neto de dos

componentes internas de corriente que se oponen, estas son:

a) Corriente de iluminación: debida a la generación de portadores que produce la

iluminación.

b) Corriente de oscuridad: debida a la recombinación de portadores que produce

el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga. Los

electrones serán los que formarán, al romper el enlace, los pares electrón

hueco y debido al campo eléctrico producido por la unión de materiales en la

célula tipo P y N se separan antes de poder recombinarse formándose así la

corriente eléctrica que circula por la célula y su carga.


Algunos fotones pueden no ser aprovechados para la creación de energía eléctrica

por diferentes razones:

1. Los fotones que tienen energía inferior al ancho de banda prohibida por

el semiconductor atraviesan el semiconductor sin ceder su energía para

crear pares electrón hueco.

2. Aunque un electrón tenga una energía mayor o igual al ancho de banda

prohibida puede no ser aprovechado ya que una célula no tiene la

capacidad de absorberlos todos.

4.3.1.2 Factores relevantes a considerar:

A continuación se enumeran y explican brevemente conceptos de relevancia a tener

en cuenta en la operación de este tipo de dispositivos.

a. Punto de máxima potencia (PM): es el producto de valor de

tensión (VM) e intensidad (IM) para los que la potencia

entregada es máxima.

b. Factor de forma (FF): Se define como el cociente de potencia

máxima que se puede entregar a una carga entre el producto

de la tensión de circuito abierto y la intensidad de

cortocircuito:

cco

MM

xIV

xVIFF =

Ecuación 1.Factor de Forma.

El factor de forma suele tomar valores en el rango 0.7-0.8,

en las células habituales.

c. Eficiencia de conversión energética: se define como el

cociente entre la máxima potencia eléctrica que se puede

entregar a la carga y la potencia concerniente a la irradiancia

incidente (PL) sobre la célula:


L

MM

L

M

P

xVI

P

P==η

Ecuación 2. Eficiencia de conversión energética.

d. Influencia de la temperatura en los parámetros básicos de

una célula fotovoltaica.

Al aumentar la temperatura:

- Aumenta ligeramente la intensidad de cortocircuito.

- Disminuye la tensión de circuito abierto,

aproximadamente –2.3 mV/ºC.

- El factor de forma disminuye.

- El rendimiento decrece.


4.4 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica.

Las principales aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red

eléctrica convencional son las siguientes:

• Sistemas sobreexpuestos en tejados de edificios. Son sistemas modulares de fácil

instalación donde se aprovecha la superficie de tejado existente para sobreponer los

módulos fotovoltaicos. El peso de los paneles sobre el tejado no supone una sobrecarga

para la mayoría de los tejados existentes.

• Plantas de producción. Son aplicaciones de carácter industrial que pueden

instalarse en zonas rurales no aprovechadas para otros usos o sobrepuestas en grandes

cubiertas de áreas urbanas (aparcamientos, zonas comerciales, áreas deportivas, etc...)

• Integración en edificios. Esta aplicación tiene como principal característica ser un

sistema fotovoltaico integrado en la construcción, de modo que los paneles solares

quedan tanto estructural como estéticamente integrados en la cubierta del edificio.

4.5 Estrategias de integración arquitectónica.





Los módulos solares han pasado de ser unos simples equipos de producción de

energía a ser al mismo tiempo un elemento constructivo capaz de sustituir elementos

tradicionales, o bien ofrecer otras prestaciones adicionales a la de generación eléctrica.

Los mismos fabricantes de placas fotovoltaicas han empezado a diseñar modelos que

facilitan su integración o su función constructiva en fachadas o tejados.


4.5.1 Propiedades de los cerramientos fotovoltaicos.

La sustitución de un cerramiento (fachada, muro, tejado, etc.) convencional por uno

fotovoltaico supone que un elemento de generación energética realice muchas más

funciones que ésta, como:

Protección de los elementos climáticos exteriores (lluvia, viento,

temperaturas extremas, etc.)

Filtro de luz solar.

Filtro de ruidos exteriores.

Filtro de radiaciones electromagnéticas

Aislamiento térmico

Transmisión de luz natural controlada

Aportación térmica.

4.5.2 Posibilidades de integración.

Cada vez son más numerosas las formas de situar sobre edificios campos

fotovoltaicos con funciones diversas además de la estrictamente energética:

a. Tejado fotovoltaico: sustituye el acabado final y, en algunos casos, la

impermeabilización.

b. Tejado en dientes de sierra: la vertiente sur es fotovoltaica y la norte puede

ser opaca o permitir la entrada de luz cenital.

c. Fachada: el campo solar puede recubrir totalmente la fachada.

d. Tejado plano: se pueden situar hileras de placas paralelas, a una distancia

adecuada para no producir sombras entre sí.


e. Atrio: cubierta entre dos edificios.

f. Pérgolas, porches, voladizos.

g. Franjas fotovoltaicas a lo largo de la fachada, alternando con franjas

transparentes.

h. Lamas de sombreado: situadas encima de las ventanas, permiten evitar la

entrada de radiación directa en verano.

i. Fachada inclinada: en forma de invernadero, para cerramientos fotovoltaicos

semitransparentes.

j. Lamas o parasoles de inclinación variable.

Los fabricantes de placas fotovoltaicas han empezado a suministrar variantes de

placas y de células para atender las demandas de los arquitectos solares. Para ello se

han desarrollado modelos con variantes de tonos, colores, formas de células, así como

sistemas de fijación que permitan adoptar diversas soluciones o mejoras estéticas.

Para conseguir una mejor integración del elemento fotovoltaico en los edificios es

necesario tenerlo en cuenta desde el inicio del diseño del edificio. De esta manera se

podrá conseguir mejorar el aspecto exterior y el coste del edificio al poderse sustituir

elementos convencionales por los elementos fotovoltaicos. A veces es necesario

sacrificar parte del rendimiento energético por mantener la estética del edificio.

Para aplicaciones arquitectónicas se utiliza frecuentemente el encapsulado de

células convencionales en cristal – cristal. Dichos módulos cristal – cristal son muy

apropiados para este tipo de aplicaciones, pues además de cubrir totalmente los

requerimientos técnicos y estéticos del diseño, permiten ciertos niveles de

semitransparencia que ayudan a aumentar la luminosidad del interior del edificio.


4.5.3 Integración en cubiertas.

La situación del campo fotovoltaico en una cubierta es la más usual, ya que se

suelen dar unas condiciones más favorables que en las fachadas:

Las inclinaciones habituales de las cubiertas están en el rango de

máxima producción eléctrica anual (más planas en latitudes bajas y con más

pendiente en latitudes más altas).

La orientación de la cubierta inclinada no es tan decisiva a pequeñas

inclinaciones como en el caso de las fachadas.

En las cubiertas planas se puede situar el campo fotovoltaico en la

orientación e inclinación más favorable, independientemente de la

orientación del edificio.

Las placas fotovoltaicas se pueden superponer al sistema de

impermeabilización existente o, en algunos casos, podrían llegar a

sustituirlo.

No interfiere en el plan arquitectónico de los edificios, y minimamente

en su aspecto final.

En edificios de nueva construcción ofrece posibilidades constructivas

interesantes:

- Cubiertas semitransparentes para crear lucernarios.

- Formación de lucernarios en diente de sierra.

- Cubierta semitransparente de invernaderos adosados a

viviendas.

- Cubiertas inclinadas formadas totalmente por placas

fotovoltaicas.

- Cubiertas inclinadas acabadas con tejas fotovoltaicas.


Para integrar el campo fotovoltaico en una cubierta, hay que tener en cuenta los

criterios siguientes:

- Consideraciones estructurales:

La sobrecarga debida a un campo fotovoltaico es muy pequeña en relación a las

sobrecargas que se tienen en cuenta en el cálculo de las cubiertas. No obstante, hay que

tenerla en cuenta. Dependiendo del sistema utilizado como estructura de fijación, el

peso que puede provocar el campo fotovoltaico estará en torno a 30 kg/m2.

Los paneles solares fotovoltaicos pueden exponerse directamente a la intemperie ya

que las partes eléctricas se encuentran aisladas del exterior. Tienen un peso

aproximado de 15kg/m2 más el peso de la estructura soporte que es de

aproximadamente de 10kg/m2 lo que no supone un exceso de carga para la mayoría

de las cubiertas existentes. Es importante a la hora de su colocación y sujeción, tener en

cuenta la orientación de los paneles y el efecto del viento sobre los mismos.

- Sistemas de fijación:

Existen algunos sistemas en el mercado que facilitan la fijación de la estructura

soporte de las placas a la cubierta existente. En cubiertas planas, con el fin de no

perforar la impermeabilización, a menudo se utilizan sistemas de fijación por

gravedad, situando elementos pesados para estabilizar a las hileras de placas.

Por último, tanto si van superpuestas sobre un tejado existente, pero sobre todo si

van integradas, sustituyendo a las tejas u otro elemento de impermeabilización, hay

que prever que tengan una correcta ventilación que impida el estancamiento de aire

caliente bajo las placas. Un excesivo sobrecalentamiento de éstas reducirá fácilmente su

eficiencia en un 10%.


5 Estudio Técnico

5 Estudio Técnico. 55

5 Estudio Técnico.

El presente estudio tiene por objeto diseñar, calcular y definir los equipos

principales de una central fotovoltaica de generación de energía eléctrica a implantar

en la cubierta de una nave industrial, así como definir la tipología de instalación más

adecuada y las características técnicas de la misma.

Este documento ha de servir como base para el proyecto técnico definitivo de la

nave industrial en su conjunto que regulará la ejecución de las obras y como apoyo

para la documentación administrativa para su presentación ante los organismos

competentes.

5.1 Objetivo del Estudio.

El presente estudio persigue el diseño, análisis, descripción y cálculo desde un

punto de vista técnico, de una instalación fotovoltaica de 100 kW nominales en la

cubierta de una nave industrial de vertido a red. Puesto que la edificación se encuentra

en fase de diseño se evaluarán distintas soluciones constructivas para la cubierta y sus

influencias sobre el sistema fotovoltaico a instalar en cuanto a explotación del recurso,

buscando la operación más cercana al óptimo.

5.2 Consideraciones iniciales.

5.2.1 Localización y emplazamiento.

La localización del emplazamiento, donde es proyectada y se ejecutará la nave

industrial sobre la cual se realiza la instalación fotovoltaica con conexión a red, es un

aspecto crítico tanto para el estudio de los parámetros solares, como por la legislación

regional aplicable.

La ubicación se sitúa en las coordenadas siguientes: Latitud 40º 5´ 7.2”N; Longitud

3º 51´ 43.43” O. Con una elevación respecto el nivel del mar de 553 metros. Se sitúa en

un nuevo desarrollo industrial en la localidad de Yuncos, provincia de Toledo.

A continuación se muestra una vista aérea de la parcela dónde se levantará la

edificación industrial, así como su orientación geográfica.


Figura 12. Vista aérea de situación.

La edificación industrial constará de una única nave industrial de planta rectangular

y una cubierta que tendrá una disposición que favorezca lo máximo posible la

eficiencia de la producción eléctrica. Las dimensiones de la planta de esta nave son 65 x

50 m ; situado su eje longitudinal orientado en dirección sureste – noroeste, con un

ángulo de desviación de 24º respecto al sur, tomando como sistema de referencia S =

0º, O = -90º , E = 90º.

5.2.2 Potencia Objetivo.

El RD 1663/2000 establece 100 kW como límite máximo de potencia nominal para

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de Baja Tensión en un mismo punto.

Acogiéndose al caso más favorable para la tarifa fija “alta” (575% de la TMR) que

marca el R.D. 661/2007.

Por lo que se propone instalar una planta de generación fotovoltaica con una

potencia nominal de 100 kW. Esta instalación estará compuesta por cuatro generadores

FV independientes conectados a cuatro inversores de 25 kW cada uno. Se realizará el

montaje de 640 módulos fotovoltaicos de silicio policristalino, de 170 W de potencia


nominal y 1,27 m2 de superficie. La superficie total de módulos será, por tanto, de 812,8

m2, con un aprovechamiento del 25% de la superficie en la cubierta de la nave.

5.2.3 Obtención de los datos meteorológicos.

Para los cálculos que se realizarán posteriormente es necesario el conocimiento de

los datos meteorológicos anuales, expresados mensualmente de la ubicación a estudio.

Para ello se emplea una base de datos informatizada y disponible vía web denominada

“Meteonorm 6.0 ”.

En el Anexo B, se muestran datos y gráficas detalladas de todos los parámetros

estudiados a través de la citada base de datos informatizada.

5.2.4 Características de la actual instalación eléctrica de la ubicación.

El abastecimiento de energía eléctrica del polígono se realiza a partir de un apoyo

de una línea aérea de media tensión de 20 KV, propiedad del grupo distribuidor

eléctrico de la zona del polígono industrial. A partir de dicho apoyo situado en la vía

pública colindante con la planta, se deriva una línea hasta un centro de transformación

de 630 kVA y tensión en el secundario de 400/230 V, propiedad de la distribuidora y

situado dentro del área industrial.

La potencia instalada que alimenta el transformador es de 468 kW.

La línea de 20 kV abastece igualmente un centro de transformación de 630 kVA

propiedad también de la empresa eléctrica distribuidora para el abastecimiento general

en baja tensión del polígono industrial. Con una potencia actual conectada de 278 kVA.

Que será del cual parta la acometida hasta la CGP de nuestra instalación.

5.2.5 Punto de conexión.

Se propone como punto de conexión a la red de distribución la instalación de una

Caja General de Protección (CGP), conectada a la salida de baja tensión del centro de

transformación que alimenta al polígono industrial mediante red de distribución

subterránea.

Dado la utilización actual del transformador y la potencia que se esta proyectando

para la instalación fotovoltaica, permite la conexión de la última con el trasformador.


Según el artículo 9 del RD 1663/2000, se establece en su punto 1 que “en el caso de que

sea preciso realizar la conexión en un centro de transformación, la suma de las potencias de las

instalaciones en régimen especial conectadas a ese centro no podrá superar la mitad de la

capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión”.

5.3 Alternativas constructivas.

El diseño de la cubierta fotovoltaica pretende conseguir el aprovechamiento óptimo

de la superficie disponible de la misma para la generación FV, por lo que se diseña a

modo de una pequeña central productora.

El diseño de la cubierta viene marcado por la disposición de los módulos

fotovoltaicos respecto al Sol, para poder maximizar las posibilidades de radicación

solar que ofrece el emplazamiento designado.

La energía que llega a través de la radiación solar depende básicamente de la

latitud, de la declinación solar y, de la inclinación orientación de la superficie FV.

También influye la turbulencia atmosférica y la masa de aire que ha de atravesar la

radiación.

Los factores determinantes para el diseño, función de las coordenadas y altitud, se

muestran a continuación:

De los factores presentados, se tiene limitado uno de ellos, la orientación. Puesto

que la disposición del eje longitudinal de la planta de la nave viene determinado por

las especificaciones impuestas por diseño de la edificación industrial. Como se indicó

anteriormente, existe una desviación de 24º respecto del Sur.


Para la adopción de las distintas alternativas constructivas, se han seguido criterios

de integración arquitectónica, evitando en la medida de lo posible el impacto visual, así

como, criterios de maximización de producción.

Las alternativas constructivas contempladas consideradas, se basan en las siguientes

soluciones de cubierta:

a.- Cubierta Plana.

b.- Cubierta en “Dientes de Sierra”.

c.- Cubierta de “Dos Aguas”.

En los siguientes puntos se pasa a evaluar cada una de las opciones a estudio,

presentándose, también, un estudio preliminar de cada una de ellas.

5.3.1 Opción A: Cubierta Plana.

En esta opción la solución de cubierta estudiada se trata de una cubierta plana sobre

toda la planta de la edificación industrial. Las placas solares se dispondrán en hileras,

en un número que será calculado en función del dimensionamiento del campo

fotovoltaico.


La principal ventaja de esta opción es la de tener mayor libertad para el reparto de

los grupos de placas, tanto en su disposición como orientación. Este diseño permite

posicionar el campo generador sin desviación respecto al sur. Así como, también

favorece una posible ampliación de la instalación y los trabajos de mantenimiento

necesarios.

La única contrapartida de esta opción es la necesidad de empleo de estructura de

soporte, con la que se obtiene la inclinación deseada, así como también el anclaje y

orientación de las placas. Se requiere un estudio de sombras, no tanto por obstáculos

en las inmediaciones de la edificación, sino para adecuar la separación correcta entre

hileras.

5.3.2 Opción B: Cubierta en “Dientes de Sierra”.

La cubierta se dispondrá en diversos dientes de sierra, función de los cálculos de

dimensionamiento del campo fotovoltaico. Se valora la opción de dos, tres, cuatro y

hasta 5 hileras de dientes.

Se persigue la colocación de los paneles solares en la vertiente sur, y en la opuesta se

dispone de lucernarios.

Los lucernarios se distribuyen sobre los planos más inclinados de la cubierta

buscando la iluminación cenital, es decir, buscando el óptimo aprovechamiento de la

luz natural, pero evitando la entrada directa de los rayos solares. De este modo se

consigue una iluminación agradable, a la vez que se amortigua el aumento de la

temperatura interior.


Las características de esta opción son similares a las de la opción anterior, en

diversos aspectos. Pero surgen otra serie de limitaciones: no se puede corregir la

orientación longitudinal de la nave en su desviación respecto al sur. La instalación del

campo determinará los ángulos de los dientes de sierra, influyendo por tanto en el

diseño de la nave. Se dificulta ligeramente las labores de mantenimiento, aunque en

función de la superficie útil para la instalación se podría ampliar la instalación. Esta

opción requiere igualmente el estudio de sombras correspondiente.

5.3.3 Opción C: Cubierta de Doble Vertiente.

La cubierta “a dos aguas” o de doble vertiente, nos proporciona una de sus caídas

(la dispuesta con orientación sur) la superficie útil para la disposición de módulos

fotovoltaicos.

La pendiente de estas vertientes se condiciona, al igual que en la opción B, por la

inclinación que maximice la producción de la instalación fotovoltaica.


Esta opción comparte características similares a las dos anteriores, con la salvedad

de que no es necesario un estudio de sombras que obstaculicen la incidencia de la

radicación solar sobre las placas si se aprovecha la pendiente propia de la cubierta. Este

punto depende en gran medida del ángulo de esta, puesto que puede suponer

importantes pérdidas respecto al óptimo Plantea el mismo inconveniente que la

opción B en cuanto a que no se puede corregir la disposición de las hileras función del

eje longitudinal de la nave.

5.4 Descripción de la instalación.

El objetivo de este proyecto es el estudio de una posible solución técnica para una

instalación fotovoltaica situada en la cubierta de una futura nave en la ubicación

indicada en el punto 5.2.1, cuyo objetivo último es la venta de la energía producida,

generando para inyectar en la red de distribución.

De las alternativas constructivas contempladas, se desarrollaran dos: la de disponer

de una cubierta plana, y la de una nave con cubierta a dos aguas.

En la selección de la ubicación se han tenido en cuenta la irradiancia solar, siendo

una de las zonas más favorables del territorio nacional, así como, la ausencia de

obstáculos que puedan dificultar o disminuir el rendimiento del generador.

La generación de electricidad se lleva a cabo a través de 4 subcampos de

generadores fotovoltaicos de una potencia nominal de 27.2 kWp, sumando en conjunto

108.8 kWp instalados. La modularidad del conjunto, permite para muchos de sus

componentes un estudio independiente y posibilita una mayor disponibilidad de la

instalación ante distintos posibles fallos.

Los subcampos generadores estarán dotados de una estructura soporte metálica fija

que proporcionarán a los paneles la inclinación y orientación deseada según solución

constructiva, estando el valor optimo de estos parámetros en inclinación de 30º y

orientación azimut 0º (cubierta plana) y azimut 24º (orientación permitida en cubierta

inclinada, aunque no es la optimizada).

