Estudio de Un Parque Fotovoltaico
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW PROYECTO FIN DE CARRERA ROCÍO RUIZ GUERRERO DNI:
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW
PROYECTO FIN DE CARRERA ROCÍO RUIZ GUERRERO DNI: 53276822 J INGENIERÍA INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PARTE I: INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. - 4 1.
DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA ............................................................................ - 4 -
2.
OBJETO......................................................................................................................................... - 5 -
3.
PETICIONARIOS......................................................................................................................... - 5 -
4.
NORMATIVA ............................................................................................................................... - 8 -
PARTE II: LA INSTALACIÓN .......................................................................................................... - 9 1.
INSTALACIÓN SOLAR .............................................................................................................. - 9 1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ...............................................................................................- 11 1.2 ESTRUCTURAS SOPORTE.......................................................................................................- 12 1.3 INVERSORES ............................................................................................................................- 13 -
2.
INSTALACIÓN ELÉCTRICA .................................................................................................. - 14 2.1 CABLEADO DC .........................................................................................................................- 15 2.2 CABLEADO AC.........................................................................................................................- 16 2.3 INFRAESTRUCTURAS COMUNES DE EVACUACIÓN EN BAJA TENSIÓN .....................- 17 2.4 EVACUACIÓN DE ENERGÍA..................................................................................................- 17 -
3.
JUSTIFICACION DE LA DISTRIBUCIÓN DE MODULOS ................................................ - 18 3.1 NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR RAMAL ................................................................- 18 3.2 NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR RAMAL..................................................................- 20 3.3 NÚMERO MÁXIMO DE RAMALES EN PARALELO.............................................................- 21 3.4 CONFIGURACION ADOPTADA..............................................................................................- 22 3.5 SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE ESTRUCTURAS..................................................................- 22 -
4.
CÁLCULOS ELÉCTRICOS...................................................................................................... - 23 4.1 INTENSIDAD MÁXIMA CIRCULANDO POR RAMAL.......................................................... - 23 4.2 CAÍDAS DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA........................................................... - 23 -
5.
PROTECCIONES ....................................................................................................................... - 35 5.1 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA..................................................... - 35 5.2 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA........................................................ - 42 5.3 PROTECCIÓN CONTRA SOBREINTENSIDADES ................................................................ - 44 -
6.
PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN......................................................................... - 47 -
PARTE III: ENERGÍA ....................................................................................................................... - 56 -
-1-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
1.
DATOS DE PARTIDA PARA CALCULAR ENERGÍA PRODUCIDA POR PLANTA
FOTOVOLTAICA .............................................................................................................................. - 56 2.
ENERGÍA BRUTA GENERADA.............................................................................................. - 57 -
3.
CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE LA INSTALACIÓN ............................................................. - 62 PÉRDIDAS POR POTENCIA GARANTIZADA ............................................................................ - 62 PÉRDIDAS DE CONEXIONADO................................................................................................. - 63 PÉRDIDAS ANGULARES Y ESPECTRALES (IAM) ................................................................... - 65 PÉRDIDAS POR CAÍDAS ÓHMICAS EN EL CABLEADO ......................................................... - 66 PÉRDIDAS POR TEMPERATURA............................................................................................... - 67 PERDIDAS POR SOMBREADO................................................................................................... - 68 RENDIMIENTO DEL INVERSOR ................................................................................................ - 71 -
4.
PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA ..................................................................................... - 72 -
5.
COMPARACIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES - 73 -
6.
DIFERENCIAS DE INVERSIÓN ENTRE INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON
SEGUIDORES..................................................................................................................................... - 83 7.
COSTE DIFERENCIAL DE LAS DISTINTAS OPCIONES ................................................. - 87 -
8.
COSTES DE EXPLOTACIÓN .................................................................................................. - 87 A.
COSTE DE MANTENIMIENTO...........................................................................................- 87 -
B.
SEGURO ANUAL .....................................................................................................................- 91 -
C.
DISPOSITIVO DE SEGURIDAD Y VIGILANCIA..................................................................- 92 -
PARTE IV: ANÁLISIS DE VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA PLANTA .............................. - 93 1.
INVERSIÓN ................................................................................................................................ - 93 -
2.
ESTRUCTURA FINANCIERA ................................................................................................. - 94 -
3.
PRÉSTAMOS .............................................................................................................................. - 96 -
4.
AMORTIZACIONES ............................................................................................................... - 100 -
5.
PÉRDIDAD Y GANANCIAS ................................................................................................... - 104 -
6.
CASH FLOW............................................................................................................................. - 113 -
-2-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
7.
VALORACIÓN DEL PROYECTO......................................................................................... - 120 -
8.
INFORME RESUMEN DE LA INSTALACIÓN................................................................... - 129 -
9.
COMPARACIÓN DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE LAS DOS POSIBILIDADES
VISTAS .............................................................................................................................................. - 134 -
PARTE V: PLANOS ......................................................................................................................... - 138 PARTE VI: ANEXOS, TECNOLOGÍA UTILIZADA .................................................................. - 139 -
-3-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PARTE I: INTRODUCCIÓN 1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA La instalación fotovoltaica de conexión a red responde al esquema de la figura 1.1. Cada Generador Fotovoltaico formado por una serie de módulos conectados entre sí, se encarga de transformar la energía del sol en energía eléctrica. Sin embargo, esta energía está en forma de corriente continua y tiene que ser transformada por el inversor en corriente alterna para acoplarse a la red convencional. En el caso particular de la instalación que nos ocupa, se colocarán 168 seguidores, equipos que se mueven sobre dos ejes, para que los módulos de 220 Wp que se colocan sobre ellos tengan en todo momento la orientación óptima, en cualquier caso se verán de forma más detenida en apartados posteriores. Se compondrá de 19 instalaciones independientes, siendo 18 de ellas de 100 kW y otra de 75 kW. Cada una de las instalaciones de 100 kW nominales tendrá una potencia pico de 100.880 Wp, y la instalación de 75 kW nominales será de 79.200 Wp. El número total de módulos de será de 9.432, siendo la potencia pico total de 2.075.040 Wp. El Generador Fotovoltaico se conectará a la red de Media Tensión de la compañía, por tanto habrá que tener en cuenta la legislación vigente, para la conexión con la red. Así pues, los módulos fotovoltaicos generan una corriente continua proporcional a la irradiancia solar que incide sobre ellos. Esta corriente se conduce al inversor que la convierte en corriente alterna a la misma frecuencia que la red eléctrica y de este modo queda disponible para cualquier usuario. Esta energía generada, se mide con su contador correspondiente y se venderá a la empresa distribuidora.
GENERADOR
INVERSOR Figura 1.1. Esquema de principio
-4-
RED ELÉCTRICA
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
En una misma instalación se pueden emplear varios inversores, cada uno con su generador fotovoltaico de forma independiente. Esto confiere una gran modularidad al sistema tanto para futuras ampliaciones como para realizar operaciones de mantenimiento, etc. El proyecto que a continuación se presenta cumple con todas las consideraciones técnicas requeridas en la Orden Ministerial de 12 de Septiembre de 1985 que se complementa con el Real Decreto 661/2007 y establece las condiciones administrativas y técnicas básicas de conexión a la red de Media Tensión de las instalaciones solares fotovoltaicas
2. OBJETO Es objeto del presente proyecto, definir las principales características técnicas y de funcionamiento de las instalaciones de un Parque Solar de 1,875 MW de potencia nominal, compuesto a su vez por dieciocho instalaciones independientes de 100 kW nominales y una instalación de 75 kW. Asimismo, se justificarán en la medida de lo posible, la cantidad de energía que será transferida a la red de distribución, evaluando para ella parámetros como Producción Bruta, pérdidas por sombreado, orientación, cableado...etc., que finalmente conduzcan a la evaluación cuantitativa de la Producción Neta inyectada a la red. Se realizará una comparativa entre la planta con seguidores y otra de la misma potencia con las placas colocadas en estructura fija. De igual manera, se determinarán las variables financieras de ambos casos, necesarias para evaluar económicamente la planta y estudiar la rentabilidad de cada una.
3. PETICIONARIOS La empresa Energía Fotovoltaica S.L., realizará este proyecto junto a todos los trámites administrativos necesarios para su ejecución, por petición del propietario de los terrenos en los que irá instalada la Planta Solar. La Planta Solar se dividirá en instalaciones de 100 kW y 75 kW, ya que hasta una potencia de 100 kW la energía inyectada en la red se pagará a un precio más alto. Cada una de estas instalaciones será una sociedad diferente, de las que se detallan los datos a continuación:
-5-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
INSTALACION Nº
1
2
3
NOMBRE EMPRESA
JIMENA SOLAR S.C.P.
JEREZ SOLAR S. C. P.
GRAZALEMA SOLAR S.C.P
CIF
G-91.560.458
G-91.560.441
G-91.560.433
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA
PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA
PEDRO ALARCÓN DE LA LASTRA
ROMERO
ROMERO
ROMERO
INSTALACION Nº
4
5
6
NOMBRE EMPRESA
EL GASTOR SOLAR S. C. P.
ESPERA SOLAR S. C. P.
CHIPIONA SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.425
G-91.560.417
G-91.560.409
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
PERSONA DE CONTACTO
INSTALACION Nº
7
NOMBRE EMPRESA
CHICLANA SOLAR S. C. P.
CONIL SOLAR S. C. P.
CASTELLAR SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.391
G-91.560.383
G-91.560.375
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
-6-
8
9
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
INSTALACION Nº
10
11
12
NOMBRE EMPRESA
CADIZ SOLAR S. C. P.
ALCALA DEL VALLE SOLAR S. C. P.
ZAHARA SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.367
G-91.560.201
G-91.560.748
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
INSTALACION Nº
13
14
15
NOMBRE EMPRESA
BORNOS SOLAR S. C. P.
BENACOAZ SOLAR S. C. P.
BENALUP SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.342
G-91.560.326
G-91.560.318
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
INSTALACION Nº
16
17
18
NOMBRE EMPRESA
LOS BARRIOS SOLAR S. C. P.
BARBATE SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.300
G-91.560.292
G-91.560.268
POTENCIA NOMINAL (KW)
100
100
100
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
TOMARES
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
SEVILLA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
41940
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
ROCIO RUIZ GUERRERO
-7-
ARCOS DE LA FRONTERA SOLAR S. C. P.
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
INSTALACION Nº
19
NOMBRE EMPRESA
SAN FERNANDO SOLAR S. C. P.
CIF
G-91.560.599
POTENCIA NOMINAL (KW)
75
DIRECCION
Pza Escuela Sevillana 47
POBLACION
TOMARES
PROVINCIA
SEVILLA
CODIGO POSTAL
41940
PERSONA DE CONTACTO
ROCIO RUIZ GUERRERO
4. NORMATIVA Las normas que habrá que tener en cuenta a lo largo del proyecto se resumen a continuación: •
Reglamento
Electrotécnico
de
Baja
Tensión
(REBT)
y
sus
instrucciones
complementarias. •
Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.
•
Ley 88/67 de 8 de noviembre “Sistema Internacional de Unidades de medida SI”
•
Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo y Reglamento de Prevención de Riesgos laborales, así como toda la normativa que la complemente.
•
Ley 54/1997 de 27 de noviembre del sector eléctrico
•
Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.
•
Real Decreto 1454/2005 de 2 de diciembre por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
•
Real decreto 661/2007 de 25 de mayo por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial
-8-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PARTE II: LA INSTALACIÓN 1. INSTALACIÓN SOLAR El Parque Solar estará formado por 19 Generadores independientes. Cada una de las instalaciones de 100 kW estará formada por 9 seguidores con 56 módulos de 220 Wp de potencia cada uno, teniendo un total de 504 módulos por instalación. El conexionado de los módulos fotovoltaicos sigue las reglas básicas de la electricidad. Se pueden conectar módulos fotovoltaicos en serie, paralelo y combinaciones de las anteriores por tal de sumar la potencia de los módulos conectados y a la vez adaptar el funcionamiento al voltaje de funcionamiento del inversor (ver figura 1.3). La conexión en serie se basa en conectar el terminal positivo de un módulo con el negativo del siguiente, y así sucesivamente, hasta obtener la serie completa. La conexión de salida de la agrupación será entre el terminal positivo del último módulo conectado y el negativo del primero (ver figura 1.1).
Figura 1.1. Conexión de módulos en serie La conexión en paralelo se basa en conectar juntos los terminales positivos de todos los módulos y por otra parte todos los terminales negativos. La salida será entre el terminal positivo común y el negativo también común (ver figura 1.2).
-9-
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Figura 1.2. Conexión de módulos en paralelo La distribución en las instalaciones de 100 kW será de 4 ramales de 14 módulos por ramal en cada seguidor, siendo un total de 36 ramales para cada instalación, ya que habrá 9 seguidores en cada una.
Figura 1.3. Conexión de módulos en cada seguidor de la instalación de 100 kW
De forma análoga, la instalación de 75 kW la constituirán seis seguidores, con 60 módulos cada uno distribuidos en 4 ramales de 15 módulos en cada seguidor. Veremos más adelante que esta distribución se calcula teniendo en cuenta unos límites máximos y mínimos del número de módulos en seria y de ramales en paralelo. La potencia pico de las dieciocho instalaciones constituidas por nueve seguidores es de 110.880 Wp y (se corresponderá con una potencia nominal de 100 kW) de 79.200 Wp (correspondiente a 75 kW nominales). La disposición de cada instalación en el terreno disponible se muestra en plano nº 01. La potencia total será de 2.075.040 Wp.
- 10 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
A continuación se desarrollarán las características de los elementos que componen la instalación: - Módulos Fotovoltaicos - Estructuras soporte - Inversores
1.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Las características del módulo tipo que se propone para realizar esta instalación, en las tres opciones, son las siguientes: •
•
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL MÓDULO
o
Anchura (mm)
o
Altura (mm)
o
Peso (Kg)
995 1.667 18,50
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL MÓDULO o Potencia (Wp)
220
o Corriente de Cortocircuito ICC(A)
7,85
o Corriente de Máxima Potencia IMP (A)
7,33
o Tensión de Circuito Abierto UCA (V)
36
o Tensión de Máxima Potencia UMP (V)
30
o Temperatura Normal de Operación o Coeficiente de Tª de Intensidad de CC o Coeficiente de Tª de Tensión o Coeficiente de Tª de Potencia
48 ± 2ºC + 0,09 ± 0,01 %/K -0,34 ± 0,01 %/K -0,37 ± 0,05 %/K
Interesa insistir en que la tecnología de fabricación de estos módulos debe superar unas pruebas de homologación muy estrictas que permiten garantizar, por un lado, una gran resistencia a la intemperie y, por otro, un elevado aislamiento entre sus partes eléctricamente activas y accesibles externamente.
