El empleo de sistemas de inyección cero, o antivertido, en instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo es uno de los aspectos que más dudas generan entre los profesionales del sector. Para resolverlas, recordemos que el RD de autoconsumo no exige en ningún momento el uso de estos sistemas. Y, para todo tipo de instalaciones de autoconsumo, el vertido de la energía generada a la red es perfectamente legal. De ahí surge la pregunta:
¿Qué ventajas o inconvenientes puede tener un sistema de inyección cero en una instalación fotovoltaica? ¿Es mejor montarlo o no?
En primer lugar, recordemos también que el Real Decreto de autoconsumo de lo único que exime, por el hecho de montar un sistema de inyección cero, es del estudio de acceso y conexión que realiza la compañía eléctrica cuando se gestiona la solicitud del punto de conexión. Y eso, cuando se trata de una instalación Tipo 1 con suministro de hasta 10kW. Es decir, principalmente para consumos domésticos. El importe de ese estudio asciende a unos 20€/kW. Por tanto, para una instalación fotovoltaica de 3kW conectados, el coste sería de unos 60€. Un sistema de inyección cero suele estar por encima de ese precio, con mucha diferencia.
Vemos que estos sistemas de antivertido no presentan una ventaja interesante. Aun así, se están instalando pues algunos usuarios prefieren no verter energía que regalar los excedentes a las compañías eléctricas. Sin embargo, hay un aspecto que habría que analizar antes de decantarse (o no) por no verter a la red.
¿Es posible que un sistema de inyección cero llegue a perjudicar al autoconsumidor?
Pues sí. A continuación os lo explicamos.
En una de las jornadas de UNEF en Madrid, el Ministerio de Industria confirmó, basándose en el RD de autoconsumo, que se analizan las curvas horarias obtenidas de los contadores que habría en la instalación, y de esos registros horarios se realiza un saldo, o balance neto. Es decir, realmente se esta efectuando un balance neto entre energía producida y consumida en base horaria.
Y esto conlleva implicaciones importantes ya que dentro de una misma hora de reloj (los registros de los contadores funcionan con la hora legal que tenga programada), podemos tener instantes de vertido e instantes en los que no lo haya, y al final de esa hora se realiza un balance.
Ejemplo de una instalación fotovoltaica de 1,25kW sin inyección cero
Veámoslo con un ejemplo gráfico real de un autoconsumidor. El usuario tiene 3,3kW contratados y 1,25kW de instalación fotovoltaica. En la gráfica podemos ver el consumo (en naranja) y la producción fotovoltaica (en azul) entre las 11 y las 12 del medio día.
Los datos de la gráfica son potencias instantáneas en vatios. Si consideramos la energía consumida y producida en total en esa hora tenemos lo siguiente:
• Energía consumida – 0,405kWh.
• Energía producida – 0,671kWh.
Así pues, al no tener ningún sistema de inyección cero instalado, estamos autoconsumiendo en ese momento 0,405kWh y vertiendo a la red 0,266kWh, la diferencia con lo producido (haciendo el balance horario).
Ejemplo de una instalación fotovoltaica de 1,25kW con inyección cero
Ahora imaginemos que en esa instalación se colocase un sistema de inyección cero. En tal caso, el equipo en cuestión nos controlaría la producción de nuestro sistema fotovoltaico para, en el mejor de los casos, limitarla y ajustarla al consumo instantáneo. Es decir, las zonas marcadas en azul celeste en esa hora dejarían de producirse.
Y con esa nueva situación, nos encontramos con el siguiente balance horario:
• Energía consumida – 0,405kWh.
• Energía producida – 0,309kWh.
Por lo tanto, con un sistema antivertido, lo que nos ahorraríamos durante esta hora son 0,309kWh, que es lo que autoconsumimos.
Conclusión
Un sistema de inyección cero actúa de forma cuasi-instantánea, mientras que el RD de autoconsumo estipula balance neto, o saldos, horarios. Así que habrá algunas horas, en las que tener un sistema de este tipo nos perjudique reduciendo la cantidad de energía que podemos utilizar a nuestro favor. Con lo cual, desde el punto de vista de eficiencia energética de un sistema fotovoltaico, no recomendamos instalar soluciones antivertido pues aprovecharemos menos energía de la que si no lo instalamos.
Albert
Como afecta el RD900/2015 a las instalaciones con equipos híbridos de autoconsumo?
Lo comento porque la salida AC del inversor no comparte línia con la compañia eléctrica, se podria decir que está como aislada de red?si la entrada AC del equipo.
En caso de que esté dentro de las instalaciones tipo1 donde pondriamos el contador de la producción neta fotovoltaica?
David Calvo
Buenos días, Albert:
Por un lado los equipos que comenta están pensados para usar con baterías de acumulación.
Por otro lado, hay que pensar que los fabricantes de equipos NO diseñan los equipos y su funcionamiento pensando en la legislación española exclusivamente, es decir, hay opciones o esquemas de uso que no se van a poder adaptar a nuestra regulación actual.
Le recomiendo que se ponga en contacto con nuestro departamento técnico, y le asesorará sobre el proyecto en cuestión, también depende del producto o marca que pretenda utilizar.
Saludos,
David
Jesús
Buenas tardes David,
Me parce muy interesante y acertado tu artículo. Dicho esto tengo una pregunta.
En el caso de instalaciones con Tarifa asociada 6.0, los contadores registran los parámetros cuartohorários, ¿se debe entender entonces que el balance neto es igualmente cuartohorario?.
Saludos.
David Calvo
Buenas Jesus,
No, de hecho otras tarifas como la 3.0 y 3.1 también suelen registrar curvas cuartohorarias.
El «balance neto horario» del que hablamos se desprende exclusivamente del propio RD900/2015, independientemente de la tarifa de suministro.
Establece que se consideraran los valores netos horarios para determinar los flujos de energía en el punto frontera (consumo, autoconsumo y vertido).
Saludos,
David
Gema
Buenas tardes David,
Tengo una duda de interpretación de la legislación. Si un usuario es titular de tres edificios que están separados por la vía pública y se pretende hacer una instalación de autoconsumo en isla en uno de los tres edificios. ¿Está este edificio aislado de la red a efectos legales? En principio los tres edificios comparten contador, (pero al hacer la instalación en isla se quitaría el edificio en cuestión del contador)
Muchas gracias de antemano,
Un saludo.
David Calvo
Hola Gema,
Si entiendo bien tu caso, hay 3 edificios que cuelgan del mismo contador, por tanto del mismo suministro. Y se pretende desconectar uno de ellos de la red de suministro (físicamente y sin que haya ningún elemento que posibilite la conexión en ningún momento) y alimentarlo directamente con una instalación de generación.
Si es así, esa parte estaría aislada, y por tanto no le afectaría el RD 900/2015.
A efectos prácticos, es el mismo caso tanto si se aisla un edificio entero, una planta, o un subcuadro/circuito eléctrico.
Saludos.
Gema
Hola David,
Gracias por tu respuesta. Por último tengo otra duda, al pertenecer al mismo titular,¿se podría hacer una micro-red aislada conjunta de los tres edificios aunque estén separados por la vía pública?
Gracias,
Un saludo
David Calvo
Hola,
Depende. La instalación de enlace que cruza la vía pública ¿a quien pertenece?
Si pertenece a la Distribuidora (que es lo mas probable) no, ya que no podrás usar su instalación para interconectar ambas partes de la vía pública.
Si es propiedad del titular de las naves si sería posible a mi entender.
De ser de la Distribuidora cabría evaluar la posibilidad/viabilidad de cruzar la vía con una línea nueva propiedad del cliente para crear esa microred.
Saludos.
Tecnosol
Buen artículo, David. Cuando nuestros clientes nos consultan sobre este tipo de cuestiones tenemos que aclarar estos conceptos y a veces no resulta fácil. Es una lástima que no sea todo más fácil para el usuario final. Un saludo!
Jose
Buenas David, en Murcia entiendo que indepientemnte e la potencia, a falta de desarrollar legalmente los aspectos técnicos del no vertido y del intercambio de energía, cualquier instalación de inyección cero esta exento de pagar cualquier tipo de peajes, alguna comunidad más tiene legislativa similar?
David Calvo
Hola Jose,
Desconozco si alguna Comunidad Autonoma ha llegado tan lejos como la de Murcia respecto a este asunto.
En cualquier caso hay 2 aspectos que hay que tener muy en cuenta:
– Como dices aun no estan definidos por parte de la Comunidad de Murcia los detalles técnicos y administrativos que permitan hecer esto, con lo cual a día de hoy aun habria un vacio legal respecto a este tema.
– Mientras haya disprepancias entre el RD del estado y la Ley Regional, habrá que ver que posición toma la compañía Distribuidora, en el sentido de facilitar mas o menos todo el proceso técnico y administrativo.
En cualquier caso, ojala todas las Comunidades Autonomas tratasen de impulsar y defender las EERR como lo esta haciendo la de Murcia.
Saludos.
Juan
hola David,Actualmente he adquirido con una empresa fotovoltaica un kit autoconsumo de 2kw legalizado (Murcia), me surgen dos dudas, la primera es:respecto a la ley actual y estando en Murcia,podré acogerme al balance neto? siendo mi instalación legalizada?.
La segunda duda es: con el nuevo borrador, mi instalación que es legal,estaría vertiendo el sobrante de watios si no los consumo? porque aún no me quedo claro si vertiendo la energía sobrante me la cobran por tener un contador inteligente,o mi inversor estará capado y tendrá inyeccion cero?
David Calvo
Hola Juan,
Por un lado, si su instalación esta legalizada deberá guardar la documentación y registro de la misma, toda la documentación original debe conservarla el titular de la instalación. Tendrás un número de registro de la instalación a nivel de la Comunidad Autónoma.
Dicho esto, el balance neto no esta aprobado en España como tal, y dudo que una Comunidad tenga competencia para imponerlo (a nivel práctico) en su territorio (aunque no soy ningún experto legal), creo que este tipo de regulación deberá llegar a nivel estatal. Y seguramente lo veamos en unos pocos años.
Por otro lado, cualquier instalación de autoconsumo legalizada, la que sea y en las circunstancias que sea, no tienen ninguna penalización por verter energía a la red. Es decir, nadie le va a cobrar la energía que vierta.
Saludos.
Jose Manuel Franco Zapata
En que paises de Europa se aplica el balance neto?
David
Interesante artículo, justo este fin de semana he publicado en mi blog icasanueva.com también sobre el desconocimiento que hay en relación a los sistemas de inyección cero y la instalación de paneles solares en general.
Carlos Barroso Toro
Buenas tardes David.
En primer lugar gracias por el artículo, en segundo lugar quería comentarte si estás totalmente seguro de que no es obligatorio instalar equipos que aseguren que tu instalación no vierte energía a la red, hasta donde tengo entendido, toda instalación de autoconsumo que no venda los excedentes está obligada a no verter nada a red.
Gracias por la atención.
Saludos
David Calvo
Hola Carlos,
No se exige en ningún momento por el actual RD900/2015 como algo obligatorio equipos de vertido 0 en ningún caso. Esto se especifica muy claramente y en el sector no hay dudas sobre ello a estas alturas.
Saludos.
Manuel
Hola David, buen articulo gracias . Entiendo que no tengo que instalar el modulo anti vertido a red ya que no me penaliza la legislación actual por lo que puedo bajar costes en la instalación.
Mis preguntas :
Tengo que legalizar la instalación ?
La energía que vierta a la red , la califico como regalo al sistema ? no me penalizaran por ella supongo.
Gracias.
David Calvo
Hola,
Siempre debe legalizarse cualquier instalación.
Por la energía vertida no hay ninguna penalización en ningún caso. Tampoco hay que calificarla de ningún modo. La legalización «Tipo 1» según el RD900/2015 ya contempla que esa energía no tendrá contraprestación alguna.
Saludos.
Angel Serena Perez
Buenas tardes, como puedo aprovechar el exceso de produccion para calentar la casa o agua del calentador electrico en lugar de perder esta energia en la red, ¿existe algun dispositivo electronico que pueda medir y regular el consumo de una resistencia electrica limitando el vertido a la red?