Los subgrupos están conectados a su propio inversor, de 25 kW nominales y salida

trifásica, mientras que la salida de los cuatro inversores será común hasta el punto de

conexión.


El punto de conexión a la red será una Caja General de Protección, exclusivamente

destinada para tal fin. Esta conecta con la red de distribución de baja tensión del centro

de transformación de 630 kVA.

El funcionamiento de cada subcampos tiene las siguientes funciones principales:

1. Producción de energía: El generador fotovoltaico es el encargado de esta

función. Esta compuesto por paneles fotovoltaicos en una configuración

serie/paralelo. La energía eléctrica se produce en las células solares como

corriente continua de forma proporcional a la radiación solar incidente.

2. Conversión de corriente: La corriente continua es convertida en corriente alterna

para que sea compatible con la existente en la red eléctrica. Esta labor la hace el

denominado inversor.

3. Utilización de la energía: Una vez que la energía se produce y se transforma se

tiene que aprovechar, y como se trata de una instalación conectada, se inyecta a

la red mediante un punto de conexión que será común para los subgrupos

individuales que forman el campo fotovoltaico.

5.4.1 Componentes de la instalación.

Se describe a continuación los distintos componentes de la instalación global, como

los particulares de cada subcampos, se hará alusión a las diferencias entre las dos

opciones que se evalúan.

5.4.1.1 Generador fotovoltaico. Módulos solares.

El generador fotovoltaico esta compuesto por cuatro subcampos de iguales

características cada uno de ellos. Cada subcampos esta compuesto por módulos

fotovoltaicos, que a su vez, están formados por células fotovoltaicas.

Las células en los módulos están conectadas en serie para que en su conjunto se

pueda conseguir una mayor tensión en terminales del panel solar y entre ellas también

en paralelo, para obtener una corriente adecuada para la conexión al inversor.

Cada subgrupo o subcampos esta compuesto por 160 módulos de potencia 170 Wp,

con una disposición de 16 paneles en serie y 10 ramales en paralelo. Esto es, hay 10


ramales en paralelo compuestos por 16 módulos cada uno de ellos. Por lo que el total

de la instalación, es decir, los cuatro subcampos dispondrán de un total de 640

módulos. En cada subcampos se consigue una potencia pico de 27200 Wp, y por lo

tanto, el conjunto 108800 Wp.

Cada uno de los paneles esta compuesto por 72 células fotovoltaicas de silicio

policristalino, con una disposición interna de 6 x 12. El modelo comercial seleccionado

con estas características se trata del STP170-24 de la empresa Suntech.

Cada grupo de 160 paneles esta conectado a un único inversor, según se muestra en

el esquema unifilar especifico de la instalación, que se puede ver dentro del capítulo de

Planos.

Los módulos solares se instalan sobre la superficie disponible en la cubierta de la

nave industrial. La inclinación respecto al plano horizontal es de 30º para optimizar

este parámetro para una producción continuada durante todo el año. El azimut será

función de la opción contractiva. Para el caso de la cubierta plana, será de 0º, para

optimizar la producción energética. En el caso de la cubierta de doble vertiente, se ha

de seguir la disposición del eje longitudinal de la edificación, por lo que el azimut será

de 24º.

En la siguiente tabla se muestran las características técnicas del panel STP170-24,

tanto en sus características físicas, como los principales parámetros eléctricos. En el

anexo de Características Técnicas de los Equipos, se puede examinar la ficha técnica

completa de estos equipos.

Características Técnicas

Características físicas

Dimensión de los módulos (mm) 1580x808x35

Peso [kg] 15,5

Célula: silicio policristalino 125x125mm


Número de células 72 (6x12)

NOCT 48ºC±2ºC

Características eléctricas

Voltaje a circuito abierto 42.8 V

Tensión de máxima potencia 34.1 V

Corriente de cortocircuito 5.32 A

Corriente a máxima potencia 4.99 A

Potencia máxima 170 Wp

Tabla 3. Características técnicas modulo STP 170-24.

5.4.1.2 Estructura soporte.

La estructura soporte es uno de los elementos clave para un aprovechamiento

adecuado de toda la inversión, ya que es la que asegura la orientación en inclinación de

diseño.

La disposición de los módulos sobre los soportes se ha diseñado para una

colocación horizontal y dos módulos por soporte, con el fin de disminuir el número de

elementos a emplear y optimizar la superficie útil disponible en cubierta.

En este caso se ha de distinguir entre las dos opciones constructivas seleccionadas,

puesto que varía la selección de la estructura a emplear:

a) Estructura de cubierta plana:


La estructura seleccionada se obtiene de una de las existentes en el mercado, debido

a que el módulo seleccionado admite esta, y que al ser comercial se obtiene el precio

más económico para este componente.

Se ha seleccionado la estructura Solar Famulus, que pertenece al catalogo de

Conergy. Es una estructura fabricada en acero inoxidable, material que confiere al

conjunto una estabilidad y resistencia adecuada según su diseño.

Este soporte se comercializa como un kit con todos los elementos necesarios para su

instalación, compuesto por los siguientes elementos:

- Estructura con ángulo especificado.

- Soporte para sujeción a la cubierta.

- Rieles para anclaje del modulo a la estructura.

- Elementos de sujeción y tortillería (acero inoxidable).

- Elementos de refuerzo horizontal y diagonal.

B) Estructura para cubierta inclinada.

En el caso de estructura para soportar las placas en cubierta de doble vertiente la

estructura comercial seleccionada para el montaje se trata de la Sun Top III, también

perteneciente a la empresa Conergy, para una disposición que conserve el ángulo de

inclinación de la cubierta de doble vertiente.

También se ha valorado la estructura FIX2000Plus de Schletter Solar-

Montagesysteme, puesto que esta permite una adecuación al ángulo de inclinación

de optimización de producción.

Estas dos gamas presentadas, cumplen la normativa del CTE y están adecuadas

para las dimensiones y peso del módulo seleccionado en cuanto a capacidad

resistiva y posibles acciones sobre la estructura.


5.4.1.3 Inversor trifásico.

El inversor es un elemento clave en la instalación. Convierte la corriente continua

generada por lo paneles en corriente alterna, adaptándola, de este modo a las

características de la red.

El inversor también tiene funciones de control sobre la red, de que esta se encuentra

dentro de unos valores para su funcionamiento correcto. Si el voltaje o frecuencia de

los valores permitidos o la red esta fuera de servicio, el inversor desconecta de la red la

instalación. De igual modo, si existe algún fallo en los campos de generación, o son

horas sin irradiación (producción), este equipo se desconecta y vuelve a conectar una

vez solventado el problema.

Cada subgrupo de generación emplea un inversor trifásico para conectarse a la red.

El modelo de inversor que se emplea es el inversor Ingecon Sun 25 para conexión a red

de 25 kW. Tal y como establece el RD 1663/2000 en el apartado 2 de su articulo 9

respecto a las condiciones especificas de interconexión. Que especifica que cuando la

potencia nominal de todos los inversores de la instalación supere los 5 kW, la

acometida a la red general deberá ser trifásica. Este es el motivo que guía la elección de

un inversor trifásico para los subgrupos.

Características Técnicas

Características físicas

Dimensiones (mm) 1000x540x540

Peso [kg] 280

Características eléctricas

Potencia máxima 27.5 kW

Potencia nominal 25 kW

Rango de tensión de entrada DC 420-750 Vdc


Tensión y frecuencia nominal 3x400 Vac, 50/60 Hz

Distorsión armónica < 3%

Eficiencia máxima >95%

Tabla 4. Características técnicas Inversor Ingecon Sun 25.

Este inversor esta preparado para trabajar en paralelo con la red eléctrica, de tal

forma que la señal de salida del inversor estará sincronizado en fase, frecuencia y

tensión con la de la red.

Esta dotado de un sistema avanzado MPPT de seguimiento del punto de máxima

potencia, con el fin de maximizar la energía obtenida de los paneles fotovoltaicos. El

funcionamiento de este sistema se describe a continuación.

La potencia cedida por el captador solar es el resultado de la multiplicación entre la

corriente instantánea y el voltaje, pero durante la operación normal estos valores no

permanecen constantes, sino que varían siendo función tanto de la temperatura como

de la radiación incidente. Se trata de un sistema de funcionamiento dinámico que

persigue continuamente alcanzar el valor óptimo en el que se alcanza la máxima

potencia.

Los cuatro inversores, uno por subcampo, se instalarán en un cuarto interior del

edificio, protegiéndolos así de los efectos de la climatología y evitando posibles

acciones humanas no deseadas.

Por todo lo mencionado anteriormente queda justificada la afirmación de que se

trata de un equipo de tecnología avanzada, y que cumple los requisitos de la

normativa, así como, los distintos criterios de seguridad exigibles.


5.4.1.4 Protecciones eléctricas.

Las protecciones eléctricas en la interconexión entre el sistema fotovoltaico y la red

de distribución eléctrica aseguran una operación segura, tanto para las personas como

para los equipos que participan en todo el sistema.

La instalación dispondrá de protecciones tanto en la parte de corriente continua

como en la parte de alterna, según los requerimientos que se establecen en el RD

1663/2000 y atendiendo a las especificaciones incluidas en el pliego de condiciones

técnicas.

Las funciones principales de esta aparamenta eléctrica se enumeran seguidamente:

desconexión de equipos en caso de fallos severos, protección de equipos ante

sobrecargas, derivar a tierra posibles sobretensiones inducidas por la estructura

soporte.

El punto definido de separación entre las protecciones de los distintos tipos de

circuitos es el inversor trifásico.

5.4.1.4.1 Protecciones de los circuitos de corriente continua.

Los circuitos de corriente continua son todos aquellos que unen los módulos entre

si, en serie o paralelo, o a estos con el armario de corriente continua para llegar

finalmente al inversor trifásico.

Se garantiza contra contactos directos todo el circuito de corriente continua,

mediante el empleo de cajas de conexión para que estas queden aisladas, no

permitiendo el acceso a estas a personas no autorizadas o sin cualificación.

Por lo que en la parte de continua la instalación contará con las siguientes

protecciones:

Cada instalación individual dispondrá de elementos seccionadores capaces

de separar cada una de las ramas colocadas en serie de paneles solares del

resto de la instalación, para permitir el funcionamiento del resto de la

instalación en el caso de un fallo localizado o que se estén ejecutando labores


de mantenimiento. Con estos elementos se separa el generador del inversor

y por lo tanto del resto de la red.

En el sistema de generación se colocan varistores entre el polo positivo y

tierra y el polo negativo y tierra, para proteger el mismo contra posibles

sobretensiones inducidas por descargas atmosféricas.

El aislamiento de todos los componentes de la instalación será de clase II.

Se podrán a tierra el marco de los módulos y de la estructura soporte

mediante cable de cobre desnudo conectado a la estructura del edificio,

siguiendo la normativa vigente.

5.4.1.4.2 Protecciones de los circuitos de corriente alterna.

Siendo las protecciones una de las partes de la aparamenta más importantes, en el

circuito de alterna cobra especial relevancia, ya que es este circuito el que esta

conectado con la red de distribución.

Las protecciones dispuestas en la zona de corriente alterna son las que siguen:

Se colocará un interruptor magnetotérmico con accionamiento manual entre

el punto de conexión establecido por la compañía eléctrica y común a todas

las instalaciones que forman la agrupación, y el inversor correspondiente de

cada una. Este interruptor contará con una intensidad de cortocircuito

superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión.

Este dispositivo será accesible a la compañía distribuidora.

La instalación cuenta con un interruptor automático diferencial de corte

omnipolar para protección frente a contactos directos. El principal objetivo

de este equipo es la protección de las personas ante contactos, así como,

garantizar el correcto funcionamiento del resto de aparamenta de protección.

Interruptor automático para la conexión y desconexión remota de la

instalación fotovoltaica en el caso de variaciones importantes en los

parámetros de tensión o frecuencia de la red. Este equipo esta incluido


dentro de las prestaciones del inversor seleccionado y controlado por

software especifico.

Puesta a tierra de la carcasa de los cuatro inversores.

5.4.1.5 Cableado.

Todo el cableado de los circuitos será compuesto por conductores unipolares de

cobre, siendo todos ellos de clase II, y serán canalizados bajo tubo aislante flexible de

PVC.

Los siguientes puntos se tienen en cuenta para garantizar un funcionamiento

adecuado y seguro de toda la instalación eléctrica:

Los conductores son cables unipolares de cobre con aislamiento de PVC. La

sección se calcula para asegurar una caída de tensión no superior al 1,5% en

el circuito de corriente continua y, al 2% en el circuito de alterna. Todos los

cables serán adecuados para su uso, según su situación a la intemperie o

enterrado según el REBT.

El circuito de corriente continua comprende la interconexión de los módulos

hasta su llegada al inversor. Cada módulo dispone de una caja de

conexiones para el conexionado de los 160 paneles según la disposición

serie/paralelo adoptada en los cálculos, y también, para la conexión con su

inversor especifico.

La línea consta del conductor de fase y el conductor de protección. Todo este

cableado se dispone a la intemperie canalizado en tubo aislante de PVC,

transcurriendo a lo largo de las estructuras de soporte, con las cajas

necesarias para la asociación de los módulos según el diseño de distribución.

El circuito de corriente alterna esta compuesta por conductores de cobre

unipolares aislados tipo RV-K 0.6/1Kv UNE 21123, de tensión nominal no

inferior a 1000V. este tramo consiste principalmente en la conexión entre los

inversores y el punto de interconexión con la red. Debido a la potencia de los


inversores, y según normativa, la red será trifásica, por lo que se dispondrán

conductores de fase y uno de protección por una canalización enterrada

hasta dicho punto.

La canalización enterrada discurre por zanja, dentro de tubo a una

profundidad mínima de 60 cm, con un aviso 20 cm por encima de la

profundidad del cable.

5.4.1.6 Puesta a Tierra.

El objetivo de la puesta a tierra es el de proteger tanto a las personas como a los los

equipos ante posibles sobretensiones que puedan aparecer por distintos motivos.

Tanto los circuitos de corriente continua como los de alterna se encuentran

conectados a tierra y esta conexión se realiza de tal manera que no afecte a las

condiciones de la puesta a tierra de la red de distribución.

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 12 de Real Decreto 1663/2000 sobre las

condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja

tensión, se establece que: “Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una

tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión, así como las masas del resto del suministro”.

Los módulos fotovoltaicos y la estructura sopote de los mismos se conectarán a

tierra independiente con el fin de facilitar la evacuación de derivaciones producidas

por cualquier tipo de fenómeno, incluyendo los atmosféricos como pueden ser los

rayos.

Se realizará una única toma de tierra conectando directamente a la barra principal

de tierra de la instalación, tanto la estructura soporte del generador, como la borna de

puesta a tierra de cada inversor.

La línea principal de tierra es la que une cada uno de los inversores con el punto de

puesta a tierra. Este punto de puesta a tierra estará situado en el suelo y consistirá en


una arqueta en la que se hará la conexión entre las diferentes líneas de cada una de las

puestas a tierra de las instalaciones individuales que forman la agrupación.

La superficie del conductor de fase será como mínimo la del conductor de fase

correspondiente.

Por otro lado el electrodo de puesta en contacto de la instalación con la tierra

propiamente dicha será común con el de la estructura de la nave industrial.

Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el

generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se

explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados

para garantizar esta condición.

Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de

la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la

del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.

5.4.1.7 Equipos de medida.

Los equipos de medida son los encargados de medir la energía que produce la

instalación, por lo que cada subcampo contará con un equipo que determine la energía

vertida por la instalación a la red, tal y como se especifica en la normativa que aplica en

este caso, que es el ITC-BT-16 y el RD 1663/2000. Por todo lo anterior se colocará un

contador bidireccional para cada grupo, ajustado según la normativa metrológica

vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la clase de

precisión 2, regulada por el RD 875/1984.

Las características del equipo de medida de salida son tales que la intensidad

correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre

el 50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo,

estará certificada por la compañía distribuidora de la zona.

6 Cálculos Técnicos. 74

6 Cálculos Técnicos.

6.1 Superficie disponible.

El cálculo de la superficie disponible de cubierta viene determinado por el empleo

de la superficie de la vertiente sur, por lo que será esta la superficie que se considera

útil para la instalación en el caso de cubierta de doble vertiente. Para el caso de cubierta

plana, se podrá emplear toda la superficie útil, dejando el espacio conveniente para las

labores de instalación y mantenimiento.

a) Cálculo de la superficie disponible cubierta de doble vertiente:

21

90 90 8 82º

252 25.245cos cos(8)

25.245 (8) 3,51

65 25.242 1640.73

a

Y m

h Y sen sen m

S x Y m

α β

αα

= − = − =

= = =

= ⋅ = ⋅ =

= ⋅ = ⋅ =

Por lo que la superficie útil total para la ubicación del generador será de 1640.73 2m .

b) Cálculo de la superficie disponible para cubierta plana:

La superficie útil total en el supuesto de cubierta plana para la ubicación del

generador será 3250 2m .


6.2 Dimensionado del generador fotovoltaico y del inversor.

Se dimensiona el generador fotovoltaico instalando una potencia nominal de

inversores de 100kW. De acuerdo con el R.D. 1663/2000, cuando la potencia nominal

de todos los inversores de la instalación supere los 5 kW, la acometida a la red general

deberá ser trifásica.

Debido a las pérdidas por orientación e inclinación, por sombreado, así como, en el

cableado y conexionado, la potencia del inversor no debe superar la potencia nominal

del de generador fotovoltaico, pues nunca se alcanzará la potencia nominal. Además,

los niveles normales de irradiancia y temperatura habitual de operación de los

módulos varían de los que harían conseguir la potencia nominal.

Se adoptado como solución de diseño para la instalación, dividir el generador

fotovoltaico en varios subgrupos, conectados de forma independiente a sus inversores.

De modo que para las labores de mantenimiento, o en el caso de que se produjera una

avería, se pueda aislar el grupo afectado, continuando con la normal operación del

resto de partes del sistema generador.

Se toma una solución con cuatro grupos generadores, dotados de inversores de 25

kW cada uno. Esto también permite trabajar con valores de intensidades inferiores,

aspecto importante en el dimensionamiento de las protecciones eléctricas y secciones

del cableado.

Cada subgrupo estará compuesto por una serie de ramales en paralelo, cada uno de

ellos compuesto por una asociación de módulos en serie.

Los inversores tienen acotados un rango de tensiones admisibles de entrada, por lo

que se debe evaluar las tensiones mínimas y máximas de la asociación en serie de un

número de módulos por ramal.

La potencia que se toma para el cálculo como potencia pico inicial por subgrupo

será de 27,2 kW, que hacen que la potencia nominal del inversor (25kW), sea suficiente,

dadas las consideraciones realizadas previamente.


6.2.1 Número máximo de módulos.

Los módulos seleccionados tienen todos ellos la misma potencia, buscando la

estabilidad de cada subgrupo de sistema generador. Las características de los mismos

son las que siguen:

Designación Modulo Suntech STP170-24/Ac (170 Wp)

Voltaje a circuito abierto 42.8 V

Voltaje a potencia máxima 34.1 V

Y los parámetros del inversor seleccionado, según su hoja de características técnicas

son:

Designación Ingecon Sun 25

Potencia nominal 25 Kw

Potencia máxima 27,5 Kw

Con estos datos se puede calcular el número máximo de paneles a instalar en cada

subgrupo de 25 Kw, a través de la siguiente ecuación:

maxmax

mod

27.5161.76 161

0.170subulo

P KwN modulos

P Kw= = = → , siendo maxP la potencia

máxima de entrada al inversor.

Por lo que según los principales elementos de esta instalación, módulos e

inversores, el límite superior de módulos por subgrupo es de 161 para no superar los

límites establecidos por el inversor.