- 11 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Se relacionan a continuación las características eléctricas de cada uno de estos ramales de 14 módulos en serie (para las instalaciones de 100 kW): • Corriente de Cortocircuito ICC (A) (STC)
7,85
• Corriente de Máxima Potencia IPMP (A) (STC)
7,33
• Tensión de Circuito Abierto UCA (V) (STC)
504
• Tensión de Máxima Potencia UMP (V)(STC)
420
• Número de Módulos en Serie
14
Se relacionan a continuación las características eléctricas de cada uno de los ramales de 15 módulos en serie (para la instalación de 75 kW): • Corriente de Cortocircuito ICC (A) (STC)
7,85
• Corriente de Máxima Potencia IPMP (A) (STC)
7,33
• Tensión de Circuito Abierto UCA (V) (STC)
540
• Tensión de Máxima Potencia UMP (V)(STC)
450
• Número de Módulos en Serie
15
NOTA: STC: condiciones estándar, - tª célula: 25 ºC - AM : 1,5 - Irradiancia: 1000 W/m2
1.2 ESTRUCTURAS SOPORTE El equipo de seguimiento considerado para las instalaciones del parque solar al que se refiere el presente proyecto posee seguimiento tanto acimutal como en elevación, resumiéndose sus características a continuación:
- 12 -
•
Ángulo de giro Azimutal
360º
•
Ángulo de elevación
0 – 65º
•
Potencia de módulos admitida
Aprox. 12 kWp
•
Cimentación
Zapata de hormigón
•
Accionamiento azimutal y altura
Cilindros hidráulicos
•
Generador de potencia
Equipo hidráulico
•
Consumo aproximado
60 Wh por día
•
Equipo de control
•
Sistema de seguimiento
Automático
•
Sistema de salvaguarda
Programable
•
Alimentación eléctrica
Armario eléctrico IP 67 PLC Industrial
240 V (monofásico y tierra)
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
1.3 INVERSORES Se instalarán equipos inversores de 100 y de 25 kW nominales de potencia (resto de características se listan más adelante) que serán los encargados de convertir la energía en ellos inyectada de corriente continua a corriente alterna. Se instalarán tres inversores de 25 kW para la instalación de 75 kW para que sean del mismo fabricante, ya que éste nos dispone de inversores de 75 kW nominales. Este inversor tiene microprocesadores de control, y un PLC para la comunicación de datos, que se adaptará a los requisitos particulares del proyecto. El inversor elegido para esta instalación trabaja conectado por su lado DC a un generador fotovoltaico, y por su lado AC a un transformador elevador que adapta la tensión de salida del inversor, 220V/230 V, hasta la tensión de la red. El microprocesador es el encargado de garantizar una curva senoidal con una mínima distorsión. La lógica de control empleada garantiza además de un funcionamiento automático completo, el seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) y evita las posibles pérdidas durante periodos de reposo (Stand-By). El inversor es capaz de transformar en corriente alterna y entregar a la red toda la potencia que el generador fotovoltaico genera en cada instante, pero hay un umbral mínimo de radiación solar para que funcione, que vendrá dado por el fabricante que definirá una tensión mínima en el punto de máxima potencia. INVERSOR DE 100 kW
o
o
- 13 -
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL INVERSOR •
Anchura (cm)
120
•
Altura (cm)
200
•
Espesor (cm)
60
•
Peso (Kg)
250
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL INVERSOR
o
Mínima Tensión DC de Entrada
305 -- 650 V
o
Máxima Tensión DC de Entrada
700 V
o
Máxima Corriente DC de Entrada
335 A
o
Potencia Nominal del Inversor
100.000 W
o
Potencia Máxima de Salida
110.000 W
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
o
Tensión de Red
3x400 V
o
Frecuencia
o
Distorsión Máxima de Intensidad CA inyectada red
o
Rendimiento aproximado
> 94 %
o
Euro-Rendimiento
>94,6%
50 Hz ±0,2 < 3,5 %
INVERSOR DE 25 kW
o
o
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL INVERSOR •
Anchura (cm)
•
Altura (cm)
•
Espesor (cm)
•
Peso (Kg)
80 200 60 25
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL INVERSOR
o
Mínima Tensión DC de Entrada
300 -- 650 V
o
Máxima Tensión DC de Entrada
700 V
o
Máxima Corriente DC de Entrada
84 A
o
Potencia Nominal del Inversor
25.000 W
o
Potencia Máxima de Salida
27.000 W
o
Tensión de Red
o
Frecuencia
o
Distorsión Máxima de Intensidad CA inyectada red
o
Rendimiento aproximado
> 94 %
o
Euro-Rendimiento
>94,6%
3x400 V 50 Hz ±0,2 < 3,5 %
2. INSTALACIÓN ELÉCTRICA Cada uno de los seguidores estará formado por cuatro ramales que se unificarán en un cuadro de protección general y seccionamiento mediante dispositivos de características adecuadas. Los cables que resultan de unificar los ramales de cada seguidor, se volverán a unificar, antes de entrar en el cuadro general de corriente continua, de tres en tres, por lo que a este cuadro de corriente continua llegarán seis cables unipolares (ver planos 02 y 03).
- 14 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Por su parte cada seguidor, estará compuesto por 4 ramales en paralelo, cada uno de ellos compuesto por 14 módulos fotovoltaicos en serie.
2.1 CABLEADO DC El cableado que habrá de corriente continua, se divide en varios tramos de los que en el apartado siguiente se determinarán sus secciones, y que se describen a continuación. Estos tramos serán iguales para todas las instalaciones que componen la planta fotovoltaica. •
TRAMO 1. RAMALES. Se refiere al cableado que une los módulos entre sí formando ramales de 14/15 módulos en serie (según instalación). Sobre cada seguidor se colocarán cuatro de estos ramales, es decir un total de 56/60 módulos por cada seguidor. El cableado utilizado para este tramo será de cobre del tipo RV – 0,6/1 KV con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), tanto para el positivo como para el negativo. Estos ramales terminarán en la caja de protección de los ramales en corriente continua, situada junto a cada uno de los seguidores
•
TRAMO 2. CAJA DE PROTECCIÓN DE RAMALES – CAJAS DE CONEXIÓN INTERMEDIAS. Estos tramos servirán para unificar el cableado que llega desde los distintos seguidores, de tres en tres, para llegar al inversor con mayor comodidad y seguridad. El cableado utilizado para este tramo será de cobre del tipo RV – 0,6/1 kV con aislamiento de polietileno (XLPE), tanto para el positivo como para el negativo.
•
TRAMO 3. CAJAS DE CONEXIÓN INTERMEDIAS (C1, C2, C3, C4) – CUADRO GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA. Este tramo se refiere al cableado que conecta la salida de las cajas de conexión intermedias con la entrada de la caja de protección y unificación de corriente continua situada en el monolito del inversor para cada una de las instalaciones. El cableado utilizado para este tramo será de cobre del tipo RV- 0,6/1 kV, tanto para el positivo como para el negativo, con aislamiento polietileno reticulado (XLPE).
- 15 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
•
TRAMO 4. CUADRO GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA - INVERSOR. Es el tramo que llega a los inversores con el cableado ya unificado desde la caja general de protección de corriente continua. La distancia existente será muy pequeña, ya que ambos elementos se encontrarán situados en el mismo monolito. El cableado utilizado para este tramo será de cobre del tipo RV-0,6/1 kV con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), tanto para el positivo como para el negativo. Las conexiones para todos los tramos de corriente continua tendrán que realizarse
con mucho cuidado, ya que una mala conexión puede dar lugar a arcos indeseables. Para que esto no ocurra se utilizan los terminales multicontacto, que tienen, conexiones a prueba de contactos. Por otro lado, los conductores de la instalación deben ser fácilmente identificables, para ello los colores de los aislamientos serán Rojo para el positivo y Negro para el negativo.
2.2 CABLEADO AC
El cableado de corriente alterna se divide también en dos tramos, que describiremos a continuación. •
TRAMO 1. INVERSOR- CUADRO GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA. Este tramo unirá la salida en alterna de cada uno de los inversores con la caja de protección de corriente alterna de cada instalación. El cableado será de cobre con aislamiento de tipo RV-0,6/1 kV y sección adecuada a cada uno de los tramos (se determinará en el siguiente apartado).
•
TRAMO 2.CUADRO GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA – CONTADORES. Este tramo será el que una cada uno de los cuadros de protección de alterna de cada instalación con la centralización de contadores. Dependiendo del tramo que se trata, esta canalización llevará un determinado número de tubos de distinto diámetro dependiendo de la sección de cableado que alojen en su interior (cada tubo se corresponde con cada uno de los circuitos de cada instalación). Dichos conductores serán de cobre del tipo RV-FV 0,6/1 kV (aislamiento de polietileno reticulado con cubierta de PVC y protección contra roedores) de una sección determinada (adecuada para cada uno de los tramos distintos).
- 16 -
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2.3
INFRAESTRUCTURAS COMUNES DE EVACUACIÓN EN BAJA
TENSIÓN
Este es el tramo que transcurre desde la salida del monolito de centralización de contadores hasta la entrada en el Cuadro General de Baja Tensión del Centro de Transformación que posteriormente se cederá a la compañía distribuidora. Dicho tramo estará formado por conductores de aluminio y las caídas de tensión y pérdidas de potencia serían prácticamente igual para todas las instalaciones, ya que el trazado es el mismo para ellas. La estructura, materiales y montaje estarán de acuerdo con las Normas Particulares y Especificaciones Técnicas de la Compañía Distribuidora.
2.4 EVACUACIÓN DE ENERGÍA
La evacuación de energía para las diecinueve instalaciones, y por tanto para el Parque Solar será común, es decir, se tendrá que construir TRES Centros de Transformación de 2x630 kVA de potencia, que posteriormente deberán ser cedidos a la Compañía Distribuidora, aunque los gastos del mismo deberán ser repartidos entre los promotores de las diecinueve instalaciones. Posteriormente al Centro de Transformación, habrá que realizar una línea de evacuación en Media Tensión hasta el punto de conexión concedido por la misma compañía distribuidora. Los gastos de esta línea también correrán por cuenta de los titulares de cada una de las instalaciones de la huerta solar. El centro de transformación, a través del cual se aumentará el nivel de tensión al requerido por la empresa distribuidora hasta el nivel existente en la zona, será objeto, junto con el tramo existente hasta realizar el enganche en el punto indicado por la distribuidora, de proyecto independiente, a partir de las consideraciones que esta considere oportunas.
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3. JUSTIFICACION DE LA DISTRIBUCIÓN DE MODULOS 3.1 NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR RAMAL
El número máximo de módulos en serie dependerá de las tensiones máximas del inversor y del módulo. El valor máximo de la tensión del módulo corresponde a la tensión en circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura y la irradiancia del módulo son mínimas. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que suele corresponder a Invierno y que para climas como el de España se puede considerar de –5ºC y para una irradiancia mínima de 100 W/m2. Ambas tensiones se relacionan de la siguiente forma:
N max,serie =
U max( INV ) U CA(T min)
Para obtener la tensión máxima del módulo, tendremos que calcular la temperatura del módulo en las condiciones anteriormente expuestas. Se determina mediante la siguiente expresión general:
⎛ TONC − 20 ⎞ TP = Ta + ⎜ ⎟·I 800 ⎝ ⎠
(1)
Siendo:
TP : Temperatura del Módulo (ºC)
Ta: Temperatura Ambiente (ºC)
I : Irradiancia (W/m2)
TONC: Temperatura de Operación Nominal de la célula (48ºC)
Para una temperatura ambiente de –5ºC y una irradiancia de 100 W/m2, se obtiene un valor de TP= -1,5ºC
- 18 -
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El número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina como se citó anteriormente, como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión a circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que son estos –1,5 ºC obtenidos anteriormente. Se tendría entonces:
N max,serie =
U max( INV ) U CA(T min)
siendo
Nmax,serie : Nº máximo de módulos por ramal conectados en serie.
Umax(INV): Tensión Máxima de entrada en el Inversor (V)
U CA (Tmin): Tensión a circuito abierto del módulo en condiciones de mínima temperatura.
La tensión en circuito abierto del módulo a la mínima temperatura se obtiene a partir de la siguiente expresión: UCA (-1,5ºC) = UCA(STC) - (26,5ºC·ΔU)
(2)
Para los módulos escogidos se tienen los siguientes valores:
UCA(STC) = 36,00 V
ΔU = -0,34 ± 0,01 % /K
Sustituyendo estos valores en (2) se obtiene UCA(-1,5ºC)=39,25 V Por otro lado, la tensión máxima que soporta el inversor considerado a la entrada es de UMax(INV)= 700 VDC Se obtiene entonces, que el número máximo de módulos en serie por ramal es de
N max,serie =
- 19 -
700 = 17,83 39,25
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Puesto que este número debe ser entero, se limitará entonces a
N max,serie ≤ 17 3.2 NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR RAMAL
El número mínimo de módulos en serie lo limitarán también las tensiones del inversor y del módulo, pero esta vez serán las tensiones en el punto de máxima potencia (PMP). Nos tendremos que fijar en el valor mínimo de esta tensión. La tensión disminuye cuando aumenta la temperatura, por tanto el valor buscado será el calculado cuando la temperatura del módulo sea máxima. El punto corresponde a una situación de una irradiancia de 1.000 W/m2 y la temperatura ambiente máxima, que suele darse en verano, es para climas como el de España de 45ºC. Para obtener la temperatura de funcionamiento del módulo para la nueva temperatura ambiente de 45 ºC aplicamos (1) obteniéndose un valor de: TP = 80 ºC Así pues, el valor de la tensión mínima se alcanzará cuando los paneles lleguen a esta temperatura, y utilizando una expresión análoga a (2) pero para otra temperatura: UPMP (80 ºC) = UPMP(STC) - (-55ºC·ΔU)
(3)
Sustituyendo en (3) obtendremos: UPMP (1000W/m2,80ºC) = 24,39 V Teniendo todos estos datos, el número mínimo de módulos conectados en serie en un ramal se obtiene a partir del cociente entre la tensión mínima de entrada del inversor en el Punto de Máxima Potencia y la Tensión mínima del módulo en este mismo punto de máxima potencia, es decir:
N min,serie =
U PMP ( INV ) U PMP (T ª MAX )
Por el otro lado el inversor escogido, en el punto de máxima potencia tendrá el siguiente valor de tensión: UPMP (INV) = 300 VDC
- 20 -
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Sustituyendo valores se obtiene:
N min,serie = 12,3 Puesto que este número debe ser entero, se limitará a:
N min,serie > 13 3.3 NÚMERO MÁXIMO DE RAMALES EN PARALELO El número de ramales en paralelo dependerá ahora de la corriente máxima de entrada del equipo inversor considerado y de la de cortocircuito de los módulos, de la siguiente manera:
N Ramales , Paralelo ·I CC , Ramal ≤ I MAX , INV El valor máximo de la intensidad circulando por un ramal de forma independiente, es aquel que se obtiene en situación de cortocircuito y para la máxima temperatura de funcionamiento. La corriente de cortocircuito de cada ramal, para el valor de temperatura máxima obtenido anteriormente viene dado entonces por la siguiente expresión: ICC (80ºC) = ICC(STC)+(55ºC·ΔI)
(4)
Para los módulos que se han escogido, se tienen los siguientes valores: ICC(STC) = 7,85A ΔI = 0,09 ± 0,01 %/K Sustituyendo valores, se obtiene: ICC (80ºC) = 8,24 A Por su parte, según catálogo, la intensidad máxima admisible para el equipo inversor en el lado de Corriente Continua será de IMAX,INV= 335 A, en el caso de los inversores de 100 kW y de 84 A para los inversores de 25 kW. Sustituyendo valores, queda entonces
Instalaciones de 100 kW: Instalaciones de 75 kW:
- 21 -
N Ramales ≤ 40 N Ramales ≤ 10
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3.4 CONFIGURACION ADOPTADA
Para cada una de las instalaciones, se adopta la siguiente configuración, teniendo en cuenta los resultados anteriores:
Potencia Módulo:
220 Wp
INSTALACION DE 100 kW
Nº de seguidores por instalación
:
9
Nº Total de Módulos seguidor
:
56
Potencia Total Seguidor Fotovoltaico :
Nº de Ramales en Paralelo
:
4
Nº de Módulos en Serie por Ramal
:
14
12.320 WP
INSTALACION DE 75 kW ( 3 inversores de 25 kW)
Nº de seguidores por instalación
:
6
Nº Total de Módulos seguidor
:
60
Potencia Total Seguidor Fotovoltaico :
Nº de Ramales en Paralelo
:
4
Nº de Módulos en Serie por Ramal
:
15
Tensión de Ramal (PMP, 80º C)
:
(14 /15) x 23,88 V
Intensidad de Ramal (PMP, 80º C)
:
7,69 A
13.200 WP
3.5 SEPARACIÓN MÍNIMA ENTRE ESTRUCTURAS Para el caso de las estructuras que se pretenden utilizar en este proyecto, se ha proyectado unas separaciones mínimas entre ejes para evitar el efecto de los sombreados de unas sobre otras de: •
Separación N-S
20 m
•
Separación E-O
30 m
- 22 -
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4. CÁLCULOS ELÉCTRICOS 4.1 INTENSIDAD MÁXIMA CIRCULANDO POR RAMAL El caso más desfavorable de circulación de intensidad por un ramal es cuando se produce una situación de sombreado en el mismo. Debido a este sombreado, el ramal va a pasar a una situación en la que va a estar disipando energía en lugar de estar produciéndola, es análogo a una situación de circuito abierto para ese ramal, de manera que va a recibir por ella toda la intensidad del resto de los ramales situados en paralelo con él. Así pues, en principio, esta intensidad vendría dada por la expresión: IMAX, RAMAL=ICC, seguidor - ICC, RAMAL En nuestro caso como cada seguidor estará compuesto de 4 ramales, esta máxima intensidad sería de 24,72 A Ahora bien, se puede asegurar un valor límite para esta intensidad, colocando adecuadamente protecciones en cada uno de los ramales, que tendrán la doble función de limitar esta intensidad por un lado y por otro la de servir de elemento de corte para situaciones de mantenimiento. Así, escogiendo un fusible de 10 A de calibre para cada ramal (superior a la máxima intensidad que puede proporcionar el Módulo FV en la situación más desfavorable), se fuerza a que esta sea precisamente la máxima intensidad que tendría que soportar el cableado de los ramales en la situación de sombreado descrita anteriormente.
4.2 CAÍDAS DE TENSIÓN Y PÉRDIDAS DE POTENCIA 4.2.1 LADO DE CORRIENTE CONTINUA En este apartado estudiaremos las secciones de cada uno de los conductores que constituyen los tramos descritos en apartados anteriores. La fórmula utilizada para obtener las secciones teóricas de los distintos conductores que componen los tramos de corriente continua es la siguiente:
S MT (mm 2 ) =
- 23 -
2·L ·I PMP k ·ΔU
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Se van a tener en cuenta las siguientes consideraciones:
Los valores que se han tomado para el punto de máxima potencia han sido a unas condiciones de 1.000 W/m2 de irradiancia y a 45 ºC de temperatura ambiente.