Por otra parte ¿existe algun kit para recuperar esta energia exedente gestionando baterias?
David Calvo
Buenos días Angel,
Efectivamente, existen equipos que son capaces de medir y gestionar los excesos de energía de un sistema de autoconsumo, y derivarlos a diferentes cargas o bien a baterías.
Derivando a baterías se podrían usar esos excedentes por ejemplo para cargar un coche eléctrico por la noche si se desea como sugerías en otro comentario.
En caso de tener mayor interés puedes informarte llamándonos o bien a través de uno de nuestros clientes/instaladores si eres un particular.
Saludos.
Angel Serena Perez
Otra sugerencia, quiero comprar un coche electrico, este año saldran unos cuantos modelos enchufables, ¿como podria almacenar la energia excedente de las placas solares de casa para luego utilisarla en el coche?, el coche debe de recargarce por la noche puesto que durante el dia esta en la oficina.
Gracias.
Josep Ao
Buenos dias Angel,
Tengo una instalacion FV de 1,68 kw conectada a red. La potencia que tengo contratada es de 13,85 kw trifasico.
Mi pregunta es sobre que me aconsejarias para no estar fuera de la legalidad pero tambien considerando los posibles cambios que puedan venir.
1.- registrar la instalacion.
2.- desconectar las placas y esperar.
Por otro lado tambien me gustaria saber los pasos a seguir y coste orientativo de registrar la instalacion.
Muchas gracias
Jose Luis
Buenos días Angel,
al hilo de verter los excesos a la red, creo entender que con los nuevos contadores inteligentes estos vertidos se contabilizan como consumos y; por tanto, estamos pagando en nuestra factura de la luz toda la energía como si se tratara de haberla tomado de la calle.
¿es esto cierto? ¿es detectable por la compañía eléctrica?
Saludos
Mateu Vidiella Yagüe
Buenas tardes, hay algún tipo de control y seguimiento después de la legalización de una instalación con inyección 0? Supongo que lo que voy a preguntar ya se habrá pasado por la cabeza de muchos pero es posible legalizar una instalación de igual KW a los contratados y posteriormente aumentar la potencia de esta?
Ejemplo:
Tengo X Kw
Antes de iniciar ninguna instalación reduzco KW contratados, posteriormente realizo instalación con potencia igual a la contratada y legalizo. Al cabo de un tiempo por sustitución de elementos ya sea por avería o por gusto se aumentan los KW de la instalación.
De este modo se reduciría el coste fijo por contrato y nunca nos quedaríamos sin energía como en el caso de estar desconectado totalmente de la red sin necesidad de un generador.
Independientemente del caso anterior o unido a el seria viable lo siguiente?
La energía procedente de la red podría conectarse directamente a un cargador que correctamente comandado o programado cargue las baterías en una determinada situación donde el consumo sea mayor a la carga aportada por las placas a las baterías y a estas les quede un % de carga sin estar totalmente descargadas. De este modo unido a una selección de tarifa adecuada se conseguiría disminuir aun más el consumo directo de la red con un suministro directo de la instalación solar.
Claro que no he contemplado pérdidas por el rendimiento de los accesorios.
David Calvo
Hola Mateu,
La norma, al igual que cualquier RD, establece unos medios efectivamente de control y sanción. Otra cosa es que se realice en mayor o menor medida. Independientemente de eso yo lo que no voy a hacer es animar a nadie a que se salte la legislación.
Respecto al uso de baterías, se pueden hacer muchas cosas, es cuestión de hacer números y ver si te interesa.
Saludos.
Borja López
En Andalucia Endesa cobra 250 € + IVA por el estudio del punto de conexión para instalaciones de menos de 10 kW
Roberto Rodríguez Gil
Tengo que instalar placas fotovoltaicas para una casa con 10.35KW Potencia Contratada, de acuerdo a los consumos calculados sobre la base de la Potencia Instalada, estamos en la duda si poner una Caldera Eléctrica (o una de gasNatural, aun no se contrato el gasNatural,), y con lo cual justificar la instalación de la producción WP/Fotov., y para que sea mas estable pienso poner un aerogenerador.
La POT Instalada es de 12KW y mis cálculos me dan poner un Kit de Autoconsumo con conexión a red de unos 3,5 /5,5 Kwp + 1,5 Kwp de Aerogenerador interconectados.
Quisiera saber cual es tu opinión sobre lo planteado y cual sería la mejor opción y escucho tus consejos, apreciaciones + oportunos comentarios y Opciones.. Te felicito por tu Blog..!!!
Jesus Cremades
Hola David,
Quiero hacer una instalación de 3Kw, con un posible vertido a red (dependiendo del horario) de entre 0% y el 30%. Debido al vertido, estaba buscando equipos de inyección 0. Ahora bien, tu comentario sobre los costes de legalización de instalaciones de menos de 10Kw con vertido a red, me han sorprendido gratamente.
Según dices, la legalización debería costar unos 60€, pero según la normativa de la GVA (Generalidad de Valenciana), se tiene que presentar:
http://www.gva.es/es/inicio/procedimientos?id_proc=18168&version=amp
1-El procedimiento se inicia con una petición por escrito a la compañía distribuidora de un punto de conexión a la red de distribución, mediante el Anexo II definido en el RD 1699/20111. Se quieran vender los sobrantes de energía o no. (parece que tiene un coste de 60€)
2- Certificado de instalación eléctrica en baja tensión = 90€
http://www.gva.es/downloads/publicados/IN/23487_BI.pdf
3- MEMORIA TÉCNICA DE DISEÑO (MTDCA1) = Coste aprox 250€
http://www.gva.es/downloads/publicados/IN/23488_BI.pdf
4- Es obligatorio :- Las instalaciones de producción deberán ser revisadas, al menos CADA TRES AÑOS, por técnicos titulados, libremente designados por el titular de la instalación. (Coste 90€)
5- Adicionalmente: «parece» que es obligatorio instalar un contador: «Es totalmente imprescindible colocar un nuevo contador para registra la energía generada por las placas fotovoltaicas y debe de ser accesible para la compañía distribuidora. Tiene que estar en la fachada del edificio, o en la batería de contadores, no es posible en el interior del suministro. Ver esquema Unifilar 1.»
http://enapeme.es/blog/es-noticia/el-autoconsumo-y-su-legalizacion-en-la-comunidad-valenciana-primeros-pasos (No sé el coste, pues conlleva una instalación de cableado que puede variar mucho)
¿Me puedes decir si todo lo anterior es correcto, o hay algo en la legislación que «para autoconsumo con vertido regalado a la red» no se tengan que pagar las cantidades que anteriormente te he mencionado?
Muchas gracias
Jesús Cremades
David Calvo
Hola Jesus,
El mercado de servicios profesionales esta liberalizado, y quien te legalice la instalación te puede cobrar lo que quiera por esos conceptos. Aunque los importes que marcas me parecen razonables.
Lo que debe quedar muy claro, es que todos esos costes que marcas existiran independientemente de si montas un sistema de inyección cero o no (siempre que legalices la instalación).
No recuerdo exactamente donde ponía yo lo de los 60€ a los que haces referencia, pero si no recuerdo mal, lo que yo indiqué es que el Estudio de conexión que te cobra la compañía puede tener ese coste para una instalación de menos de 10 kW, y que es el único coste que podrías evitar poniendo el sistema de inyección cero (el cual suele tener un coste superior a eso).
Por tanto, al legalizar la instalación, no presenta ninguna ventaja ni es recomendable (tal y como esta la normativa ahora mismo) el colocar un sistema de inyección cero.
Saludos.
Javier Caballero
Hola David:
En estos momentos estoy estudiando colocar una pequeña instalación fotovoltaica (~1000w) y me estoy topando precisamente con el problema del coste de la legalización. Me presentan presupuestos de 3.5€ – 6€/Kw instalado (amortizaciones a 6 – 12 años a pesar de descuentos del 40% por la comunidad y 1300€ por el Ayuntamiento), siendo en ellos los componentes similares en calidad y estando la diferencia en el precio que se pone a las gestiones de legalización. En general te lo presentan como sistema «llave en mano», y no consigues enterarte del desglose de lo que vale cada cosa; pero si se indaga por la red y de los presupuestos deduces lo que valen los materiales (que a los instaladores no les cuesta lo que a mi a través de internet), y lo que vale la mano de obra, te quedas con la boca abierta.
El otro aspecto en el que te pierdes en este mundo es lo que te proponen: Hay empresas que tras un concienzudo estudio te recomiendan que pongas 1300w, otras que 1800w o incluso 2000w (siempre conexión a red sin baterias, a veces sin vertido y otras con vertido a red). Sin embargo con el perfil de consumo hora a hora y día a día de 1 año facilitado por mi distribuidora (20 días laborables al mes con pico de consumo a las 7h y entre las 16 y 21h, es decir escaso consumo de 8h a 16h), y comparándolo con el perfil de producción de diferentes instalaciones mediante PV-WATTS, a partir de 400 – 640w lo único que teóricamente haría sería o perderlo (vertido 0) o inyectarlo en red.
Cuando planteas este tipo de instalaciones las empresas te remiten a que compres un kit y te lo instales tú (y no digas nada), porque sumarle al precio del material lo que pretenden cobrar por la gestión de legalización…
Entonces, ¿qué hacer?
José Enrique lluch lluch
El proceso de legalización de una instalación de auto-consumo sigue igual a fecha de hoy igual que redacto Jesus cremades
Manuel
Hola David:
Al realizar una instalación de Autoconsumo existe el problema de los contadores digitales, ya que el exceso de energía producida se cobra al propietario como si fuera energía consumida, es decir la energía vertida a la red es cobrada al propietario de la instalación fotovoltaica. Por ello considero que es imprescindible realizar inyección cero.
Saludos
David Calvo
Estimado Manuel,
Estas mal informado, o al menos no das toda la información de forma completa.
Los contadores digitales, cuando NO tienes una instalación de generación (por ejemplo fotovoltaica), se configuran para que si detecta una generación efectivamente se contabilice como consumo. Pero esto es una medida ANTIFRAUDE que establecen las compañías eléctricas.
Cuando legalizas una instalación de generación fotovoltaica, los contadores que se instalan se configuran de forma bidireccional, de forma que se pueda discernir la energía generada de la consumida (y ya no pasa lo que dices).
Por tanto, cuando dices que consideras imprescindible realizar inyección cero, debes decir que SOLO es en el caso en que NO PRETENDAS LEGALIZAR la instalación. Lo cual desaconsejo totalmente para evitar problemas.
A parte de eso, una instalación con inyección cero aprovechará una cantidad de energía realmente mas pequeña, y por tanto son instalaciones en absoluto rentables ni eficientes.
Saludos.
Joaquin Manuel Juan Frecino
Hola, buenas tardes. Soy un usuario final, que no sabe exactamente qué hacer. La idea es instalar paneles solares en mi casa, pero sin baterías, que inyecten durante el día, y así ahorre luz. Mi idea es por ejemplo, obtener desde la red, una tensión continua y semejante a la que entregan los paneles, y ponerla en paralelo con la tensión que generan los paneles solares. Con algún diodo, para evitar retornos hacia la red, de esta manera, cuando los paneles entregan energía suficiente, pues alimentamos un inversor, y de ahí, la vivienda. Cuando baja la producción de los paneles, o aumenta la energía que necesita la vivienda, la tensión de los paneles cae, y conmutaría a la tensión de la red. Esto sería de forma automática, pero no encuentro, o no sé como buscarlo, el aparato que haga esto posible. En teoría, no se estaría vertiendo en la red, y aprovecharíamos los paneles para ahorrar durante el día, pero tampoco sé si esto existe, o si es posible, incluso si conviene, y si es legal o no. Tampoco sé si es el sitio adecuado para hacer esta pregunta. Un saludo!
devintage.net
Él lo llama ser valiente, rebelde, un espíritu libre.
GreenYellow GiDa
Gracias por la información, definición y clasificación con sus beneficios y desventajas de las inyección cero o vertiendo a la red, pues existen personas que quieren hacer el bien al medio ambiente y no saben que seria mejor para el sitio y tenga la capacidad de suplir las necesidades energéticas.