6.2.2 Número máximo de módulos en serie por ramal.

El valor máximo de la tensión de CC de entrada al inversor corresponde a la tensión

de cortocircuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo


es mínima. Para climas como el de Toledo, en invierno, se puede considerar esta

temperatura como de –5ºC, para una irradiancia mínima de 100W/m2.

La temperatura del módulo en estas condiciones se puede aproximar mediante la

expresión:

Tp: Temperatura del módulo (ºC)

Ta: Temperatura ambiente (ºC)

I: Irradiancia (W/m2)

Según esta expresión, para los datos ofrecidos previamente, la temperatura del

módulo será de –1,5 ºC.

La tensión máxima de circuito abierto del generador fotovoltaico se produce en

estas condiciones y debe ser siempre menor que la tensión máxima de entrada en el

inversor, para evitar averías y problemas de arranque del inversor en el caso de una

parada por fallo en la red.

El número máximo de módulos en serie por ramal, que determinan la tensión

máxima de entrada del inversor, se calcula como:

nmáx: Número máximo de módulos en serie por ramal.

Umáx: Tensión máxima de entrada al inversor (V).

Uca: Tensión máxima a circuito abierto del módulo (V).

Para determinar la tensión a circuito abierto del módulo a -1,5 ºC se utiliza la

variación de la tensión con la temperatura proporcionada por la hoja de características,

mediante la siguiente expresión:

)º5,26()()º5,1( UCUU STCcaCca ∆⋅−=−

U∆ Variación de la tensión [V/ºC]

caU Tensión a circuito abierto en el módulo.

ITonc

TaTp .800

20

−+=

)(

)(

Tmínca

INVmáxmáx U

Un =


Por lo tanto, sustituyendo:

( 1,5º ) 36.4 (25º ( 0,155 /º )) 40.27ca CU V C V C V− = − ⋅ − =

max

75018.62 18

40.27

Vn módulos

V= = →

6.2.3 Número mínimo de módulos por ramal.

El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de

entrada al inversor. Esta debe de ser menor o igual que la tensión mínima de máxima

potencia del generador fotovoltaico, que corresponde a la temperatura máxima del

módulo. En caso contrario, el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima

potencia del generador fotovoltaico a altas temperaturas.

En verano, se puede considerar esta temperatura de 45ºC, para una irradiacia

máxima de 1000 W/m2. Entonces, se estima la temperatura del módulo con la siguiente

expresión:

ITonc

TaTp .800

20

−+=

Siendo la temperatura del módulo estimada de unos 80ºC.

El número mínimo de módulos en serie por ramal, que determinan la tensión

mínima de entrada del inversor en el punto de máxima potencia, se calcula como:

nmáx: Número mínimo de módulos en serie por ramal.

Umáx: Tensión mínima de entrada al inversor en PMP (V).

Uca: Tensión de máxima potencia del módulo a Tp (V).

Para determinar la tensión del módulo a 80 ºC se utiliza la variación de tensión con

la temperatura proporcionada en la hoja de características, mediante la siguiente

expresión:

( )

(80º )

PMP INVmín

PMP C

Un

U=


)º45()()º70( UCUU STCPMPCPMP ∆⋅+=

Por lo tanto, dada la expresión anterior:

(80º ) 34.1 (45º ( 0,155 /º )) 27,125PMP CU V C V C V= + ⋅ − =

min

42015,48 15

27,125

Vn módulos

V= = →

Uniendo los resultados anteriores se obtiene que el número de módulos por ramal

se a de establecer como valor entero dentro del rango siguiente:

15.48 º mod _ 18.62N ulos serie≤ ≤

6.2.4 Número de ramales en paralelo.

Para realizar el cálculo de este factor se empleará la siguiente ecuación:

ramalPMP

FVPMPramales P

Pn

,

,=

Siendo FVPMPP , Potencia pico del generador.

ramalPMPP , Potencia pico de un ramal.

El número de módulos en serie debe estar comprendido entre 16 y 18 módulos, por

lo que se escoger un número que cumpliendo esta condición optimice la producción.

Conocido este parámetro ahora se pasa al cálculo del número de ramales para cada

opción posible:

Nº módulos serie Potencia pico generador [Wp] Nº ramales paralelo Nº módulos

16 27200 10 160

17 27200 9 153

18 27200 8 144


Se selecciona el primer caso, que nos posibilita tener más ramales en paralelo:

2720010

16 170ramales

Wn ramales

W= =

⋅,

Se comprueba también que el número total de paneles es inferior al máximo

calculado previamente.

6.2.5 Dimensionado del inversor.

El dimensionado del inversor ha de ser coherente con el del campo generador,

puesto que las necesidades técnicas de ambos deben de estar coordinadas para un

correcto funcionamiento.

En los apartados anteriores se ha comprobado que no se alcanza la potencia máxima

de entrada al inversor con la configuración seleccionada.

Adicionalmente, otra comprobación que se ha de ejecutar es el cálculo de la

corriente de cortocircuito máxima por ramal por el número de ramas en paralelo. Esta

corriente ha de ser siempre inferior a la máxima admisible de entrada en el inversor.

Invramalccramales IIn max,, ≤⋅

La corriente de cortocircuito máxima se calcula mediante la variación de intensidad

con la temperatura proporcionada en la hoja de características, se dará para la

temperatura máxima del módulo (80ºC), entonces:

)º45()(,, ICII STCramakccramalcc ∆⋅+= siendo I∆ Variación de la intensidad con la

temperatura.

La intensidad máxima que admite el inversor es de 68 A según su hoja de

características:

, 5.32 (45º 0,0031 /º ) 5,46cc ramalI A C A C A= + ⋅ =

10 5.459 54,59 68A A⋅ = ≤


Por lo que en base a estos cálculos la instalación dimensionada esta dentro de los

valores admisibles para el inversor.

6.2.6 Distribución de los módulos sobre la cubierta.

Una vez se han efectuado los cálculos para el dimensionamiento en función de los

criterios constructivos de los elementos y los condicionamientos eléctricos, se disponen

de los datos para poder efectuar una distribución racional de los paneles fotovoltaicos

sobre la superficie de cubierta.

Nº de módulos en serie por ramal 16

Nº de ramales en paralelo por subgrupo 10

Nº de subgrupos 4 subgrupos

Nº de módulos necesarios N= 20x4x8 = 640 módulos

Dimensiones del módulo STP170-24/Ac 1580 X 808 X 35 mm

Superficie disponible 1640.7/3250 2m

Se procede a continuación al cálculo de número máximo de paneles que se podrían

disponer sobre la cubierta, obviando la separación necesaria requerida por la

estructura soporte ni la distancia entre hileras (sombras):

a) Cubierta doble vertiente (vertiente sur):

mod

25 0.915.822 15

1.580x ulo

XNx filas

L

⋅= = = →

mod

6580.4 80mod _

0.808y ulo

YNy ulos serie

L= = = →

b) Cubierta plana:

mod

5031.64 31

1.580x ulo

XNx filas

L= = = →


mod

6580mod _

0.808y ulo

YNy ulos serie

L= = =

Superficie de generador total requerida según la configuración seleccionada:

mod mod 4gen gruposS S N= ⋅ ⋅ = 817.0495 2m

Por lo que la superficie ofrecida por ambas soluciones hasta el momento admite la

configuración calculada.

6.2.6.1 Optimización de los parámetros de inclinación y orientación.

Dado que la instalación a proyecto se trata de una instalación con estructura de

anclaje e inclinación fijada, se han de optimizar estos parámetros para lograr la máxima

producción a lo largo del año.

Se muestra a continuación los valores que maximizan la producción esperada en

función de las especificaciones de partida.

Figura 13. Orientación de los módulos.


En estas gráficas se hace notar que se podría llegar al máximo, corrigiendo la

orientación respecto al Sur, solución que se puede adoptar en el caso de una cubierta

plana.

Puesto que en la cubierta a dos aguas supone un incremento de dificultad en la

sujeción, aumentando por tanto su coste, habida cuenta que incrementa la resistencia

al viento.

El principal factor a la hora de fijar la estructura es el efecto del viento ya que el

peso de los módulos no es de elevada relevancia.

En el caso de la cubierta plana se puede corregir la desviación respecto al sur,

obteniendo el mayor nivel de optimización en estos parámetros, se muestran a

continuación el esquema de inclinación y orientación.

Finalmente en el caso de disponer las placas sobre la cubierta de la nave industrial,

tanto la inclinación como la orientación dejan de ser grados de libertad a optimizar, y

simplemente se adoptan los parámetros existentes en la edificación:


6.2.6.2 Determinación de la separación entre paneles solares.

Las filas de paneles solares han de disponerse sobre la cubierta respetando una

distancia entre ellos adecuada para minimizar o eliminar el efecto de las sombras que

pueden provocarse por ellos mismos.

Esta distancia es función de: dimensiones del panel; ángulo de inclinación

seleccionado, y; la diferencia de cotas entre paneles.

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de

altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un

mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia

d será superior al valor obtenido por la expresión:

tan(61º )

hd

latitud=

−

Donde 1

tan(61º )latitud− es un coeficiente adimensional denominado k.

Para el caso de cubiertas inclinadas,

tan(61º ( _ )

hd

latitud inclinacion cubierta=

− −

La elevación mínima del sol al mediodía se produce durante el solsticio de invierno,

siendo este el punto más restrictivo y para el cual se aplica la expresión mostrada

anteriormente.


Figura 14 Diagrama de trayectorias solares en localización.

Como se puede comprobar en el diagrama de trayectorias solares, en la aplicación

objeto de estudio, esta elevación mínima será considerada minγ = 26.4º.

Dado que la instalación de los módulos se realiza horizontalmente, con dos filas de

módulos por estructura, la longitud a considerar del módulo será igual al doble del

ancho de un módulo, por lo tanto 1616 mm.

Por lo que las distancias mínimas para las distintas configuraciones han de ser:

Configuración Distancia mínima

Cubierta plana 3030 mm

Cubierta inclinada 2380 mm

Cubierta inclinada (α=8º) No aplica

Considerando esta distancia entre el comienzo de cada panel como se muestra en la

figura del anexo “Cálculo de sombras”.


Nota sobre la altura de los soportes.

En cubiertas planas la estructura deberá permitir una elevación mínima del panel de

30 cm en la parte más baja, para evitar que los paneles puedan quedar cubiertos parcial

o totalmente ante eventuales nevadas u otras circunstancias.

6.2.6.3 Disposición de los subacmpos sobre cubierta.

En la siguiente figura se muestra la distribución de los distintos subgrupos sobre la

cubierta inclinada de vertiente Sur, atendiendo a los criterios de dimensionamiento del

campo generador, separación entre filas, así como, la superficie disponible:

Cubierta Inclinada

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37

12

34

56

78

910

1112

1314

1516

1718

Subgrupo 1 Subgrupo 2 Subgrupo 3 Subgrupo 4


Dado que la disposición sobre cubierta plana no sigue el eje longitudinal mayor de

la construcción, para lograr un azimut de 0º, se muestra a continuación un esquema

para ilustrar la disposición de los distintos subcampos en esta opción:


6.3 Dimensionado de la estructura soporte.

Es uno de los elementos más importantes de la instalación para asegurar un

completo aprovechamiento de la radiación solar. La estructura es la encargada de

garantizar una fijación segura de los módulos, proporcionando la inclinación y

orientación adecuada.

Este es uno de los puntos en los que varía entre las dos instalaciones que se calculan.

Debido a la propia disposición constructiva y al ángulo buscado se considera el diseño

y selección de una estructura para cada tipo.

6.3.1 Estructura soporte cubierta plana.

La estructura seleccionada se obtiene de una de las existentes en el mercado, debido

a que el módulo seleccionado admite esta, y que al ser comercial se obtiene el precio

más económico para este componente.

Se ha seleccionado la estructura Solar Famulus, que pertenece al catalogo de

Conergy. Es una estructura fabricada en acero inoxidable, material que confiere al

conjunto una estabilidad y resistencia adecuada según su diseño.

Este soporte se comercializa como un kit con todos los elementos necesarios para su

instalación, compuesto por los siguientes elementos:

- Estructura con ángulo especificado.

- Soporte para sujeción a la cubierta.

- Rieles para anclaje del modulo a la estructura.

- Elementos de sujeción y tortillería (acero inoxidable).

- Elementos de refuerzo horizontal y diagonal.


El ángulo especificado es el de inclinación, formado entre la hipotenusa y la base del

triángulo, que es de 30º para un mayor aprovechamiento solar. La base del triángulo de

sujeción será de 1.300 mm de largo, atendiendo a la hoja de características técnicas del

soporte para el montaje de módulos en disposición horizontal; y, la separación entre

los triángulos soporte es de 800 mm, coincidiendo con los puntos de anclaje del marco

del módulo fotovoltaico.

Se pueden montar horizontalmente dos módulos en cada kit de estructura, por lo

que el requerimiento total de estructuras se muestra a continuación:

1160mod 4 320 .

2estructurasN ulos subgrupos estructuras= ⋅ ⋅ =

6.3.2 Estructura soporte cubierta de doble vertiente.

6.3.2.1 Estructura para ángulo conservado.

En el caso de estructura para soportar las placas en cubierta de doble vertiente la

estructura comercial seleccionada para el montaje se trata de la Sun Top III, también

perteneciente a la empresa Conergy.

A continuación se exponen y calculan los parámetros necesarios para el montaje de

dicha estructura según la hoja de características técnicas del fabricante:


1= número de módulos verticales x altura del módulo.

2 = número de módulos horizontales x (anchura del módulo + 5).

3 = distancia de las escuadras de sujeción para tejado horizontales (1,5 – 2 m)

4 = distancia de las escuadras de sujeción para tejado verticales.

5 = distancia entre módulos (17 mm).

Por lo que se calcula el número máximo de módulos en serie y en altura en la

superficie de cubierta disponible:

mod

mod

_ 53.44 53(2 0.017)

_ 13.1mod 13mod

disponible

disponible

LModulos horizontales modulos

Ancho

LModulos verticales ulos ulos

Altura

= = →+ ⋅

= = →

Dando un total de 689 módulos, que supera ligeramente los módulos que se necesita

instalar.

6.3.2.2 Estructura para ángulo optimizado.

Esta disposición sobre cubierta inclinada requiere mayores precauciones en su

anclaje, y es necesaria su fijación a la estructura de la cubierta mediante la unión con

las correas.


Se emplea una combinación de dos sistemas ofrecidos por la compañía Scheletter

para cubiertas inclinadas. Con una disposición como se indica en la siguiente figura:

La estructura soporte esta compuesta por el sistema de sujeción Schletter Kompakt

Vario combinado con el sistema de sujeción Schletter FixT. Este último logramos

distribuir la carga de la subestructura con una plancha y mediante un tubo

distanciador en el caso de correas de acero. Con ayuda de una cinta hermética

autoadhesiva que se coloca en la canaleta superior de la chapa o sobre la capsula

impermeable de goma EPDM, se consigue impermeabilizar la estructura. Este sistema

puede emplearse en cubiertas trapezoidales de una capa o en cubiertas sándwich.

Se trata de un sistema flexible en cuanto a la disposición de los módulos y su

inclinación. Permite adaptarlo a la disposición calculada previamente.

Se emplean perfiles fabricados de aluminio con una resistencia suficiente, con la

ventaja de facilitar el montaje y disminuir los costes.


6.4 Dimensionado de los cables.

6.4.1 Consideraciones previas.

Para dimensionar la sección necesaria de los cables, se seguirán las indicaciones del

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión que apliquen sobre esta materia. Los cables

de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la

máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre el generador y el punto de

interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será

superior al 1,5%, para la intensidad nominal (ITC-BT-40).

Se emplearán conductores unipolares de cobre con aislamiento de PVC salvo que se

indique lo contrario.

Los dos criterios fundamentales para el cálculo de la sección de los conductores se

exponen a continuación:

El conductor deberá tener una corriente máxima admisible superior a la

máxima corriente que pueda circular por él.

La caída de tensión máxima que se producirá en el cable al circular por él la

corriente máxima será inferior al valor que se especifica en el pliego de

condiciones técnicas.

El generador se diseña de tal modo que por cada ramal no pueda circular corriente

procedente de otros ramales. Se disponen fusibles de seguridad a la salida de cada

ramal con un valor de 1,3 veces de la corriente máxima en condiciones estándar de

medida.

Lo conductores se dimensionan para que puedan admitir la intensidad citada,

siendo además corregida por los factores establecidos por el REBT (temperatura

ambiente, canalización, agrupaciones de cables,...).

Se adoptan las recomendaciones de los valores aconsejados por el IDAE respecto al

cálculo de la caída de tensión máxima.

Se muestran a continuación las expresiones fundamentales para el cálculo:


Circuitos trifásicos: Ku

ILS INVn

⋅⋅⋅⋅

=ϕcos3 )(

Circuitos de corriente continua: Ku

ILS STCcc

⋅⋅⋅

= )(2

Siendo:

)(STCccI Corriente de cortocircuito de la línea en STC [A].

)( INVnI Corriente nominal a la salida del inversor [A].

L Longitud de cable [m]

U Tensión de la línea [V]

u Caída de tensión admisible (V)

K Coeficiente de conductividad del cable ( )/(56 2mmmKCu ⋅Ω= )

6.4.2 Cálculo del cable para los ramales.

Se considerará una temperatura máxima de 45ºC para el cálculo de la intensidad

admisible, y dado que el aislamiento considerado es PVC, se aplicará un factor de

corrección de temperatura ambiente de 0,91 según norma UNE 20.460-5-523.

La distancia del módulo más alejado de cada subgrupo a su caja de conexionado

será la adoptada como longitud de cálculo.

Se adoptarán secciones de cables unipolares aislados en PVC en montaje superficial

dentro de las ofrecidas por catalogo comercial, y por lo tanto, encuadrados en la

normativa vigente de los mismos.

La tensión de potencia máxima del ramal nos definirá la tensión máxima de línea,

como se muestra a continuación:

16mod 34,1 545.6U ulos V V= ⋅ =


K 56 m/( 2mmΩ ⋅ )

U 545.6 V

U 1.5%

( )cc STCI 5.32 A

Tabla 5. Parámetros dimensionado cableado ramales.

Para el dimensionado del cableado se seguirán los siguientes criterios:

a) Criterio de intensidad máxima admisible: ( ),

1.3[ ]cc STC

max ramaltemp

II A

F

⋅=

b) Criterio de caída de tensión máxima: ( ) 22[ ]cc STCL I

S mmu K

⋅ ⋅=

⋅

Cableado entre ramales para distribución en cubierta inclinada:

En la siguiente tabla se muestran los resultados de los cálculos para el

dimensionamiento de los cables entre ramales, así como, las secciones obtenidas según

los dos criterios para cada circuito:

CABLEADO RAMALES CUBIERTA INCLINADA

CIRCUITO Longitud Imax

Admisible [A]

Sección [mm^2]

Caída tensión

máx Sección

1 61 7,6 6 1,4162 6 2 36 7,6 6 0,8358 6 3 36 7,6 6 0,8358 6 4 36 7,6 6 0,8358 6

En base a la ITC-BT-07 del REBT, se considera como sección mínima comercial la de

6 2mm , con lo que la sección final para todas las conexiones de los ramales será de:


S= 6 2mm

6.4.3 Cableado entre subgrupos y armario principal de CC.

Se trata del cableado que conecta los distintos subgrupos del campo generador, y el

armario de corriente continua, donde se conecta todo cableado, previamente a la

entrada de este en su inversor correspondiente.

El diseño modular del campo de generación fotovoltaico, dividiendo toda la

potencia instalada (100Kw), en cuatro subgrupos, nos impone una consideración del

REBT, en su ITC-BT-07. Esta indica que cada cableado se debe realizar en una

acometida diferente, lo que supone el cálculo independiente del cableado de cada

subgrupo y, una canalización diferenciada para cada uno de ellos.