La resistividad del cable, y por tanto la conductividad, se corregirá para tener en cuenta el efecto de la temperatura, de forma que se tendrá:
ρ (T º C ) = ρ (20º C )·(1 + 0,00392·(T − 20))
Î k (T º C ) = 1 / ρ (T º C )
A partir de la sección teórica elegida, se calculan las pérdidas de potencia en cada uno de los tramos, a partir de la siguiente expresión: 2 2·LCP ·I PMP ΔPCC (W ) = k ·S CP
- Para el TRAMO 1, se detallan a continuación las secciones y pérdidas , y para ello se han utilizado los siguientes datos del módulo fotovoltaico y del esquema de conexión:
Tensión Punto de Máxima Potencia (V) (80 ºC, 1000 W/m2) UMPP
= 24,39 V
Corriente Punto de Máxima Potencia (A) (80 ºC, 1000 W/m2) ICC = 7,71 A
Longitud de cada Ramal (m) LR = 25 m
Tensión del Ramal (PMP; 80 ºC, 1000 W/m2) UR = 341,46 V ( para instalación de 100 kW) 365,85 V ( para instalación de 75 kW) Por otro lado, para el tipo de montaje del que se trata (Conductores unipolares aislados
en tubos sobre pared) se muestran los valores característicos de intensidad según secciones y los coeficientes de reducción según el Reglamento de Baja Tensión.
- 24 -
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Sección Conductor (mm2)
Diam. Ext. Imax (A)
K12
K12·Imax (A)
de Tubos PVC (mm)
6
46
0,768
35,33
25
10
64
0,768
49,15
32
16
86
0,768
66,05
32
25
120
0,768
92,16
40
35
145
0,768
111,36
50
50
180
0,768
138,24
50
70
230
0,768
176,64
63
95
285
0,768
218,88
75
120
335
0,768
257,28
75
150
385
0,768
295,68
75
Los coeficientes de corrección para los casos más desfavorables que se han empleado son: K1 =0,84
Temperatura ambiente 80 ºC
K2 = 0,8
Agrupamiento de varios conductores
Habiendo tenido todo esto en cuenta, se obtienen los resultados que se muestran en las tablas siguientes:
- 25 -
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RAMAL TIPO 1
SEG 1 - C1
SEG 2 - C1
SEG 3 - C2
SEG 4 - C1
SEG 5 - C1
SEG 6 - C2
SEG 7 - C3
SEG 8 - C3
SEG 9 - C4
LONGITUD (M)
25
45
12
12
45
12
12
45
12
12
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
INTENSIDAD MAX DE PMP,(A)
7,69
30,76
30,76
30,76
30,76
30,76
30,76
30,76
30,76
30,76
INTENSIDAD PMP, STC (A)
7,33
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
TENSIÓN PMP (V)
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%)
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
4,97
35,77
9,54
9,54
35,77
9,54
9,54
35,77
9,54
9,54
(mm2)
6
50
10
10
50
10
10
50
10
10
CAIDA REAL DE TENSIÓN (V)
1,14
0,99
1,32
1,32
0,99
1,32
1,32
0,99
1,32
1,32
CAIDA REAL DE TENSIÓN (%)
0,34%
0,29%
0,39%
0,39%
0,29%
0,39%
0,39%
0,29%
0,39%
0,39%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
10,87
37,57
50,09
50,09
37,57
50,09
50,09
37,57
50,09
50,09
PÉRDIDA DE POTENCIA (%)
0,01%
0,03%
0,05%
0,05%
0,03%
0,05%
0,05%
0,03%
0,05%
0,05%
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA
- 26 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
- 27 -
C1 - C2
C2 - CGCC
C3 - C4
C4 -CGCC
CGCC - INV
LONGITUD (M)
35
32
35
34
3
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56
56
56
56
56
INTENSIDAD MAX DE PMP,(A)
61,52
92,28
61,52
92,28
276,84
INTENSIDAD PMP, STC (A)
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
TENSIÓN PMP (V)
341,46
341,46
341,46
341,46
341,46
CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%)
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
0,50%
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
55,64
76,30
55,64
81,07
21,46
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2)
120
120
120
120
35
CAIDA REAL DE TENSIÓN (V)
0,64
0,88
0,64
0,93
0,85
CAIDA REAL DE TENSIÓN (%)
0,19%
0,26%
0,19%
0,27%
0,25%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
48,70
100,18
48,70
106,44
289,79
PÉRDIDA DE POTENCIA (%)
0,04%
0,09%
0,04%
0,10%
0,26%
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Ramal tipo
CS2 -
CS4 -
CS6 -
2
S1 - CS2
CGCC 19a
S3 - CS4
CGCC 19b
S5 - CS6
CGCC 19c
CGCC - 19i
LONGITUD (M)
26,00
25,00
20,00
25,00
20,00
25,00
20,00
3,00
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56,00
56,00
56,00
56,00
56,00
56,00
56,00
56,00
INTENSIDAD MAX DE PMP,(A)
7,69
30,76
61,52
30,76
61,52
30,76
61,52
61,52
INTENSIDAD PMP, STC (A)
7,33
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
14,66
TENSIÓN PMP (V)
365,85
365,85
365,85
365,85
365,85
365,85
365,85
365,85
CAIDA DE TENSIÓN DESEADA (%)
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
4,82
18,55
29,67
18,55
29,67
18,55
29,67
4,45
(mm2)
6
35
35
35
35
35
35
10
CAIDA REAL DE TENSIÓN (V)
1,19
0,78
1,26
0,78
1,26
0,78
1,26
0,66
CAIDA REAL DE TENSIÓN (%)
0,33%
0,21%
0,34%
0,21%
0,34%
0,21%
0,34%
0,18%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
11,30
29,81
95,41
29,81
95,41
29,81
95,41
50,09
PÉRDIDA DE POTENCIA (%)
0,01%
0,03%
0,09%
0,03%
0,09%
0,03%
0,09%
0,05%
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA
- 28 -
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4.2.2 LADO DE CORRIENTE ALTERNA Las pérdidas en el lado de corriente alterna, se producirán igualmente en dos tramos perfectamente diferenciados que se describieron en el apartado anterior: La salida del inversor será en trifásica, por lo que ahora calcularemos las pérdidas en ambos tramos de forma similar a los tramos de corriente continua pero con algunas modificaciones. Para el cálculo de estas pérdidas, se utilizan las siguientes fórmulas:
S CA (mm 2 ) =
3·LCA ·I n ( INV ) ·cosϕ k ·ΔU
siendo : Longitud del circuito trifásico de corriente alterna.
LCA
In(INV) : Intensidad del Inversor en funcionamiento nominal.
Cos ϕ : Factor de Potencia. Se ha tomado Cos φ=1
ΔU
: Caída de Tensión con respecto a la nominal (400 V)
k
: Valor de la conductividad, ya corregido para la temperatura de funcionamiento.
Al tomar el factor de potencia como la unidad, no habrá inductancia para el cálculo de las secciones. Al igual que en el caso de los cálculos para el lado de corriente continua, a partir de un porcentaje de caída de tensión deseada (buscando minimizarla), se obtiene un valor teórico para la sección mínima del cableado. A partir entonces de la sección más cercana por encima, y compatible con la intensidad a soportar, se obtienen entonces las pérdidas de potencia, a partir de la siguiente fórmula:
ΔPCA (W ) =
- 29 -
3·LCA ·I n2( INV ) ·cosϕ k ·S CA
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Para el tipo de montaje del que se trata (Conductores unipolares aislados en tubos enterrados compartiendo canalización con otros tubos) se muestran los valores característicos de intensidad según secciones y los coeficientes de reducción según el Reglamento de Baja Tensión.
Sección
Imax (A)
K12
K12·Imax (A)
6
66
0,664
43,82
10
88
0,664
58,43
16
115
0,664
76,36
25
150
0,664
99,60
35
180
0,664
119,52
50
215
0,664
142,76
70
260
0,664
172,64
120
310
0,664
205,84
150
355
0,664
235,72
185
400
0,664
265,60
240
450
0,664
298,80
300
520
0,664
345,28
Conductor (mm2)
Todas las instalaciones son iguales, y para cada una de ellas habrá una tabla idéntica a la siguiente:
- 30 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
INV-i A CGAC
INV-19a A
INV-19b A
INV-19c A
CGAC
CGAC
CGAC
LONGITUD (M)
2,00
2,00
2,00
2,00
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56
56
56
56
NUMERO DE FASES
3
3
3
3
POTENCIA (W)
110.000
28.000
28.000
28.000
INTENSIDAD (A)
158,77
40,41
40,41
40,41
TENSIÓN (V)
400
400
400
400
FACTOR DE POTENCIA
1,00
1,00
1,00
1,00
CAIDA DE TENSION DESEADA (%)
1,00%
1,00%
1,00%
1,00%
CAIDA DE TENSION DESEADA (V)
4,00
4,00
4,00
4,00
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
3,03
0,77
0,77
0,77
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2)
70,00
6,00
6,00
6,00
Nº DE CONDUCTORES POR FASE
1
1
1
1
SECCION EFECTIVA (mm2)
70,00
6,00
6,00
6,00
RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS)
0,001
0,007
0,007
0,007
INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS)
0,00
0,00
0,00
0,00
CAIDA DE TENSIÓN REAL (V)
0,17
0,51
0,51
0,51
CAIDA DE TENSIÓN REAL (%)
0,04%
0,13%
0,13%
0,13%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
47,66
36,03
36,03
36,03
Veremos ahora los cálculos para cada grupo de 6 instalaciones de 100 kW nominales que llegan al centro de transformación correspondiente y a continuación los mismos cálculos pero para la instalación de 75 kW:
- 31 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
- 32 -
CGAC 1 - CONT
CGAC 2 - CONT
CGAC 3 - CONT
CGAC 4 - CONT
CGAC 5 - CONT
CGAC 6 - CONT
LONGITUD (M)
340,00
150,00
50,00
240,00
140,00
50,00
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56
56
56
56
56
56
NUMERO DE FASES
3
3
3
3
3
3
POTENCIA (W)
110.000
110.000
110.000
110.000
110.000
110.000
INTENSIDAD (A)
158,77
158,77
158,77
158,77
158,77
158,77
TENSIÓN (V)
400
400
400
400
400
400
FACTOR DE POTENCIA
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
CAIDA DE TENSION DESEADA (%)
3,00%
3,00%
3,00%
3,00%
3,00%
3,00%
CASIDA DE TENSION DESEADA (V)
12,00
12,00
12,00
12,00
12,00
12,00
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
171,86
75,82
25,27
121,31
70,77
25,27
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2)
240,00
240,00
150,00
240,00
240,00
150,00
Nº DE CONDUCTORES POR FASE
1
1
1
1
1
1
SECCION EFECTIVA (mm2)
240,00
240,00
150,00
240,00
240,00
150,00
RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS)
0,031
0,014
0,007
0,022
0,013
0,007
INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS)
0,01
0,00
0,00
0,01
0,00
0,00
CAIDA DE TENSIÓN REAL (V)
8,59
3,79
2,02
6,07
3,54
2,02
CAIDA DE TENSIÓN REAL (%)
2,15%
0,95%
0,51%
1,52%
0,88%
0,51%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
2363,10
1042,54
556,02
1668,07
973,04
556,02
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
- 33 -
CGAC 19a - C19
CGAC 19b - C19
CGAC 19c - C19
C19 - CONT
LONGITUD (M)
120,00
70,00
10,00
30,00
TIPO DE CONDUCTOR
CU
CU
CU
CU
VALOR DE CONDUCTIVIDAD
56
56
56
56
NUMERO DE FASES
3
3
3
3
POTENCIA
28.000
28.000
28.000
84.000
INTENSIDAD
40,41
40,41
40,41
121,24
TENSIÓN
400
400
400
400
FACTOR DE POTENCIA
1,00
1,00
1,00
1,00
CAIDA DE TENSION DESEADA (%)
3,00%
3,00%
3,00%
3,00%
CASIDA DE TENSION DESEADA (V)
12,00
12,00
12,00
12,00
Tª DE FUNCIONAMIENTO (ºC)
80,00
80,00
80,00
80,00
COEF. DE VAR.POR TEMP. DE LA RES.
0,00392
0,00392
0,00392
0,00392
RESISTIVIDAD CORREGIDA
0,022
0,022
0,022
0,022
SECCIÓN TEÓRICA SEGÚN ∆U (mm2)
15,44
9,01
1,29
11,58
SECCIÓN COMERCIAL UTILIZADA (mm2)
25,00
25,00
25,00
25,00
Nº DE CONDUCTORES POR FASE
1
1
1
1
SECCION EFECTIVA (mm2)
25,00
25,00
25,00
25,00
RESISTENCIA CORREGIDA (OHMS)
0,106
0,062
0,009
0,026
INDUCTANCIA CORREGIDA (OHMS)
0,00
0,00
0,00
0,00
CAIDA DE TENSIÓN REAL (V)
7,41
4,32
0,62
5,56
CAIDA DE TENSIÓN REAL (%)
1,85%
1,08%
0,15%
1,39%
PÉRDIDA DE POTENCIA (W)
518,78
302,62
43,23
1167,26
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
4.2.3 TOTAL DE PÉRDIDAS Se está ya en disposición de determinar las pérdidas totales máximas que se tendrán para cada instalación:
- 34 -
Pérdidas
Pérdidas
Total
Total
DC (W)
AC (W)
Pérdidas(W)
Pérdidas (%)
Instalación 1
1398,34
2410,76
3809,1
3,44%
Instalación 2
1398,34
1090,2
2488,54
2,24%
Instalación 3
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 4
1398,34
1715,73
3114,07
2,81%
Instalación 5
1398,34
1020,7
2419,04
2,18%
Instalación 6
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 7
1398,34
2410,76
3809,1
3,44%
Instalación 8
1398,34
1090,2
2488,54
2,24%
Instalación 9
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 10
1398,34
1715,73
3114,07
2,81%
Instalación 11
1398,34
1020,7
2419,04
2,18%
Instalación 12
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 13
1398,34
2410,76
3809,1
3,44%
Instalación 14
1398,34
1090,2
2488,54
2,24%
Instalación 15
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 16
1398,34
1715,73
3114,07
2,81%
Instalación 17
1398,34
1020,7
2419,04
2,18%
Instalación 18
1398,34
603,68
2002,02
1,81%
Instalación 19
1398,34
1007,32
2405,66
3,04%
Total
26568,42
23341,57
49910,03
2,41%
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
5. PROTECCIONES Para dimensionar las protecciones será necesario averiguar la tensión y la intensidad a la que van a estar sometidos. En el caso de la intensidad, será la correspondiente a cada caso, sea ramal, grupo o conjunto de grupos. En el caso de la tensión, será la mayor diferencia de tensión posible, es decir entre la tensión en circuito abierto y la tensión en el punto de máxima potencia.
La tensión de uno de los módulos en el punto más desfavorable, es decir a bajas temperaturas, será de: UCA(-1,5ºC)=39,25 V Para el caso de un ramal con 14 módulos en serie se tendrá una tensión total en circuito abierto de UMAX, RAMAL= 549,41 V (39,25 x 14) / 588,75 V ( 39,25 x 15) Para el caso de la tensión en el punto de máxima potencia se realiza un cálculo similar. UPMP, RAMAL= 341,46 V / 365,85 V Al final resulta que la diferencia de tensiones antes mencionada será de: ΔU= 207,95 V / 222,9 V Se escogerán entonces protecciones con una tensión nominal de 500 V.
5.1 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE CONTINUA
El RD 1663/2000 en su artículo 11 establece que el sistema de protecciones de los sistemas fotovoltaicos debe incluir un interruptor diferencial con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte de continua de la instalación. Pero la instalación de estos interruptores en la parte de corriente continua será difícil por las siguientes razones:
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
-
Si se incluye un interruptor en el lado de continua, es decir a la entrada del inversor, estos interruptores para DC no son equipos estandarizados en el mercado actual y carecen de homologación oficial que garantice su correcta operación. Al menos por el momento son caros y difíciles de encontrar.
-
Por otro lado para que la protección resulta eficaz es necesario aterrar uno de los polos del generador e instalar el interruptor entre el terminal de este polo y el enlace a tierra (ver figura 5.1). De este modo la ocurrencia de un defecto se manifiesta en la aparición de una corriente Id, por este enlace, que se utiliza para provocar la apertura automática del interruptor, interrumpiendo el camino para el paso de Id . Es decir la protección exige que el generador esté puesto a tierra y que el interruptor elimine este aterramiento.