Antonio
Buenas David , sabes a dia de hoy para cuando podremos autoconsumir sin ser despellegados por la administración , que barbaridad , ya no puedes hacer lo que quieras ni en tu casa .
Un saludo.
Jonatan
Hola David,
Es cierto que los sistemas de inyección cero reducen en mayor o menor medida el aprovechamiento energético de la instalación FV.
Aunque tengo entendido,que el mayor problema viene en consumos trifasicos……Los sistemas homologados hacen la regulación tomando como referencia la fase de menor consumo,y limitan las otras fases a ese consumo,y las perdidas pueden llegar a ser realmente importantes.
Las perdidas serán menores en sistemas tipo Solarlog (no homologado) ya que hace la media de consumo de las tres fases para la limitacion de generación de la planta FV,
En cambio,en un sistema monofasico,el ajuste debería ser bastante aproximado entiendo,no siendo realmente significativo estas perdidas en el ajuste de inhibición??
Laura
Hola David! muchas gracias. Por lo que veo en cuanto a normativa (estoy muy descolgada), una instalación sobre cubierta de 1,2 MW que no sea para autoconsumo (ya que los consumos en la fábrica son nocturnos) si no para inyectar a red el 100% no tiene sentido hoy en día en cuanto a retabilidad verdad?
Gracias de antemano y saludos
Ferran
Hola, si instalamos una instalación fotovoltaica aislada de 5kw en una empresa que tiene 17kw instalados de red publica, se nos aplica el RD 900/2015? Es esto legal? Puedo aplicar la IT-BT-40 del RBT?
Cuando digo instalación aislada me refiero a que las placas generan la electricidad, luego hay unas baterías, y luego tengo un cuadro con lineas independientes de la instalación de red publica.
En el post: «RESUELVE TUS DUDAS SOBRE EL RD DE AUTOCONSUMO» hay una pregunta similar a la mia pero le decís que aunque no haya vertido en la red se tiene que legalizar como tipo 2. Por lo tanto, puedo decir que esta instalación es aislada y ahorrarme aplicar el RD 900/2015?
2. ¿En qué tipo encuadráis una instalación de autoconsumo de una empresa que tiene un contrato de electricidad de 450kW y que ha realizado una instalación de autoconsumo de 80kW? No existe vertido a la red.
El nuevo real decreto de autoconsumo eléctrico establece que Tipo 1 solo podría ser con una potencia CONTRATADA de hasta 100kW, y en este caso tienen 450kW. Por tanto, solo cabe la legalización como Tipo 2.El hecho de que la instalación no vierta a la red, comprensible teniendo en cuenta la potencia contratada y la instalación fotovoltaica instalada (450kW frente a 80kW), no quita para que si queréis legalizar la instalación tengáis que registrarla en el RIPRE y realizar todas las gestiones correspondientes, independientemente de que la instalación no vaya a verter a la red.
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Acabei de ser aprovado no XIX exame da OAB.
David
Muchas gracias David por toda la info, muy interesante para todos los que nos estamos iniciando!
ricardo
hola David!!
una preguntita rapida:
sistema de vertido cero a la red. kit solar autoconsumo 4kwh
1100w de potencía y permite un conexionado de hasta 1200w en paneles solares.
tengo un consumo constante de aprox unos 1200 / 1400 w durante el dia.
unas 14 horas constantes de consumo, luego ya: lavadoras, horno… etc aparte con sus consumos.
tengo contratado 5,75 kw
con el sistema de vertido cero (legalidades aparte) y con el consumo actual constante que tengo, me supondria verdaderamente un ahorro?
apenas consumiria de la red en esas (muchas horas 14hrs) con las placas, y si me paso de los 1200w tiraria de la red automaticamente.
por motivos de laborales , el consumo y constante siempre de dia.
como lo ves??? cualquier comentario siempre ayuda!!
gracias
krannichsolar
Hola Ricardo,
Por favor, traslada tu duda a tecnico@es.krannich-solar.com
Un saludo,
AGG
Necesidades energéticas
Nos piden diseñar una instalación eólica, con apoyo mediante generadores diésel para un pueblo de 150 viviendas unifamiliares sin suministro eléctrico de red.
Para ello lo primero que tenemos que estimar las necesidades energéticas de las viviendas
A continuación vamos a proponer los consumos de una vivienda y a raíz de este estimaremos el de todos los unifamiliares.
Estimamos unas horas de funcionamiento para los siguientes elementos y un factor de corrección porque no siempre están a pleno uso consumiendo toda la potencia.
Sumando todo obtenemos un consumo de 4882,5 Wh/día por vivienda, lo que hace un total de 1782 kWh/año por vivienda.
Si sumamos todos los unifamiliares tenemos un consumo total de 267,32 MWh/año. Con este dato vamos a hacer los cálculos para dimensionar el parque eólico.
Consumos Potencia/ud(W) Cantidad Potencia total (W) Horas func/dia C. Corrección Tot. Consumo (Wh)
Luces de bajo consumo (10 luces) 9 10 90 4 1 360
Televisión color 65″ 153 1 153 5 1 765
PC sobremesa 180 1 180 3,5 1 630
Lavadora clase A++ 870 1 870 1 0,25 217,5
Frigorífico clase A++ 120 1 120 24 0,25 720
Bomba de agua 1CV 736 1 736 2,5 1 1840
Microondas 700 1 700 1 0,2 140
Horno 2000 1 2000 1 0,05 100
Secador de pelo 2200 1 2200 1 0,05 110
TOT. CONSUMO 4882,5
Planteamos la situación en la que los siguientes electrodomésticos se encienden a la vez sumando 3279 W, con lo cual limitaremos el circuito con un magnetotérmico de 15A. Con esto haremos que si superan el consumo de 3450 W se dispare y corte la alimentación del circuito.
Electrodomésticos simultáneos
Electrodoméstico Potencia (W)
Frigorífico clase A++ 120
Horno 2000
Bomba de agua 1CV 736
Luces de bajo consumo (10 luces) 90
Televisión 153
PC sobremesa 180
TOTAL 3279
Recurso eólico y selección de ubicación
Con apoyo de la web http://atlaseolico.idae.es/meteosim/ vamos a estudiar el terreno y seleccionar la zona donde colocaremos los aerogeneradores.
La idea es que estos aerogeneradores estén lo más cercanos a la población de Lubian para evitar sobrecostes. Al alejar el parque sería necesario un mayor cableado, tendríamos mayores pérdidas de tensión por la distancia y haría falta mayor infraestructura de caminos para acceso al parque.
En la siguiente imagen dada por el atlas eólico vemos la velocidad del viento medio anual a 60 m de altura en una gama de colores.
Rosa: 8 m/s
Naranja: 7,5 m/s
Amarillo: 6,5 m/s
Verde oscuro: 6 m/s
Verde claro: 5,5 m/s
Azul oscuro: 5 m/s
Azul claro: 4 m/s
Conociendo estas velocidades vemos 3 zonas claramente diferenciadas (rodeadas en rojo) donde el viento sopla entre 6 y 8 m/s, lo cual nos interesaría para colocar los aerogeneradores.
Análisis de las zonas
Pasemos a analizar una por una las zonas, fijándonos en las velocidades del viento a 30 m de altura puesto que vamos a instalar potencias bajas para abastecer a la población, con lo cual descartaremos las velocidades a 60 m, 80 m y 100 m para tomar la decisión.
De cada zona marcada anteriormente veremos los datos del terreno más cercano a la población, para evitar alejarnos lo máximo posible.
Zona 1
Zona 2
Zona 3
Elección de la zona
Como podemos ver, las 3 zonas son bastante parecidas, con pequeñas diferencias entre ellas.
Sin embargo la que mayor velocidad media anual tiene es la zona 2, por otro lado weibull C y weibull K son bastante similares entre las tres.
Vamos a analizar la zona 2 un poco más en profundidad antes de seleccionarla como definitiva.
Dirección y velocidad del viento
Como podemos ver en esta zona según el atlas tenemos un viento predominante dirección Este, donde se genera el mayor porcentaje de potencia (18,22%). También su velocidad media es superior a 6,5 m/s con lo cual empieza a ser rentable la situación del parque en esta zona.
Criterios medioambientales
Clima: Los fenómenos climáticos de la zona, las heladas, nieves, etc..pueden disminuir la energía del aire a transmitir al aerogenerador, así como dificultar tareas de mantenimiento. Se suelen evitar emplazamientos por encima de los 1500 m, por lo tanto Lubian es buen lugar puesto que se encuentra a 1030 m
Espacios protegidos: No tenemos ningún espacio protegido que nos impida la instalación del parque, el único parque natural que hay está en Portugal lo suficientemente alejado de nuestra ubicación.
Proximidad al núcleo urbano y accesos adecuados: Esta zona es la más cercana al núcleo urbano de las 3. Si miramos el mapa terrestre podemos ver que está preparada con caminos y zonas habilitadas para instalar los aerogeneradores. De esta forma nos ahorraríamos las obras para hacer más accesible la zona y cómo es la zona más cercana también es la que menos inversión en instalación eléctrica necesita.
Por otro lado, se encuentra a más de 1km, consiguiendo así que los niveles de ruido de los aerogeneradores sean inferior a 45 dB y no perturbar la vida de los vecinos de la localidad.
Vegetación: Utilizando una visión 3D terrestre de la zona vemos que está libre de bosques o arboledas que nos impidiesen la instalación o transporte de las piezas para la construcción del parque.
Tras analizar estos aspectos de la Zona 2 no se detecta ningún impedimento, con lo cual queda justificada la elección del terreno para la instalación del parque.
Selección del aerogenerador y estimación de la producción energética
Para la selección del aerogenerador vamos a comparar 3 aerogeneradores de la misma potencia (60 kW) pero con diferentes diámetros de rotor (21.5 m, 23.1 m y 25 m):
FD21-60
FD23-60
FD25-60
Primero vamos a ver las tablas comparativas donde vemos las diferencias técnicas
Característica Unidad FD21-60 FD23-60 FD25-60
Potencia nominal kW 59,9 59,9 59,9
Velocidad nominal del viento m/s 10 9,5 9
Velocidad media del viento m/s 8,5 7,5 6
Velocidad de inicio (cut-in) m/s 3 3 3
Velocidad de corte (cut-off) m/s 25 25 18
Velocidad de viento de supervivencia (3 sg) m/s 59,5 52,5 42
Velocidad de viento de supervivencia (10 min) m/s 42,5 37,5 30
Por otro lado tenemos las características constructivas
Construcción Unidad FD21-60 FD23-60 FD25-60
Diámetro del rotor m 21,5 23,1 25
Cantidad de palas nº 3 3 3
Longitud de la pala m 10,2 10,2 + extensores 11,8
Área de barrido m2 363 415 491
Velocidad nominal del rotor r / min 52 52 40
Velocidad punta de la pala m/s 58 54 52
Antes de hacer un estudio más a fondo de uno de ellos vamos a utilizar la herramienta que tiene el atlas de IDAE para calcular la producción bruta y neta anual. Con esto queremos ver cuál de los 3 es más acertado para nuestra necesidad de un vistazo rápido, ya que esta función te lo calcula a 80 m, y a nosotros nos interesa la producción a 30 m de altura.
Para ello vamos a utilizar las curvas de potencia que nos da el fabricante para cada modelo
FD21-60 FD23-60 FD25-60
Velocidad del viento (m/s) Potencia (Kw)
1 0 0 0
2 0 0 0
3 1,5 2 2
4 3,5 4,5 7,5
5 11 12 16
6 19 24 26,5
7 30 36 44
8 40 50 56
9 51 58 60
10 60 60 60
11 60 60 60
12 60 60 60
13 60 60 60
14 60 60 60
15 60 60 60
16 60 60 60
17 60 60 60
18 60 60 60
19 60 60 0
20 60 60 0
21 60 60 0
22 60 60 0
23 60 60 0
24 60 60 0
25 60 60 0
26 0 0 0
27 0 0 0
28 0 0 0
29 0 0 0
30 0 0 0
Los introducimos en IDAE considerando un 10% de pérdidas y obtenemos lo siguiente:
(FD21-60) VIENTOS FUERTES
(FD23-60) VIENTOS MEDIOS
(FD25-60) VIENTOS SUAVES
El modelo FD21-60 lo descartamos puesto que esta zona no es de vientos fuertes y la producción anual (255,72 MW/h año) es notablemente inferior a los otros 2 modelos.