En este tramo, al estar el cable canalizado en tubo flexible, se incorpora un factor de

0,8 sobre la máxima corriente, según el REBT.

Para el cálculo, se adopta como longitud del cable la distancia desde cada caja de

conexionado, hasta el correspondiente inversor, tomando una altura de 5 m desde la

cubierta a la ubicación de los inversores.

Se adoptarán secciones de cables unipolares aislados en PVC en montaje superficial

dentro de las ofrecidas por catalogo comercial, y por lo tanto, encuadrados en la

normativa vigente de los mismos, en tubos de montaje superficial.

La tensión de la línea es la misma que la de los ramales, debido a que se conectan en

paralelo en la caja de conexiones. La intensidad de cortocircuito se obtiene de la suma

de las intensidades procedentes de cada uno de los ramales.

( ) 10 5.32 53.2cc STC ramalesI A= ⋅ =


K 56 m/( 2mmΩ ⋅ )

U 545.6 V

u 1.5%

( )cc STCI 53,2 A

Tabla 6.Parámetros dimensionado cableado principal CC.

Cableado entre subgrupos y armario de CC, para distribución en cubierta inclinada:

En la siguiente tabla se muestran los resultados de los cálculos para el

dimensionamiento de los cables entre subgrupos y armario de CC, así como, las

secciones obtenidas según los dos criterios para cada circuito:

CABLEADO principal CC CUBIERTA INCLINADA

CIRCUITO Longitud Imax

Admisible [A]

Sección [mm^2]

Caída tensión

máx Sección

1 10 86,45 16 2,3216 6 2 25 86,45 16 5,804 6 3 42 86,45 16 9,7507 16 4 58 86,45 16 13,465 25

En base a los resultados obtenidos, y puesto que la condición más restrictiva se

encuadra en el criterio de máxima corriente admisible, las secciones de los conductores

en este tramo serán de un área de 25 2mm para el circuito cuatro, y de 16 para el resto

de los subgrupos.

6.4.3.1 Cableado entre el armario de CC y el inversor.

Este tramo esta compuesto por la línea de corriente continua que conecta el Armario

de CC de cada subcampo de 25 Kw, y su inversor. Se establece una separación entre


estos dos componentes de 5 m. Dado que continuamos dentro de un circuito de

corriente continua se sigue empleando la expresión:

Ku

ILS STCcc

⋅⋅⋅

= )(2

Los datos y parámetros de relevancia para este cálculo se exponen en la siguiente

tabla:

K 56 m/( 2mmΩ ⋅ )

U 545.6 V

u 1.5%

( )cc STCI 53,2 A

De lo que se obtiene:

( ) 22 2 5 53.21.16

0.015 545.6 56cc STCL I

S mmu K

⋅ ⋅ ⋅ ⋅= = =⋅ ⋅ ⋅

Por lo que la sección inmediatamente superior normalizada a la calculada es la de 6

2mm .

Con el criterio de intensidad máxima admisible:

( ),

1.3 1.3 53.286.45

1 0.8cc STC

max ramaltemp tubo

II A

F F

⋅ ⋅= = =⋅ ⋅

Que según las indicaciones del REBT, la sección admisible es de 16 2mm . Siendo

este criterio el más restrictivo, es el que se adopta para la ejecución de la instalación.

Por lo tanto, la sección para este tramo será:

S=16 2mm


6.4.4 Dimensionado del cableado de corriente alterna.

6.4.4.1 Cableado entre Inversor – Armario General de Corriente Alterna.

A la salida del inversor se tiene un circuito de corriente alterna, este tramo a estudio

considera las líneas entre los inversores y el armario de CA, que contiene las

protecciones principales del circuito trifásico.

La sección se calculará según la siguiente ecuación, correspondiente a un circuito de

corriente alterna:

Ku

ILS INVn

⋅⋅⋅⋅

=ϕcos3 )(


tabla:

Tensión del cable 400 V

Caída de tensión 2%

Conductividad cobre 56 m/( 2mmΩ ⋅ )

In 36.08 A

Longitud cable 2,5 m

cosϕ 1

( ) 23 cos 3 5 36.08 10.697

0.02 400 56n INVL I

S mmu K

ϕ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅= = =⋅ ⋅ ⋅

. Por el criterio de caída de

tensión le correspondería un conductor de S=6 2mm .

Con el criterio de intensidad máxima admisible:

,

1.3 1.3 36.0858.63

1 0.8N

max ramaltemp tubo

II A

F F

⋅ ⋅= = =⋅ ⋅


Que según las indicaciones del REBT, la sección admisible es de 10 2mm . Siendo

este criterio el más restrictivo, es el que se adopta para la ejecución de la instalación, y

por criterios de diseño se selecciona la sección inmediatamente superior. Por lo tanto,

la sección para este tramo será:

S=16 2mm

6.4.4.2 Cableado entre Armario General de Corriente Alterna - Centro de

Transformación.

En el último tramo, se estudian los conductores que conectan el armario de

protección de corriente alterna, hasta los cuadros anteriores al centro de

transformación: Cuadro de salida y Caja General de Protección.

La sección se calculará según la siguiente ecuación, correspondiente a un circuito de

corriente alterna:

Ku

ILS INVn

⋅⋅⋅⋅

=ϕcos3 )(


tabla:

Tabla 7. Parámetros para cálculo sección cable armario CA – CGP - CT.

Tensión del cable 400 V

Caída de tensión 2%

Conductividad cobre 56 m/( 2mmΩ ⋅ )

Corriente eficaz salida 4*36.08=144.33 A

Longitud cable 125 m

cosϕ 1


Lo que nos proporciona, una vez efectuado el cálculo una sección de S = 69.74 2mm ,

según el criterio de caída de tensión máxima, por el cual selecciona un conductor de S

= 95 2mm .

Con el criterio de intensidad máxima admisible, y empleando tanto el factor de

temperatura como el de cable canalizado enterrado, tendríamos:

1.3 1.3 144.33234.54

1 0.8n

maxtemp Tubo

II A

F F

⋅ ⋅= = =⋅ ⋅

,

Siguiendo las consideraciones de la ITC-BT-07, le correspondería una sección de 95

2mm . Por lo que finalmente, y al ser igual de restrictivos ambos criterios, se toma como

sección para este tramo:

S = 95 2mm

6.4.4.3 Cableado entre Armario General CA y cuadro de salida CGP-CT.

6.4.5 Dimensionado del cableado de protección.

Se aplica en este apartado la ITC-BT-18 del REBT, sobre Instalaciones de Puesta a

Tierra de Baja Tensión. Según el cual, se aplicará para el calculo de las secciones

necesarias del conductor de protección en cada punto de la instalación.

Los conductores de protección persiguen conectar las masas del sistema a un punto

distinto del circuito, con el fin de evitar riesgos de tensiones y contactos indirectos,

protegiendo así la integridad física de las personas.

Todos los conductores de protección unirán las masas y serán conectados a un

mismo punto de tierra, deberán ser del mismo material y aislante que los conductores

de fase que protegen: de cobre, asilados por PVC.

Las secciones varían en función de la sección a proteger, según se indica en la

siguiente tabla:


Sección de los conductores de Fase Sección mínima conductores Protección

16S≤ pS S=

16 35S< ≤ 16pS =

35S > 2p

SS =

Tabla 8. Tabla II. ITC-BT-18.

En el tercero de los casos indicados en la tabla, el reglamento indica que si la sección

calculada no fuera una de las normalizadas, se deberá utilizar la inmediatamente

superior normalizada a la obtenida.

En base a la tabla anterior se calculan las secciones de los conductores de protección

en los distintos tramos:

a) Protección ramales.

b) Protección subcampos y armario de continua.

c) Protección entre armario de CC e Inversor.

d) Protección entre inversor y armario de corriente alterna.

e) Protección entre armario de CA y cuadro salida CGP-CT.

En la siguiente tabla, se muestra a modo de resumen las secciones del cableado de

protección, así como, las secciones de los conductores para cada tramo y para cada

opción de disposición adoptada:


Tabla 9.Tabla secciones de conductores de fase y protección.

6.5 Dimensionado de los tubos.

Para una organizada y segura instalación de conexionado, los cables de los diversos

circuitos han de estar canalizados a lo largo de todo el sistema, evitando así también

riesgos para los operarios.

La instalación se dispondrá bajo tubo hasta su llegada al Centro de Transformación

de la compañía distribuidora.

Se opta por la siguiente elección para la canalización del cableado, tubo flexible de

PVC de doble capa, garantizando así la protección e integridad del cableado que

albergue en su interior.

Los diámetros de los tubos son función de las secciones de los conductores de fase y

protección, estando esta selección de dimensiones mínimas fijadas por la ITC-BT-07 y

ITC-BT-21, del REBT.

6.5.1 Tubos tramo entre ramales.

El cable entre ramales era en todos los circuitos de una sección de 6 2mm . Para

recoger este cable, tanto los módulos en su parte posterior, como la estructura soporte,

vienen provistos de anclajes. El diámetro exterior mínimo del tubo según la normativa,

para esta sección es de 16 mm, por lo que por facilidad de montaje se selecciona un

tubo de 20 mm.


D = 20 mm.

6.5.2 Tubo tramo entre subcampos y armario principal de CC.

Se dispondrá de una canalización diferenciada para cada uno de los circuitos de los

cuatro subgrupos distintos de la instalación, por lo que se seleccionan cuatro tubos

distintos para cada uno.

Del subgrupo 1 al 3 la sección del cable de fase y del de protección son de 16 2mm ,

por lo que el tubo a elegir será de 25 mm de diámetro.

Para el caso del subgrupo 4, en el cual la sección de fase es de 25 2mm y la de

protección es de 16 2mm , el tubo ha de ser de 32 mm de diámetro exterior mínimo.

1 3

4

25

32

D mm

D mm− ==

6.5.3 Tubo tramo entre Armario CC – Inversor.

En este caso las secciones son ambas de 16 2mm , para fase y protección, por lo que

el tubo seleccionado será, según la normativa, de un diámetro exterior mínimo de 25

mm, para cada uno de los circuitos.

D = 25 mm

6.5.4 Tubo tramo Inversor – Armario General CA.

En este tramo, la sección de fase y la de protección son la misma e iguales a 16 2mm ,

por lo que el diámetro mínimo exterior es de 32 mm.

D = 32 mm

6.5.5 Tubo tramo Armario CA – CGP-CT.

Este tramo discurre enterrado, por lo que se ha de consultar para este, la tabla de

tubos en canalizaciones enterradas. La sección de fase es de 95, y la de protección de 50,

por lo que el diámetro mínimo exterior será de 140 mm.


D = 140 mm

6.6 Dimensionado de las protecciones.

Las protecciones de la instalación se diseñan para cumplir con el Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión, así como, el ED 1663/2000 sobre instalaciones

fotovoltaicas conectadas a la red.

6.6.1 Protecciones de corriente continua.

Las protecciones de corriente continua son las que se engloban en la parte anterior

al inversor; y comprenden tanto las protecciones de los armarios individuales de cada

subgrupo, como las protecciones generales de CC.

6.6.1.1 Fusibles.

La protección contra sobrecargas y cortocircuitos de los ramales será llevada a cabo

por dos fusibles por rama tipo gG, disponiendo uno en cada polo, ubicándolos

físicamente en las cajas de conexionado. Se ajustarán a 1,3 veces la corriente máxima

que puede circular por el ramal.

Tensión nominal Un= 545.6 V

Intensidad máx 1,3*5,32 = 6,916 A

Nº Fusibles/caja 20 fusibles

Condiciones de operación de los fusibles:

zc

zNB

II

III

⋅≤≤≤

45,1

BI Intensidad nominal de la línea.

zI Intensidad máxima protección.

cI Intensidad convencional de corte de fusible.


NI Intensidad nominal del fusible.

En los fusibles del tipo seleccionado cI =1,6* NI . Entonces los valores de las

condiciones son los que siguen: BI = 4,99 A; zI =6,916 A. Dada la condición de

operación indicada se seleccionan fusibles de valores nominales 6 A – 400 V,

comprobando entonces:

4,99 6,916

1,45

1,6 6 1,45 6,916

9,6 10,02

N

c z

I

I I

≤ ≤≤ ⋅⋅ ≤ ⋅≤

Por lo que se dispondrán de 120 fusibles para la instalación completa del siguiente

calibre:

Fusible gG 6A – 600 V

6.6.1.2 Interruptor-seccionador corriente continua.

Se dispone de interruptores en carga con capacidad para establecer, soportar e

interrumpir intensidad en condiciones nominales y durante un periodo de tiempo

establecido la intensidad de corte, en cada uno de los distintos grupos.

La tensión e intensidad nominal de cada uno de los subgrupos a de ser soportada

por este elemento:

Tensión nominal Un= 545.6 V

Intensidad nominal 4,99 A * 10 ramas = 49,9 A

Por lo que el interruptor seccionador será uno tal que 600 V – 50 A.

Además de los fusibles, en el armario de CC se incluirá un descargador de

sobretensiones, como protección contra sobretensiones y sobrecargas


6.6.2 Protecciones de corriente alterna.

6.6.2.1 Interruptor general manual.

Se instalará como elemento de corte y protección contra cortocircuitos y

sobreintensidades un interruptor magnetotérmico para cada generador. Este

interruptor deberá establecer, soportar e interrumpir intensidades en condiciones

nominales, así como también, soportar un espacio de tiempo e interrumpir la

intensidad de cortocircuito.

Tensión nominal Un= 400 V

Intensidad nominal de línea bI =36,08 A* 4 inv = 144,32 A

Intensidad admisible por los conductores ZI = 290 A*0,8= 232 A (factor corrección

conductores enterrados bajo tubo)

Intensidad de cortocircuito de compañía ccI =6 kA

Se debe cumplir la siguiente condición en base a los parámetros expuestos:

144,32 232B N z

N

I I I

I A

≤ ≤≤ ≤

Los parámetros nominales, por lo tanto, del interruptor a instalar serán 160 A – 690

V, con una intensidad de cortocircuito superior a 6kA, de la gama ofrecida por los

catálogos comerciales.

6.6.2.2 Interruptor automático diferencial general.

En el caso de derivación de algún elemento se debe de establecer una protección

para las personas. Por este motivo, se instala uno de estos elementos en cada uno de los

armarios de protección y medida.

Siguiendo las instrucciones de la ITC-BT-25 del REBT este elemento de protección

ha de poseer una intensidad diferencial-residual máxima de 30 mA y una tensión


asignada al menos igual, o superior, a la del interruptor general. En coherencia con

esto, se emplean bloques diferenciales tetrapolares de 160 A – 30 mA acoplables a

magnetotérmicos con selectividad cronométrica, para establecer una coordinación con

los diferenciales individuales de cada línea.

6.6.2.3 Interruptores magnetotermicos.

A la salida de cada inversor, por cada línea, se dispondrá como elemento de

protección y corte contra sobreintensidades y cortocircuitos un interruptor

magnetotérmico. Este interruptor deberá establecer, soportar e interrumpir

intensidades en condiciones nominales, así como también, soportar un espacio de

tiempo e interrumpir la intensidad de cortocircuito.

Se siguen las guías establecidas en el REBT (ITC-BT-17 y ITC-BT-25) para su

selección e instalación:

Tensión nominal Un= 400 V

Intensidad nominal de línea bI =36,08

Intensidad admisible por los conductores ZI = 71A

Intensidad de cortocircuito de compañía ccI =6 kA

Se debe cumplir la siguiente condición en base a los parámetros expuestos:

36,08 71B N z

N

I I I

I A

≤ ≤≤ ≤

Los parámetros nominales, por lo tanto, del interruptor a instalar serán 40 A – 500

V, con una intensidad de cortocircuito superior a 6kA, de la gama ofrecida por los

catálogos comerciales.


6.6.2.4 Interruptores diferenciales.

En el caso de derivación de algún elemento se debe de establecer una protección

para las personas. Por este motivo, se instala uno de estos elementos en cada uno de los

inversores.

Siguiendo las instrucciones de la ITC-BT-25 del REBT este elemento de protección

ha de poseer una intensidad diferencial-residual máxima de 30 mA y una tensión

asignada al menos igual, o superior, a la del interruptor general. En coherencia con

esto, se emplean bloques diferenciales tetrapolares de 40 A – 30 mA instantáneos de la

serie Vigi de Merlín Guerin, clase AC. Se obtiene una selectividad total al ser estos

instantáneos, afectándose el corte solo de la línea con falta, sin que actúe el diferencial

general, que actúa con retardo.


6.7 Cálculo de la producción eléctrica anual esperada.

En los siguientes aparatados se realiza una estimación de la energía eléctrica

inyectada a la red de distribución eléctrica. Para ello se implementa un análisis de

pérdidas en el sistema, obteniendo así un rendimiento estimado de la instalación

fotovoltaica.

6.7.1 Estimación de pérdidas y ratio de producción.

Se denomina ratio de producción al cociente entre la energía realmente producida

por la instalación y la energía teórica máxima que es posible generar, pudiendo

cuantificar las pérdidas y comparar instalaciones fotovoltaicas ubicadas en distintos

lugares.

Se trata de un parámetro experimental, por lo que únicamente puede efectuarse una

estimación de las diferentes pérdidas a las que puede verse sometida la instalación,

teniendo en cuenta que el ratio de producción de una instalación típica sin obstáculos

oscila 0,6-0,8.

Para nuestro caso a estudio se muestra a continuación de las pérdidas que son

evaluadas por su relevancia, así como, un cálculo detallado de las mismas

seguidamente:


Figura 15.Esquema de pérdidas evaluadas en Sistema FV.

1. Pérdidas en el generador.

Se enumeran y cuantifican a continuación las pérdidas relevantes valoradas

referidas al generador fotovoltaico.

a) Pérdidas por orientación e inclinación.

Se consideran aquí las pérdidas debidas a una disposición del generador que

difiera del óptimo tanto en inclinación como en orientación. Debido a los dos

diferentes planteamientos de instalación se estudiarán aquí para cada uno de

ellos:


a.1 Cubierta plana: La orientación como la inclinación es la óptima para la

ubicación geográfica, y no existe desviación respecto al Sur. Por lo que:

0; 0.orientacion inclinacionP P= =

a.2 Cubierta doble vertiente: En este caso la inclinación de los paneles que

forman los subcampos es la óptima, pero no ocurre lo mismo con la orientación

respecto al Sur, debido a la disposición longitudinal de la nave industrial, que

no se corrige en la instalación y montaje de las mismas.

Por lo tanto, en este punto, se requiere el cálculo de las pérdidas por

orientación,

4 2 5 2_ [1,2 10 ( 10) 3,5 10 ] 100orientacion inclinP β φ α− −= ⋅ − + + ⋅ ⋅ ⋅

Siendo φ la latitud de la ubicación, por lo que:

4 2 5 2_ [1,2 10 (30 40,1 10) 3,5 10 24 ] 100 2.01%orientacion inclinP − −= ⋅ − + + ⋅ ⋅ ⋅ =

Y para resaltar la importancia de la corrección de la inclinación de los paneles

sobre esta superficie, se hace a continuación el cálculo de pérdidas, en el caso de

que se dispusieran sobre la inclinación propia de la cubierta (una inclinación de

8º):

4 2_ [1,2 10 (8 40,1 10) ] 100 5.86%orientacion inclinP −= ⋅ − + ⋅ =

Lo que supondría unas pérdidas notablemente elevadas, pasando del entorno

del 2% al 6%, es decir, incrementándolas tres veces su valor.


b) Pérdidas por sombras.

Existen diversos métodos para el cálculo de las pérdidas por sombreado.

El IDAE recomienda obtener, mediante un teodolito, un perfil de

obstáculos que afecten a la superficie de l generador fotovoltaico, para

posteriormente representarlo en un diagrama de trayectorias solares y

así, poder obtener las tablas de pérdidas por sombreado.