Figura 5.1. Colocación de interruptor diferencial en CC Para un mejor entendimiento de todo lo anterior, vemos el funcionamiento de un interruptor diferencial. Los interruptores diferenciales de corriente alterna, los comunes en el mercado, funcionan por la fuerza electromotriz que en un circuito auxiliar del interruptor, induce la corriente diferencial residual de los hilos activos que llegan a la instalación que se quiere proteger. La intensidad residual es la suma instantánea de las intensidades de todos los hilos que llegan a esa instalación. Si la instalación a la que protege el interruptor diferencial no tiene corrientes de defecto a tierra ni corrientes de fuga, la intensidad residual es cero. Si existen esas corrientes de defecto o fuga, y las intensidades de los hilos activos son sinusoidales de la misma frecuencia, la intensidad residual es también sinusoidal de la misma frecuencia. Esta intensidad induce una tensión que se aplicará a la bobina del relé para que, cuando alcance un determinado valor, abra los contactos del interruptor diferencial. Pero las intensidades de la parte de continua de una instalación fotovoltaica, son constantes, no dependen del tiempo, por lo que la intensidad residual también lo es, y su derivada será cero, no induce tensión y el interruptor diferencial no la detecta, cualquiera que sea su valor.
- 36 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
En principio pueden diseñarse interruptores diferenciales para intensidad continua, aunque no estén homologados. Sin embargo como veremos enseguida, la inclusión de estos interruptores en la parte de continua de las instalaciones fotovoltaicas habituales también sería inútil para la protección de personas en el caos de derivación de algún elemento de esa parte de la instalación. La protección que proporciona el interruptor diferencial en las instalaciones habituales de corriente sinusoidal consiste en separar la instalación que está protegida por él, de la parte de la instalación de la que proviene la energía. De esta forma, incluso si toda o parte de la corriente de defecto circula ya por el cuerpo de la persona, esa corriente cesa cuando el interruptor diferencial desconecta la parte de la instalación protegida. En estas instalaciones la fuente de energía es la red exterior, la red pública. Pero en una instalación fotovoltaica la fuente de energía de la parte de continua son las lacas fotovoltaicas. Por tanto aunque pongamos un interruptor diferencial en la parte de continua, las placas fotovoltaicas que son el componente principal de la parte de continua, no pueden ser separadas de la fuente de energía por ningún interruptor, pues ellas mismas son la fuente de energía. Por otro lado si se considera la inclusión de un interruptor diferencial en el lado de alterna de la instalación es decir, a la salida del inversor, ocurre que su actuación no está relacionada en modo alguno con posible derivaciones en el lado DC, debido a la obligatoriedad de garantizar la separación galvánica entre ambas partes, por lo que en ningún caso representa una protección para las personas. Sin embargo esta es la solución que se va a adoptar, para el cumplimiento del artículo, pero utilizando otra forma de protección para la parte DC, como se explicará a continuación. La manera de proteger DC será con la configuración flotante del generador, es decir que sus dos polos estén aislados de tierra. Esta configuración consistirá en conectar todas las partes metálicas entre sí, para que sean equipotenciales, y además se conectarán a tierra como medida de seguridad frente a descargas atmosféricas. De día, cuando hay luz solar, cada placa fotovoltaica es un generador de corriente continua. Cada conjunto de varias placas, es decir cada ramal, equivale a un generador cuya tensión es la suma de las tensiones de las placas que lo forman. De los dos terminales de cada ramal, del terminal positivo y del terminal negativo, parten dos conductores activos, el conductor positivo y el conductor negativo, que van aislados entre sí y aislados de tierra. Con esta disposición, si uno cualquiera de los hilos que parten de las placas, positivo o negativo, se pone en contacto eléctrico con una parte metálica, que está puesta a tierra, el único efecto es que los potenciales de ese hilo, de la parte metálica y de tierra son los mismos, y no hay ninguna corriente de derivación a tierra. Si ahora una persona toca la
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
parte metálica, no hay ninguna corriente de derivación por su cuerpo, pues la diferencia de potencial a la que está sometida es cero, que es la diferencia entre de potencial entre la parte metálica y tierra (ver figura 5.2). Esto es así incluso si la puesta a tierra fuera defectuosa, en cuyo caso la conexión a tierra se realiza por el cuerpo de la persona. Por lo tanto, con dos hilos activos aislados entre sí y de tierra, un primer defecto a tierra no es peligroso para las personas.
Figura 5.2.Primer defecto Si ahora se produce un nuevo contacto del otro conductor con la parte metálica, tampoco se produce ninguna corriente de fuga a tierra por ella, sino un cortocircuito, pies, como se ha dicho, toda la parte metálica es una superficie equipotencial (ver figura 5.3). Si ahora una persona toca la parte metálica, tampoco se produce ninguna corriente de fuga a tierra por ella, pues la diferencia de potencial entre la parte metálica y tierra sigue siendo cero. El cortocircuito tampoco produce una avería en las placas, pues la intensidad de cortocircuito de éstas es solo escasamente superior a su intensidad nominal. El efecto del cortocircuito es anular la tensión en la entrada de la parte continua del inversor, por lo que éste desconectará automáticamente de la línea de continua que le llega, siendo esto una señal de aviso de la avería.
Figura 5.3. Segundo defecto, cortocircuito. Solo puede haber peligro para la persona si el segundo defecto a tierra se produce a través de ella (ver figura 5.4). Pero esto sólo ocurre si ya se ha producido un primer defecto a tierra de uno de los hilos, si este defecto no ha sido reparado, y si la persona toca directamente el otro hilo. Esta situación equivale al contacto directo de la persona con los - 38 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
dos hilos activos, contacto cuyas consecuencias no puede evitar ningún interruptor diferencial, tampoco en las instalaciones de alterna, si la persona está aislada de tierra. Para evitar esto se instalará el Controlador Permanente de Aislamiento que avisará cuando se produzca el primer fallo. Esto se detallará más en el siguiente apartado de P.A.T.
Figura 5.4. Contacto directo con hilo
PROTECCIÓN EN CASO DE SOMBREADO El hecho de que los módulos estén distribuidos en ramales como vimos anteriormente, implica que la corriente de cada agrupación de módulos circule a través de todos los que la forman. En caso de sombreado de un módulo este tendría que absorber la potencia generada por el resto. El hecho de convertirse en consumidora de energía en vez de productora provoca un sobrecalentamiento considerable en la célula fotovoltaica sombreada. Este calentamiento llamado “punto caliente” puede llegar a deteriorar el material encapsulado e incluso a fundir las pistas conductoras y/o las soldaduras de conexión. Para evitar este problema el instalador debe colocar diodos de derivación o bypas en antiparalelo con el módulo o grupo de células a proteger o vendrán incluidos en las placas como es nuestro caso. Funcionamiento de los diodos de paso. l. Cuando los módulos son iluminados por el sol el flujo de electrones pasa a través de las células que integran el módulo. Los electrones no pueden pasar a través del diodo dado que su polaridad es inversa puesto que tiene el ánodo (+) a un voltaje inferior al cátodo (-) 2. Cuando un grupo de células es cubierto por una sombra severa (mancha, nieve, etc.) el módulo pasa a ser consumidor, por lo tanto resta voltaje en vez de sumar. Entonces el diodo queda correctamente polarizado y sirve de puente al paso de los electrones.
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PROTECCIÓN FRENTE A CORTOCIRCUITO Y SOBRECARGA EN DC El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor muy cercano a la máxima de operación normal del mismo. El cortocircuito puede, sin embargo, ser perjudicial para el inversor. Como medio de protección se incluyen fusibles con función seccionadora en cada ramal así como en las cajas de conexión intermedias y en la caja general de corriente continua, en cada tramo de calibre adecuado como se indica en los planos de esquemas unifilares. Los fusibles que existen al final de cada ramal evitarán que cualquier fallo que pueda existir en el ramal, como pueden ser sobreintensidades por la caída de un rayo, se propague hasta las cajas de conexión intermedias Estos fusibles serán del tipo NH (fusibles de alta capacidad de ruptura y baja tensión) gR (fusibles que serán capaces de cortar cualquier sobrecorriente que lo funda y que protege semiconductores de potencia). - Puesto que como ya se ha visto en un apartado anterior, la máxima corriente circulando por un ramal va a ser de 8,24 A (situación de cortocircuito, a 80 ºC), se escoge para este caso una protección mediante Fusible para corriente continua con función seccionadora, con un calibre de 10 A y una tensión de funcionamiento de hasta 500VDC. - En la Caja de seccionamiento, el calibre de los fusibles deberá ser tal que aguante la intensidad de cortocircuito de todos y cada uno de los ramales de su instalación. ICC,RAMAL=8,24 A Î ICC,GRUPO = 32,96 A Habrá que escoger entonces fusibles de 40 A de calibre, con su base correspondiente. - En el cuadro general CC, de forma análoga a los anteriores el calibre deberá ser de 315 A para la instalación de 100 kW y de 80 A en el cuadro general de CC de cada uno de los tres inversores que componen la instalación de 75 kW, ya que se unirán todos los conductores de los seguidores que componen la instalación. Para las personas es peligrosa la aparición / eliminación de un cortocircuito franco en el campo generador, por pasar rápidamente del circuito abierto al cortocircuito, lo que produce un elevado arco eléctrico, por la variación brusca en la corriente. Como medida de protección a las personas frente a este caso es, sin embargo recomendable, la conducción separada del positivo y del negativo. Así se evita la aparición / eliminación accidental de un cortocircuito producido por daños en el aislamiento del cable. Respecto a la protección frente a sobrecargas se utilizarán los mismos fusibles que protegen frente a cortocircuito.
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PROTECCIÓN CONTRA CONTACTO DIRECTO Esta protección consiste en tomar las medidas destinadas a proteger a las personas contra los peligros que pueden derivarse de un contacto con las partes activas de los materiales. a. Protección por aislamiento de las partes activas. Las partes activas deberán estar recubiertas de un aislante que no pueda ser eliminado más que destruyéndolo. Las pinturas, barnices, lacas y productos similares no se considera que constituyan un aislante suficiente en el marco de la protección contra contactos directos.
b. Protección por medio de barreras o envolventes. Las partes activas deben estar situadas en el interior de las envolventes o detrás de barreras que posean, como mínimo, el grado de protección IPXXB. Si se necesitan aberturas mayores para la reparación de piezas o para el buen funcionamiento de los equipos, se adoptarán precauciones apropiadas para impedir que las personas sean conscientes del hecho de que las partes activas no deben ser tocadas voluntariamente. Las barreras o envolventes deben fijarse de manera segura y ser de una robustez y durabilidad suficientes para mantener los grados de protección exigidos. Cuando sea necesario suprimir las barreras, abrir las envolventes o quitar partes de éstas, esto no debe ser posible más que con la ayuda de una llave o herramienta. c. Protección complementaria por dispositivo de corriente diferencial residual. Esta medida de protección está destinada solamente a complementar otras medidas contra los contactos directos. El empleo de dispositivos de corriente diferencial residual (Interruptores diferenciales), cuyo valor de corriente diferencial asignada de funcionamiento sea inferior o igual a 30 mA, se reconoce como medida de protección complementaria en caso de fallo de otras medidas de protección contra contactos directos o en caso de imprudencias de los usuarios.
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5.2 PROTECCIÓN GENERAL DE CORRIENTE ALTERNA
La intensidad máxima circulando por el circuito de corriente alterna, a la tensión nominal de 400 V será 158,77 A. para las instalaciones de 100 kW y de 36,08 A para cada inversor de 25 que compone la instalación de 75 kW. Las características de estos elementos de protección serán entonces:
INOM =160 A / 50 A
UNOM =400 V.
CORTOCIRCUITOS Y SOBRECARGA Según RD 1663-2000 es necesario incluir un interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico omnipolar con poder de corte superior a la corriente de cortocircuito indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor, que se ubica en el cuadro de contadores de la instalación fotovoltaica, será accesible sólo a la empresa distribuidora, con objeto de poder realizar la desconexión manual, que permita la realización, de forma segura, de labores de mantenimiento en la red de la compañía eléctrica. Esta inaccesibilidad al mismo nos obliga a introducir un segundo magnetotérmico omnipolar en la instalación, de menor intensidad nominal, que sea el que realmente proteja a la instalación de las sobrecargas y cortocircuitos. Así, este segundo magnetotérmico actuará antes que el interruptor general. Se utilizarán magnetotérmicos tipo C, los más utilizados cuando no existen corrientes de arranque de consumo elevadas, es decir para aplicaciones generales. El magnetotérmico seleccionado será de 160 A de corriente asignada y con un poder de corte mínimo de 36 kA. Cálculo del poder de corte necesario Para ello resolveremos dos circuitos (figuras 5.5 y 5.6), para obtener las impedancias de red y del transformador. Una vez que las tengamos, resolvemos un nuevo circuito con ambas, obteniendo la intensidad de éste, que será el poder de corte necesario.
Figura 5.5.Circuito de red
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I cc =
Un / 3 XR
S cc = 3 ⋅ U n ⋅ I cc = 3 ⋅ U n ⋅ XR =
Un / 3 XR
U n2 20.000 2 = = 0,8 S cc 500 ⋅ 10 6 2
⎛ 420 ⎞ −4 X = XR⎜ ⎟ = 3,53 ⋅ 10 ⎝ 20.000 ⎠ " R
Figura 5.6. Circuito del transformador
X cc" = ε cc
U n2 420 2 = ε cc = 4 ⋅ 0,28 = 1,12 Sn 630 ⋅ 10 3
A estas dos impedancias habrá que añadir la del cable:
Z c = Rc + X c j =
ρ⋅L S
(
+ (0,08 ⋅ L) j =
0,022 ⋅ 340 + 0,0272 j = 0,05 + 0,0272 j = 0,057∠28,55º 150
)
Z TOTAL = Z c + X R" + X cc" ⋅ j = 0,05 + (1,12 + 3,53 ⋅ 10 − 4 + 0,0272) j = 0,05 + 1,15 j = 1,15∠87,5º Por último resolvemos el circuito con la impedancia total (ver figura 5.7)
Figura 5.7.Circuito total.
I = Poder ⋅ de ⋅ corte =
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U n / 3 400 / 3 = = 192,45 A 1,2 ZT
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Por tanto el poder de corte del magnetotérmico seleccionado cumple con la condición, ya que será muy superior al límite.
OTRAS PROTECCIONES -
La instalación contará con un interruptor diferencial de 30 mA de sensibilidad en la parte de corriente continua, tal y como obliga el RD 1663/2000, ya indicado en apartado anterior.
5.3 PROTECCIÓN CONTRA SOBREINTENSIDADES
DIRECTAS Las instalaciones fotovoltaicas, en sí, no aumentan el peligro de rayos de los edificios de los alrededores. Para saber si será obligatoria esta protección nos apoyaremos en el Nuevo Código técnico de la Edificación en su Documento Básico SU-8 de protección frente al rayo, según el cual para que no haya que disponer de dispositivos de protección contra el rayo, se debe cumplir que la frecuencia esperada de impactos sea menor que el riesgo admisible. Se tiene entonces:
Frecuencia esperada de Impactos Ne = Ng·Ae·C1·10
-6
Nº de Impactos /año
o
Ng: Densidad de impactos sobre el terreno (nº impactos/año,km2)
o
Ae: Superficie de captura equivalente del edificio aislado, en m2, delimitada por una línea trazada a una distancia 3H de cada uno de los puntos del perímetro del edificio, siendo H la altura del edificio en el punto del perímetro considerado. En este caso se considerará la superficie de ocupación total de la planta (120.141 m2) y como altura la más elevada de uno de los seguidores (9 m).
o
Riesgo admisible de Impactos N a =
o
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C1 : Coeficiente relacionado con el entorno.
5,5 ·10 −3 Nº de Impactos /año C 2 ·C 3C 4 C 5
C2: Coeficiente según el tipo de construcción.
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o
C3: Coeficiente en función del contenido del edificio.
o
C4: Coeficiente en función del uso del edificio.
o
C5: Coeficiente en función de las necesidades de continuidad en las actividades que se desarrollan en el edificio.
Para asemejar la instalación a alguno de los casos que aparecen contemplados en el Código Técnico, se supondrá esta como una nave con la misma superficie que la de ocupación de la planta vallada 120.141 m2 y altura la máxima de las estructuras (~ 9 m) y los coeficientes se obtendrán de este mismo documento.
Ng : 1,5 (según la zona en el mapa)
Ae : 120.141 m2
C1 : 1 (Aislado)
Ne : 0,1802 Impactos /Año
C2 : 0,5 (estructura y cubiertas metálicas)
C3 : 1 (normalmente inflamable)
C4 : 1 (uso no público)
C5 : 1 (no interrumpe servicios imprescindibles)
Na=0,011 Impactos /Año
Puesto que se cumple que Ne > Na,
SI será necesaria la incorporación de equipos de
protección frente al rayo.