Los modelos FD23-60 y FD25-60 tienen una producción parecida (279,11 y 278,63 MWh/ año respectivamente), pero vamos a analizar los 2 a 30 m para tomar la decisión final.
Empezamos por el modelo FD23-60, primero ponemos las características principales de la turbina y la curva de potencia que vamos a introducir
Curva de Potencia
Velocidad (m/s) Potencia (Kw)
0 0,00
1 0,00
2 0,00
3 2,00
4 4,50
5 12,00
6 24,00
7 36,00
8 50,00
9 58,00
10 60,00
11 60,00
12 60,00
13 60,00
14 60,00
15 60,00
16 60,00
17 60,00
18 60,00
19 60,00
20 60,00
21 60,00
22 60,00
23 60,00
24 60,00
25 60,00
26 0,00
27 0,00
28 0,00
29 0,00
30 0,00
Introducimos la velocidad media (m/s), weibull k y weibull c (m/s) que hemos sacado de IDAE cuando hemos seleccionado la ubicación.
La desviación típica la consideramos 0, puesto que este dato no nos lo da el atlas y para ello necesitaríamos hacer un estudio in situ de la zona con una estación meteorológica midiendo durante varios meses.
Con estos datos obtenemos la probabilidad de viento a diferentes alturas y con esto las horas de trabajo a cada velocidad.
Velocidad m/s 6,87
Viento (m/s) Prob. 30 metros Distribución de viento [hr/yr]
0 0,0000 0,0000
1 0,0188 164,2750
2 0,0463 405,4517
3 0,0750 656,8064
4 0,0998 874,0835
5 0,1168 1022,7742
6 0,1236 1082,8201
7 0,1201 1051,9908
8 0,1079 944,9705
9 0,0900 788,0936
10 0,0698 611,6027
11 0,0505 442,1609
12 0,0340 297,9140
13 0,0214 187,0608
14 0,0125 109,4224
15 0,0068 59,5968
16 0,0034 30,2018
17 0,0016 14,2297
18 0,0007 6,2280
19 0,0003 2,5298
20 0,0001 0,9529
21 0,0000 0,3325
22 0,0000 0,1074
23 0,0000 0,0321
24 0,0000 0,0088
25 0,0000 0,0023
26 0,0000 0,0005
27 0,0000 0,0001
28 0,0000 0,0000
29 0,0000 0,0000
30 0,0000 0,0000
31 0,0000 0,0000
32 0,0000 0,0000
33 0,0000 0,0000
34 0,0000 0,0000
35 0,0000 0,0000
36 0,0000 0,0000
37 0,0000 0,0000
38 0,0000 0,0000
39 0,0000 0,0000
40 0,0000 0,0000
41 0,0000 0,0000
42 0,0000 0,0000
43 0,0000 0,0000
44 0,0000 0,0000
45 0,0000 0,0000
46 0,0000 0,0000
47 0,0000 0,0000
48 0,0000 0,0000
49 0,0000 0,0000
50 0,0000 0,0000
TOTAL 1,00 8754
Consideraremos también un 10% total de pérdidas
Por último realizamos el cálculo de la producción, conociendo las horas de trabajo en cada velocidad y multiplicándolo por los kW que produce.
Sumando todas las producciones obtenemos la anual bruta, que quitándole el 10% de pérdidas obtenemos una producción anual neta de 252 MWh/año.
Velocidad [m/s] Curva de potencia [kW] Distribución de viento [hr/yr] [MWh/yr]
0 0 0 0
1 0 164 0
2 0 405 0
3 2 657 1
4 5 874 4
5 12 1.023 12
6 24 1.083 26
7 36 1.052 38
8 50 945 47
9 58 788 46
10 60 612 37
11 60 442 27
12 60 298 18
13 60 187 11
14 60 109 7
15 60 60 4
16 60 30 2
17 60 14 1
18 60 6 0
19 60 3 0
20 60 1 0
21 60 0 0
22 60 0 0
23 60 0 0
24 60 0 0
25 60 0 0
26 0 0 0
27 0 0 0
28 0 0 0
29 0 0 0
30 0 0 0
Producción anual bruta [MWh/año wtg] 280
Producción anual bruta [MWh/año ] 280
Producción anual neta[MWh/año] 252
Horas equivalentes 4201
wtg=aerogenerador
%horas (h/h total año) 47,96%
Analizamos ahora el FD25-60, primero ponemos las características principales de la turbina y la curva de potencia que vamos a introducir
Características de la Turbina
Modelo FD25-60
Fabricante GHREPOWER
Altura de buje (m) 30
Diámetro del rotor (m) 25
Nº de aerogeneradores 1
Potencia máxima (Kw) 60
Potencia total (Mw) 0,06
Curva de Potencia
Velocidad (m/s) Potencia (Kw)
0 0,00
1 0,00
2 0,00
3 2,00
4 7,50
5 16,00
6 26,50
7 44,00
8 56,00
9 60,00
10 60,00
11 60,00
12 60,00
13 60,00
14 60,00
15 60,00
16 60,00
17 60,00
18 60,00
19 0,00
20 0,00
21 0,00
22 0,00
23 0,00
24 0,00
25 0,00
26 0,00
27 0,00
28 0,00
29 0,00
30 0,00
Los datos de la velocidad media (m/s), weibull k y weibull c (m/s) son iguales que en el caso anterior puesto que es la misma zona, al igual que la probabilidad de viento y las pérdidas a considerar.
Realizamos el cálculo de la producción, conociendo las horas de trabajo en cada velocidad y multiplicándolo por los kW que produce.
Sumando todas las producciones obtenemos la anual bruta, que quitándole el 10% de pérdidas obtenemos una producción anual neta de 274 MWh/año.
Velocidad [m/s] Curva de potencia [kW] Distribución de viento [hr/yr] [MWh/yr]
0 0 0 0
1 0 164 0
2 0 405 0
3 2 657 1
4 8 874 7
5 16 1.023 16
6 27 1.083 29
7 44 1.052 46
8 56 945 53
9 60 788 47
10 60 612 37
11 60 442 27
12 60 298 18
13 60 187 11
14 60 109 7
15 60 60 4
16 60 30 2
17 60 14 1
18 60 6 0
19 0 3 0
20 0 1 0
21 0 0 0
22 0 0 0
23 0 0 0
24 0 0 0
25 0 0 0
26 0 0 0
27 0 0 0
28 0 0 0
29 0 0 0
30 0 0 0
Producción anual bruta [MWh/año wtg] 305
Producción anual bruta [MWh/año ] 305
Producción anual neta[MWh/año] 274
Horas equivalentes 4574
wtg=aerogenerador
%horas (h/h total año) 52,21%
Vemos que entre los dos modelos hay una gran diferencia de producción anual a 30 m (252 MWh/año y 274 MWh/año), siendo el modelo FD25-60 el que más produce.
Anteriormente hemos calculado que necesitaremos 267,32 MWh/año para abastecer todos los unifamiliares, con lo cual vamos a seleccionar este modelo de aerogenerador (FD25-60) con el cual cumplimos la necesidad instalando tan sólo uno.
Se añaden en los anexos las fichas técnicas de los aerogeneradores, los archivo se llaman “Especificaciones FD23-60” y “Especificaciones FD25-60”.
Se incluyen también como anexos los estudios de la producción de los dos aerogeneradores, son dos hojas Excel llamadas “FD23-60 estudio” y “FD25-60 estudio”
Elección de los generadores diésel
Lo primero será cuánta potencia tienen que suplir los generadores diésel en caso de no disponer de energía eólica y para ello hacemos uso de la guía del REBT denominada “Previsión de cargas para suministros en baja tensión” adjunto en el anexo del trabajo.
Si vamos al apartado 3.1 (Carga correspondiente a un conjunto de viviendas) nos indica que para calcular la carga se multiplica la media aritmética de las potencias máximas previstas por cada vivienda, por el coeficiente de simultaneidad indicado en la siguiente tabla, según el número de viviendas.
Nuestra media aritmética de potencias máximas es 3450 W que es lo que tienen todas instaladas.
Si tenemos en cuenta que tenemos 150 viviendas usaremos el último coeficiente de la tabla:
Coeficiente de simultaneidad=15,3+(n-21)∙0,5=79,8
Con lo cual obtenemos una potencia máxima de:
Pot máxima=3450∙79,8=275310 W→275 KW
Conociendo ya la potencia que necesitamos suministrar (275kW) procedemos a buscar dos generadores que juntos sean capaz de generarla.
Vamos a comparar uno de la marca Amstrong y otro de Perkins. Tendremos en cuenta principalmente las potencias que generan en su modo PRIME a 50Hz, que es el que se usaría en caso de que, un día no haya generación eólica o necesite complementarla, funcione continuamente.
Generador Amstrong (A150CU)
Tenemos una generación en modo Prime de 142 kW, que sumando 2 generadores hacen un total de 284 kW, lo cual nos indica que podrá suplir perfectamente la demanda.
A un 100% tenemos un consumo de 10,04 gal/hr que hacen 38 l/h. Con lo cual sumando los dos generadores a pleno rendimiento tendríamos un consumo de 76 l/h.
Generador Perkins (1106A-70TAG2)
Tenemos una generación en modo Prime de 135 kW, que sumando 2 generadores hacen un total de 270kW. Habíamos calculado que necesitaríamos 275 kW, pero cómo sería el caso más extremo vamos a valorar esta opción puesto que si fuese necesario podrían entrar a trabajar en modo Standby y suplir esta carencia.
A un 100% tenemos un consumo de 38,2 l/h, que si sumamos los dos generadores hacen un total de 76,4 l/h.
Selección de generador
Si vemos en una gráfica la comparativa de consumos vemos claramente que el modelo de Amstrong consume ligeramente menos que el de Perkins generando más potencias.
Estos generadores tampoco necesitarían entrar en modo Standby nunca ya que producen lo suficiente en caso de necesidad lo que también es una ventaja frente al otro.
La elección para nuestra instalación será entonces dos generadores diésel del modelo Amstrong (A150CU).
Se incluyen en los anexos los datos técnicos de ambos generadores diésel llamados “A150CU 142KW prime” y “Perkins 1106A-70TAG2 135Kw Prime”
Esquema del parque eólico
En la siguiente imagen vemos un esquema del parque. Podemos ver el generador eólico unido a un transformador de 480/230 para adaptar la tensión a la de trabajo con los generadores diésel.
Antes del consumo tenemos un transformador con relación 1:1 para hacer una separación galvánica con los puntos de consumos (275 KW)
Por último tenemos un condensador para compensar la energía reactiva que se genera en el circuito.
Se adjunta el archivo CAD del parque y su versión en PDF, llamados “Esquema del parque”
Simulación mediante software HOMER
Para hacer otro tipo de estudio y analizar más variables procedemos a utilizar el software HOMER, introduciremos los datos y nos calculará las opciones que podemos instalar.
Lo primero que vamos a configurarle son las cargas con las que va a trabajar. Para ello introducimos las potencias que consumen en AC todos los unifamiliares a diferentes horas del día (1). Los porcentajes de la variabilidad diaria los dejaremos por defecto (2). Después de meter estas potencias veremos el consumo diario (3) que hemos calculado antes y la potencia pico según el factor de simultaneidad también ya calculado (4). Por último podemos ver cómo queda el perfil del día (5).
Procedemos a introducir los datos del aerogenerador que hemos escogido anteriormente (FD25-60) de 60 kW. Lo primero introduciremos la curva de potencia dada por el fabricante en la pestaña de details que veremos a continuación (6). Ponemos el coste de 1 aerogenerador, el repuesto de otro y el precio de operación y mantenimiento O&M anual, que en nuestro caso consideraremos 18 €/MWh producido (7). Como producimos 274 MWh/año harán un total de 4932 €/año. Introduciremos cuantos molinos queremos que considere HOMER para nuestra instalación, en nuestro caso 1 o ninguno (8). Por último estimamos los años de vida del aerogenerador y la altura del buje (9). Nos representará la curva de coste (10).