En el caso de la instalación propuesta, se considera que no existen

obstáculos que afecten a la superficie de los paneles. Y adicionalmente,

se ha calculado la separación mínima entre paneles para evitar que se

generen sombras entre ellos. Por lo tanto, se pueden considerar como

nulas las pérdidas por este concepto.

c) Pérdidas por efecto de la temperatura.

Las pérdidas por efecto de la temperatura se estimarán constantes. Se

emplea la ecuación empírica de Schmidt, que supone una correlación

entre las pérdidas de temperatura y latitud.

Por lo que se emplea la siguiente expresión:

( ) 2

30

251065,01

−−⋅−= φFT

Siendo φ la latitud de la ubicación de la edificación. Calculadas a

continuación para la ubicación de la instalación:

( ) =

−−⋅−=2

30

25401065,01FT 0.9437

d) Pérdidas por dispersión.

Las células y módulos nunca son idénticos debido a la natural

dispersión de parámetros, propia de cualquier proceso de fabricación,

especialmente en la tecnología de equipos electrónicos.


En tecnología FV, la potencia máxima que puede entregar el generador

es inferior a la suma de las potencias máximas de los módulos que lo

constituyen.

Según datos del fabricante, la máxima desviación respecto a la potencia

nominal en los módulos utilizados es de –5%.

c) Pérdidas por transmitancia.

Cuando los rayos solares no inciden perpendicularmente sobre el

módulo, se producen ciertas pérdidas por reflexión y absorción en las capas

anteriores a las células solares.

Según estudios previos realizados, el rango de pérdidas para este tipo se

sitúa en un rango entre el 3-5%, función de condiciones particulares. Para este

estudio se tomará el valor medio del 4%.

d) Pérdidas por suciedad.

En la mayor parte de los casos el agua de la lluvia suele ser suficiente

para mantener las pérdidas anuales en niveles asumibles; sólo en los casos de

generadores sometidos a niveles elevados de contaminación o suciedad local,

las pérdidas pueden alcanzar valores representativos.

No se estiman estas pérdidas para la instalación a estudio.

Por lo que las pérdidas totales en el generador son la suma de las pérdidas expuestas

hasta este punto, y que suman un total de:

gen orientacion somb Temp Disp transP P P P P P= + + + +

Cubierta plana: 0 0 0.0563 0.05 0.04 0.146genP = + + + + =

Cubierta inclinada: 0.02 0 0.0563 0.05 0.04 0.166genP = + + + + =


2. Pérdidas en el cableado.

Son función directa de las secciones de los conductores calculadas

anteriormente, se calculan según las siguientes expresiones, que dependen de si se

trata de circuitos de corriente continua o circuitos trifásicos:

Circuitos trifásicos

KS

ILu Invn

⋅⋅⋅⋅

=ϕcos3 )(

uIP Invn ⋅⋅= )(3

Circuitos de corriente

continua KS

ILu STCcc

⋅⋅⋅

= )(2 )(STCccIuP ⋅=

Tomando 1cos =ϕ y )/(56 2mmmKCu ⋅Ω= .


Por lo tanto se pueden estimar las pérdidas en el cableado a través de la siguiente

expresión, comparando la potencia de pérdidas con la instalada:

_ 0.0232

2.32%

perd cableadocableado

n

cableado

PP

P

P

= =

=

3. Pérdidas en el inversor.

Este dato viene proporcionado por el fabricante en la tabla de características técnicas

del equipo, que para el inversor seleccionado se estiman en el 5%.

4. Disponibilidad de la instalación.

Aquí se consideran las pérdidas por caída de la red, labores de

mantenimiento y contingencias diversas. Este valor es un parámetro estimativo,

pero de cierta relevancia, por lo que se establece una disponibilidad

aproximada del 96%. Por lo que las perdidas por disponibilidad supondrán un

4%.

Tras evaluar las posibles pérdidas, se calcula el ratio de producción de la instalación

como se muestra a continuación:

gen cableado inversor disponibilidadPR η η η η= ⋅ ⋅ ⋅

Para cubierta plana: (1 0.146) (1 0.0232) (1 0.05) (1 0.04)PR= − ⋅ − ⋅ − ⋅ − =

0.7607 = 76.07%

Para cubierta inclinada: (1 0.166) (1 0.0232) (1 0.05) (1 0.04)PR= − ⋅ − ⋅ − ⋅ − =

0.7429 = 74.29%

Para cubierta inclinada (sin corrección de ángulo):

%62.717162.0)04.01()05.01()0232.01()196.01( ==−⋅−⋅−⋅−=PR


Queda reflejado aquí la relevancia de la orientación correcta de las células

fotovoltaicas, y como queda puesto de manifiesto en un parámetro como es el

Performance Ratio.

6.7.2 Irradiación en el plano del generador.

Para el cálculo, se toman los datos de irradiación procedentes de la base de datos

meteorológica Meteonorm 6.0. Se muestran a continuación en la siguiente tabla los

valores mensuales en Kwh/ 2m día, ofrecidos para la ubicación de los parámetros de

irradiación:

Seguidamente se muestran los valores de irradiación global llevándola al plano del

generador, es decir, tomando en cuenta la inclinación y orientación de los módulos. Se

emplea también el parámetro IAM para ajustar el valor final de estos datos. Se realiza

estas correcciones para ambas situaciones de cubiertas (plana e inclinada).

El parámetro IAM (modificador del ángulo de incidencia) es el que mide como

cambia la capacidad de captación del módulo plano conforme se modifica el ángulo

con que incide la radiación.


a) Radiación en el plano del captador en cubierta sin desviación respecto al Sur

(disposición en cubierta plana):

b) Radiación en el plano del captador en cubierta con desviación respecto al Sur

(disposición en cubierta doble vertiente):


6.7.3 Estimación de la energía inyectada o vendida al sistema.

Se estima en este punto el total de energía eléctrica inyectada a la red durante un

periodo de un año. La energía se puede estimar a través de la siguiente expresión:

( , )dm PMPp

CEM

G P PRE

G

β α ⋅ ⋅=

Siendo,

( , )dmG β α : Irradiancia global sobre el plano del captador.

21 /CEMG Kw m=

pmpP : Potencia pico del generador.

PR: Performance ratio.

En la siguiente tabla se presentan los valores previstos de energía inyectada diaria,

mensual y anualmente, a la red:

Tabla 10. Energía inyectada a la red (cubierta plana).

Instalación fotovoltaica sobre cubierta plana.( α =0º)

PR 0,7607

MES ( , )dmG β α [ 2/( )Kwh m dia ] [ / ]Ep Kwh dia [ / ]Ep Kwh mes

Enero 3,38 279,74 8672,03 Febrero 3,97 328,57 9857,21 Marzo 5,52 456,86 14162,60 Abril 5,44 450,24 13507,11 Mayo 6,13 507,34 15220,33 Junio 6,67 552,04 16561,15 Julio 6,77 560,31 17369,40

Agosto 6,51 538,79 16702,64 Septiembre 5,69 470,93 14127,84

Octubre 4,28 354,23 10981,15 Noviembre 3,11 257,40 7721,90 Diciembre 2,5 206,91 6414,22

Media anual

5,00 413,61 12608,46

Producción anual total 151297,85


Instalación fotovoltaica sobre cubierta inclinada ( α = 24º). PR 0,7429




Octubre 4,15 335,4342 10398,46 Noviembre 3 242,4826 7274,48 Diciembre 2,4 193,9860 6013,57

Media anual 4,92 397,81 12125,00


Tabla 11. Energía inyectada a la red (cubierta doble vertiente).

Instalación fotovoltaica sobre cubierta inclinada ( β=8º α= 24º).

PR 0,7162




Octubre 4,15 323,3786 10024,74 Noviembre 3 233,7677 7013,03 Diciembre 2,4 187,0141 5797,44

Media anual 4,92 383,51 11689,88


Tabla 12. Energía inyectada a la red (cubierta doble vertiente), ángulo de cubierta.


6.8 Cálculo de la producción CO2 y SOx ahorrado.

En este apartado se estiman el ahorro en emisiones de CO2 y SOx en referencia a la

producción eléctrica generada por la instalación fotovoltaica.

Un sistema FV aislado que sustituya a un grupo electrógeno diesel típico reducirá

alrededor de1 kg de CO2 por kWh producido. Para sistemas conectados a red

dependerá del perfil de producción de electricidad existente en cada país. La cifra

media mundial se ha establecido en 0.6 kg de CO2 por kWh y unos 2.95 gr de SOx.

Se calcula a continuación la aportación de la instalación a la reducción de emisiones

según los valores expuestos previamente y la producción energética anual estimada

para el generador integrado en cubierta plana y cubierta inclinada.

Tabla 13. Ahorro en emisiones instalación FV cubierta plana.

PR 0,7607

MES Ep mensual [kWh/mes] 2CO [Tm] xSO [kg]




Media anual 12608,15 8.44 37.19

Total anual 151297,85 101,37 446,33


Tabla 14. Ahorro en emisiones instalación FV cubierta inclinada.

PR 0,7429

MES Ep mensual [kWh/mes] 2CO [Tm] xSO [kg]




Media anual 12125,68 8.12 35.77

Total anual 145508,13 97,49 429,25

PR 0.7162

MES Ep

mensual [kWh/mes]

2CO [Tm] xSO [kg]




Media anual 11689,88 7,83 34,48

Total anual 140278,53 93,99 413,82

Tabla 15. Tabla ahorro emisiones cubierta inclinada, inclinación 8º.

.


7 Presupuesto.

7 Presupuesto. 124

7 Presupuesto.

7.1 Introducción.

Con el fin de poder realizar un análisis de viabilidad de las distintas soluciones

propuestas en las secciones anteriores, se realiza un presupuesto de la instalación

fotovoltaica de 100 kW de potencia nominal para cada opción considerada.

Se expone a continuación un resumen de los distintos presupuestos del proyecto,

considerando estos como “llave en mano”, es decir, el presupuesto por todos los

componentes y la instalación, incluyendo los impuestos directos de todos los

conceptos.

Se presenta un anexo al final de este documento con un presupuesto detallado para

los distintos conceptos del mismo.

7 Presupuesto. 125

7.2 Presupuesto instalación sobre cubierta plana.

TOTAL MATERIAL

29.300,00 €

461.347,80 € 73.815,65 €

535.163,45 €

4,92euro/Wp

7.300,00 €

12.000,00 €

TOTAL INST. Y MONTAJE

16% IVATOTAL(sin IVA)

TOTAL

ESTRUCTURA SOPORTE

CABLEADO Y ELEMENTOS DE CONEXIÓN

PROTECCIONES

1.272,49 €

432.047,80 €

ARMARIOS Y CAJAS DE DISTRIBUCIÓN

SISTEMA DE MONITORIZACIÓN

35.894,40 €

6.762,25 €

2.335,87 €

1.182,79 €

1. MATERIAL

337.280,00 €

47.320,00 €


INVERSOR

10.000,00 €

TOTALES

DIRECCION DE OBRA

2. INSTALACIÓN Y MONTAJE

OBRA CIVIL

INSTALACION Y MONTAJE

7 Presupuesto. 126

7.3 Presupuesto instalación sobre cubierta doble vertiente, ángulo óptimo.

TOTAL MATERIAL

37.300,00 €

473.953,40 € 75.832,54 €

549.785,94 €

5,05

1. MATERIAL

GENERADOR FOTOVOLTAICO 337.280,00 €

INVERSOR 47.320,00 €

ESTRUCTURA SOPORTE 40.500,00 €

CABLEADO Y ELEMENTOS DE CONEXIÓN 6.762,25 €

PROTECCIONES 2.335,87 €

ARMARIOS Y CAJAS DE DISTRIBUCIÓN 1.182,79 €

SISTEMA DE MONITORIZACIÓN 1.272,49 €

436.653,40 €


OBRA CIVIL 7.300,00 €

INSTALACION Y MONTAJE 18.000,00 €

DIRECCION DE OBRA 12.000,00 €


TOTALESTOTAL(sin IVA)

16% IVA

TOTAL

euro/Wp

7 Presupuesto. 127

7.4 Presupuesto instalación sobre cubierta doble vertiente, ángulo cubierta.

TOTAL MATERIAL

29.300,00 €

446.797,40 € 71.487,58 €

518.284,98 €

4,76

1. MATERIAL

GENERADOR FOTOVOLTAICO 337.280,00 €

INVERSOR 47.320,00 €

ESTRUCTURA SOPORTE 21.344,00 €

CABLEADO Y ELEMENTOS DE CONEXIÓN 6.762,25 €

PROTECCIONES 2.335,87 €

ARMARIOS Y CAJAS DE DISTRIBUCIÓN 1.182,79 €

SISTEMA DE MONITORIZACIÓN 1.272,49 €

417.497,40 €


OBRA CIVIL 7.300,00 €

INSTALACION Y MONTAJE 12.000,00 €

DIRECCION DE OBRA 10.000,00 €


TOTALESTOTAL(sin IVA)

16% IVA

TOTAL

euro/Wp

7 Presupuesto. 128

8 Análisis de Viabilidad.

Estudio Económico.

8 Análisis de Viabilidad. Estudio Económico. 129

8 Análisis de Viabilidad. Estudio Económico.

8.1 Introducción.

El correcto análisis de viabilidad económica de un proyecto es fundamental, no solo

para determinar la conveniencia de efectuar una inversión, sino también para predecir

el posible comportamiento de la misma, pudiendo así evitar o limitar perjuicios

económicos importantes para los inversores.

Es más, las entidades financieras exigen este tipo de estudios antes de aprobar los

créditos que se requieran para la ejecución de cualquier tipo de actividad

emprendedora.

En el siguiente estudio, se mostrará una previsión de la cuenta de resultados de la

instalación durante los 25 años de vida útil estimada, se simula el flujo de caja anual y

se estimarán los parámetros VAN, TIR y PR, indicadores utilizados habitualmente para

el análisis de viabilidad de inversiones.

Destacar que dentro del estudio económico, no se contempla el IVA soportado por

el inversor, quién deberá regular su situación con la Agencia Tributaria a este respecto,

trimestral y anualmente, dependiendo de sus rendimientos y actividades económicas.

Será indicado, eso sí, consideraciones generales a tener en cuenta sobre este punto.

8.2 Consideraciones previas. Supuestos adoptados.

Sin perjuicio de que la instalación pueda seguir funcionando de forma adecuada y

proporcionando un rendimiento económico suficiente durante un periodo mayor, se

considera una vida útil de 25 años para la instalación.

Por tratarse de una inversión de energías renovables y, según regula el Impuesto de

Sociedades, la empresa o persona jurídica que efectúe la inversión podrá deducirse el

10% del importe de la inversión durante los primeros 10 años, siempre que no se

supere un 35% de impuesto anual a pagar. El Impuesto de Sociedades solo es

imputable si el balance acumulado de la empresa es positivo, en caso contrario, no se

abona ninguna cantidad por este concepto.


Entendemos por inversión, el importe presupuestado por el proyecto general de la

instalación fotovoltaica, menos la parte que fuera financiada por la entidad bancaria.

Esta ofrece una financiación por el 80% del valor total del presupuesto de la

instalación, con un tipo de interés referenciado al Euribor + 1punto, aunque para este

estudio se tomará un interés del 8%. Este préstamo será amortizable a 10 años,

tomando como aval la propia instalación.

La amortización posible según las tablas oficiales, puede ser de hasta 25 años para

este tipo de instalaciones generadoras, siempre que no exceda el 8% del importe de la

inversión. Para el presente estudio se toma como plazo de amortización del

inmovilizado un periodo de 12 años, para situarnos dentro de los límites establecidos

legalmente.

8.3 Tarifas eléctricas para 2008. Régimen Especial grupo B.1.1.

La instalación fotovoltaica se acoge al Régimen Especial establecido en el Real

Decreto 661/2007, ya que se trata de una instalación de producción de energía eléctrica

contemplada en el artículo 27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. Dentro del 1.º

Grupo. Siendo, b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.

Dicho grupo se divide en dos subgrupos, correspondiendo al Subgrupo b.1.1.

Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria

mediante la tecnología fotovoltaica.


El pasado 29 de Diciembre de 2007 se publicaron en el BOE las nuevas tarifas

eléctricas para 2008, energías renovables incluidas, con entrada en vigor el 1 de Enero

de 2008.

ORDEN ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a

partir del 1 de enero de 2008.

En la pagina 21 de este documento (o 53801 del BOE), están las tarifas para las

instalaciones Fotovoltaicas de Régimen Especial, que hasta 100 kW queda en 45,5134

c€/kWh. Así pues, comparado con los 44,0381 c€/kWh, que se tenía desde enero del

2006, resulta un incremento del 3,35%.

De acuerdo art.44,1 del RD661/2007 el incremento es IPC-0,25% hasta el 2012. Para

el cálculo de las tarifas eléctricas, se ha cogido el IPC Interanual de Octubre, que es del

3,60%. Puesto que las tarifas para la tecnología fotovoltaica se actualizan con el IPC –

0,25%, para el 2008 quedan como sigue (ver Anexo V de ORDEN ITC/3860/2007,

Punto 3 de la página 21).

Instalaciones FV – Potencia < 100kW

Primeros 25 años 45,5134 c€/kWh

Restantes 36,4107 c€/kWh

Tabla 16. Tarifas eléctricas para instalaciones FV con potencia instalada < 100 Kw.

Instalaciones FV – Potencia > 100kW

Primeros 25 años 43,1486 c€/kWh

Restantes 34,5189 c€/kWh

Tabla 17. Tarifas eléctricas para instalaciones FV con potencia instalada > 100 Kw.


8.4 Definición de conceptos aplicados al análisis.

8.4.1 Cuenta de resultados.

La cuenta de resultados es aquella que recoge las diferencias surgidas en el

transcurso de un periodo contable entre los flujos de ingresos y gastos, imputables al

mismo periodo. Resume las operaciones de la empresa en el período acotado,

generalmente se toma el año como periodo de estudio.

IMPINTAGIBDI −−−−= .

(Beneficios después de Impuestos = Ingresos – Gastos – Amortizaciones - Intereses – Impuestos )

La cuenta de resultados también recoge los componentes desglosados que

comprenden la globalidad del resultado empresarial, así como, conocer si la marcha de

cada apunte es la deseada.

Para un correcto análisis de la gestión realizada es imprescindible el conocimiento

del beneficio o pérdida obtenido y donde se han generado. Estos datos son clave para

la evolución de la situación actual y la previsión sobre el futuro de la empresa.

Apartado de Ingresos: En este punto se considerarán exclusivamente las

ventas de energía a la red anuales. Se tendrán en cuanta los siguientes

factores:

Previsible incremento anual de la tarifa eléctrica de referencia.

Por lo que se estimará este aumento en un 3,25% anual.

Posible reducción anual del rendimiento de la instalación por

desgaste de sus componentes. La reducción se estimará en un

0,09% durante los 12 primeros años de servicio, y en un 0,08%

en los 13 siguientes.

Apartado de Gastos: se reflejarán los costes de operación y mantenimiento

anuales, incluyendo el contrato de mantenimiento por un importe anual de

los ingresos de venta obtenidos el año previo. Así como también, el

desembolso anual de la prima del seguro de la instalación, considerando un

incremento anual del IPC de 3,5%.


Apartado de Amortizaciones: refleja la amortización de la inversión, esto es,

la distribución del gasto de adquisición de la instalación a lo largo de varios

periodos contables.

Se adopta el método de amortización constante, con igual cantidad anual

dedicada a este concepto. Resaltar aquí, que la amortización se refiere a un

elemento contable que permite representar la depreciación monetaria que en

el transcurso del tiempo sufren los activos inmovilizados de la empresa.

Apartado de intereses: del préstamo financiero suscrito nacen unos

desembolsos anuales en concepto de interés, según la tabla de amortización

del préstamo.

Apartado de Impuestos: el pago del Impuesto de Sociedades, supone un 30%

de los beneficios anuales. Aquí aplican las condiciones y ventajas fiscales

expuestas en el apartado de consideraciones iniciales.