ELECCIÓN DEL DISPOSITIVO DE PROTECCIÓN EMPLEADO La eficiencia del dispositivo de protección vendrá dada por la expresión:
E = 1−
Na Ne
Sustituyendo valores, resulta E=0,939, por lo que el Dispositivo deberá tener un Nivel de Protección de Clase 3.
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INDIRECTAS Cada impacto de rayo origina unos efectos indirectos en sus alrededores que afecta a un radio de 1 Km aproximadamente. La probabilidad de que un rayo afecte indirectamente a una instalación es, por tanto, mucho mayor a que se produzca un impacto directo sobre la mima instalación. Los efectos de impactos indirectos son acoplamientos galvánicos, inductivos y capacitivos. Los acoplamientos producen sobretensiones, de las cuales habrá que proteger las instalaciones. La protección interna contra rayos incluye todas las medidas e instalaciones del Generador FV, que se encargan de la protección de los efectos indirectos de los rayos, pero también de la conexión a la red pública de distribución. En el caso de la instalación que describe este proyecto, se tiene un aislamiento galvánico entre la instalación fotovoltaica y la red de distribución. Por otro lado, una condición previa para una adecuada función de una protección interna contra rayos es una buena conexión equipotencial. En el caso de una instalación fotovoltaica, para proteger los elementos en los que se pueden producir los acoplamientos inductivos de los rayos se tomarán las siguientes medidas:
Módulos Fotovoltaicos: en el caso de los módulos con marco metálico el acoplamiento inductivo es menos de la mitad que en el caso de módulos sin marco. Los módulos que se han escogido para este proyecto poseen marco metálico
Cables de los Módulos: deben situar los cables del polo positivo y del polo negativo de la parte de corriente continua del ramal lo más cerca posible.
Circuito Principal de Corriente Continua: al igual que en el cableado de los módulos se deberán situar los cables del polo positivo y negativo lo más cerca posible, además de usar cables individuales apantallados (es la medida que tomaremos nosotros). En el caso de no utilizarlos se deberá colocar un varistor con una corriente nominal en la red activa.
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6. PUESTA A TIERRA DE LA INSTALACIÓN La masa conductora de la tierra constituye un potencial eléctrico de referencia único. Bajo este concepto puede definirse a una toma de tierra, como aquella constituida por un electrodo conductor en tierra o conjunto de ellos interconectados, que aseguren una conexión eléctrica con la tierra, formando de esta manera una red de tierra. Las placas de tierra que sirven para interconectar a los equipos y los cables que vinculan estas placas con las tomas de tierra deben ser consideradas como parte de la red de tierra.
Sus funciones son garantizar: •
La seguridad de las personas.
•
Un potencial de referencia único a todos los elementos de la instalación. De esta manera se logrará la protección adecuada y el buen funcionamiento de los equipos.
•
El camino a tierra de las corrientes de fallo.
Para cumplir con los objetivos arriba mencionados, una instalación debe contar con dos características fundamentales: •
Una red de tierra de protección, para la parte de continua y de alterna, única y equipotencial.
•
Un bajo valor de impedancia.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Todas las masas de la instalación fotovoltaica (módulos y estructuras soporte), tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra de protección. La red de tierra está constituida - Toma de tierra • Electrodo: Masa metálica, permanentemente en buen contacto con el terreno, para facilitar el paso de las corrientes de defecto. • Líneas de enlace con tierra: Varios conductores que unen los electrodos con el punto de puesta a tierra. La sección de los conductores no debe ser inferior a 35 mm2 si el cable es de cobre. • Puntos de puesta a tierra: Puntos situados fuera del suelo que sirven de unión entre las líneas de enlace con tierra y las líneas principales de tierra.
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- Líneas principales de tierra: Cables que unen los puntos de puesta a tierra con las derivaciones necesarias para la puesta a tierra de las masas a través de los conductores de protección. La sección de los conductores no debe ser inferior a 16 mm2 si el cable es de cobre. - Derivaciones de las líneas principales de tierra: Conductores que unen las líneas principales de tierra con los conductores de protección.
- Conductores de protección: Sirven para unir eléctricamente las masas con los elementos citados anteriormente para la protección al contacto indirecto. El color del aislante de este cable en una instalación es amarillo-verde.
En el caso de la instalación que describe el presente proyecto, la puesta a tierra tendrá la característica de que todas y cada una de las estructuras de las 19 instalaciones estarán unidas entre sí mediante un cableado de cobre desnudo de 50 mm2 de sección enterrado, excepto algunos tramos, bajo el cableado de potencia de dichas instalaciones.
ESQUEMA DE CONEXIÓN A TIERRA (TIERRA DE SERVICIO) El esquema de conexión a tierra utilizado para la parte de continua será como generador flotante, como se anticipó en un apartado anterior. Es análogo al esquema IT que se suele utilizar en la parte de alterna de muchas instalaciones, pero con algunas diferencias que se citan a continuación: -
En el esquema IT, el neutro del transformador no está conectado a tierra. En teoría está aislado de la tierra. Pero está naturalmente conectado a tierra a través de las capacidades parásitas de los cables. En el “generador flotante” no podemos hablar de neutro, ya que es la parte de continua, serán los conductores los que están aislados de tierra.
-
Las masas de los receptores eléctricos están conectadas a tierra. En nuestro caso serán los módulos fotovoltaicos los que estarán conectados a tierra
Con este tipo de esquema conseguimos que el primer defecto de aislamiento que se produzca sea inofensivo, así pues no será necesario disparar y la instalación puede continuar. Se desarrolla una pequeña corriente debido a capacidades parásitas de la red. La tensión de
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contacto que aparece en la toma de tierra de las masas de algunos voltios, no presenta ningún peligro. Dejar un defecto a tierra en tal red es equivalente a dejar una conexión directa entre la red y la tierra. En este caso la aparición de un segundo defecto de aislamiento en otra fase, crea una corriente peligrosa que debe provocar un disparo. A este tipo de red de neutro flotante solamente se le considera interesante si se detectan los verdaderos defectos de aislamiento en cuanto aparecen, mediante un CPA (Controlador Permanente de Aislamiento) que permitirá detectar automática e inmediatamente las salidas defectuosas, como se indicó anteriormente. Se elige este tipo de esquema porque tendrá las mismas ventajas que el esquema IT: -
Protección contra choques eléctricos: permite asegurar la protección contra choques eléctricos, a condición de que se instale y utilice conforme a las normas, pero los demás tipos de conexiones también lo harán de forma idéntica.
-
Protección contra riesgo de incendios de origen eléctrico: Durante el primer defecto de aislamiento, la intensidad de la corriente ocasionada por dicho defecto es respectivamente muy baja y el riesgo de incendio es mínimo. En el esquema TT ocurre lo mismo pero no en los demás.
-
Continuidad de alimentación: La selección del esquema IT evita todas las consecuencias nefastas de un defecto de aislamiento. Sólo el esquema IT permite continuar sin riesgo de explotación al aparecer el primer defecto de aislamiento. Esta es la razón principal por la que se ha escogido este esquema, ya que para la planta fotovoltaica será muy importante la continuidad en la producción de energía.
-
Protección contra sobretensiones: En todos los esquemas puede ser necesaria una protección. Para elegirla hay que tener en cuenta el nivel de exposición del lugar, la clase de instalación y su actividad. Hay que decidir el número y la calidad de las zonas equipotenciales necesarias para instalar las protecciones adecuadas. En el esquema IT la protección contra sobretensiones debidas a defectos de MT deberá realizarse con un limitador de sobretensión.
-
Protección contra las perturbaciones electromagnéticas: Puede satisfacer todos los criterios de compatibilidad electromagnética.
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El Controlador Permanente de Aislamiento se debe conectar a una tierra de referencia. Estará integrado en el inversor y detectará la aparición de un primer fallo. Tal como su nombre indica, es un equipo destinado a determinar en forma permanente el valor de aislamiento que presenta la instalación eléctrica establecida. Cuando la magnitud de aislamiento desciende por debajo de un cierto nivel, es decir ante la detección de un fallo de aislamiento, el inversor detendrá su funcionamiento y se activará una alarma visual en el equipo entre otras funciones que se detallan a continuación:
o
Debe generar una señal de alarma tanto visual como acústica, de manera que el personal de mantenimiento esté avisado de la situación de peligro si tuviera que realizar cualquier inspección.
o
Debe cortocircuitar los polos positivo y negativo para forzar una tensión nula en el generador fotovoltaico que elimine la posibilidad de existencia de cualquier nivel de tensión peligroso.
o
El circuito de control debe prever la posibilidad de disparos intempestivos, de manera que se puedan realizar reenganches del sistema, cuando se compruebe la ausencia de peligro.
Sin embargo la instalación de Tierra de Servicio de cada inversor, será independiente de la del generador fotovoltaico. Se conectará a un conductor aislado 0,6/1 kV que bajo un tubo de PVC unirá los neutros involucrados con los electrodos de Tierra de Servicio del Centro de Transformación. Esta instalación a tierra se realizará con esquema TT, debido a las normativas de la empresa distribuidora. INVESTIGACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SUELO Por otro lado, si partimos de la premisa que una red de tierra es la encargada de derivar la energía a la masa conductora de la tierra, la misma será más efectiva, cuanto menor sea la impedancia que presente en su unión eléctrica con la masa de la tierra. Esta característica dependerá de la resistividad del terreno, de su ionización y de la geometría de los conductores de tierra. La resistividad del terreno es variable de un terreno a otro, depende de su contenido de humedad y de su temperatura, pudiendo variar la impedancia de tierra medida en distintos lugares del mismo terreno, como así también hacerla variar con el transcurso del tiempo.
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Según la investigación previa del terreno donde se instalará la Planta Solar, se determina una resistividad media superficial: •
Terreno natural = 150 Ω·m.
•
Terreno caseta inversor (hormigón) = 1000 Ω·m.
Con este valor de resistividad, podrán utilizarse ecuaciones y tablas que nos permitirán conocer con cierta aproximación el valor de resistencia de tierra a obtener.
CÁLCULO DE LAS TENSIONES APLICADAS La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar, según el reglamento MIE-RAT, será:
U CA =
K tn
Siendo:
UCA = Tensión máxima de contacto aplicada en Voltios.
K = 78,5.
n = 0,18.
t =1s Aunque aquí no sería necesario ya que no estamos en alta tensión, lo tendremos en
cuenta para una mayor seguridad. Se obtiene el siguiente resultado: UCA = 78,5 V Para calcular los valores máximos admisibles de la tensión, tanto de contacto como de paso se utilizan las siguientes expresiones:
1,5·ρ S K ·(1 + ) n 1.000 t
TENSIÓN DE CONTACTO
:
UC =
TENSIÓN DE PASO
:
6·ρ K ) U P = 10· n ·(1 + 1.000 t
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(5)
(6)
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Tensión de contacto en Estructura Soporte
U C = 96,16V
Tensión de Paso junto a Estructura Soporte
U P ( ES ) = 1491,50V
El piso de los Locales de los Inversores estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm. formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente opuestos a la puesta a tierra de protección del local. Con esta disposición se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, esté sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior. Este mallazo se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm. de espesor como mínimo. Así pues, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de este edificio, puesto que su valor será prácticamente nulo.
DIMENSIONADO DE LA P.A.T SEGÚN LOS DISTINTOS TIPOS DE FALLO CONTACTO INDIRECTO Esta situación llegará a ser peligrosa cuando ocurra lo siguiente: - Se produce un primer fallo de aislamiento de uno de los polos a masa. En este caso, al no cerrarse ningún circuito, no se produce ninguna circulación de corriente, por lo que en sí no es una situación peligrosa. - Se produce un segundo fallo de aislamiento de un polo distinto al anterior a masa. En este caso, se cierra el circuito a través de las puestas a tierra de cada una de las estructuras, de valor RT como ya se adelantó anteriormente. Las masas si que se encontrarían en este caso en tensión, por lo que habrá que dimensionar adecuadamente los electrodos de tierra para que no se superen los valores de la tensión de contacto. La intensidad circulando más desfavorable que podría circular sería la de cortocircuito, por lo que suponiendo los electrodos de tierra idénticos para las estructuras donde se han producido los fallos a masa, se tendría:
U C , MAX = ( RT + RT )·I D = 2·RT ·I CC
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Sustituyendo valores, se tendría:
RT =
U C ,MAX 2·I CC
< 1,46 Ω
Si se unen estos electrodos así definidos entre sí, de manera que se tenga una red equipotencial que abarque la totalidad de la instalación, la situación de doble fallo a masa comentada anteriormente se convertiría prácticamente en un cortocircuito a través del cable de unión equipotencial (muy baja resistencia comparada con la de los electrodos). Se optará por esta solución. Así pues para prevenir cualquier tipo de peligro por Contactos Indirectos se realizará una unión equipotencial de todas las estructuras entre sí mediante cableado de cobre desnudo de 50 2 mm de sección. De esta manera, se conseguirá también una longitud de cable importante que
será deseable para reducir al máximo la resistencia de propagación del electrodo total con vistas a la protección frente al rayo que se tratará en el próximo apartado.
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DIRECTAS/INDIRECTAS Se va a suponer para los cálculos, una descarga directa atmosférica sobre cualquiera de los pararrayos previstos de 30 kA. Como ya se ha adelantado previamente, la instalación de puesta a tierra estará compuesta por una determinada longitud de cableado de cobre desnudo de 50 mm2 de sección en paralelo con un determinado número de picas (mejoran el comportamiento de la Puesta a Tierra a frecuencias elevadas). De manera simplificada, las Resistencias de Propagación de estos dos tipos de electrodos, vienen dadas por:
RT ( PICA) = RT ( CABLE ) =
ρ N ·L 2· ρ LCABLE
siendo:
ρ
: Resistividad del Terreno. Se ha considerado un valor promedio de ρ=150 Ω·m
L
: Longitud de cada una de las picas
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N
: Nº de picas colocadas en paralelo
LCABLE : Longitud de la conducción enterrada.
La resistencia global de la Puesta a Tierra puede aproximarse por el conjunto de estas resistencias puestas en paralelo:
1 R P. A.T
=
1 RT ( PICA)
+
R P. A.T =
1 RT ( CABLE )
=
RT ( CABLE ) + RT ( PICA) RT ( CABLE ) ·RT ( PICA)
RT (CABLE ) ·RT ( PICA) RT (CABLE ) + RT ( PICA)
Se va a suponer que durante una tormenta no se van a producir contactos directos de personas sobre la estructura, por lo que la puesta a tierra se dimensionará para que la tensión de paso ante una descarga de 30 kA no supere los valores máximos permitidos. Es decir, se deberá cumplir que:
RP. A.T ·I RAYO ≤ U P ( MAX )
RP. A.T ≤
U P ( MAX ) I RAYO
En este caso, utilizando (6) calculamos la tensión de paso máxima. Teniendo en cuenta que las descargas atmosféricas son prácticamente instantáneas, se supondrá que el tiempo de disipación de la falta es de t = 0,25 segundos, por lo que las constantes en función del tiempo valdrán K=72 y n=1, teniéndose:
U P ( ES ) = 10·
72 6·150 ·(1 + ) = 5.472 V 0,25 1.000
Sustituyendo valores, resulta RP.A.T < 0,18 Ω
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Por su parte la resistencia de puesta a tierra correspondiente al cable de cobre enterrado vendrá definida por la unión equipotencial propuesta anteriormente. Sustituyendo valores, se obtiene una longitud mínima de unión equipotencial de:
LCABLE =
2·ρ RT (CABLE )
=
2·150 > 1.645 m 0,182
Para mejorar esta instalación y proporcionar una superficie equipotencial adicional rodeando las torres de los pararrayos (así como un mejor comportamiento ante frentes de ondas de sobretensión de alta frecuencia), se van a añadir además 4 picas en anillo por cada una de dichas torres.
MATERIALES Las líneas de puesta a tierra se realizarán mediante conductores de cobre semiduro y trenzado, o de otros metales o aleaciones de alto punto de fusión, con cubierta de PVC en los conductores de protección y desnudos en los de la red principal. Los materiales utilizados en las conexiones entre las distintas partes de la instalación de tierra deben garantizar una perfecta conducción de la corriente eléctrica y no deben ser susceptibles de debilitamiento o destrucción por corrosión. Los dispersores o electrodos podrán ser picas, placas, pletinas o conductores, en simple o de malla. Cualquiera que sea el tipo que se utilice, el electrodo no deberá deteriorarse por efecto de las acciones químicas del terreno o de la humedad.
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PARTE III: ENERGÍA
1. DATOS DE PARTIDA PARA CALCULAR ENERGÍA PRODUCIDA POR PLANTA FOTOVOLTAICA Para determinar la producción de energía vertida a la red en el punto de conexión, se han considerado los siguientes datos de partida:
Energía incidente (MJ) sobre un m2 de superficie horizontal en un día medio de cada mes
Intensidad media útil (W/m2), sobre horizontal, en un día medio de cada mes
Temperatura media durante las horas de Sol:
Valores Característicos del panel fotovoltaico utilizado en la estimación de energía final inyectada: o
TONC (ºC)
:
48
o
Coef. Temperatura
:
0,0050
Siendo TONC Æ Temperatura de Operación Nominal del Módulo Fotovoltaico Coef. Temperatura Æ Representa la variación de las prestaciones del módulo con la temperatura.