Esta es la pestaña de details donde introducimos la curva de potencia del aerogenerador según el fabricante (11).
Por otro lado vamos a introducir los datos de los generadores diésel. Lo primero será poner la potencia del generador, el coste de uno, el coste del repuesto y los costes de operación y mantenimiento (O&M) por hora, que en nuestro caso hemos estimado 9 céntimos (12). Le diremos los tamaños a considerar, en nuestro caso solo el de 142 KW (13). Le daremos una descripción, abreviación, el tipo de corriente que genera (AC) y la vida estimada en horas de operación (hemos estimado 40000h de uso) (14). Nos calcula la curva de coste (15).
En la pestaña de fuel vamos a configurar la curva de consumos del generador diésel (16)
Introducimos los datos dados por el fabricante (17) y nos calculará la curva de consumo y eficiencia (18)
Consideraremos otro generador diésel igual que el otro y nos quedará un resumen de la instalación deseada como este.
En cuanto al recurso eólico introduciremos la velocidad media ya obtenida anteriormente del IDAE (19). Por otro lado la altura de Lubian (20) y el parámetro Weibull K (21). Los demás parámetros los dejamos por defecto.
Antes de calcular tenemos que introducir el precio del diésel, el cual consideraremos de 1.15 € actualmente.
Una vez tenemos todo configurado le damos a calcular y vemos que HOMER nos plantea dos escenarios, uno con un aerogenerador y dos generadores diésel y otro en el que solo se abastezca con dos generadores diésel.
Vemos que sin duda la instalación de aerogenerador + generadores diésel tiene un coste actual neto inferior a la opción de sólo dos generadores diésel.
Como el consumo de diésel se reduce considerablemente tenemos un ahorro de 35111 l/año, que a un precio de 1,15 euros/l hace un total de 40377,65 €/año.
Si entramos a la primera opción que nos ofrece HOMER vemos que un 40% de nuestra cobertura será con energía eólica y no de un 100% como se había calculado sin el software previamente.
Aunque la inversión inicial de esta instalación sea muy superior que la segunda opción vamos a ver que durante la vida útil de la instalación (20 años) va a ser mucho más rentable.
Se adjunta el archivo llamado “Comparativa de instalaciones.hmr” con el que se ha trabajado estos datos por si se requiere de un análisis más profundo.
Recomendaciones de mantenimiento y seguridad
Mantenimiento preventivo mecánico del aerogenerador
El mantenimiento mecánico se realiza con periodicidad semestral, siendo las siguientes tareas las que hay que realizar:
Palas del aerogenerador
Las palas son elementos críticos en los aerogeneradores, hay que prestar una atención especial a las fisuras o grietas que se produzcan. En el momento que durante la inspección visual se detecten grietas o fisuras superando estas los 30 cm hay que considerar realizar el mantenimiento correctivo para evitar problemas.
El inconveniente de estas grietas es que entre agua en la estructura de la pala, deteriorando así la estructura e incrementando la posibilidad de fallo de estas.
La reparación consiste en añadir resina y fibra a las grietas cubriéndolas. Previamente se retira la superficie de fibra de la pala dañada.
A parte de la aparición de grietas en las palas el mantenimiento a tener en cuenta en las aspas es:
-El estado de los retenes. Cuando la máquina está parada varias semanas hay que tener en cuenta que los retenes queden en posición paralela a la torre con la punta en dirección al suelo.
-Engrase de la unión pala-buje. La gran mayoría de aerogenerador tienen el paso variable así que hay que mantenerlo engrasado.
-Medir la deformación de las palas mediante galgas extensiométricas.
-Inspección de la vibración de las palas para prevenir las resonancias.
Eje lento
Tendrá las siguientes tareas:
-Realizar los aprietes entre el eje lento y el rotor, y por lo tanto con las palas.
-Engrasar el eje y ver el estado de los retenes. Si ha llegado a la vida estimada o se ven dañados hay que sustituirlos.
-Revisar la alineación que tiene el eje con el generador.
Sistema de orientación yaw
El mantenimiento mecánico a realizar para el sistema de orientación es el siguiente:
-Engrase de la corona dentada y revisión de los piñones.
-Alineación del sistema.
-Revisión de los frenos y sustitución de pastillas y discos si se ve necesario.
-Par de apriete de rodamientos de la unión entre los motores y la corona dentada de giro de la góndola del aerogenerador
Freno
Este es el freno mecánico que tienen los aerogeneradores en situaciones de parada o emergencia. Las tareas son las siguientes:
-Comprobar que se activa en situación de para de emergencia.
-Sustituir las zapatas o discos del freno si se ve necesario.
-Calibrar el sistema de frenado
Grupo hidráulico
Para el orientado de las palas o el sistema de frenado que las hace girar disponemos de un grupo hidráulico. Las acciones de mantenimiento son las siguientes:
-Estado de los retenes, uniones y juntas.
-Revisar el estado y nivel de aceite.
-Revisar el estado de los manguitos y las fugas.
-Revisión de las válvulas.
Torre y cimentación
Se realizaran las siguientes tareas de mantenimiento:
-Apretar las uniones de la torre – góndola y torre – cimentación.
-Se revisarán las fisuras y grietas que hay en la torre y se repararan mediante soldadura.
-Se revisarán las grietas de la cimentación y se analizaran los daños en el hormigón. Si es necesario se reparará.
-Revisar el estado del óxido de la torre, si es necesario se pintará.
-Analizar las vibraciones en la estructura
Mantenimiento preventivo eléctrico del parque
Este mantenimiento se basa principalmente en los trabajos de mantenimiento de los aerogeneradores, de las líneas de tensión del parque y de la interconexión con la red eléctrica. Se realiza con periodicidad semestral, siendo las siguientes tareas las que hay que realizar.
Mantenimiento transformador del aerogenerador
Los transformadores por lo general se encuentran en la góndola o en la torre. Sus tareas son las siguientes:
-Revisión del conexionado de puesta a tierra.
-Comprobar protecciones térmicas y centrales de medida y protección.
-Revisión de conexiones y aprietes de tornillería.
Generador
El mantenimiento del generador vendrá marcado por el fabricante pero por norma general las tareas son:
-Inspección visual y sustitución, en caso de ser necesario, de las escobillas del generador, el portaescobillas y el muelle o sistema de empuje hacia el eje.
-Limpieza de carbonilla desprendida y verificar el sistema de expulsión automático.
-Comprobar el nivel de consumible que tienen los engrasadores automáticos y que funcionan correctamente.
-Verificar el aislamiento mediante el megado del sistema.
Cuadros eléctricos
Se realizan las siguientes acciones:
-Estado del cuadro, comprobar óxido o defectos superficiales.
-Correcto funcionamiento del sistema de refrigeración del cuadro (normalmente ventiladores)
-Estado de las conexiones y cableado. También se realiza un reapriete.
-Verificar la ausencia de humedad o condensaciones.
-Limpieza del cuadro, con especial atención a los ventiladores y filtros.
Mantenimiento de los sistemas de control y acondicionamiento de potencia del parque
Se va a redactar las tareas para mantener los sistemas de control y acondicionamiento de potencia del parque, tal y como es el PLC, sistema SCADA, electrónica de potencia o elementos operativos. Este mantenimiento se realizará semestralmente.
Electrónica de potencia
La electrónica de potencia de un aerogenerador es uno de los elementos más críticos a fallo de todo el aerogenerador. Siempre que se cumplan las instrucciones de mantenimiento recomendadas por el fabricante, las tareas serán mínimas. Las tareas son las siguientes:
-Inspección visual de los elementos electrónicos, comprobar ausencia de arcos eléctricos o faltas leves.
-Renovar filtros de aire de los sistemas de refrigeración y clima. Verificación del funcionamiento de los sistemas de refrigeración de la electrónica del aerogenerador.
-Revisión de conexiones y cableado. Reparación en caso de fallo.
-Verificar el estado de los condensadores y sustituir al final de su vida útil.
PLC o unidad de control
Las tareas mínimas son:
-Inspección visual y limpieza del sistema. Comprobar las conexiones, el cableado y reapretar las borneras del autómata.
-Revisar los parámetros de funcionamiento.
Seguridad. Equipos de protección individual EPIs
Vamos a exponer los equipos de protección individual EPI, los cuales nos ayudan a protegernos de caídas a distinto nivel como es este caso, cuando se trabaja en mantenimiento de aerogeneradores.
Arneses
En este tipo de trabajos es obligatorio siempre que haya un mínimo riesgo de sufrir una caída un arnés integral que cumpla la norma del país.
Se puede utilizar un arnés de sujeción y añadir un arnés de pecho que cumpla la norma, transformando un arnés de cintura en un arnés completo homologado.
El arnés se sujeta a la línea de vida por medio de mosquetones, cabo de anclaje o bloqueadores, por lo que se debe considerar que es la primera pieza del equipo personal.
Es muy importante tenerlo en muy buen estado, ya que es una parte vital y un fallo cualquiera puede acabar en un accidente fatal.
Debe ajustar perfectamente en el trabajador permitiéndole libertad de movimientos y que sea seguro para la actividad que desarrolla.
Por lo general se llevará en casi toda la jordana laboral, ya que se producen multitud de situaciones en la que existe riesgo de caídas.
El punto de anclaje de la cuerda tiene que estar más bajo que los que se usan en escalada porque al remontar por las cuerdas el bloqueador de pecho tiene que trabajar perfectamente, cumpliendo su misión de mantener rígido al trabajador y sujetarlo en caso de caída.
Debe reunir las siguientes características:
-Punto de anclaje robusto y fiable
-Menor número de costuras posibles
-Sistema de regulación cómodo y rápido
-Cintas o anillas para llevar colgado el material
Hay que tener en cuenta los productos químicos que puedan corroer el material del arnés y los rozamientos que cortan la superficie de la fibra ya que estos reducen gradualmente su resistencia.
La tierra y la arena también son dos elementos que hay que tener en cuenta ya que acaban cortando las fibras cuando se someten a tensión produciendo la rotura. Esto se puede evitar lavando el arnés ya sea a mano o a máquina.
Conviene inspeccionar habitualmente el arnés para comprobar el estado de cintas y costuras, así como buen funcionamiento de las hebillas de cierre. Se suele considerar 3 años de vida útil a partir de la fecha de fabricación.
Mosquetones
Se trata de un elemento metálico con un gatillo que se puede abrir o cerrar y que unen entre sí los aparatos o elementos de sujeción personal o de trabajo, tanto para sistemas de aseguramiento, como de anclaje o sujeción de herramienta.
Casi siempre se utilizan mosquetones con auto seguro o cierre de seguridad automático.
Como su uso es habitual y tiene mucha responsabilidad hay que conservar especial atención a que sean homologados conforme a exigencias, resistentes para el uso que le vamos a dar y manejables.
Los que se vayan a usar en trabajos verticales tienen que tener una resistencia longitudinal mínima de 22 kN (2200 Kg) con el gatilllo cerrado y 6 kN (600 Kg) con éste abierto.
Si la persona que va a trabajar pesa más de 75 kg tiene que usar mosquetones que soporte más de 900 Kg con el cierre abierto, siempre que el trabajo pueda tener una caída.
Cabos de anclaje
Es el elemento que se sitúa entre el arnés y el anclaje o cuerda. Es obligatorio en trabajos verticales y nos sirve para unir el arnés con las cuerdas por medio de un bloqueador.
Puede ser de cuerda o cinta y conviene que sea dinámico para que pueda absorber la energía producida por una caída.
Absorbedor de energía
Es un elemento de seguridad capaz de absorber la energía producida en una caída, evitando que dicha energía la sufra la persona que se ha caído.
Es una cinta cosida y protegida con la finalidad de descoserse al soportar unos 4,5 Kg. A partir de los 6Kg una persona empieza a sufrir daños por lo que necesitamos un absorbedor capaz de asumir esta energía (mediante el desgarro de sus costuras).
En casi todas las situaciones se debe disponer de un absorbedor de energía para efectuar los trabajos con seguridad.