Figura 16. Esquema de la Cuenta de Resultados.

Tras el estudio de los distintos puntos citados hasta ahora, se ha de ofrecer el

beneficio acumulado después de impuestos a lo largo del periodo de vida útil

establecido para la instalación proyectada. Esto dará una visión clara de la rentabilidad

de la inversión.

8.4.2 Valor Actual Neto (VAN).

Uno de los criterios que se emplean para analizar la rentabilidad de la instalación

FV será el VAN.


El Valor Actual Neto (VAN) de un proyecto de inversión se entiende como la suma

algebraica de los valores equivalentes de todos los flujos de caja parciales, actualizada

al inicio del proyecto. Los flujos de cada año son las sumas anuales de los gastos e

ingresos, pudiendo ser de cualquier signo. De tal forma, que si en un año se tiene un

flujo de caja negativo significaría que en ese periodo, los gastos han superado a los

ingresos, e inversamente, indicaría que los ingresos han sido superiores.

Por lo tanto, el VAN nos proporciona una medida absoluta de rentabilidad de la

instalación. Un VAN obtenido positivo nos indica que la instalación crea valor,

pudiendo ser abordada. En caso contrario, VAN negativo, la instalación generará

perdidas y no es interesante la inversión.

A continuación se muestran los criterios para evaluar la inversión en función del

VAN:

Si VAN>0 La Instalación es rentable.

Si VAN<0 La instalación no es rentable.

El VAN es un parámetro también cuantitativo, así, cuanto mayor sea este mayor

rentabilidad aportará la inversión.

El gran inconveniente de un análisis de rentabilidad utilizando este criterio es que

se ha de fijar la tasa de interés, la cual depende de muchos factores, como son: el precio

del dinero, los costes de oportunidad y los riesgos del tipo de inversión.

Se obtiene por medio de la siguiente expresión:

∑ ++−=

n

nn

r

FCInversiónVAN

1 )1( siendo r la tasa de descuento.

Se puede entender la tasa de descuento como el valor o interés mínimo que el

inversor espera obtener por la financiación y ejecución del proyecto.

8.4.3 TIR: Tasa Interna de Retorno.

Se define la Tasa Interna de Retorno como la tasa de descuento o tipo de interés que

iguala el VAN a cero.


∑ =+

+−=n

nn

r

FCInversiónVAN

1

0)1(

Para la realización de este cálculo se evalúa con procesos iterativos o ayudados de

software de cálculo matemático. Se considera que si el TIR es superior a la tasa de

descuento aplicada, el proyecto será rentable.

8.4.4 Flujo de caja.

También denominado “Cash-Flow” se trata de una estimación anual del saldo neto

del efectivo de la empresa, desglosando la diferencia entre los ingresos de las ventas

previstas y los pagos mensuales previstos.

A diferencia de la Cuenta de Resultados, este análisis no incorpora elementos

contables, representa las entradas o salidas netas de dinero anuales. Su principal

utilidad radica en la previsión de los momentos de necesidad de aportar capital, y en

cuales, se producirán ingresos debido a la actividad productiva. Se emplea, asimismo

para el cálculo de:

PR; VAN y TIR

8.4.5 Período de Retorno (PR).

Se define como el periodo de tiempo en que la inversión inicial retorna gracias a los

flujos de caja generados por el proyecto. Esto se produce en el año en que los flujos de

caja acumulados superan la inversión inicial.

8.5 Impuestos y deducciones de la instalación.

La actividad de producción eléctrica por medio de una instalación fotovoltaica de

vertido a red supone el desarrollo de unos medios productivos con el fin de obtener un

retorno rentable de la inversión.

Esto lo convierte en una actividad económica y, por lo tanto, estará sujeta al régimen

fiscal y tributario en los apartados que se exponen a continuación:

1.- IAE (Impuesto de Actividades Económicas).


Se deberá dar de alta la instalación dentro del epígrafe 151.4 del IAE

correspondiente a la producción de energía solar. A partir de la Ley 51/2002 de 27 de

Diciembre sobre Tributos Locales, las instalaciones de producción fotovoltaica estarán

exentas del pago, puesto que se tributa como empresa que factura por su generación.

2.- Impuesto sobre la renta de las personas físicas.

Se deberá pagar los impuestos por el neto resultante de restar los ingresos, por

venta de la electricidad generada, los gastos deducibles ocasionados por la instalación,

como son el mantenimiento y la amortización del crédito pedido.

3.-IVA

Se deberá hacer una declaración trimestral, por la compra de los equipos y la factura

a la compañía eléctrica distribuidora (modelo 300).

Al finalizar el primer año de operación de la instalación se puede solicitar la

devolución de todo el importe del IVA, referente a la ejecución de la instalación. Para

lo que se debe estar dado de alta en el IAE.

Si la instalación ha sido financiada en parte mediante alguna subvención, existe un

limite de deducción del IVA, que es el porcentaje en que la instalación esta financiada

por la subvención.

En cuanto a deducciones que podría beneficiarse la instalación se pueden definir las

siguientes:

Por ser la actividad económica de generación de electricidad mediante

generadores fotovoltaicos, se puede deducir el primer año del 10% de la

inversión en la instalación fotovoltaica.

Otra forma de deducción del 10% sobre el valor de la inversión, es

imputándose la misma a inversiones en medio ambiente.


8.6 Análisis de viabilidad y rentabilidad de la instalación.

8.6.1 Instalación de 100 kW sobre cubierta plana.

ANÁLISIS ECONÓMICO DE INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA

TIPO DE INSTALACIÓN

POTENCIA DE LOS INVERSORES 100 KW

POTENCIA DEL CAMPO FOTOVOLTAICO 108800 wp

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ESTIMADA ANUAL 151298 kWh/año

INGRESOS DEL PRIMER AÑO 68856 €

DATOS GENERALES

PERIODO EN EL QUE EL FABRICANTE GARANTIZA UNA POTENCIA

EN SU PRODUCTO DEL 80% DE LA POTENCIA NOMINAL 25 años

P.V.P. DEL kWh 0,4551 €

INCREMENTO ESTIMADO DEL PRECIO DE LA ENERGÍA 3,25 % anual

I.P.C. ESTIMADO 3,5 % anual

COSTES

COSTE APROXIMADO TOTAL DE LA INSTALACIÓN 535163 €

PERIODO DE AMORTIZACIÓN 12 años

COSTE ANUAL DE MANTENIMIENTO AÑO DE REFERENCIA 1500 €

COSTE ANUAL DEL SEGURO INTEGRAL DE LA INSTALACIÓN 2500 €

FINANCIACIÓN

FONDOS PROPIOS 20% 107032,6 €

SUBVENCIÓN 0 €

PRÉSTAMO 428130,4 €

TIPO DE INTERÉS 8 %

PLAZO 10 años

PAGO MENSUAL DE CRÉDITO 5194,40 €

8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

139

AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

PÉRDIDA ANUAL DE EFICIENCIA 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,009 0,008 0,008 0,008

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANUAL PORCENTUAL 1,000 0,991 0,982 0,973 0,964 0,955 0,946 0,937 0,928 0,919 0,910 0,901 0,893 0,884 0,876

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANUAL (kWh) 151298 149936 148575 147213 145851 144490 143128 141766 140405 139043 137681 136319 135059 133798 132537

INCREMENTO DEL PRECIO DE LA ENERGÍA (%) 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25

PRECIO DEL kWh FOTOVOLTAICO 0,455 0,470 0,485 0,501 0,517 0,534 0,551 0,569 0,588 0,607 0,627 0,647 0,668 0,690 0,712

ENTRADAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

VENTA DE ENERGÍA 0 68856 70454 72083 73743 75436 77160 78917 80707 82529 84385 86274 88197 90222 92284 94385

DEVOLUCIÓN 10% INVERSIÓN 10703

TOTAL ENTRADAS 0 68856 81157 72083 73743 75436 77160 78917 80707 82529 84385 86274 88197 90222 92284 94385

SALIDAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

MANTENIMIENTO 0 1500 1553 1607 1663 1721 1782 1844 1908 1975 2044 2116 2190 2267 2346 2428

CUOTAS DE CRÉDITO 62333 62333 62333 62333 62333 62333 62333 62333 62333 62333 0 0 0 0 0

PAGO DE INTERESES 33198 30779 28160 25324 22252 18926 15323 11421 7195 2619 0 0 0 0 0

AMORTIZACIÓN DEL CRÉDITO 29135 31554 34172 37009 40080 43407 47010 50912 55137 59714 0 0 0 0 0

SEGURO INTEGRAL DE LA INSTALACIÓN 2500 2588 2678 2772 2869 2969 3073 3181 3292 3407 3526 3650 3778 3910 4047

TOTAL SALIDAS 107033 66333 66473 66618 66768 66923 67084 67250 67422 67600 67784 5642 5840 6044 6256 6475

TESORERÍA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

TESORERÍA INICIAL -107033 -104510 -89826 -84361 -77385 -68872 -58795 -47128 -33843 -18914 -2313 78319 160676 244854 330882

FLUJO PERÍODO ENTRADAS-SALIDAS -107033 2523 14684 5465 6976 8513 10077 11667 13285 14929 16601 80632 82357 84177 86028 87911

TESORERÍA FINAL -107033 -104510 -89826 -84361 -77385 -68872 -58795 -47128 -33843 -18914 -2313 78319 160676 244854 330882 418792

RESULTADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

RESULTADO BRUTO 64856 77017 67798 69309 70846 72410 74000 75618 77262 78934 80632 82357 84177 86028 87911

AMORTIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 44597 0 0 0

BENEFICIOS ANTES DE INTERESES E IMPUESTOS 20259 32420 23201 24712 26249 27813 29403 31021 32665 34337 36035 37761 84177 86028 87911


BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS -12939 1641 -4959 -612 3996 8887 14080 19600 25470 31718 36035 37761 84177 86028 87911

BENEFICIO NETO -107032,600 -12939 1149 -4959 -612 2797 6221 9856 13720 17829 22202 25225 26432 58924 60220 61537

RENTABILIDAD ECONÓMICA DEL EJERCICIO (%) 3,79 6,06 4,34 4,62 4,90 5,20 5,49 5,80 6,10 6,42 6,73 7,06 15,73 16,08 16,43

RENTABILIDAD FINANCIERA (%) -12,09% 1,07% -4,63% -0,57% 2,61% 5,81% 9,21% 12,82% 16,66% 20,74% 23,57% 24,70% 55,05% 56,26% 57,49%

ACUMULADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

BENEFICIOS ACUMULADOS -12939 -11790 -16750 -17362 -14565 -8344 1512 15232 33061 55263 80488 106920 165844 226064 287602

RENTABILIDAD ACUMULADA (%) -12,09 -11,02 -15,65 -16,22 -13,61 -7,80 1,41 14,23 30,89 51,63 75,20 99,90 154,95 211,21 268,70

RENTABILIDAD MEDIA ANUAL (%) -12,09 -5,51 -5,22 -4,06 -2,72 -1,30 0,20 1,78 3,43 5,16 6,84 8,32 11,92 15,09 17,91

TASA INTERNA DE RENTABILIDAD -TIR -2,66% -0,01% 3,77% 6,19% 7,90%

8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

140

AÑO 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

PÉRDIDA ANUAL DE EFICIENCIA 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,008 0,015

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANULA PORCENTUAL 0,868 0,859 0,851 0,843 0,834 0,826 0,818 0,809 0,801 0,786

PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ANUAL (kWh) 131276 130015 128755 127494 126233 124972 123711 122451 121190 118920

INCREMENTO DEL PRECIO DE LA ENERGÍA (%) 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25 3,25

PRECIO DEL kWh FOTOVOLTAICO 0,735 0,759 0,784 0,809 0,836 0,863 0,891 0,920 0,950 0,981

ENTRADAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

VENTA DE ENERGÍA 0 96526 98706 100925 103185 105485 107825 110207 112629 115092 116607

TOTAL ENTRADAS 0 96526 98706 100925 103185 105485 107825 110207 112629 115092 116607

SALIDAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

MANTENIMIENTO 0 2513 2601 2692 2786 2884 2985 3089 3197 3309 3425

CUOTAS DE CRÉDITO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PAGO DE INTERESES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AMORTIZACIÓN DEL CRÉDITO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SEGURO INTEGRAL DE LA INSTALACIÓN 4188 4335 4487 4644 4806 4974 5149 5329 5515 5708

TOTAL SALIDAS 0 6701 6936 7179 7430 7690 7959 8238 8526 8824 9133

TESORERÍA 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

TESORERÍA INICIAL 418792 508617 600387 694134 789889 887684 987550 1089519 1193621 1299889

FLUJO PERÍODO ENTRADAS-SALIDAS 0 89825 91770 93747 95755 97795 99866 101969 104103 106267 107474

TESORERÍA FINAL 0 508617 600387 694134 789889 887684 987550 1089519 1193621 1299889 1407362

RESULTADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

RESULTADO BRUTO 89825 91770 93747 95755 97795 99866 101969 104103 106267 107474

AMORTIZACIÓN DE LA INSTALACIÓN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

BENEFICIOS ANTES DE INTERESES E IMPUESTOS 89825 91770 93747 95755 97795 99866 101969 104103 106267 107474


BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS 89825 91770 93747 95755 97795 99866 101969 104103 106267 107474

BENEFICIO NETO 62877 64239 65623 67029 68457 69906 71378 72872 74387 75231

RENTABILIDAD ECONÓMICA DEL EJERCICIO (%) 16,78 17,15 17,52 17,89 18,27 18,66 19,05 19,45 19,86 20,08

RENTABILIDAD FINANCIERA (%) 83,92% 85,74% 87,59% 89,46% 91,37% 93,30% 95,27% 97,26% 99,28% 100,41%

ACUMULADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

BENEFICIOS ACUMULADOS 350479 414718 480340 547369 615825 685732 757110 829982 904369 979600

RENTABILIDAD ACUMULADA (%) 327,45 387,47 448,78 511,40 575,36 640,68 707,36 775,45 844,95 915,24

RENTABILIDAD MEDIA ANUAL (%) 20,47 22,79 24,93 26,92 28,77 30,51 32,15 33,72 35,21 36,61

TASA INTERNA DE RENTABILIDAD -TIR 9,17% 10,15% 10,93% 11,55% 12,06% 12,47% 12,82% 13,11% 13,35% 13,56%


ANÁLISIS DEL PRÉSTAMOPRÉSTAMO 428130,4 €


PLAZO 10 años

PAGO MENSUAL DE INTERESES 5194,40 €

INTERÉS MENSUAL 0,666666667 %

AÑO CAPITAL CUOTA INTERESES CAPITAL

PENDIENTE AMORTIZADO

1 428130,40 62332,84 33197,51 29135,322 398995,08 62332,84 30779,30 31553,543 367441,54 62332,84 28160,37 34172,474 333269,07 62332,84 25324,07 37008,775 296260,30 62332,84 22252,36 40080,486 256179,83 62332,84 18925,70 43407,147 212772,69 62332,84 15322,93 47009,918 165762,78 62332,84 11421,13 50911,719 114851,08 62332,84 7195,49 55137,3510 59713,73 62332,84 2619,11 59713,73

Tabla 18.Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta plana.

Resultado económico a 25 años

Total producción energía ( KWh) 3382115

Total ingresos venta energía( €) 2282819

Beneficio neto( €) 979600

Flujos Financieros netos ( €) 1514395

TIR PROYECTO 25 años 13,56%

VAN Proyecto (i=coste capital)( €) 263.639

PLAZO RECUPERACION Inversión años 12


8.6.2 Instalación de 100 kW sobre cubierta inclinada (ángulo 30º).







DATOS GENERALES



P.V.P. DEL kWh 0,4551 €



COSTES





FINANCIACIÓN

FONDOS PROPIOS 20% 109957,2 €

SUBVENCIÓN 0 €

PRÉSTAMO 439828,8 €


PLAZO 10 años


8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

143

AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15






ENTRADAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

VENTA DE ENERGÍA 0 66221 67758 69324 70921 72549 74207 75897 77618 79371 81156 82973 84822 86769 88752 90773


TOTAL ENTRADAS 0 66221 78753 69324 70921 72549 74207 75897 77618 79371 81156 82973 84822 86769 88752 90773

SALIDAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

MANTENIMIENTO 0 1500 1553 1607 1663 1721 1782 1844 1908 1975 2044 2116 2190 2267 2346 2428





TOTAL SALIDAS 109957 68036 68176 68321 68471 68626 68787 68953 69125 69303 69488 5642 5840 6044 6256 6475

TESORERÍA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15


FLUJO PERÍODO ENTRADAS-SALIDAS -109957 -1815 10577 1003 2450 3923 5421 6944 8493 10068 11668 77330 78982 80725 82497 84299

TESORERÍA FINAL -109957 -111773 -101195 -100192 -97742 -93819 -88398 -81454 -72961 -62893 -51225 26105 105088 185812 268309 352607

RESULTADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

RESULTADO BRUTO 62221 74613 65039 66486 67959 69457 70980 72529 74104 75704 77330 78982 80725 82497 84299




BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS -17699 -2823 -9706 -5345 -717 4198 9423 14980 20896 27198 31515 33167 80725 82497 84299

BENEFICIO NETO -109957,200 -17699 -2823 -9706 -5345 -717 2939 6596 10486 14627 19039 22060 23217 56507 57748 59009


RENTABILIDAD FINANCIERA (%) -16,10% -2,57% -8,83% -4,86% -0,65% 2,67% 6,00% 9,54% 13,30% 17,31% 20,06% 21,11% 51,39% 52,52% 53,67%

ACUMULADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

BENEFICIOS ACUMULADOS -17699 -20522 -30228 -35573 -36290 -33351 -26755 -16269 -1642 17397 39457 62674 119181 176929 235938

RENTABILIDAD ACUMULADA (%) -16,10 -18,66 -27,49 -32,35 -33,00 -30,33 -24,33 -14,80 -1,49 15,82 35,88 57,00 108,39 160,91 214,57

RENTABILIDAD MEDIA ANUAL (%) -16,10 -9,33 -9,16 -8,09 -6,60 -5,06 -3,48 -1,85 -0,17 1,58 3,26 4,75 8,34 11,49 14,30


8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

144

AÑO 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25






ENTRADAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

VENTA DE ENERGÍA 0 92832 94928 97063 99236 101448 103699 105989 108318 110687 112144

TOTAL ENTRADAS 0 92832 94928 97063 99236 101448 103699 105989 108318 110687 112144

SALIDAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

MANTENIMIENTO 0 2513 2601 2692 2786 2884 2985 3089 3197 3309 3425





TOTAL SALIDAS 0 6701 6936 7179 7430 7690 7959 8238 8526 8824 9133

TESORERÍA 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25



TESORERÍA FINAL 0 438738 526730 616615 708421 802179 897919 995671 1095463 1197326 1300337

RESULTADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

RESULTADO BRUTO 86131 87992 89884 91806 93758 95740 97751 99792 101863 103011





BENEFICIO NETO 60291 61595 62919 64264 65631 67018 68426 69855 71304 72108



ACUMULADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25






ANÁLISIS DEL PRÉSTAMOPRÉSTAMO 439828,8 €


PLAZO 10 años

PAGO MENSUAL DE INTERESES 5336,34 €

INTERÉS MENSUAL 0,666666667 %



1 439828,80 64036,04 34104,62 29931,432 409897,37 64036,04 31620,32 32415,723 377481,65 64036,04 28929,83 35106,214 342375,44 64036,04 26016,04 38020,015 304355,43 64036,04 22860,39 41175,656 263179,78 64036,04 19442,84 44593,217 218586,57 64036,04 15741,62 48294,428 170292,15 64036,04 11733,21 52302,849 117989,31 64036,04 7392,10 56643,9510 61345,37 64036,04 2690,68 61345,37