Los datos utilizados para la estimación del aprovechamiento energético del parque fotovoltaico proceden de los obtenidos de la Estación Meteorológica, y se detallan a continuación:
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Irradiación Global
Irradiación Tª media (ºC)
(kWh/m2)
Eficiente (kWh/m2)
Enero
81,8
8,7
148,08
Febrero
105,4
8,6
179,80
Marzo
128,7
11,6
173,56
Abril
182,2
14,6
245,21
Mayo
209,9
19,3
270,89
Junio
234,5
25,5
309,04
Julio
252,7
27,9
342,54
Agosto
227,4
26,9
320,12
Septiembre
179,2
24,1
272,96
Octubre
123,6
20,5
198,44
Noviembre
84,2
13,4
147,41
Diciembre
77,9
9,6
157,18
AÑO
1887,5
17,61
2765,23
2. ENERGÍA BRUTA GENERADA El valor de irradiación que aparece en la tabla del apartado anterior, representa el número de H.S.P (Horas Solares Pico: Horas equivalentes en las que el generador estaría recibiendo una irradiación estándar de 1.000 W/m2) sobre una superficie horizontal. Esto quiere decir que una instalación con la misma potencia que aquella a la que se refiere este proyecto pero con la superficie horizontal, produciría una energía bruta al cabo del año de 3.916,56 MWh. Sin embargo, por el hecho de poseer un sistema de seguimiento a dos ejes como el que se ha escogido para este proyecto, la producción bruta será mayor. Las placas no estarán nunca en situación horizontal, incluso si fueran placas fijas que no es nuestro caso, se colocarían formando unos 30º con la horizontal y orientadas al sur que es la posición óptima. En nuestro caso las placas irán colocadas sobre seguidores, que consisten en estructuras que se van moviendo para tener en cada momento del día y según la posición del sol, la orientación óptima de las placas, por tanto el aumento de energía producida será aún mayor que si la placas estuvieran fijas.
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
El seguidor se moverá según un ángulo azimutal y una de altura: •
El ángulo azimutal describe la desviación de la superficie de captación hacia el este o el oeste respecto del sur geográfico ( si la placa está orientada exactamente hacia el sur el ángulo será cero; la desviación hacia el oeste se mide con ángulos positivos y hacia el este con ángulos negativos) (α)
•
El ángulo de altura permite medir la altura a la que se encuentra el sol midiendo el ángulo que forma el rayo se sol con la horizontal. (β)
Debido a esto, la producción bruta producida para el conjunto del huerto solar será de 5.737,85 MWh. De este valor, habrá que descontar las pérdidas existentes en los distintos conceptos, que se verán en apartados posteriores. Estos valores serán el producto de la potencia pico total de la planta por la irradiación horizontal o inclinada respectivamente. Para obtener la irradiación inclinada en la que influirá el movimiento del seguidor y la posición que tenga en cada momento respecto al sol, como se ha indicado anteriormente, nos ayudaremos de una aplicación informática, simulador de plantas fotovoltaicas (PVSYS), al que le definiremos los rangos de ángulos en los que se mueve el seguidor utilizado, así como los valores de irradiación horizontal. Tendría gran dificultad el cálculo de esta magnitud manualmente ya que en cada momento tendría una posición. Hay bases de datos de estaciones meteorológicas de las que se pueden obtener los coeficientes de aumento de productividad, pero éstas dependerán de la inclinación, con lo cual tendríamos que tener un coeficiente para cada instante. Esto sí se utilizará cuando sean estructuras fijas.
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CÓMO SE PRODUCE LA ENERGÍA A PARTIR DE LA IRRADIACIÓN SOLAR Algunos de los fotones (son las partículas portadoras de todas las formas de radiación electromagnética, incluyendo a los rayos gamma, los rayos X, la luz ultravioleta, la luz visible, la luz infrarroja, las microondas, y las ondas de radio), que provienen de la radiación solar, impactan sobre la primera superficie del panel, penetrando en este y siendo absorbidos por materiales semiconductores, tales como el silicio o el arseniuro de galio, que forman las células de los módulos. Los electrones, subpartículas atómicas que forman parte del exterior de los átomos, y que se alojan en orbitales de energía cuantizada, cuando son golpeados por los fotones (interaccionan) se liberarán de los átomos a los que estaban originalmente confinados. Esto les permite, posteriormente circular a través del material y producir electricidad. Las cargas positivas complementarias que se crean en los átomos que pierden los electrones, (parecidas a burbujas de carga positiva) se denominan huecos y fluyen en el sentido opuesto al de los electrones. Se ha de comentar que, así como el flujo de electrones corresponde a cargas reales, es decir, cargas que están asociadas a desplazamiento real de masa, los huecos, en realidad, son cargas que se pueden considerar virtuales puesto que no implican desplazamiento de masa real. Cuando un fotón llega a una pieza de silicio, pueden ocurrir tres acontecimientos: 1. El fotón puede pasar a través del material de silicio sin producir ningún efecto, esto ocurre, generalmente para fotones de baja energía. 2. Los fotones pueden ser reflejados al llegar a la superficie del panel, y son expulsados de este.
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3. El fotón es absorbido por el silicio, en cuyo caso puede ocurrir: o
Generar calor
o
Producir pares de electrones-huecos, si la energía del fotón incidente es más alta que la mínima necesaria para que los electrones liberados lleguen a la banda conducción.
Nótese que si un fotón tiene un número entero de veces el salto de energía para que el electrón llegue a la banda de conducción, podría crear más de un único par electrón-hueco. No obstante, este efecto no es significativo, de manera usual, en las células solares. Este fenómeno, de múltiplos enteros, es objeto de la mecánica cuántica y la cuantización de la energía. Cuando se absorbe un fotón, la energía de este se comunica a un electrón de la red cristalina. Usualmente, este electrón está en la banda de valencia, y está fuertemente vinculado en enlaces covalentes que se forman entre los átomos colindantes. El conjunto total de los enlaces covalentes que forman la red cristalina da lugar a lo que se llama la banda de valencia. Los electrones pertenecientes a esa banda son incapaces de moverse más allá de los confines de la banda, a no ser que se les proporcione energía, y además energía determinada. La energía que el fotón le proporciona es capaz de excitarlo y promocionarlo a la banda de conducción, que está vacía y donde puede moverse con relativa libertad, usando esa banda, para desplazarse, a través del interior del semiconductor. El enlace covalente del cual formaba parte el electrón, tiene ahora un electrón menos. Esto se conoce como hueco. La presencia de un enlace covalente perdido permite a los electrones vecinos moverse hacia el interior de ese hueco, que producirá un nuevo hueco al desplazarse el electrón de al lado, y de esta manera, y por un efecto de traslaciones sucesivas, un hueco puede desplazarse a través de la red cristalina. Así pues, se puede afirmar que los fotones absorbidos por el semiconductor crean pares móviles de electrones-huecos. Un fotón solo necesita tener una energía más alta que la necesaria para llegar a los huecos vacíos de la banda de conducción del silicio, y así poder excitar un electrón de la banda de valencia original a dicha banda. El espectro de frecuencia solar es muy parecido al espectro del cuerpo negro cuando este se calienta a la temperatura de 6000K y, por tanto, gran cantidad de la radiación que llega a la Tierra está compuesta por fotones con energías más altas que la necesaria para llegar a los huecos de la banda de conducción. Ese excedente de energía que muestran los fotones, y mucho mayor de la necesaria para la promoción de electrones a la banda de conducción, será absorbida por la célula solar y se manifestará en un apreciable calor (dispersado mediante vibraciones de la red, denominadas fonones) en lugar de energía eléctrica utilizable. Un conjunto de paneles solares transforman la energía solar (energía en forma de radiación y que depende de la frecuencia de los fotones) en una determinada cantidad de corriente continua, que corresponde a un tipo de corriente eléctrica que se describe como un
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movimiento de cargas en una dirección y un sólo sentido, a través de un circuito. Los electrones se mueven de los potenciales más bajos a los más altos. Como se ha comentado a lo largo del proyecto, esta corriente continua se convertirá a alterna en el inversor y posteriormente se inyectará a la red.
GENERACION DE CORRIENTE EN UNA PLACA CONVENCIONAL Los módulos fotovoltaicos funcionan, como se ha dejado entrever en el anterior apartado, por el efecto fotoeléctrico. Cada célula fotovoltaica está compuesta de, al menos, dos delgadas láminas de silicio. Una dopada con elementos con menos electrones de valencia que el silicio, denominada P y otra con elementos con más electrones que los átomos de silicio, denominada N. Ambas están separadas por un semiconductor. Aquellos fotones procedentes de la fuente luminosa, que presentan energía adecuada, inciden sobre la superficie de la capa P, y al interaccionar con el material liberan electrones de los átomos de silicio los cuales, en movimiento, atraviesan la capa de semiconductor, pero no pueden volver. La capa N adquiere una diferencia de potencial respecto a la P. Si se conectan unos conductores eléctricos a ambas capas y estos, a su vez, se unen a un dispositivo o elemento eléctrico consumidor de energía que, usualmente y de forma genérica se denomina carga, se iniciará una corriente eléctrica continua.
La célula solar más usual está fabricada en silicio y configurada como un gran área de unión p-n. Una simplificación de este tipo de placas puede considerarse como una capa de silicio de tipo n directamente en contacto con una capa de silicio de tipo p. En la práctica, las uniones p-n de las células solares, no están hechas de la manera anterior, más bien, se elaboran por difusión de un tipo de dopante en una de las caras de una oblea de tipo p, o viceversa. Si la pieza de silicio de tipo p es ubicada en íntimo contacto con una pieza de silicio de tipo n, tiene lugar la difusión de electrones de la región con altas concentraciones de electrones (la
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cara de tipo n de la unión) hacia la región de bajas concentraciones de electrones (cara tipo p de la unión). Cuando los electrones se difunden a través de la unión p-n, se recombinan con los huecos de la cara de tipo p. Sin embargo, la difusión de los portadores no continúa indefinidamente. Esta separación de cargas, que la propia difusión crea, genera un campo eléctrico provocado por el desequilibrio de las cargas parando, inmediatamente, el flujo posterior de más cargas a través de la unión. El campo eléctrico establecido a través de la creación de la unión p-n crea un diodo que permite el flujo de corriente en un solo sentido a través de dicha unión. Los electrones pueden pasar del lado de tipo n hacia el interior del lado p, y los huecos pueden pasar del lado de tipo p hacia el lado de tipo n. Esta región donde los electrones se han difundido en la unión se llama región de agotamiento porque no contiene nada más que algunos portadores de carga móviles. Es también conocida como la región de espacio de cargas.
3. CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE LA INSTALACIÓN Para el cálculo de estas pérdidas nos ayudaremos de la aplicación informática señalada anteriormente, para hacer los cálculos.
PÉRDIDAS POR POTENCIA GARANTIZADA
Los módulos obtenidos de un proceso de fabricación industrial no son todos idénticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida, STC, presenta una determinada dispersión (normalmente de tipo Gaussiana). En general, los fabricantes garantizan que la potencia de un módulo FV que se vende como de potencia nominal PSTC, superior a la real pero que está dentro de una banda determinada, PSTC±X% (para el módulo propuesto: 5%). Para cuantificarlas se define un factor fijo durante toda la simulación, que será un porcentaje respecto a la producción. Este factor será del 5%. En la siguiente tabla, se muestran las pérdidas para cada mes, debido a este parámetro (téngase en cuenta, que al variar cada mes la irradiancia y la temperatura media, las pérdidas no serán iguales)
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Perd garant (%) Enero
5,04%
Febrero
5,02%
Marzo
4,98%
Abril
4,93%
Mayo
4,83%
Junio
4,72%
Julio
4,66%
Agosto
4,68%
Septiembre
4,74%
Octubre
4,82%
Noviembre
4,95%
Diciembre
5,04%
TOTAL
4,83%
PÉRDIDAS DE CONEXIONADO
Son pérdidas energéticas originadas en la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un generador fotovoltaico, también llamadas pérdidas de “mismatch” o de dispersión de parámetros. Tienen su origen en que al conectar módulos en serie con diferentes corrientes de cortocircuito, el módulo “peor” será el que limite la corriente de la serie. Algo semejante ocurre para la tensión de conexión de módulos que se conectan en paralelo. Al igual que las anteriores se modelarán con un factor constante durante la simulación
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En la siguiente gráfica podemos observar las desviaciones de los valores característicos y por tanto del punto de, máxima potencia:
Para el caso de esta instalación, se tienen las pérdidas que se muestran en la siguiente tabla: Perd Conex (%)
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Enero
1,91%
Febrero
1,91%
Marzo
1,89%
Abril
1,87%
Mayo
1,83%
Junio
1,79%
Julio
1,77%
Agosto
1,77%
Septiembre
1,80%
Octubre
1,83%
Noviembre
1,88%
Diciembre
1,91%
TOTAL
1,83%
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PÉRDIDAS ANGULARES Y ESPECTRALES (IAM)
La potencia nominal de un módulo FV suele estar referida a unas condiciones estándar de medida, STC, que además de 1.000 W/m2 y 25ºC de temperatura de célula, implican una incidencia normal y un espectro estándar AM 1,5 (masa de aire sobre la superficie de la tierra). No obstante, en la operación habitual de un módulo FV, ni la incidencia de la radiación es normal, ni el espectro es estándar durante todo el tiempo de operación. El que la radiación solar incida sobre la superficie de un módulo con un ángulo diferente de 0º (perpendicular puro) implica unas pérdidas de potencia, que a groso modo se pueden asemejar a una ley coseno (mayores pérdidas a mayores ángulos de incidencia). Las pérdidas angulares se incrementan con el grado de suciedad. Por otro lado, los dispositivos fotovoltaicos son espectralmente selectivos, es decir, la corriente generada es diferente para cada longitud de onda del espectro solar de radiación incidente. La variación del espectro solar en cada momento respecto al espectro normalizado puede afectar la respuesta de las células, dando lugar a ganancias o pérdidas energéticas. En la práctica normalmente se puede aproximar, usando una parametrización llamada “Ashrae”, (es como si fuera una norma americana) la cual dependerá de un solo parámetro, b 0.
FIAM = 1 − b0 (1 / cos i − 1) ; i: ángulo de incidencia en el plano En placas en las que hay poca superficie de contacto con las células que la componen, presentan un alto índice de reflexión y b0=0,05 , esté será nuestro caso ya que son módulos cristalinos.
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Para el caso de esta instalación, se tienen las pérdidas que se muestran en la siguiente tabla: FIAMGI (%) Enero
1,30%
Febrero
1,20%
Marzo
1,60%
Abril
1,30%
Mayo
1,30%
Junio
1,10%
Julio
1,00%
Agosto
1,00%
Septiembre
1,00%
Octubre
1,20%
Noviembre
1,30%
Diciembre
1,20%
TOTAL
1,20%
PÉRDIDAS POR CAÍDAS ÓHMICAS EN EL CABLEADO Tanto en la parte DC como en la parte AC, se producen unas pérdidas energéticas en el cableado debido a las caídas de tensión originada por la circulación de una determinada corriente por los mismos. Estas pérdidas pueden minimizarse dimensionado adecuadamente este cableado. Estas pérdidas ya fueron calculadas en la parte eléctrica del proyecto, pero el programa las vuelve a calcular, pudiendo comprobar que coinciden ambas ya se obtienen por procedimientos análogos y serán de aproximadamente el 2,5 %. La resistencia del cableado induce unas pérdidas (RI2), que se podrán caracterizar por un parámetro R definido para la instalación global. El programa ofrece dos posibilidades: definir un parámetro (por defecto es 3%) o bien otra herramienta en la que definimos la sección media de cada circuito y las pérdidas máximas de caída de tensión.