Al usar un absorbedor hay que tener en cuenta que cuando se descose aumenta su longitud, llegando a unos tres metros, por lo que en lugares de riesgo de caída se debe disponer de al menos 4 metros para que sea efectivo. Si no se cumple el trabajador caerá al suelo que aunque no sea mortal puede ocasionar graves daños.
Anticaídas retráctil
Es un dispositivo que permite al operario trabajar libremente y pararlo en caso de caída. Es un sistema que se recupera automáticamente (como los cinturones de seguridad de los coches) unido a un sistema de frenado/amortiguación/retención, que se puede utilizar tanto en interior como en exterior.
Conviene revisar el bloqueo del aparato en el suelo antes de su instalación y posterior uso por algún operario de trabajos en altura.
Casco
Es el elemento básico y obligatorio para trabajar en vertical o altura. Siempre deberá cumplir las normas industriales y a la hora de elegirlo no se debe mirar sólo la seguridad sino también la comodidad, por lo que será recomendable usar cascos con sistema de regulación.
Reduce el riesgo de heridas por caída, pero no lo anula completamente. Absorbe el máximo de energía deformándose y a veces incluso llega a romperse.
Bloqueador anticaídas de cable
Se utiliza para prevenir el riesgo de caída mientras se sube por el acceso interior de los aerogeneradores. Es un dispositivo anticaída deslizante al aparato que se desliza por la línea de vida y que se bloquea y detiene la caída de la persona que utiliza dicha línea de vida.
El aparato cuenta con dos sistemas de apertura y dos sistemas de cierre de seguridad. Debe acompañar al trabajador a lo largo de la línea de vida sin estorbar y sin requerir de intervención manual.
Evacuador
Es un dispositivo de descenso de velocidad constante que permite al trabajador descender a un nivel inferior en caso de emergencia. Basta con unir el arnés anticaídas que debe llevar puesto el trabajador al conector del evacuador, y éste a un anclaje fiable situado por encima del usuario y que garantice una carga de 10KN. Por último el trabajador se deja caer al vacío y descender a velocidad constante.
Estudio económico
Antes de realizar el estudio vamos a indicar los datos que vamos a introducir y de donde lo hemos obtenido. Cabe comentar que el estudio se va a hacer sólo del aerogenerador, de forma que se vea la inversión diferencial.
Inversión y mantenimiento
Estimamos unos costes de inversión alrededor de 3000€/kw lo que con 60 kW instalados hace un total de 180000€.
Como nuestro parque produce 274 MW/h anuales y estimamos a 18 € el coste de mantenimiento por MW/h producido hace un total de 4932 € al año.
Valor de IPC
Se entra en la web de del instituto nacional de estadística (INE) y se obtienen los datos de los últimos 10 años (desde el 2006 hasta el 2016).
Tomamos el promedio de todos estos años dándonos un resultado de 1,6%
http://www.ine.es
Líneas de financiación del ICO
Necesitamos consultar las líneas de financiación y conocer cómo están los préstamos, para ello nos vamos a la web del instituto de crédito oficial (ICO).
Tenemos previsto solicitar un préstamo para 10 años y vemos que el interés va a ser de 4,873% TAE.
http://www.ico.es/web/ico/ico-empresas-y-emprendedores/-/lineasICO/view?tab=tipoInteres
Interés del dinero
Para conocer el interés del dinero vamos a la página web del tesoro público del estado.
Nuestra inversión va a ser a 20 años, con lo cual nos vamos a quedar con el valor que nos dan a 15 años (2,35%)
http://www.tesoro.es/deuda-publica/subastas/resultado-ultimas-subastas/obligaciones-del-estado
Incremento del precio del combustible
Podemos ver en la web de fomento que el incremento del gasóleo respecto de octubre del año anterior ha ido subiendo entre un 3, 4 y 6 %, por lo tanto cogeremos una cifra media de un 5%.
https://www.fomento.gob.es/MFOM/LANG_CASTELLANO/DIRECCIONES_GENERALES/TRANSPORTE_TERRESTRE/SERVICIOS_TRANSPORTISTA/inc_gasoleo_mensual.htm
Periodo de financiación
Vamos a considerar 10 años de financiación.
Precio de venta kW/h e impuestos
Al tratarse de una red aislada no vamos a considerar este precio ni los impuestos que conllevan la venta de energía.
Ingresos del primer año
Estos ingresos vamos a obtenerlos del ahorro de combustible en comparación con la instalación exclusiva solo de dos generadores diésel.
Tenemos un ahorro de 35111 l/año, que a un precio de 1,15 euros/l hace un total de 40377,65 €/año. Esto año a año irá aumentando debido al 5% de aumento de precio de los combustibles.
Introduciendo los datos anteriormente nombrados vemos que la inversión tiene una tasa de rentabilidad muy elevada (55,70%) y un retorno de la inversión en tan solo casi 4 años.
Debido al alto precio de los combustibles y el gran ahorro anual que supone esta instalación se amortiza enseguida y con una vida útil de 20 años tenemos una muy buena tasa interna de rentabilidad.
Esto se debe a que estamos comparándolo con una mala alternativa (generadores diésel), quizás para ver algo más real tendríamos que compararlo con el coste de una línea de alta tensión que conecte el poblado a la red eléctrica.
Para un análisis más completo se añade como anexo una hoja Excel con el nombre “FD25-60 estudio” y se encontrará el estudio económico en la pestaña “Flujo de caja”
ANEXOS Y EXCEL ADJUNTOS EN EL BLOC.
LAG
PRIMERA PARTE. Estudio de la energía solar recibida en la ubicación (25 %).
Calcular la energía solar disponible en la localidad donde resides.
La localidad a analizar será Zaragoza, con una latitud de 42º.
Antes de hacer los cálculos vamos a describir conceptos que vamos a utilizar:
Declinación: Es el ángulo que forma el plano del ecuador terrestre con la línea recta que une el centro de la Tierra con el Sol.
Constante solar: Es el valor medio de la intensidad de la radiación extraterrestre.
Hora solar: El medio día solar (12:00 horas solares) corresponde al momento del día en el que el Sol se encuentra en el punto más elevado de su trayectoria angular aparente y el acimut solar es cero.
La hora solar únicamente tiene en cuenta la posición real del Sol en la bóveda celeste.
Ángulo horario: Hay una estrecha relación entre la posición del Sol y la hora, de esta forma podemos expresar la hora solar mediante el ángulo horario. Cada hora son 15º de giro de la Tierra (360ºC/24h). Estos grados toman valor 0 a las 12:00 del mediodía solar, tomando valor negativo desde las 00.00 hasta las 12:00 y valor positivo desde las 12:00 hasta las 00.00.
Altura solar y ángulo cenital: La altura solar (h) es el ángulo que forman los rayos solares con la superficie horizontal y el ángulo que forman los rayos con la vertical es el ángulo cenital.
Irradiancia extraterrestre sobre una superficie horizontal (I (0)): Es la radiación solar diaria que se recibe sobre una superficie horizontal situada en el límite superior de la atmósfera. El valor se define a partir del valor de la constante solar.
Masa óptica de aire (AM): es la longitud del recorrido que efectúa la radiación solar desde que penetra en la atmósfera hasta el nivel del mar.
Radiación global sobre la normal (G (n)): Es la radiación solar hemisférica sobre una superficie plana colocada horizontalmente.
Índice de claridad: Es la relación existente entre la radiación solar global y la que nos llega a un punto determinado de la Tierra, y la radiación directa.
Fracción difusa de la radiación (fdm): Relación entre la radiación horizontal y la radiación global. A mayor claridad en la atmósfera, menor contenido de difusa.
cos ϑ s y cos ϑ zs: Son parámetros adimensionales que definen la contribución relativa de la región circunsolar y de la banda del horizonte total de la radiación difusa.
Irradiación directa: Es la radiación que llega hasta la superficie de la Tierra sin que llegue a ser desviada.
Irradiación difusa: Es el efecto generado cuando la radiación solar que alcanza la superficie de la atmósfera de la Tierra se dispersa de su dirección original a causa de las moléculas de la atmósfera.
Irradiación albedo: Es el porcentaje de radiación que cualquier superficie refleja respecto a la radiación que incide sobre la misma.
Para realizar los cálculos utilizaremos el día medio de cada mes (nd) según esta tabla
Mes Día mes nd
Enero 31 17
Febrero 28 14
Marzo 31 22
Abril 30 15
Mayo 31 23
Junio 30 10
Julio 31 18
Agosto 31 18
Septiembre 30 18
Octubre 31 19
Noviembre 30 18
Diciembre 31 13
Para calcular mes a mes vamos a utilizar la siguiente tabla Excel llamada “Cálculo de radiación solar”, que estará adjunta al trabajo en la carpeta de Excels en los anexos.
Tenemos que introducir los datos donde la casilla es de color azul. Como ya hemos comentado, el día medio de cada mes lo hemos introducido según la tabla anterior, en el caso de Enero el día 17.
Por otro lado introducimos la latitud de Zaragoza (42º), el ángulo de inclinación (ponemos 0 porque queremos ver en la horizontal) y el albedo (como no conocemos la reflectividad del suelo será 0,2)
Se calculan todos los parámetros que hemos descrito anteriormente y al final tenemos el sumatorio (Σ) de las irradiaciones directas, difusas y de albedo, dándonos la total del día. Debajo de la diaria tenemos calculada la de todo el mes.
Realizamos una tabla por cada mes del año sin variar la latitud ni la inclinación y obtenemos todas las energías que se producen por m2 al mes durante el año.
Energía anual
Mes Energía mes
Enero 39,39
Febrero 61,91
Marzo 131,14
Abril 166,30
Mayo 209,80
Junio 209,06
Julio 209,32
Agosto 181,83
Septiembre 128,81
Octubre 78,53
Noviembre 41,51
Diciembre 31,38
Total 1489,00
Podemos observar que en Zaragoza tenemos 1489 kw/h durante un año por m2.
En la siguiente imagen lo vemos gráficamente, siendo mayo, junio y julio los meses donde más irradiación tenemos. Por el contrario diciembre y enero son los peores.
Determinar el ángulo óptimo de los módulos solares fotovoltaicos, con las siguientes hipótesis;
Primera hipótesis, instalación aislada, conociendo que el consumo anual de energía es constante.
Si el consumo es constante a lo largo de todo el año, lo más frecuente es diseñar la instalación, con el mes peor de radiación, es decir durante el periodo de invierno. En este período la inclinación optima es entre 15º-20º más que la latitud y los módulos orientados al sur.
Como nuestro peor mes es diciembre utilizamos nuestra tabla Excel y vamos probando diferentes ángulos hasta que encontramos el óptimo donde más producimos.
A 42º de ángulo (nuestra latitud) en diciembre tenemos una producción de 53,95 Kwh/m2, de ahí vamos aumentando el ángulo y viendo como sube la producción hasta que llegamos a 60º, a partir de ahí vuelve a descender la producción, por lo tanto lo consideraremos nuestro ángulo óptimo. Obtenemos los siguientes datos:
Energía anual Latitud 42
Mes Energía mes Ángulo 60
Enero 67,10 Albedo 0,2
Febrero 89,41
Marzo 147,67
Abril 160,53
Mayo 168,48
Junio 160,89
Julio 166,74
Agosto 166,03
Septiembre 142,46
Octubre 107,42
Noviembre 68,79
Diciembre 56,79
Total 1502,31
A 60º por lo tanto tenemos una producción de 56,79 Kwh/m2, siendo esta la mayor que podemos conseguir.
Segunda hipótesis, instalación conectada a red.
En una instalación conectada a red nuestro objetivo es producir la máxima energía durante el año para poder venderla y obtener el máximo beneficio. Para ello vamos a hacer como el caso anterior, probar ángulos hasta ver en cual producimos más durante todos los meses.
La máxima producción anual la conseguimos con 30º, consiguiendo generar 1674,35 Kwh/m2.