Tabla 19.Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta inclinada 30º


Total producción energía (KWh) 3252686

Total ingresos venta energía ( €) 2195458

Beneficio neto ( €) 899349

Flujos Financieros netos( €) 1410294


VAN Proyecto (i=coste capital) € 236.819 €



8.6.3 Instalación de 100 kW sobre cubierta inclinada (ángulo 8º).







DATOS GENERALES



P.V.P. DEL kWh 0,4551 €



COSTES





FINANCIACIÓN

FONDOS PROPIOS 20% 103657 €

SUBVENCIÓN 0 €

PRÉSTAMO 414628 €


PLAZO 10 años


8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

147

AÑO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15






ENTRADAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

VENTA DE ENERGÍA 0 63841 65322 66833 68372 69941 71540 73169 74828 76518 78239 79990 81773 83650 85562 87511


TOTAL ENTRADAS 0 63841 75688 66833 68372 69941 71540 73169 74828 76518 78239 79990 81773 83650 85562 87511

SALIDAS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

MANTENIMIENTO 0 1500 1553 1607 1663 1721 1782 1844 1908 1975 2044 2116 2190 2267 2346 2428





TOTAL SALIDAS 103657 64367 64507 64652 64802 64957 65118 65284 65456 65634 65819 5642 5840 6044 6256 6475

TESORERÍA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15


FLUJO PERÍODO ENTRADAS-SALIDAS -103657 -526 11181 2181 3570 4984 6422 7885 9372 10884 12420 74348 75933 77606 79307 81036

TESORERÍA FINAL -103657 -104183 -93003 -90822 -87252 -82267 -75845 -67960 -58588 -47704 -35283 39065 114998 192604 271911 352947

RESULTADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

RESULTADO BRUTO 59841 71548 62548 63937 65351 66789 68252 69739 71251 72787 74348 75933 77606 79307 81036




BENEFICIO ANTES DE IMPUESTOS -15500 -1451 -7915 -3779 610 5270 10222 15488 21092 27060 31158 32743 77606 79307 81036

BENEFICIO NETO -103657,000 -15500 -1451 -7915 -3779 427 3689 7155 10842 14764 18942 21810 22920 54324 55515 56725


RENTABILIDAD FINANCIERA (%) -14,95% -1,40% -7,64% -3,65% 0,41% 3,56% 6,90% 10,46% 14,24% 18,27% 21,04% 22,11% 52,41% 53,56% 54,72%

ACUMULADOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

BENEFICIOS ACUMULADOS -15500 -16952 -24867 -28645 -28218 -24529 -17373 -6532 8233 27175 48985 71905 126229 181744 238469

RENTABILIDAD ACUMULADA (%) -14,95 -16,35 -23,99 -27,63 -27,22 -23,66 -16,76 -6,30 7,94 26,22 47,26 69,37 121,78 175,33 230,06

RENTABILIDAD MEDIA ANUAL (%) -14,95 -8,18 -8,00 -6,91 -5,44 -3,94 -2,39 -0,79 0,88 2,62 4,30 5,78 9,37 12,52 15,34


8 Análisis d

e Viabilid

ad. E

studio E

conómico.

148

ANÁLISIS D

EL PRÉST

AMO

PRÉSTAMO

414628€

TIPO

DE IN

TERÉS

8%

PLAZO

10años

PAGO MEN

SUAL D

E INTERESES

5030,58€

INTERÉS M

ENSU

AL

0,666666667%

AÑO 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25






ENTRADAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

VENTA DE ENERGÍA 0 89495 91516 93574 95669 97802 99972 102180 104425 106709 108114

TOTAL ENTRADAS 0 89495 91516 93574 95669 97802 99972 102180 104425 106709 108114

SALIDAS 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

MANTENIMIENTO 0 2513 2601 2692 2786 2884 2985 3089 3197 3309 3425





TOTAL SALIDAS 0 6701 6936 7179 7430 7690 7959 8238 8526 8824 9133

TESORERÍA 0 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25



TESORERÍA FINAL 0 435741 520321 606717 694956 785068 877081 971023 1066922 1164806 1263786

RESULTADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

RESULTADO BRUTO 82794 84580 86396 88239 90112 92013 93942 95899 97884 98980





BENEFICIO NETO 57956 59206 60477 61768 63078 64409 65759 67129 68519 69286



ACUMULADOS 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25








1 414628,00 60366,98 32150,53 28216,452 386411,55 60366,98 29808,58 30558,403 355853,15 60366,98 27272,25 33094,744 322758,41 60366,98 24525,40 35841,585 286916,83 60366,98 21550,57 38816,426 248100,41 60366,98 18328,82 42038,167 206062,25 60366,98 14839,68 45527,318 160534,95 60366,98 11060,93 49306,059 111228,90 60366,98 6968,55 53398,4310 57830,47 60366,98 2536,51 57830,47

Tabla 20. Resumen resultado económico a 25 años. Instalación cubierta inclinada 8º.


Total producción energía (KWh) 3135774

Total ingresos venta energía ( €) 2116547

Beneficio neto( €) 876057

Flujos Financieros netos 1367443


VAN Proyecto (i=coste capital) 232.428 €


8.7 Resultados y conclusiones.

El análisis se ha centrado en los 25 primeros años de vida de la instalación, no

obstante, se estima que con un adecuado mantenimiento, la vida útil podría situarse en

un periodo de entre 30 y 40 años. Por lo que la instalación fotovoltaica podría inyectar

energía a la red por un periodo superior, aumentando considerablemente el beneficio y

la rentabilidad mostrados en este estudio.

Uno de los factores de relevancia tras el estudio de viabilidad, es que es

determinante el momento de la inversión, pues factores como subvenciones o ayudas

de las administraciones públicas varían en función de la coyuntura política. También,


dentro de los factores temporales, se sitúa el aspecto del coste del crédito función de los

tipos de interés del momento.

La retribución del Kwh producido es un aspecto clave, el RD 661/2007, que fija los

precios que se han de pagar, es el factor que asegura una rentabilidad moderada en

proyectos de estas características. Sin los cuales no sería posible realizar un proyecto de

esta índole.

Dados los costes actuales de este tipo de instalaciones, aunque se han ido

disminuyendo progresivamente, para un desarrollo de este tipo de instalaciones es

imprescindible la tarificación primada de la energía producida. La simulación de este

sistema con los precios de la tarifa eléctrica ordinaria haría imposible la viabilidad de

este proyecto.


9 Simulación del Sistema FV

9 Simulación del Sistema FV. 152

9 Simulación del Sistema FV.

9.1 Introducción y objeto.

La aplicación de software para la simulación y predicción del comportamiento de

un equipo o instalación es una herramienta de elevado interés a la hora de evaluar

distintas posibilidades o soluciones técnicas.

Por lo que los objetivos buscados dentro de este capítulo serán los que siguen:

-Tener una referencia para el diseño de instalaciones fotovoltaicas, sin grandes

niveles de exactitud.

-Tener una herramienta de fácil manejo que nos permita hacer estudios sobre la

influencia de las variables y parámetros en el funcionamiento del sistema.

El soporte empleado para este procedimiento es el software de simulación PVsyst

4.3, sus prestaciones son expuestas en el anexo D

Los distintos escenarios que serán evaluados a través de este sistema serán los que

siguen:

Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Plana

Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada: inclinación óptima.

Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada: inclinación

conservada.

La simulación se implementa en los tres escenarios descritos para uno de sus

subcampos generadores, manteniendo los principales equipos (paneles e inversor), así

como la disposición física y eléctrica idéntica a los cálculos desarrollados previamente.

Los resultados se pueden extrapolar a la potencia de conjunto al tratarse de una

instalación modular.


A lo largo del capítulo se muestran los supuestos adoptados y consecuencia de la

simulación con las bases de datos meteorológicas y de componentes, los resultados y

gráficos devueltos por el sistema tras la simulación.


9.2 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Plana.


9.3 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada: inclinación

óptima.


9.4 Simulación del Sistema Fotovoltaico sobre Cubierta Inclinada: inclinación

conservada.


9.5 Análisis comparativo con los resultados de la simulación.

En la siguiente tabla se muestran los resultados comparativos de la producción

anual estimada por los cálculos convencionales realizados y los ejecutados en la

simulación con el software seleccionado:

Solución constructiva Producción anual [kWh]

Producción anual [kWh]

Simulación

Diferencial (%)

Cubierta Plana 151297,85 154384 2,00 Cubierta doble vertiente

(30º) 145508,13 149200 2,47

Cubierta doble vertiente (8º) 140278,53 145200 3,39

Se puede comprobar que la producción anual estimada por la simulación se sitúa

entre 2-3,5% superior a la estimada por los procedimientos descritos anteriormente en

este documento. Por lo que son ligeramente favorables, por lo que podrían incrementar

la rentabilidad del sistema.

También se puede comprobar que por la cercanía en los resultados se puede validar

un software de este tipo para el estudio y dimensionamiento de los campos

fotovoltaicos, ahorrando mucho tiempo en la ejecución de los cálculos por el

proyectista.

10 Análisis de Resultados y

Conclusiones.

10 Análisis de Resultados y Conclusiones. 167

10 Análisis de Resultados y Conclusiones.

10.1 Análisis de Resultados.

El objetivo de este apartado es el análisis de los resultados parciales que se han ido

obteniendo en los distintos capítulos de este estudio. Puesto que se ha partido de una

configuración inicial aplicada a tres posibles soluciones constructivas, se analizarán los

resultados comparativamente entre ellas en los campos que muestra la siguiente figura:

ANÁLISIS DE RESULTADOS

SUPERFICIEPRODUCCIÓN ELÉCTRICA

VIABILIDAD ECONÓMICA.

Se pretende mostrar la mejor opción desde estas distintas visiones de la instalación

fotovoltaica conectada a red para facilitar la decisión de cual de ellas seria la más

interesante para la ubicación y características especificadas previas al comienzo del

estudio.

10.1.1 Análisis de empleo de superficie.

La superficie disponible para la disposición de los distintos subgrupos generadores

es un factor limitante para cualquier tipo de instalación fotovoltaica, y determinante

para las que se encuentran dispuestas sobre las cubiertas de edificaciones.

La posibilidad de disponer de una superficie u otra, es relación directa con la

potencia pico que se puede instalar. Asimismo, es un factor de especial relevancia para

el rendimiento de los generadores, puesto que puede condicionar las pérdidas del

sistema, como se ve más adelante.


En la siguiente tabla se resumen los parámetros de relevancia en cuanto a la

superficie de disposición de los subgrupos generadores para la instalación a estudio.

Tabla 21. Tabla comparativa parámetros de ocupación superficie.

Solución constructiva

Superficie total

Superficie disponible

Superficie necesaria

Superficie cubierta

/ Superficie módulos

Densidad de

módulos

Posibilidad de

ampliación (%)

Cubierta Plana 3250 3250 1604,8 2,03 0,61 102,52

Cubierta doble

vertiente (30º) 3282 1641 1380 1,19 0,71 18,91

Cubierta doble

vertiente (8º) 3282 1641 980 1,67 1,00 67,45

Unidad m^2

Superficie neta de módulos 980

Se puede apreciar que la superficie total de las tres opciones es similar, en cambio,

se descubre una gran diferencia en cuanto a la superficie disponible de estas. Ello es

debido a que en las soluciones de las cubiertas a dos aguas, solo se puede aprovechar la

vertiente sur, perdiendo por ello una gran parte de la superficie. Este es uno de los

datos más favorecedores del tipo de instalación sobre cubierta plana frente a las dos

opciones inclinadas.

Otro factor revelador es la superficie necesaria para la instalación de 100 kW

nominales, 108,8 kWp, en la que se observa una mayor necesidad de superficie en la

primera opción frente a las otras dos. La causa principal de esto tiene su origen en la

disposición de las hileras de módulos función del estudio de sombras. La opción de

cubierta doble vertiente (8º) no necesita de este cálculo debido a que no se generan

sombras entre los paneles de las distintas hileras, se considera como superficie

necesaria la propia de los captadores, aunque este sería el máximo. Se adoptado esta

solución para poner de relevancia este factor, pero sería aconsejable mantener cierta

separación para facilitar el montaje y mantenimiento.

La posibilidad de ampliar la potencia instalada de la instalación es otro parámetro

que se ha de evaluar para comprender las futuras posibilidades de ampliación. Se

comprueban valores bien diferenciados: la opción en cubierta plana podría duplicar su


potencia nominal, y la opción de cubierta inclinada con ángulo optimizado, permitiría

una ampliación, escasamente del 18%.

Este apartado gana claramente las prestaciones de la cubierta plana, aún teniendo

una densidad de módulos inferior al resto. Teniendo en cuenta este factor, se podría

optar por sugerir un cubierta de simple vertiente, con ángulo adaptado al óptimo de

captación.

10.1.2 Análisis de producción eléctrica.

La producción anual estimada sufre variaciones moderadas de una solución técnica

a otra. En la siguiente tabla se muestra a modo resumen una comparación de la

producción y de los performance ratio:

Solución constructiva Orientación( α) Inclinación (β)

Performace Ratio (PR)

Producción anual [kWh]

Cubierta Plana 0 30º 0,7607 151297,85 Cubierta doble vertiente

(30º) 24º 30º 0,7429 145508,13

Cubierta doble vertiente (8º) 24º 8º 0,7162 140278,53

Tabla 22. Tabla comparativa producción anual estimada.

Los factores que claramente determinan una mayor producción son la proximidad

con la orientación e inclinación optima para la ubicación geográfica. La cubierta plana,

por sus características permite flexibilidad en la disposición y orientación lo que

posibilita el máximo aprovechamiento del potencial con los equipos seleccionados para

esta aplicación.

La cubierta de doble vertiente (30º), se desvía 24º respecto la orientación Sur,

manteniendo el ángulo de inclinación optimo. Al variar uno de los factores, en este

caso el azimut, la producción disminuye un 3.8% respecto a la primera opción.

Aumentando aún más para aquella, que conservando la pendiente de la cubierta de la

edificación y sumada a la misma desviación respecto al sur, disminuye su estimación

de generación hasta un 5.8% inferior a la solución de cubierta plana.


En este punto, y debido a que la disposición del eje longitudinal de la edificación

viene determinada por la parcela donde se edifica la misma, no se pueden ofrecer

soluciones alternativas realistas para compensar la desviación en la solución de doble

vertiente. Por lo que para maximizar la producción la solución idónea se muestra

evidente en la cubierta plana.

10.1.3 Análisis en la viabilidad económica del proyecto.

La viabilidad económica de un proyecto tiene como punto básico para el resto del

estudio la suma de los costes de instalación y ejecución de la instalación, es decir, el

presupuesto y en función de esta la inversión necesaria para implementar el proyecto.

En la siguiente tabla se muestra comparativamente el presupuesto e inversión

necesaria en cada una de las soluciones técnicas evaluadas:

Tabla 23. Tabla comparativa presupuestos, inversiones coste Wp.

Solución constructiva Presupuesto Inversión Coste Wp

Cubierta Plana 535163 107033 4,92 Cubierta doble vertiente

(30º) 549786 109957 5,05

Cubierta doble vertiente (8º) 518285 103657 4,76

Se puede observar la variación de los costes y por lo tanto del desembolso del

inversor entre los tres supuestos adoptados. La variación principal radica en los costes

de la estructura soporte de cada uno de ellos. Este elemento constitutivo del sistema es

propio de cada disposición y lo diferencia del resto por los condicionantes de la

distribución sobre la cubierta. También se refleja en segundo plano en los costos de

instalación, puesto que a mayor complejidad en el anclaje se elevan los costes de

instalación, esto es, de la mano de obra necesaria para la ejecución de la instalación.

La variación de costes entre las tres soluciones hace necesario un estudio combinado

de la inversión y producción anual de electricidad para poder inferir conclusiones

respecto a la rentabilidad del proyecto.


En la siguiente tabla se muestran los principales parámetros obtenidos en el estudio

de viabilidad económico para cada una de las soluciones técnicas desarrolladas y

presupuestadas:

Tabla 24. Tabla comparativa viabilidad económica.

Solución constructiva

Total producción

energía (KWh)

Total ingresos

venta energía (€)

Beneficio neto( €)

VAN( €)

TIR Proyecto 25 años

Plazo de Recuperación

Inversión años

Cubierta Plana 3382115 2282819 979600 263.639 13,56 % 12 Cubierta doble vertiente (30º) 3252686 2195458 899349 236.819 11,81 % 12

Cubierta doble vertiente (8º) 3135774 2116547 876057 232.428 12,3 % 12

Se puede comprobar que el plazo de recuperación de la inversión es el mismo para

las tres opciones, cuantificándose en 12 años.

La opción claramente diferenciada en todos los parámetros calculados es la opción

de la cubierta plana, en la que se obtiene un 13,56 % en el TIR a 25 años con un

beneficio neto acumulado de 979600 €.

La rentabilidad de este proyecto esta dentro de los limites aceptables para

abordarlo, pero es inferior a las que se venían obteniendo (15-18%), así como, el

periodo de recuperación de la inversión se puede considerar ligeramente elevado.

El diferencial en los parámetros de rentabilidad con proyectos fotovoltaicos de

características similares ejecutados años atrás es debido a la ausencia de subvenciones

y de los créditos beneficiosos que el ICO proporcionaba en sus líneas de financiación

previas. Siendo la financiación adoptada a través de una entidad financiera comercial.

10.1.4 Configuración adoptada.

A través del análisis recorrido en los apartados anteriores, y con el objetivo de una

mayor rentabilidad económica y de inyección eléctrica a la red de distribución la

configuración que se adopta es la diseñada sobre cubierta plana.


Otro de los motivos que justifican la adopción de esta solución es la posibilidad de

ampliación del generador al doble de potencia instalada. Esta posibilidad, viable

dentro del marco regulatorio del Régimen Especial, es adoptable si esta futura

ampliación constituyera una instalación legalmente perteneciente a una empresa

diferente de la propietaria de la primera para no exceder los límites de potencia

marcados en el RD.

10.2 Conclusiones generales.

Revisar el estado actual de la tecnología utilizada, tanto en la elaboración de las

células fotovoltaicas como en el desarrollo de los nuevos sistemas disponibles en el

mercado, permite reconocer una importante evolución de ésta tanto en la integración a

la arquitectura como en las diversas posibilidades exploradas de aplicación en la

construcción. En los próximos años la utilización de sistemas fotovoltaicos como

elementos arquitectónicos será cada vez más difundida, esto permitirá la apertura de

nuevos mercados más allá de los países industrializados, lo que es fundamental y

necesario para ir disminuyendo los costos tanto de fabricación, como de adquisición y

mantenimiento.

Es relevante verificar que los sistemas fotovoltaicos han evolucionado desde ser una

instalación externa hasta constituirse en un elemento aplicable al diseño arquitectónico

y constructivo. Por lo mismo, dada su actual diversidad de aplicaciones: láminas

fotovoltaicas flexibles, celdas en variedad de colores, tejas fotovoltaicas, laminados

semitransparentes y transparentes, revestimientos fotovoltaicos, etc., no está demás

pensar que su empleo será cada vez más frecuente.

Se tendrá en consideración que, si bien, la incorporación de un sistema fotovoltaico

(como instalación o integrado) en cualquier proyecto arquitectónico implica aún una

alta inversión económica, la duración de este es garantizada hoy por los fabricantes por

25 años; la experiencia permite constatar una vida útil superior a 30 años, logrando una

amortización de la inversión inicial de 11 a 13 años. Entonces podemos contar con un

ciclo de vida donde, aproximadamente, 14 años o más, serán de generación de energía

eléctrica prácticamente "gratis", toda vez que se de un correcto mantenimiento de los

sistemas.


No cabe duda que, en términos generales, ha habido durante estos últimos años un

importante desarrollo en el sector normativo de la producción de electricidad a partir

de fuentes renovables, potenciándose especialmente las instalaciones fotovoltaicas que

inyectan electricidad en la red.