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PÉRDIDAS POR TEMPERATURA
Las condiciones vienen dadas para una temperatura de la placa estándar de 25 ºC, pero éstas estarán normalmente trabajando a temperaturas mucho más altas .Por tanto existirán unas pérdidas debidas a esto. Para calcular estas pérdidas se hace según un modelo, que es el “modelo de un diodo” que se adapta muy bien para módulos cristalinos como es nuestro caso. Además el usuario define un parámetro que será el Tonc o K ya que estarán relacionados como explicamos a continuación: Haremos un balance entre la temperatura ambiente y la subida de temperatura de las células debido a la incidencia solar:
k (TCEL − T AMB ) = α ⋅ G INC (1 − Eta ) Donde : α: coeficiente de absorción de radiación solar, será 0,9 Eta: eficiencia fotovoltaica, será 0,1. Ambos están predefinidos. El coeficiente de pérdidas K podrá descomponerse de la siguiente manera: K = Kc+ K v * Vviento Los datos del viento no son muy fiables, por tanto no los tendremos en cuenta, y los valores de las constantes suelen ser del orden de: •
Kc: 29 W/m2K
•
Kv: 0 W/m2K Por otro lado estará la especificación de Tonc, que viene dada por el fabricante de los
módulos bajo las condiciones estándar definidas a continuación. Tonc es la temperatura de operación nominal de las células Para el caso de los módulos que se utilizan para la realización de este proyecto este valor es de TONC=46±2ºC. Se tomará como valor medio, TONC=47ºC. Condiciones estándar: Ginc= 800 W/m2 ; Tamb =20 ºC ; Wind Velocity = 1 m/s; circuito abierto Lo podemos relacionar con el factor K mediante la relación siguiente, sustituyendo los valores estándar en el balance descrito anteriormente:
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k c (Tonc − 20) = α ⋅ 800(1 − 0,1) En esta expresión podemos definir K o bien Tonc y la otra vendrá dada automáticamente. En nuestro caso definimos el Tonc que viene dado por el fabricante. Para el caso de esta instalación, la tabla de pérdidas queda definida de la siguiente forma:
Perd Tª(%) Enero
3,26%
Febrero
4,26%
Marzo
4,28%
Abril
6,35%
Mayo
8,35%
Junio
11,15%
Julio
12,82%
Agosto
12,44%
Septiembre
10,84%
Octubre
8,40%
Noviembre
4,97%
Diciembre
3,34%
TOTAL
8,50%
Nota: No se ha considerado el efecto de enfriamiento por convección forzada debido a la falta de información horaria de la magnitud y dirección del viento en la zona. Los datos representados serán más conservadores que los que realmente se obtengan en campo.
PERDIDAS POR SOMBREADO
La tecnología fotovoltaica utiliza la irradiación para producir electricidad mediante placas de semiconductores que s excitan con la radiación solar . Para poder calcular los efectos que el sombreado va a tener sobre el campo de módulos, se tienen que tratar cada una de las tres componentes de esta irradiación (directa, difusa y albedo) de la forma apropiada:
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•
Efecto de la Componente Directa: Esta componente corresponde a la que llega directamente del foco solar, sin reflexiones o refracciones intermedias. Puede reflejarse y concentrarse para su utilización, pero esto no ocurrirá con la componente difusa ya que vendrá de todas direcciones. En este caso el efecto es del tipo encendido/apagado. Para un punto del campo de paneles, el solo está o no está visible. En el caso de sombreados cercanos, se calcula un factor de sombra que representa la fracción de campo que está iluminada. Este factor tiene que ser determinado para cada posición del sol. Se genera entonces una tabla de factores según la altura y el azimut solares.
•
La Componente Difusa del Cielo, corresponderá con la que es emitida por la bóveda celeste diurna gracias a los múltiples fenómenos de reflexión y refracción solaren la atmósfera como son las nubes,… Ésta también es afectada por obstáculos cercanos. Como simplificación, se asume que la irradiación procedente del cielo es iso-trópica (uniformemente distribuida). A una determinada hora el efecto del sombreado de la difusa puede considerarse como la integral del factor de sombreado sobre la parte visible de la bóveda celeste., es decir el diódo esférico
entre el plano de los módulos
y el plano horizontal. Esto es
independiente de la altura del sol, y por lo tanto constante a lo largo del año. •
La Componente de Albedo es la irradiación directa y difusa que se recibe por reflexión del terreno o de otras superficies como pueden ser espejos de agua… Sólo es “visible” desde los colectores si no existe ningún obstáculo cercano a la altura del suelo. También se considera constante a lo largo del año. Del PVSYS podemos extraer también los datos gráficamente, donde se observan las pérdidas de sombreados así como la posición del sol según la hora y época del año:
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Como conclusión, cuando la componente directa no puede dar a una superficie debido a la existencia de un obstáculo, el área en sombra no se encuentra completamente a oscuras gracias a la combinación de la componente dispersa. Los dispositivos fotovoltaicos pueden funcionar incluso con sólo radiación dispersa Así, puesto que la altura del sol varía a lo largo del año, y con ella la longitud de las sombras de los obstáculos, se tendrán valores distintos de pérdidas de sombreado para cada uno de los meses. Los resultados obtenidos, se resumen en la siguiente tabla:
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FSomGI (%) Enero
6,96%
Febrero
6,49%
Marzo
4,95%
Abril
4,37%
Mayo
3,69%
Junio
3,69%
Julio
3,40%
Agosto
3,60%
Septiembre
4,57%
Octubre
5,33%
Noviembre
7,64%
Diciembre
8,12%
TOTAL
4,85%
RENDIMIENTO DEL INVERSOR El inversor convierte la energía DC inyectada por el generador fotovoltaico en energía AC que se distribuye a la red de conexión. Mediante electrónica de potencia el inversor consigue una onda senoidal minimizando las pérdidas en la conversión. Las pérdidas en el inversor dependerán de la carga de trabajo de este así como del tiempo de funcionamiento.
%PerdInv
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Enero
3,97%
Febrero
3,90%
Marzo
3,91%
Abril
3,78%
Mayo
3,70%
Junio
3,54%
Julio
3,49%
Agosto
3,53%
Septiembre
3,58%
Octubre
3,72%
Noviembre
3,94%
Diciembre
3,89%
TOTAL
3,70%
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4. PRODUCCIÓN NETA DE ENERGÍA A partir de los cálculos realizados en apartados anteriores, se está ya en situación de poder estimar el Rendimiento Global de la Instalación y la Energía Neta generada para cada mes, y para todo un año del Generador Fotovoltaico objeto de este estudio
E. Generada Bruta Total
E. Generada P.R.
(kWh)
NETA Total (kWh)
Enero
307.269,74
73,99%
227.347,26
Febrero
373.092,19
74,27%
277.089,68
Marzo
360.150,50
74,31%
267.629,73
Abril
508.810,73
74,20%
377.537,56
Mayo
562.106,49
73,09%
410.840,68
Junio
641.263,81
71,39%
457.794,86
Julio
710.777,65
70,59%
501.734,20
Agosto
664.263,99
70,69%
469.599,68
Septiembre
566.409,47
71,11%
402.776,76
Octubre
411.775,31
71,74%
295.394,60
Noviembre
305.882,74
71,71%
219.334,02
Diciembre
326.152,60
73,32%
239.121,36
TOTAL
5.737.955,21
72,23%
4.144.313,65
La energía bruta es el resultado de multiplicar la irradiación eficiente sobre la instalación por la potencia pico de la misma. A esta potencia habrá que descontarle las pérdidas obteniendo así una potencia neta. El valor del PR (performance ratio) que es el rendimiento global de la planta, anual será del 72,23% que está dentro de los valores aceptable. Una instalación con un rendimiento menor del 70% no sería rentable económicamente y mayor del 75% sería poco realista. Podemos observar gráficamente las pérdidas existentes en la instalación, aunque no está incluida la instalación de 75 kW, por razones de simplificación de la aplicación, en la que se simulan por un lado los inversores de 100 kW y por otro los de 25 kW, pero nos dará una visión global de las pérdidas bastante ilustrativa.
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5. COMPARACIÓN
ENTRE
INSTALACIÓN
EN
ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES Supongamos ahora que en lugar de colocar los módulos fotovoltaicos sobre estructuras de seguimiento, que como hemos visto se van moviendo según el momento para obtener siempre la mejor orientación respecto al sol, los vamos a colocar sobre estructuras fijas. Estas estructuras fijas estarán orientadas al sur con una inclinación de 30º respecto a la horizontal, que es la orientación óptima. El cálculo de irradiaciones
sobre superficies inclinadas, a partir de datos sobre
superficie horizontal, es objeto de permanente revisión en el ámbito de los estudiosos de la radiación solar, siendo además varias las aplicaciones informáticas disponibles para llevarlo a cabo. Como consecuencia existen una gran variedad de métodos y herramientas de cálculo que pueden causar cierta confusión, pero en realidad todas las propuestas conducen a resultados muy parecidos. La inclinación de la superficie óptima βopt, que por otro lado está orientada al sur, se relaciona con la latitud Ø mediante la expresión:
β opt = 3.7 + 0,69 ⋅ φ = 3,7 + 0,69 ⋅ 37 = 29,3 ≈ 30º donde ambos ángulos se expresan en grados. Los seguidores estaban separados una distancia entre ejes de 20m y 30 m en dirección norte-sur y este-oeste respectivamente, según las indicaciones de los proveedores de los mismos.
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Ahora se estudia la distancia que hay que separar estas estructuras para que no se den sombra unas a otras. Para ello se considera que la incidencia de los rayos del sol es tal que la mayor sombra en dirección norte-sur, será con una inclinación de 25º. Tras haber hecho este estudio la distancia que hay que poner entre unas estructuras y otras en dirección norte-sur será como mínimo de 7,8 metros desde el principio de una hasta el comienzo de la siguiente.
La disposición de las estructuras se hará de forma similar a la que había con seguidores para que la comparación sea más real. Esta disposición se puede observar en los planos que se adjuntan. Para compararlas nos fijaremos en las siguientes características para cada una de ellas: •
Superficie ocupada
•
Producción bruta anual
•
Producción neta anual
•
Rendimiento de la planta
•
Inversión total necesaria.
SUPERFICIE OCUPADA La superficie ocupada por la planta distribuida en estructura fija será menor que con seguidores ya que aunque tengan que separarse una distancia en la dirección norte-sur para evitar la sombra de unas sobre otras, disminuyendo así las pérdidas debidas a este efecto, ésta será más pequeña que la separación para la misma causa en seguidores. Los seguidores tendrán mayor altura, por lo que la sombra alcanzará una distancia mayor y además necesitarán más espacio para hacer el movimiento de orientación libremente. Así como dependiendo de la posición que tengan en cada momento podrá variar también la posición de la sombra. La planta completa, tanto si está con estructuras fijas como con seguidores se rodeará de una valla de 2,5 m de altura, por lo que habrá que considerar la sombra de la misma. Para los seguidores bastará con separarla unos 9 metros de la instalación. En el caso de estructuras fijas se hace el estudio de la distancia necesaria de alejamiento suponiendo una incidencia de 25º en la dirección norte-sur, como se indicó antes y 12º en la dirección esteoeste. Por tanto la valla, en este caso, distará 7 metros en dirección norte-sur y 12m en esteoeste. Aún así esta superficie debida a la sombra de la valla es minúscula comparada con el resto de la superficie ocupada.
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En definitiva, vemos la superficie ocupada en cada situación:
CARACTERÍSTICA
SEGUIDORES
ESTRUCTURA FIJA
DISTANCIA E-O
30 m
7,8 m
DISTANCIA N-S
20 m
--
SUPERFICIE OCUPADA
11,84 Ha
4,16 Ha
PÉRDIDAS POR SOMBREADO
4,85 %
3,12 %
Aquí además hemos indicado las pérdidas por sombra producidas en cada uno ya que dependiendo de estas también se podrían acercar más o menos. Como podemos observar los seguidores no podrían acercarse más. Esta es la distancia recomendada por el fabricante, y como vemos además de ocupar mucho más espacio, habrá más pérdidas por sombreado.
PRODUCCION BRUTA ANUAL La producción bruta será mayor en el caso de seguidores, ya que su función es estar en todo momento, lo mejor orientado posible para captar mejor la irradiación y obtener una mayor productividad. Como hemos visto en apartados anteriores, la energía bruta generada por la instalación, a partir de una potencia pico de paneles instalada viene dada por la siguiente expresión: EGEN=PP (kWp)·HSP(h) Siendo HSP las Horas Solares Pico. Este valor se corresponde con las hipotéticas horas a las que a lo largo de un día se produce una irradiación de 1 kW/m2, de manera que el total de irradiación diaria, en kWh, sea el mismo que con el nivel de irradiación normal desde el Orto hasta el Ocaso. Esta HSP será idéntica para ambos casos pero para Obtener las Horas Solares equivalentes para una inclinación determinada αº del Generador Fotovoltaico, se utilizan unos coeficientes de corrección, que dependerán de la propia inclinación y de la latitud del emplazamiento. Estos coeficientes los ha calculado el simulador, obteniendo nosotros las HSP de la superficie ya inclinada, pero podemos comprobar que si lo calculásemos con la siguiente expresión obtendríamos un resultado similar:
[
]
Ga ( β opt ) = Ga (0) / 1 − 4,46 ⋅ 10 −4 β opt − 1,19 ⋅ 10 −4 β 2 opt = 1,13 ⋅ Ga (0)
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Así, para un mes dado: H.S.P(αº) = K·H.S.P(0º) Donde K es un coeficiente que los relaciona. Este coeficiente será mucho mayor para el caso de seguidores, ya que la HSP efectiva será mayor. Habrá una diferencia de un 40%, entre ambos, el aumento de producción es bastante significativo. Podemos observar los datos en el siguiente cuadro:
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
HSP seguimiento kWh/m2
77
HSP fija
K,Coeficiente
K,Coeficiente
E.Generada Bruta
E.Generada Bruta
kWh/m2
SEGUIDOR
FIJA
seguidor kWh
fija kWh
Enero
148,08
116,24
1,81
1,42
307.269,74
241.207,02
Febrero
179,80
139,02
1,71
1,32
373.092,19
288.463,32
Marzo
173,56
142,42
1,35
1,11
360.150,50
295.518,46
Abril
245,21
181,63
1,35
1,00
508.810,73
376.881,87
Mayo
270,89
190,04
1,29
0,91
562.106,49
394.334,05
Junio
309,04
201,63
1,32
0,86
641.263,81
418.393,59
Julio
342,54
222,53
1,36
0,88
710.777,65
461.751,01
Agosto
320,12
220,23
1,41
0,97
664.263,99
456.978,41
Septiembre
272,96
199,32
1,52
1,11
566.409,47
413.588,24
Octubre
198,44
155,01
1,61
1,25
411.775,31
321.642,12
Noviembre
147,41
115,34
1,75
1,37
305.882,74
239.339,48
Diciembre
157,18
117,21
2,02
1,50
326.152,60
243.216,53
TOTAL
2765,23
2000,59
1,54
1,14
5.737.955,21
4.151.314,10
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
PRODUCCION NETA ANUAL La producción neta será mucho mayor en el caso de seguidores ya que la producción bruta será también mucho mayor y a pesar de que las pérdidas sean más pequeñas en el caso de estructuras fijas, pero compensará más la diferencia de producción neta entre ambos. Estas pérdidas las iremos detallando a continuación: Las pérdidas debidas a la eficiencia de los módulos (module quality loss) y por conexionado (pérdidas mismatch)
serán las mismas para ambos casos, ya que estos no
dependen de la orientación. Sólo dependen del tipo de módulo, que es el mismo, y de la forma en que se conectan en serie y en paralelo que también será de la misma forma. Respecto a las pérdidas de cableado se reducirán considerablemente en el caso de estructura fija ya que al ser la planta más compacta y ocupar menos superficie, las longitudes de cableado serán más pequeñas, y por tanto las pérdidas serán menores. A continuación se muestran los datos de las dos opciones: Perd ohm (kWh)
Perd ohm
Perd ohm (kWh)
Perd ohm (%)
seguidores
(%)seguidores
Fija
Fija
Enero
5.440,15
1,77%
2.098,80
0,68%
Febrero
7.307,79
1,96%
2.864,40
0,77%
Marzo
6.188,97
1,72%
2.700,40
0,75%
Abril
9.821,07
1,93%
3.860,00
0,76%
Mayo
11.195,94
1,99%
4.016,00
0,71%
Junio
13.457,17
2,10%
4.438,00
0,69%
Julio
16.037,81
2,26%
5.314,20
0,75%
Agosto
15.135,59
2,28%
5.428,50
0,82%
Septiembre
12.282,66
2,17%
4.746,30
0,84%
Octubre
8.182,92
1,99%
3.289,60
0,80%
Noviembre
5.426,14
1,77%
2.073,60
0,68%
Diciembre
5.650,60
1,73%
2.009,50
0,62%
TOTAL
116.126,81
2,02%
42.839,30
0,75%
En cuanto a las pérdidas debidas a la temperatura que alcanzan los módulos, serán algo inferiores en el caso de estructura fija, ya que estarán menos tiempo en contacto con la radiación directa y la temperatura alcanzada por las células será menor.