Energía anual Latitud 42
Mes Energía mes Ángulo 30
Enero 59,82 Albedo 0,2
Febrero 84,86
Marzo 156,09
Abril 182,87
Mayo 211,49
Junio 206,78
Julio 210,21
Agosto 194,56
Septiembre 151,83
Octubre 104,34
Noviembre 61,94
Diciembre 49,56
Total 1674,35
Tercera hipótesis, instalación de bombeo solar, conociendo que el mes peor es el mes de mayo.
Para esta hipótesis nos dicen que necesitamos bombear agua a través de la producción de energía solar, conociendo que el mes de mayor actividad de riego es mayo, probaremos diferentes ángulos hasta dar con el óptimo para producir más en este mes.
El ángulo óptimo es 30º, con esta inclinación obtenemos la máxima producción que podemos conseguir en el mes de mayo.
Energía anual Latitud 42
Mes Energía mes Ángulo 20
Enero 54,26 Albedo 0,2
Febrero 79,04
Marzo 151,33
Abril 181,67
Mayo 216,13
Junio 212,67
Julio 215,09
Agosto 194,97
Septiembre 147,63
Octubre 98,01
Noviembre 56,44
Diciembre 44,53
Total 1651,75
Analizar la diferencia entre colocar los módulos con el ángulo óptimo de los módulos y el ángulo del tejado, suponiendo que los tejados de la población tiene una inclinación de 15 grados, suponiendo que se desea desarrollar una instalación conectada a red.
Sabemos que el ángulo óptimo son 30º, con los que producimos 1674,35 kwh/m2 al año. Procedemos a calcularlo con 15º.
Si nos ceñimos al tejado de 15º produciremos anualmente 1625,43 Kwh/m2
Energía anual Latitud 42
Mes Energía mes Ángulo 15
Enero 50,98 Albedo 0,2
Febrero 75,40
Marzo 147,57
Abril 179,42
Mayo 216,50
Junio 213,70
Julio 215,59
Agosto 193,40
Septiembre 144,18
Octubre 93,94
Noviembre 53,16
Diciembre 41,60
Total 1625,43
A priori pueden parecer producciones muy parecidas y no importar demasiado, pero para ello vamos a analizar cuanto nos cuesta dejar de producir esos Kwh anuales.
Consideremos una instalación de 100 m2, el precio del Kwh/m2 es de 0,15 y que la instalación durará 25 años. Veamos la diferencia:
Comparativa de inclinaciones (100m2)
Mes Energía a 15º Energía a 30º
Enero 764,68 € 897,32 €
Febrero 1.131,05 € 1.272,87 €
Marzo 2.213,49 € 2.341,31 €
Abril 2.691,24 € 2.743,02 €
Mayo 3.247,46 € 3.172,30 €
Junio 3.205,47 € 3.101,63 €
Julio 3.233,92 € 3.153,22 €
Agosto 2.901,06 € 2.918,43 €
Septiembre 2.162,69 € 2.277,51 €
Octubre 1.409,16 € 1.565,03 €
Noviembre 797,34 € 929,15 €
Diciembre 623,94 € 743,46 €
Total 24.381,50 € 25.115,25 €
Anualmente con una inclinación óptima ingresaríamos 733,75€ más, pero si consideramos esto durante 25 años suman una cifra de 18.343,82€.
Sin duda instalar soportes en los tejados para aumentar la inclinación y a su vez la producción es recomendable, siempre y cuando los soportes no nos cuesten más de lo que podemos conseguir con esta mejora.
SEGUNDA PARTE. Realización y descripción de las instalaciones aisladas (25 %).
Realizar una instalación aislada, con la finalidad de cubrir las necesidades energéticas de tu vivienda de residencia. Se deberá de realizar la previsión de cargas, y consumos, con la finalidad de poder tener la previsión de energía media diaria mensual.
Cálculo del mes peor
A continuación tenemos una tabla en la que aparecen los elementos que tenemos en la vivienda, su potencia nominal, la cantidad y la potencia total.
Consumos Potencia/ud(W) Cantidad Potencia total (W)
Luces de bajo consumo (10 luces) 9 10 90
Televisión color 65″ 153 1 153
PC sobremesa 180 1 180
Lavadora clase A++ 870 1 870
Frigorífico clase A++ 120 1 120
Bomba de agua 1CV 736 1 736
Microondas 700 1 700
Horno 2000 1 2000
Secador de pelo 2200 1 2200
Ventilador 80 1 80
Batidora 75 1 75
Vamos a dimensionar la instalación para una vivienda en Zaragoza, para ello cogemos una factura y vemos los consumos del último año. Como esta es bimensual la cantidad la dividiremos entre 2 y obtendremos 2 meses, es decir, enero y febrero serán iguales y así sucesivamente.
Con estos consumos mensuales lo dividiremos por los días del año y obtendremos el consumo medio diario.
Estimación de consumos
Mes Consumo mensual (kWh) Consumo medio diario (kWh)
Enero 132,5 4,27
Febrero 132,5 4,73
Marzo 127,5 4,11
Abril 127,5 4,25
Mayo 150 4,84
Junio 150 5,00
Julio 125 4,03
Agosto 125 4,03
Septiembre 75 2,50
Octubre 75 2,42
Noviembre 120 4,00
Diciembre 120 3,87
A continuación vamos a comparar la energía consumida y recibida con la finalidad de calcular el mes peor, para ello dividiremos la radiación recibida entre la energía consumida, teniendo ambas magnitudes en kwh/día.
Anteriormente hemos calculado la energía recibida para una instalación asilada en Zaragoza con un consumo durante todo el año y favoreciendo diciembre, con una inclinación de 60º.
Energía anual
Mes Energía mes
Enero 67,10
Febrero 89,41
Marzo 147,67
Abril 160,53
Mayo 168,48
Junio 160,89
Julio 166,74
Agosto 166,03
Septiembre 142,46
Octubre 107,42
Noviembre 68,79
Diciembre 56,79
Total 1502,31
Realizamos la tabla y obtenemos que el menos factor de energía resultante es de diciembre, por lo que podemos llegar a la conclusión que diciembre es el peor mes.
Mes Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Radiación 2,16 3,19 4,76 5,35 5,43 5,36 5,38 5,36 4,75 3,47 2,29 1,83
Energía 4,27 4,73 4,11 4,25 4,84 5,00 4,03 4,03 2,50 2,42 4,00 3,87
F.Energía 0,51 0,67 1,16 1,26 1,12 1,07 1,33 1,33 1,90 1,43 0,57 0,47
Para consultar estos datos se añade la hoja Excel llamada “Consumos instalación aislada” en la carpeta de Excels con los anexos.
Cálculo del rendimiento de la instalación
Calculamos el rendimiento con la siguiente fórmula
R=1-[(1-K_b-K_c-K_v )∙K_a∙N/P_d ]-K_b-K_c-K_v
-Kb= Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el acumulador. Consideramos 0,05 porque no precisamos de descargas intensas.
-Kc= Coeficiente de pérdidas en el inversor. Consideraremos un rendimiento de un 90%, con lo cual usaremos un factor de 0,1.
-Kv= Coeficiente de otras pérdidas. Consideraremos 0,15
-Ka= Coeficiente de descarga. Es la fracción de energía que se pierde al día por auto descarga. Usaremos un 0,005 que es el que se usa si no se conoce.
-Pd= Profundidad de descarga. Vamos a utilizar el modelo BAE 1160Ah 48V, y dándole una profundidad de descarga del 65% podríamos hacer hasta 2250 ciclos, entendiendo que es algo puntual que apenas deberíamos llegar a hacer.
-N= Días de autonomía. Como es una instalación doméstica y Zaragoza es una ciudad muy nubosa en los días de invierno escogeremos 6 días.
Resolvemos:
R=1-[(1-0,05-0,1-0,15)∙0,005∙6/0,65]-0,05-0,1-0,15=0,66
Cálculo de la energía
Una vez tenemos el rendimiento de la instalación procedemos a calcular la energía real (E). Para ello utilizamos la siguiente fórmula:
E=E_t/R
Et= Energía teórica consumida del peor mes
R= Rendimiento
Resolvemos:
E=(3870 Wh)/0,66=5863,63 Wh
Por lo tanto tenemos que poder generar y almacenar 5863,63 Wh en nuestras baterías.
Cálculo del acumulador
Con este cálculo pretendemos prever las baterías a instalar para cubrir largos periodos de tiempo durante los cuales los paneles no recogen prácticamente energía y todo el consumo se hace a expensas de la reserva de estas.
Para ello utilizamos la siguiente fórmula:
C_u=E∙N=5863,63∙6=35181,78 Wh
Como nuestra instalación será de una potencia entre 2500W y 5000W usaremos una tensión de trabajo de 48V.
Cu=35181,78/48=732,95 Ah
Obtenemos que nuestra batería debe de tener una capacidad útil de 732,95 Ah.
Como no podemos descargarla entera tenemos que tener en cuenta la capacidad de descarga. Por lo tanto:
C=C_u/P_d =732,95/0,65=1127,61 Ah
Por lo tanto nuestra batería debe tener una capacidad de 1127,61 Ah, que con una profundidad de descarga del 65% nos da una capacidad útil de 732,05 Ah, suficiente para 6 días de autonomía.
La batería estacionaria que vamos a utilizar será del modelo BAE 1160Ah 48V
Cálculo de la potencia de paneles
Primero calcularemos el número de “horas pico de sol” (HSP). Una hora pico de sol es una hora durante la que la irradiación solar es igual a 1 kW/m2. Por lo tanto:
HSP=1830/1000=1,8 h
P_p=E_día/HSP=(5863,63 )/1,8=3257,57 W
Ahora el número de paneles, en nuestro caso hemos escogido el modelo ISF-230 de isofoton con 230W:
NP≥Pp/(0,9∙P_PMP )=3257,57/(0,9∙230)=15,73=16 módulos
Se añade la ficha técnica del panel solar en la carpeta de instalación aislada de los anexos, se llama “Panel solar ISF_230”
Cálculo del regulador de carga
El regulador que vamos a escoger es el MPPT-80C. El número de paneles en serie de una rama debe ser tal que la suma de todas las tensiones en el punto de máxima potencia de los paneles, esté dentro de los límites de tensión del regulador de carga, y que puede designarse como Vmax DC, por lo tanto podemos determinar:
N_s=V_(MAX,DC)/V_MAX
Vamos a resolver la fórmula de dos formas, dividiendo la tensión máxima del regulador en circuito abierto entre la tensión en circuito abierto del panel, y dividiendo la tensión máxima del regulador en funcionamiento entre la tensión del panel en el punto de máxima potencia.
Tensiones del panel
Tensiones del regulador
Por lo tanto:
N_s=140/36,6=3,82
N_s=112/29,7=3,77
Ambas nos dan 3 paneles en serie como máximo, en caso de que una de ellas hubiese dado 2 tendríamos que coger la más restrictiva, puesto que se nos pueden dar ambos casos.
Anteriormente hemos calculado 16 paneles, pero esto nos impide instalar varias filas de 3 igual, por lo tanto si subimos la cantidad a 18 paneles podemos hacer 6 filas en paralelo de 3 paneles en serie como en la siguiente imagen
Calculamos la intensidad de generación multiplicando el número de filas por la intensidad de cortocircuito de los paneles
Ig=6∙8,36=50,16 A
Si aplicamos la recomendación del punto 5.5.5 del IDAE el regulador de carga debería soportar un 25% más, es decir 62,7 A, por lo tanto nuestro regulador de 80 A (MPPT-80C) está correctamente seleccionado.
Se añade el anexo del IDEA en la carpeta de reglamento llamado “IDEA instalaciones aisladas”.
Cálculo de del inversor
Tenemos en cuenta que va a ser una instalación monofásica a 230V AC por lo tanto seleccionamos el inversor Victron Phoenix solar 48V 5000VA. A 25ºC tenemos una potencia de 4500W y a 40ºC de 4000W como podemos ver en su hoja de características.
Se añade el anexo de la ficha técnica del inversor llamada “Inversor Aislada” en la carpeta instalación aislada.
Balance de energía
Si hacemos un balance teniendo en cuenta energía producida (radiación recibida a 60º, la potencia de nuestra instalación (18 paneles) y el factor de rendimiento) frente a la consumida, podemos ver que teóricamente nuestra instalación cubre todos los meses la demanda.