Pero aun así, las administraciones han de seguir con esta labor de facilitar el

desarrollo del sector, incentivando y promocionando este tipo de instalaciones, hasta

que se afiancen en el mix energético nacional, cumpliendo los objetivos establecidos

para este tipo de energías.

Si bien la incorporación de un sistema fotovoltaico en cualquier proyecto

arquitectónico implica aún una alta inversión económica, a este sistema en particular se

le ha asociado un carácter multifuncional, ya que no sólo tiene como única finalidad la

generación de energía eléctrica, sino que además aprovecha las características de los

materiales y del diseño de los sistemas para calefacción, ventilación, control lumínico,

etc. Además responde a los requerimientos estéticos y estructurales, tornándose una

tecnología de múltiples aplicaciones y con las diferentes propiedades antes

mencionadas, que lo hace ser cada vez más funcional y competitivo con los materiales

de construcción y de cerramiento, justificando su costo inicial en relación al beneficio

integral, arquitectónico, bioclimático y constructivo.

Dado que hasta ahora no hay estudios ni investigaciones que demuestren un

impacto ambiental negativo producto del ciclo de vida de la generación y utilización

de la energía fotovoltaica, pasa a constituirse en la generación de energía eléctrica más

limpia y con menos efectos nocivos conocidos.

Con el fuerte avance tecnológico de estos sistemas, y disminuyendo los costos

posiblemente en los próximos años, la demanda del mercado fotovoltaico local debería

manifestarse positivamente. Sin lugar a dudas en nuestro país, por su disponibilidad

de radiación solar, adicionada la situación de alta dependencia y vulnerabilidad

energética, tendríamos que elaborar políticas tendientes a hacernos partícipes en esta

nueva forma de abastecimiento de energía, disminuyendo, así, gradualmente nuestra

dependencia de combustibles fósiles y diversificar las fuentes energéticas disponibles.

11 Bibliografía

11 Bibliografía. 175

11 Bibliografía.

11.1 Referencias.

Apuntes y textos de la asignatura “Energías Renovables” de la titulación de

Ingeniería Industrial (ICAI).

11.2 Libros y manuales.

[JUAN03] Paraninfo, “Energías Renovables para el Desarrollo”. De Juana

Sardón,J.M.; De Francisco García, A.; Fernández González, J.; y otros. Madrid, 2003.

[SEBA03] CENSOLAR, “ Tejados Fotovoltaicos: La energía solar conectada a la red

eléctrica.” Varios autores, SEBA, 2003.

[ALONSO01] Era Solar, ”Sistemas fotovoltaicos: Introducción al diseño y

dimensionado de instalaciones de energía solar fotovoltaica”.Alonso M., Madrid, 2001.

[VARIOS04] ASIF y Cámara de Madrid.”Energía Solar Fotovoltaica en la

Comunidad de Madrid”. Varios autores. Madrid, 2004.

[PV-TRAC05] European Comunities. ”A vision for Photovoltaic Technology”.

Bélgica, 2005.

[LOPEZ04] Sodean, “Instalaciones Fotovoltaicas”. Alfredo Germán Lopez Lara,

Isidoro Lillo Bravo, Valeriano Ruiz Hernandez, Ralf Haselhuhn, Claudia Hemmerle.

Sevilla. 2004

[IDAE02] IDAE, “Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a

Red”. Departamento de Energía Solar del IDAE, octubre 2002.

11.3 Programas.

METEONORM 6.0 (edición de 2007): referencia meteorológica, catálogo de datos

meteorológicos y procedimientos de cálculo para aplicaciones de energía solar.

11 Bibliografía. 176

PVSYST V4.3: software de uso para el estudio, calibración, análisis de simulación y

de los datos de los sistemas completos FV.

AUTOCAD 2008 LT: Ejecución de los planos en 2D.

SOLIDWORKS 2006 (education edition): ilustraciones 3D de las maquetas virtuales.

Anexos

A Planos

A Planos 179

A Planos

A.1 Lista de planos

Este anexo tiene como propósito incluir los planos de relevancia sobre las distintas

soluciones contractivas y los diseños del campo generador fotovoltaico. Se incluyen los

siguientes planos que se enumeran a continuación:

B PARÁMETROS SOLARES Y

CLIMATOLÓGICOS DE LA

UBICACIÓN.

B Parámetros Solares y Climatológicos de la Ubicación. 181

B Parámetros Solares y Climatológicos de la Ubicación.

B.1 Introducción

Este anexo tiene como propósito mostrar los datos y tablas obtenidos de los

parámetros relevantes a la ubicación, tanto referentes a la radiación incidente como a

los aspectos climatológicos referentes a las coordenadas geográficas del

emplazamiento. Los datos aquí ofrecidos son básicos y previos al dimensionamiento de

la instalación FV.

B.2 Empleo de bases de datos informatizadas.

Para la obtención de los datos aquí ofrecidos se ha trabajado con bases de datos

informatizadas, siendo seleccionada finalmente para el empleo en el presente proyecto

la que se describe a continuación.

METEONORM 6.0 (edición de 2007) es una referencia meteorológica, que incorpora

un catálogo de datos meteorológicos y de los procedimientos de cálculo para

aplicaciones de energía solar y diseño de sistemas en cualquier localización deseada en

el mundo. Se basa en más de 20 años de experiencia en el desarrollo de bases de datos

meteorológicos para aplicaciones de la energía.

El Swiss Federal Office of Energy financia el desarrollo de METEONORM.

LEYENDA DE DATOS METEOROLÓGICOS

Global irrad. (G_Gh) Radiación global horizontal

Diffuse (G_Dh) Radiación difusa horizontal

Temper (Ta) Temperatura ambiente

Wind spd (FF) Velocidad del viento.

Tabla 25. Leyenda Datos Metonorm 6.0


Figura 17. Valores mensuales de radiación difusa y global (horizontal).

Figura 18. Medias diarias de Radiación Global.


Figura 19. Horas de luz solar.

Figura 20. Valores mensuales medios de temperatura ambiente y desviaciones.


Figura 21. Valores diarios de temperatura: media, min. y max.

Figura 22. Precipitaciones y días con precipitaciones mensuales.


B.3 Carta Cilíndrica Solar (PVSYST V4.3)

En la siguiente gráfica, denominada Carta Cilíndrica, se puede observar cómo se

relacionan la altura solar y el azimut en función de los diferentes meses del año. Esta

Carta Cilíndrica corresponde a la zona de la Península Ibérica con las coordenadas

geográficas exactas donde el edificio cuya instalación va a calcularse esta situado.

Para la obtención de esta Carta Cilíndrica se ha empleado el software de simulación

PVSYST 4.3, alimentado con los datos proporcionados por Meteonorm V6 como fuente.

C Cálculo de sombras

C Cálculo de sombras. 188

C Cálculo de sombras.

C.1 Introducción.

En este anexo se presentan las tablas empleadas para el cálculo de las sombras en

campo próximo, es decir, las generadas por los propios paneles como causa de su

disposición en filas.

Se muestran también unos croquis de la disposición de dos hileras consecutivas con

las dimensiones y separaciones establecidas por los cálculos. También se realiza un

cálculo de la superficie total requerida según los parámetros previos de disposición y

dimensiones de los equipos.


C.2 Tablas y gráficos de cálculos.

D Presupuesto detallado

D Presupuesto detallado. 193

D Presupuesto detallado.

D.1 Introducción.

Se exponen a continuación la relación detallada de elementos necesarios para el

montaje e instalación de la instalación fotovoltaica de vertido a red de 100Kw

instalados sobre cubierta plana de nave industrial en Yuncos, Toledo.

Se especifican en este presupuesto el precio unitario de cada componente, y el IVA

correspondiente, así como, los valores totales de conjunto.

El valor de la unidad monetaria adoptado para el cálculo de los distintos conceptos

es la moneda de uso corriente, es decir, la unidad establecida es la unidad de euro.


D.2 Presupuesto detallado.

UNIDADES CANTIDAD PRECIO UNITARIO TOTAL

Ud. 640 527,00 337280,0016% IVA 53964,80Total 391244,80

Ud. 4 11.830,00 47320,0016% IVA 7571,20Total 54891,20

Ud. 320 112,17 35894,4016% IVA 5743,10Total 41637,50

Ud. 1 420,584 420,58Ud. 4 100,224 400,90Ud. 1 300,672 300,67Ud. 1 150,336 150,34

Total sin IVA 1272,4916% IVA 203,60Total 1476,09

mL 175 1,86 325,5

mL 175 1,86 325,5

mL 175 0,78 136,5

Subtotal 787,5

mL 80 2,96 236,8mL 140 2,96 414,4mL 80 0,83 66,4mL 60 3,58 214,8mL 60 0,96 57,6

Subtotal 990

Cableado entre Ramales

Cableado Modulos-Armario CC

Tubo flexible PVC diámetro 20

Cable unipolar sección 16 mm^2Cable amarillo-verde unipolar sección 16 mm^2

Tubo flexible PVC diámetro 25Cable unipolar sección 25 mm^2Tubo flexible PVC diámetro 32

Cable unipolar sección 6 mm^2

Cable amarillo-verde unipolar sección 6mm^2


INVERSOR

Modulo Fotovoltaico Suntech STP170-24ac

Tarjeta RS-485Modem RTC

Tarjetas entrada análogica

Inversor Ingecon Sun 25

CABLEADO Y ELEMENTOS DE CONEXIÓN

SISTEMA DE MONITORIZACIÓN

ESTRUCTURA SOPORTEEstructura Conergy SolarFamulus

Ingecon Sun Monitor



mL 20 2,96 59,2mL 20 2,96 59,2mL 20 0,83 16,6

Subtotal 135

mL 20 2,96 59,2mL 20 2,96 59,2mL 20 2,96 59,2mL 20 2,96 59,2mL 20 0,96 19,2

Subtotal 256

mL 125 9,77 1221,25mL 125 9,77 1221,25mL 125 9,77 1221,25mL 125 5,75 718,75mL 125 1,69 211,25

Subtotal 4593,75


Ud. 4 62,82 251,28Ud. 1 126,56 126,56Ud. 1 157,2 157,2Ud. 1 347,23 347,23Ud. 1 197,23 197,23Ud. 1 103,29 103,29


ARMARIOS - CAJAS

Cuadro de distribucion interior (20 modulos)

Cableado Armario CC - Inversor


Cableado Inversor - Armario CA

Cable unipolar gris sección 16 mm^2Cable unipolar marron sección 16 mm^2

Cableado Armario CA - CGP-CT

Cable unipolar negro sección 16 mm^2

Cable amarillo-verde unipolar sección 16 mm^2Tubo flexible PVC diámetro 32

Cable amarillo-verde unipolar sección 50 mm^2Cable unipolar marron sección 95 mm^2

Cable unipolar sección 16 mm^2Cable amarillo-verde unipolar sección 16 mm^2

Cable unipolar gris sección 95 mm^2Cable unipolar negro sección 95 mm^2

Caja de conexiones individual 540 x 270CGP-7-160

Armario empotrable poliester reforzadoArmario empotrable + chasis aparamenta

Cuadro de distribucion interior (40 módulos)



Ud. 80 0,57 45,6Ud. 1 398,62 398,62Ud. 1 425,33 425,33Ud. 4 150,86 603,44

Ud. 4 150,86 603,44Ud. 4 64,86 259,44


Ud. 1 7300 7300Ud. 1 12000 12000Ud. 1 10000 10000


PRESUPUESTO TOTAL 535163,45

OTROS CONCEPTOSObra civil

Montaje e instalación

Interruptor magnetotermico tripolar Merlin Guerin

Dirección de obra

Bloque diferencial tripolar Vigi Merlin Guerin

Interruptor en carga Interpact

Bloque diferencial tetrapolar

Fusible gGInterruptor magnetotérmico en caja moldeada

PROTECCIONES


Se detalla a continuación el coste por Wp instalado, como indicador del coste de la

instalación:

Pr sup _ 535163.45

_ 108800

e ues total

Potencia pico= = 4.92 €/Wp

E Descripción Software de

Simulación: PVSYST V4.3

E Descripción Software de Simulación: PVSYST V4.3. 198

E Descripción Software de Simulación: PVSYST V4.3.

E.1 Introducción

Este anexo tiene como propósito mostrar una visión general del software de

simulación PVSYST V4.3 que ha sido empleado en el desarrollo del presente proyecto

de instalación fotovoltaica conectada a red sobre cubierta de nave industrial.

Se trata de un software de uso para el estudio, calibración, análisis de simulación y

de los datos de los sistemas completos FV. A continuación se muestra un esquema en el

que figuran los distintos módulos ofrecidos por este sistema.

Figura 23. Diagrama módulos PVSYST.

En los siguientes puntos se realiza una breve descripción de cada uno de los

módulos y sus posibilidades de aplicación.

E.2 Descripción del sistema de simulación.

E.2.1 Preliminary design.:

Es un instrumento rápido y de fácil uso. Los parámetros iniciales de partida es si se

trata de una instalación conectada a red o autónoma.


Figura 24. Diagrama módulo “Preliminary Design”: opciones de cálculo.

Para sistemas de conexión a red, y especialmente para construir la integración, es

una aplicación arquitecto orientada. Lo que quiere decir esto es que se requiere como

datos de entrada el área disponible, la potencia nominal o la energía a obtener deseada.

Los parámetros adicionales son las propiedades generales acerca de la tecnología

fotovoltaica.

Este primer modulo realiza las evaluaciones del rendimiento del sistema

instantáneamente en valores mensuales, empleando pocas características generales del

sistema, sin especificar componentes específicos. También puede ofrecer una

estimación bruta del coste del sistema.

E.2.2 Project design.

Realiza una simulación detallada utilizando valores horarios, que ayuda al usuario

a definir el campo fotovoltaico, y a la selección correcta de los componentes de la

instalación. Se puede generar un informe completo con todos los parámetros y

resultados principales.


Figura 25. Diagrama módulo “Project Design”: opciones de cálculo.

La orientación del plano se puede definir en distintas configuraciones, siendo

calculadas la irradiación disponible según la inclinación del módulo, analizando las

posibles inclinaciones y la doble-orientación.

Para la conexión a red, el usuario debe introducir la potencia nominal deseada, para

escoger el inversor y los tipos de modulo FV que el programa dispone en su base de

datos. El propio software devuelve como salida una propuesta de número de

inversores, y una posible disposición del array (el número de módulos en serie y en

paralelo). Esta elección se realiza teniendo en cuenta las limitaciones del sistema: el

número de módulos en serie debe producir una tensión de MPP compatible con la

tensión del inversor.

Se puede modificar la propuesta del sistema para que sea el diseñador el que realice

la disposición según sus propios criterios técnicos.

E.2.3 Tools:

Analiza el resultado meteorológico de la base de datos y la administración de

componentes. Proporciona una elección amplia de instrumentos solares generales

(geometría solar, metrología en paneles inclinados, etc)


Figura 26. Diagrama módulo "Tools": herramientas disponibles.

E.2.4 Evaluación económica.

Se ejecuta una evaluación económica detallada, introduciendo los costos de los

componentes que se emplean, así como, condiciones adicionales de inversiones y

costos y el mantenimiento de la instalación. Los precios de los componentes pueden ser

definidos por el usuario, dentro de los parámetros concernidos del componente. Se

analiza la inversión, teniendo en cuenta también el precio previsto de la electricidad

anual obtenida.

F Procedimientos Administrativos.

Solicitudes Instalaciones Solares Fotovoltaicas.

F Procedimientos Administrativos. Solicitudes Instalaciones Solares Fotovoltaicas. 203

F Procedimientos Administrativos. Solicitudes Instalaciones

Solares Fotovoltaicas.

F.1 Introducción.

Los procedimientos administrativos para el proyecto y ejecución de una instalación

fotovoltaica conectada a red es uno de los aspectos que habitualmente genera

problemas, conflictos y retrasos en la puesta en marcha de este tipo de instalaciones

generadoras.

En el presente anexo se muestra un diagrama con los pasos y fases a seguir en

cuanto a los procedimientos a seguir con las distintas administraciones y entidades

involucradas en el proceso.

Se presenta, igualmente, una tabla aclaratoria con las diferentes fases, pasos,

periodos de tiempo y precios de los diferentes permisos y solicitudes pertinentes en los

diferentes organismos.


F.2 Flujo de procedimientos: Pasos y Fases.

Solicitud Punto Conexión Red

Autorización Administrativa

Licencia de Obra Mayor

Inscripción PreviaR.P.R.E.

Contrato de Venta de Energía en R. Especial

Autorización de Puesta en Servicio

Conexión a la RedVerificación equipos de

medidaEmisión de Certificado

de Cumplimiento

Inscripción definitiva en el R.P.R.E.

Figura 27. Flujo de procedimientos administrativos para Instalación FV en Régimen Especial.


F.3 Tabla procedimientos administrativos: Trámites, Entidades y Plazos.

PASO TRÁMITE ENTIDAD PLAZO APROX.

1

SOLICITUD DE

PUNTO DE CONEXIÓN A

RED

COMPAÑÍA ELECTRICA

SUMINISTRADORA DE

LA ZONA 1 Mes Aprox.

2 AUTORIZACIÓN

ADMINISTRATIVA

COMUNIDAD

AUTONOMICA Consejería

de Industria, Comercio y

Nuevas Tecnologías

Servicio de Instalaciones

Energéticas

3 Meses Aprox.

Si es de más de 100 Kw el

procedimiento se alarga en

el tiempo.

3 LICENCIA DE OBRA

MAYOR

AYUNTAMIENTO

OFICINA TÉCNICA

MUNICIPAL 3 Meses Max

4

CONDICIÓN DE

INSTALACIÓN DE

PRODUCCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

ACOGIDA AL RÉGIMEN

ESPECIAL E

INSCRIPCIÓN PREVIA

EN EL R.P.R.E.

COMUNIDAD AUTONOMICA Consejería de

Industria, Comercio y Nuevas Tecnologías


Energéticas

Aprox. menos de

un mes

5 CONTRATO DE VENTA

DE ENERGÍA EN

RÉGIMEN ESPECIAL


SUMINISTRADORA DE

LA ZONA 2 Semanas aprox.

6 AUTORIZACIÓN DE

PUESTA EN SERVICIO

COMUNIDAD

AUTONOMICA Consejería de



Energéticas

1 Mes Aprox.

7

CONEXIÓN A LA

RED


SUMINISTRADORA DE

LA ZONA

Se tramitan

simultáneamente y la

división es a efectos

internos. Plazo máximo de

Tramitación conjunta 31

días. Plazo aproximado 1

mes.


8

VERIFICACIÓN

DE EQUIPOS DE MEDIDA


SUMINISTRADORA DE

LA ZONA

Se tramitan






mes.

9 EMISIÓN DE

CERTIFICADO DE

CUMPLIMIENTO


SUMINISTRADORA DE

LA ZONA

Se tramitan






mes.

10 INSCRIPCIÓN

DEFINITIVA EN EL

R.P.R.E.

COMUNIDAD

AUTONOMICA Consejería de



Energéticas

1Mes máximo

Aprox. 3 semanas

Tabla 26 Trámites administrativos: entidades y plazos.

Fuente: www.solarfotovoltaicas.com

G Documentación Técnica de

Equipos

G Documentación Técnica de Equipos. 208

G Documentación Técnica de Equipos.

G.1 Introducción

Este anexo tiene como propósito mostrar las hojas de características técnicas de los

principales equipos que conforman el sistema de generación y vertido fotovoltaico.


G.1.1 Módulo Fotovoltaico.


G.1.2 Inversor trifásico conectado a red.


G.1.3 Estructura soporte Conergy SolarFamulus.


G.1.4 Estructura soporte Kompakt Vario.


G.1.5 Estructura soporte Sun Top III.


G.1.6 Sistema de monitorización y control.

Estudio Técnico Económico de Instalación Fotovoltaica conectada a red de 100 Kw

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