- 78 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Perd Tª (%) seguidores
Perd Tª (%) fija
Enero
3,26%
0,95%
Febrero
4,26%
2,07%
Marzo
4,28%
2,49%
Abril
6,35%
4,47%
Mayo
8,35%
6,14%
Junio
11,15%
8,83%
Julio
12,82%
10,37%
Agosto
12,44%
10,10%
Septiembre
10,84%
8,65%
Octubre
8,40%
6,10%
Noviembre
4,97%
2,65%
Diciembre
3,34%
0,92%
TOTAL
8,50%
6,06%
Las pérdidas angulares y espectrales serán de más de un 1,5 % mayores en las estructuras fijas por razones evidentes. FIAMGI (%) seguidores
- 79 -
FIAMGI (%) fija
Enero
1,30%
2,70%
Febrero
1,20%
2,70%
Marzo
1,60%
2,80%
Abril
1,30%
3,00%
Mayo
1,30%
3,10%
Junio
1,10%
3,30%
Julio
1,00%
3,20%
Agosto
1,00%
2,90%
Septiembre
1,00%
2,80%
Octubre
1,20%
2,60%
Noviembre
1,30%
2,90%
Diciembre
1,20%
2,90%
TOTAL
1,20%
2,90%
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Como conclusión de todo esto podemos observar que el rendimiento de la planta con estructura fija será ligeramente superior, debido sobre todo a la disminución de las pérdidas de cableado ( óhmicas) y pérdidas de temperatura. Aún así esta diferencia de rendimiento es pequeña y la producción de energía neta seguirá siendo bastante superior en la planta con seguidores.
P.R. seguidores
P.R. fija
Enero
73,99%
75,62%
Febrero
74,27%
76,88%
Marzo
74,31%
75,58%
Abril
74,20%
75,07%
Mayo
73,09%
73,27%
Junio
71,39%
71,46%
Julio
70,59%
70,96%
Agosto
70,69%
71,66%
Septiembre
71,11%
72,86%
Octubre
71,74%
73,87%
Noviembre
71,71%
73,92%
Diciembre
73,32%
74,25%
TOTAL
72,23%
73,48%
La producción neta en ambos casos la podemos comparar con la siguiente tabla:
- 80 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
E. Generada NETA (kWh) seguidores
E. Generada NETA (kWh) fija
Enero
227.347,26
182.403,29
Febrero
277.089,68
221.767,57
Marzo
267.629,73
223.365,29
Abril
377.537,56
282.939,11
Mayo
410.840,68
288.943,09
Junio
457.794,86
298.997,27
Julio
501.734,20
327.648,79
Agosto
469.599,68
327.461,11
Septiembre
402.776,76
301.331,68
Octubre
295.394,60
237.608,88
Noviembre
219.334,02
176.922,26
Diciembre
239.121,36
180.594,67
4.144.313,65
3.050.341,90
TOTAL
A partir de las producciones netas obtenidas, y a partir de los valores de retribución que marca el según el RD 661/2007 de Mayo de 2.007 para Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica se tendría la facturación que se muestra en la tabla que sigue. En la fecha en la que se realiza el presente proyecto, la tarifa utilizada para facturar la inyección de energía eléctrica procedente de productores de Energía en Régimen Especial es de 0.440381 €/kWh para las instalaciones de hasta 100 kW., según el RD 661/2007 de Mayo de 2.007. En nuestro caso, aunque la planta sea de 1,875 kW. la dividiremos en 19 sociedades, cada una de ellas con un titular y representante, para poder obtener esta prima. Cabe destacar que en el nuevo decreto, se establece que anualmente, se realizará una actualización de la tarifa, acorde con el aumento del IPC, y viene especificada como
IPC - 0,25% hasta el año 2012
IPC – 0,5% a partir de 2012
- 81 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Facturación con
Facturación con
seguidores (€)
fija (€)
Enero
100.119,41
80.326,94
Febrero
122.025,03
97.662,22
Marzo
117.859,05
98.365,83
Abril
166.260,37
124.601,01
Mayo
180.926,43
127.245,05
Junio
201.604,16
131.672,72
Julio
220.954,21
144.290,30
Agosto
206.802,78
144.207,65
Septiembre
177.375,23
132.700,75
Octubre
130.086,17
104.638,44
Noviembre
96.590,54
77.913,20
Diciembre
105.304,50
79.530,46
TOTAL
1.825.076,99
1.343.312,62
En principio, y teniendo en cuenta sólo los ingresos que produce, parece más rentable la planta con seguidores. Pero habrá también que tener en cuenta los gastos asociados a cada caso, que se verán más adelante, viendo así la rentabilidad real de cada una.
- 82 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
6. DIFERENCIAS
DE
INVERSIÓN
ENTRE
INSTALACIÓN EN ESTRUCTURA FIJA Y CON SEGUIDORES OBRA CIVIL En este apartado agruparemos diferentes actividades para simplificar, ya que en nuestro caso el objetivo no será desglosar todas las actividades constructivas necesarias sino simplemente fijarnos en las que habrá una mayor diferencia para ambos casos. Aquí estarán incluidas: el acondicionamiento del terreno o trabajos previos, cimentaciones y las canalizaciones enterradas. -
Trabajos previos, es decir acondicionamiento del terreno: éste dependerá de la superficie que haya que tratar, por tanto sabemos desde un principio que será menor para el caso de estructuras fijas ya que ocupan un área más pequeña.
SEGUIDORES
-
ESTRUCTURAS FIJAS
SUPERFICIE A TRATAR (m2)
118.377
41.570
COSTE UD (€/m2)
1,15
1,15
COSTE TOTAL PARQUE (€)
136.133
47.805
COSTE ESPECÍFICO (€/kWp)
72,6
25,5
Cimentaciones, será similares para ambos casos, ya que en un caso las necesitamos para los seguidores y en el otro para las estructuras, habiendo el mismo número de ambas. El coste de las cimentaciones será proporcional por un lado al volumen de hormigón necesario para las mismas y por otro a los kilogramos de hierro necesarios para los armados correspondientes. Será un total de aproximadamente 320.000 € para la planta.
-
Canalizaciones: dependerá de la longitud de los conductores, que circularán por el interior de las mismas. Se ha mencionado ya en un apartado anterior que a mayor superficie ocupada por la planta, mayor será la red de canalizaciones existente para realizar la evacuación de la energía generada. A partir de costes obtenidos de bases
- 83 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
de precios de ingeniería y de las longitudes para cada caso, se muestran los siguientes resultados:
SEGUIDORES
ESTRUCTURA FIJA
3.140
2.560
32,00
32,00
COSTE TOTAL (€)
100.480
81.920
COSTE ESPECÍFICO (€/kWP)
53,6
43,7
LONGITUD TOTAL PLANTA (m) COSTE MEDIO POR METRO DE CANALIZACION (*)
(*) El coste medio que se ha considerado para las canalizaciones no incluye el cableado que discurre por las mismas ni los tubos correspondientes en caso de que tal sea la disposición, valores que se tratarán en un apartado posterior. Sí se incluye sin embargo mano de obra, maquinaria, placas cubre-cables para seguridad...etc.
ESTRUCTURAS SOPORTE / SEGIMIENTO Los precios de los seguidores serán más caros que las estructuras fijas, en la cantidad aproximada que se detalla a continuación:
SEGUIDORES
ESTRUCTURAS FIJAS
1.500
160
9/6
9/6
13.500/ 9.000
1.440/ 960
COSTE TOTAL PARQUE (€)
252.000
26.880
COSTE ESPECÍFICO (€/kWp)
134,4
14,34
COSTE POR ESTRUCTURA/SEGUIDOR (€) Nº DE ELEMENTOS. POR INSTALACION COSTE TOTAL INSTALACION (€)
MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Habrá el mismo número de módulos en ambos casos, ya que también serán de la misma potencia pico. Tienen una distribución análoga.
- 84 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Para tener una idea del precio de éstos, diremos que estarán en torno a 600 € cada módulo de 220 Wp, sin olvidar que es un precio orientativo. Para el total de la planta habrá que hacer una inversión de aproximadamente de 5.656.200 €. Más adelante, en el estudio financiero podremos ver que es el concepto en el que más dinero hay que invertir. Lo vemos de forma desglosada en el siguiente cuadro:
SEGUIDORES
ESTRUCTURA FIJA
MÓDULOS POR
INST 100 : 504 ( 56 x 9)
INSTALACION
INST 75 : 360 (60 x 6)
POTENCIA PICO MÓDULOS (WP) PRECIO MÓDULOS (INC. MONTAJE), €/modulo COSTE MÓDULOS TOTAL COSTE ESPECÍFICO €/WP
220
220
600
600
5.659.200
5.659.200
3,02
3,02
INVERSORES DE POTENCIA Al igual que ocurría con los módulos, los inversores también serán exactamente iguales para ambos casos.
INVERSORES TOTALES
SEGUIDORES
ESTRUCTURA FIJA
18 x 100 + 3 x 25
18 x 100 + 3 x 25
100 Kw : 29.500
PRECIO INVERSORES (€) COSTE EQUIPOS INVERSION TOTAL (€) COSTE ESPECÍFICO (€/WP)
25 Kw : 11.250 564.750
564.750
0,3
0,3
CABLEADO A continuación se muestra una tabla resumen en la que se enumeran, para cada una de las opciones los metros de cable para cada una de las secciones en los tramos correspondientes de corriente alterna, es decir, lo que van desde cada uno de los inversores hasta la centralización de contadores. - 85 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Los costes para el material se han obtenido a partir de bases de precios de ingeniería comúnmente utilizadas.
SECCIONES Y COSTES 25 mm
2
LONGITUDES SEGUIDORES
ESTRUCTURAS FIJAS
230 m
100
COSTE CABLE (€/m) 70 mm
2
1,22 300
360
COSTE CABLE (€/m) 2
150 mm
3,36 880
810
COSTE CABLE (€/m) 2
240 mm
6,68 1740
1290
COSTE CABLE (€/m)
9,72
COSTE TOTAL (€)
24.079,8
19.281,2
COSTE ESPECÍFICO (€/KWP)
12,8
10,3
PUESTA A TIERRA Al Igual que en el caso de los cables de potencia para la evacuación de energía, el cableado necesario para tender la red equipotencial de todo el parque, será tanto mayor, cuanto mayor sea la superficie de ocupación de la misma. Para un tendido equipotencial con cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección, se tendrían los siguientes resultados: CARACTERÍSTICA
SEGUIDORES
LONGITUD UNION EQUIPOTENCIAL ( m)
6.900
COSTE CABLE (€/m)
ESTRUCTURAS FIJAS 4.500 7,2
COSTE TOTAL (€)
50.000
32.400
COSTE ESPECÍFICO (€/kWp)
26,7
17,3
VALLADO PERIMETRAL El coste del vallado perimetral de seguridad para cada una de las opciones será proporcional al perímetro de vallado de cada una de las opciones: CARACTERÍSTICA
SEGUIDORES
PERÍMETRO DE VALLADO (m)
1.375
COSTE POR METRO (€)
- 86 -
ESTRUCTURAS FIJAS 855 35,9
COSTE TOTAL VALLADO (€)
49.362,5
30.695
COSTE ESPECÍFICO (€/kWp)
26,3
16,37
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
Las características del vallado perimetral supuesto son las siguientes: Cercado de 2,00 m. de altura realizado con malla simple torsión galvanizada en caliente de trama 50/116, tipo Teminsa y postes de tubo de acero galvanizado por inmersión de 48 mm. de diámetro.
7. COSTE
DIFERENCIAL
DE
LAS
DISTINTAS
OPCIONES A continuación, después de haber visto las diferencias económicas más importantes entre ambos casos, de forma específica, haremos un resumen de los presupuestos generales, incluyendo otros conceptos, además de los mencionados anteriormente. CAPÍTULO
SEGUIDORES
ESTRUCTURAS FIJAS
OBRA CIVIL (€)
885.000
400.000
ESTRUCTURAS / SEGUIDORES (€)
2.761.225
470.000
EQUIPOS INVERSORES (€)
542.000
542.000
MÓDULOS FV(€)
6.130.800
6.130.800
INSTALACIÓN (€)
600.000
400.000
SISTEMA DE SEGURIDAD Y CONTROL (€)
170.000
100.000
INGENIERIA (€)
326.515
247.265
INVERSION TOTAL (€)
11.215.000
8.490.000
COSTE ESPECIFICO (€/kWp)
5,98
4,53
Como podemos apreciar la mayor inversión se hará en módulos, que suponen más de la inversión total de la planta.
8. COSTES DE EXPLOTACIÓN Los costes de explotación que tendrá que afrontar una planta de estas características serán principalmente dos, el Coste de Mantenimiento, Seguro Anual y Sistema de Vigilancia. A.
COSTE DE MANTENIMIENTO
Las labores de mantenimiento en instalaciones de Estructuras Fijas son mínimas, al no haber partes móviles en las mismas. Por ello la opción de elegir estructuras fijas es la que tiene un coste anual de mantenimiento menor. Por su parte la opción con seguidor, tienen mantenimiento similar de la parte eléctrica (estado de bornas, mediciones de intensidades,
- 87 -
PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
tensiones...etc.), pero hay que añadirle el mantenimiento preventivo adicional de los motores de todos y cada uno de los seguidores. Esto evidentemente requiere un cierto tiempo, tanto mayor cuanto mayor sea la cantidad de motores a mantener, ya que por lo general todos los motores involucrados son de pequeña potencia y no requieren de un mantenimiento especial. A esto hay que añadir el mantenimiento de las partes mecánicas de los seguidores (rodamientos, reductores...etc.) más complejo, según aumente la propia complejidad del equipo seguidor (más adelante en el estudio de viabilidad financiera, veremos que este coste se estima como un porcentaje de los ingresos por productividad, siendo razonable ya que la planta con seguidores producirá más y tendrá por tanto mayor coste de mantenimiento). Ahora bien, para realizar un cálculo realista de rentabilidad de los seguidores es fundamental conocer este valor del coste de mantenimiento anual de los seguidores. En contraste con las estructuras fijas, los seguidores están en movimiento: son piezas móviles y por tanto susceptibles de una mayor frecuencia de averías, como se ha mencionado anteriormente. Existirá un valor crítico del coste de mantenimiento, por encima del cual la instalación de seguidores ya no es rentable. Haremos un estudio para el cálculo de este valor, con el fin de disponer una herramienta analítica que permita aconsejar o no a esta inversión, entre otros parámetros. Para ello definamos las siguientes cantidades: C = coste total planta sin seguidores. i = incremento rendimiento (0,1). γ = incremento coste con seguidores (0,1). ε = proporción de la planta con seguidores (0,1). M = facturación anual producción. G=gasto anual mantenimiento con ε =1 seguidores Con este estudio se podría incluso definir qué porcentaje de seguidores saldría rentable. Vamos a calcular el tiempo de retorno para tres casos (con seguidores, sin seguidores y con una parte de la planta con seguidores):
Caso I. Para una planta sin seguidores (ε =0), Mediremos el rendimiento calculando el tiempo de retorno de la inversión, es decir el cociente entre coste y producción neta. Cuanto más rentable es el producto, menor es su tiempo de retorno. Para un caso típico sin seguidores (ε = 0) tenemos:
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PROYECTO FIN DE CARRERA: ESTUDIO DE UN PARQUE FOTOVOLTAICO DE 1,875 MW ROCÍO RUIZ GUERRERO. INGENIERÍA INDUSTRIAL
τ=
C 8.500.000 = = 6,3 ⋅ años M 1.350.000
Caso II. Planta con una proporción ε de seguidores sin coste de mantenimiento En este caso tanto coste como producción aumentan en la proporción
τε =
C + εΔC C + εγC = = fτ M + εΔM M + iεM
Donde hemos definido el factor f como:
f =
1 + εγ 1 + iε
La formula dada es fácilmente comprensible. Si γ≥1, entonces f ≥1,
τε ≥τ
y la instalación de
seguidores será desaconsejable. Hemos representado la función en el gráfico, es decir, el periodo de retorno de la inversión
τ
en función de la proporción de seguidores instalada ε.
Tiempo normalizado de retorno de la inversión
τ
/τ
0
en función de la
proporción ε de seguidores. Las tres curvas representadas corresponden a los valores γ = 0.5, i = 0.35, f ≥1 (curva superior), γ = i = 0.35, 1 f =
1(curva central) y γ = 0.2, i = 0.35, f γ. Un valor de f =0,88 reduce en 1 año el periodo de retorno. Veremos que este no es el caso cuando tenemos en cuenta los gastos de mantenimiento. Caso III. Planta con una proporción ε de seguidores con un coste anual G de mantenimiento: En este caso, debemos descontar de la producción los gastos de mantenimiento:
τ ε ,G =
C + εΔC C + εγC = M + εΔM − εG M + iεM − εG
Definimos una variable:
ξ ≡τ0
C 1 + εγ , donde τ 0 = es el tiempo de retorno sin seguidores. 1 + εξ M
Esta última ecuación es la que rige la rentabilidad de estas instalaciones. Podemos observar que el efecto de los gastos de mantenimiento es el de cambiar el rendimiento i de los seguidores a un rendimiento efectivo ξ. La condición de rentabilidad i>γ, se traduce en este caso a ξ > γ, o equivalentemente, G