Mes Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic.
Radiación (kWh/m2) 2,16 3,19 4,76 5,35 5,43 5,36 5,38 5,36 4,75 3,47 2,29 1,83
P (Kw) 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14 4,14
R 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66 0,66
Energía consumida 4,27 4,73 4,11 4,25 4,84 5,00 4,03 4,03 2,50 2,42 4,00 3,87
Energía producida 5,91 8,73 13,02 14,62 14,85 14,65 14,70 14,63 12,98 9,47 6,27 5,01
Balance 1,64 3,99 8,90 10,37 10,01 9,65 10,66 10,60 10,48 7,05 2,27 1,13
Cálculo de secciones
Procedemos a calcular las secciones de los cables de nuestra instalación. Consideraremos unas pérdidas de 1% como máximo y el cable será de cobre.
Las distancias entre los componentes serán las siguientes:
-3 Módulos serie a unión paralelos: 5 m
-Módulos-regulador: 15 m
-Regulador- batería: 5 m
-Batería-inversor: 10 m
–Inversor-consumo: 10 m
Para el cálculo de sección en monofásica aplicaremos la siguiente fórmula que nos da el REBT en el anexo de cálculos de caídas de tensiones.
La sección del cable comercial y su máxima tensión admisible será según la Tabla 12 del apartado de redes subterráneas para distribución en baja tensión del REBT.
Se añaden los anexos para el cálculo de caída de tensión y el de sección en la carpeta reglamento. Se llaman “REBT CÁLCULO CAIDA TENSIÓN” y “REBT Sección cable” respectivamente.
De la sección calculada seleccionamos la siguiente inmediatamente superior según el REBT y vemos que la intensidad que soporta el cable es suficiente para la que va a circular por este.
De la batería al inversor tenemos un cable con una sección tan elevada debido a la intensidad que tiene que soportar. Si hubiésemos trabajado a un voltaje menor en la batería este cable aun habría sido de mayor sección.
Estos cálculos de secciones se añaden en los anexos con el nombre de “Selección de los conductores instalación aislada” en la carpeta Excels
Cálculo de protecciones
Fusibles-seccionador
Para el dimensionamiento de los fusibles vamos a utilizar la instrucción ICT-BT-22 del anexo protección contra sobre intensidades.
Fusibles ramal de 3 módulos en serie
Seleccionamos un fusible de 10 A y 1KvCC por lo tanto está entre la intensidad de trabajo y la máxima admitida por el cable
I_b≤I_n≤I_z=8,36≤10≤38
Calculamos If (corriente que asegura el funcionamiento en tiempo largo)
I_f=1,9∙In=1,9∙10=19 A
Por último la corriente que soporta el fusible más un 90% (If), debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado según ICT-BT-22
I_f≤1,45∙I_Z=I_f≤1,45∙38=I_f≤55,1 A
La tensión que soporta debe ser debe ser 1,1 veces superior
109,8∙1,1=120,78 V
Fusibles regulador-batería
Seleccionamos un fusible de 80 A y 220V CC por lo tanto está entre la intensidad de trabajo y la máxima admitida por el cable
I_b≤I_n≤I_z=80≤80≤115
Calculamos If (corriente que asegura el funcionamiento en tiempo largo)
I_f=1,9∙In=1,9∙80=152 A
Por último la corriente que soporta el fusible más un 90% (If), debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado según ICT-BT-22
I_f≤1,45∙I_Z=I_f≤1,45∙115=I_f≤166,75 A
La tensión que soporta debe ser debe ser 1,1 veces superior
48∙1,1=52,8 V
Seccionador batería-inversor
Seleccionamos un seccionador de 125 A y 220V CC (S5-01254PR0) por lo tanto está entre la intensidad de trabajo y la máxima admitida por el cable
I_b≤I_n≤I_z=93,75≤125≤185
Calculamos If (corriente que asegura el funcionamiento en tiempo largo)
I_f=1,9∙In=1,9∙100=237,5 A
Por último la corriente que soporta el seccionador más un 90% (If), debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado según ICT-BT-22
I_f≤1,45∙I_Z=I_f≤1,45∙185=I_f≤268,25 A
La tensión que soporta debe ser debe ser 1,1 veces superior
48∙1,1=52,8 V
Se añade el reglamento ITC-BT-22 en los anexos en la carpeta reglamento.
Descargador de sobretensión
Es recomendable tener descargadores de sobretensión para proteger la instalación, que se originan fundamentalmente, como consecuencia de las descargas atmosféricas, conmutaciones de redes y defectos (fallos en las mismas).
Según las especificaciones de nuestros paneles solares soportan hasta 1000V por lo tanto el descargador deberá de ser de una tensión menor para protegerlos antes de su rotura. Para realizar la protección en el lado de continua se utilizaran de clase 2.
Utilizaremos el descargador VAL-MS-T2 600DV-PV de Phoenix Contact capaz de soportar 720 V DC
Se añade la ficha técnica en los anexos llamada “Descargador de sobretensión VAL-MS-T2 600DV-PV” en la carpeta Instalación aislada.
Realizará el esquema unifilar de cada una de las instalaciones desarrolladas.
El esquema unifilar estará adjunto al proyecto en formato dwg y pdf en los anexos técnicos. Se llama “Esquema unifilar aislada” y está en la carpeta de instalación aislada.
Partiendo de la instalación aislada calculada, analiza las ventajas e inconvenientes de este tipo de instalaciones, frente a las instalaciones de autoconsumo.
Primero vamos a describir ambas instalaciones para diferenciarlas
-Instalación aislada:
Una instalación aislada es ser totalmente autosuficiente, es decir, no estamos conectados a la red de distribución. Lo normal es requerir de baterías para almacenar la energía excedente de los paneles y poder utilizarla cuando la generación no sea suficiente. Esta instalación a su vez suele tener pequeños grupos electrógenos de apoyo que actúan cuando no hay radiación ni energía almacenada en las baterías.
Una instalación de este tipo requiere de un detallado y esmerado diseño, así como un conocimiento por parte del propietario de las limitaciones energéticas que requiere su instalación.
-Instalación conectada a red:
Esta instalación quiere decir que a parte de nuestra instalación de paneles solares estamos conectados a la red de distribución. Lo más lógico es no poner baterías para almacenar ni grupos de apoyos, puesto que si necesitamos energía la consumimos de la red. Dentro de esta modalidad tenemos dos tipos
Autoconsumo instantáneo (o con vertido 0): No se inyecta energía a la red, con un cuidadoso dimensionamiento de la instalación o usando dispositivos electrónicos que lo impiden.
Autoconsumo con vertido a la red: Cuando tenemos excedentes en nuestra generación los vertemos a la red eléctrica. De esta forma nos ahorraríamos ser tan cuidadosos con el dimensionamiento o utilizar los caros equipos que impidan este vertido. Hay dos modelos de instalación:
Balance neto: En esta no hay compensación monetaria al generador, sino mediante un saldo de energía (kWh): exportada- importada. De esta manera lo que exportas puedes consumirlo en igual cantidad. Este modelo no se
Venta a red: En este caso el Estado fija un precio para la energía que vertemos en la red.
Apoyándonos en la gráfica de balance de energía de nuestra instalación aislada podemos decir que hay 3 meses (noviembre, diciembre y enero) en los que la producción es muy similar a la energía consumida.
Con esto queremos decir que gracias a las baterías con las que almacenamos la energía podemos almacenarla totalmente y hacer uso de ella en cualquier momento del día, siempre y cuando no nos pasemos de la estimación o tendrá que entrar el grupo de apoyo, cosa que no nos interesa.
Si nos pusiéramos en el caso de una instalación conectada a red donde nuestro objetivo es consumir lo máximo posible de nuestra instalación renovable y evitar usar la de red el usuario tiene que cambiar de hábitos. Para esto si visualizamos la potencia que tenemos en un día medio del mes de diciembre vemos que la potencia pico se produce en las horas centrales del día, donde el usuario debería hacer uso de los elementos que más consuman (lavadora, horno, microondas, secador..)
Por lo tanto podemos concluir con ventajas y desventajas de cada una:
Ventajas de instalación aislada:
-Desconexión total de la red eléctrica, ahorrando pagar el consumo, potencia contratada y los impuestos que conlleva.
-Consumo a cualquier hora del día, haya o no haya radiación solar.
-Puedes soportar hasta 6 días como el caso calculado sin radiación, utilizando sólo baterías.
Desventajas de instalación aislada:
-Concienciación por parte del usuario a la hora de consumir, no puede variar mucho sus hábitos si no quiere usar el grupo auxiliar. Tiene un límite de kWh dimensionado al día.
-Si se queda sin batería y sin combustible para el equipo auxiliar estás totalmente desconectado.
-Conlleva un elevado coste con una amortización de bastantes años.
Ventajas de autoconsumo:
-Ahorro energético si se establecen los consumo en las horas de mayor radiación
-Siempre estas conectado a la red, por lo tanto puedes hacer consumos a todas horas
-Inversión menor que la aislada
Desventajas de autoconsumo:
-Hay que concentrar y planificar los consumos si quieres ahorrar
-Tienes que pagar por energía consumida, potencia contratada e impuestos igualmente.
TERCERA PARTE. Realización instalación conectada a red (25 %).
Desarrollar una instalación conectada a red con estructura fija, en Guadalajara. Sabiendo que podemos evacuar una potencia nominal de 100 Kw. Justificando y calculando cada uno de los elementos de la instalación.
Selección del inversor
Escogemos un inversor de la marca Power Electronics, concretamente el modelo FREESUN LVT FS0100. Tiene las siguientes características:
Características eléctricas
Potencia nominal (kW) 100
Potencia pico (kWp) 120
Potencia max. (kVA) 100
Tensión max. (V) 900
Intensidad máx. (A) 258
Tensión mín. (V) 450
Tensión máx. (V) 820
Eficiencia 97,10%
Se añade la ficha técnica del inversor en los anexos llamada “Inversor FREESUN LVT FS0100” en la carpeta Instalación conectada a red.
Selección de los paneles
Para los paneles hemos escogido estos de 300W de la marca PEIMAR, modelo 0S300M con las siguientes características técnicas.
Se añade la ficha técnica del panel en los anexos llamado “Módulo OS300M” en la carpeta Instalación conectada a red.
Rendimiento de la instalación
Para calcularlo dividimos la potencia de la instalación por el rendimiento (75%) quitando las pérdidas que tenemos en la siguiente tabla.
Factores de pérdidas Pérdidas Factor
Temperatura de módulos 8% 0,92
Reflectancia angular y espectrales 3% 0,97
Cableado 2% 0,98
Dispersión de parámetros en el generador 2% 0,98
Polvo y/o suciedad en los módulos 3% 0,97
Errores en el seguimiento del PMP 2% 0,98
Rendimiento del inversor 3% 0,97
η=100000/0,75=133333,333 kWp
Paneles necesarios
Calculamos el número de módulos necesarios
Nmodulos=133333,333/300=444,444≅445 paneles
Número de módulos en serie
Para calcular el número de módulos en serie necesarios primero calcular la tensión del módulo a máxima potencia y a 70ºC y por otro lado la tensión del módulo en circuito abierto y a -10ºC. Todo ello atendiendo a las características del módulo:
V_(MOD,OC(-10ºC) )=39,8∙(-0,32 %/C∙(-35))=39,8 V∙(11,2%)=44,25 V
V_(MOD,PMP(70ºC) )=32∙(-0,43 %/C∙45)=32∙(-19,35%)=25,80 V
Ahora calculamos el número máximo y mínimo de paneles en serie. Para el máximo dividiremos el voltaje máximo admisible del inversor por el voltaje del panel en circuito abierto y a -10ºC
N_(máx,s)=[V_(INV,M)/V_(MOD,OC(-10ºC)) ]=[820/44,25]=18,53=19 paneles
Para el mínimo dividiremos el voltaje mínimo de máxima potencia del inversor entre el voltaje del panel en máxima potencia a 70º
N_(min,,s)=[V_(INV,m,MPP)/V_(MOD,PMP(70ºC)) ]=[450/25,80]=17,44=18 paneles
Vamos a ver cuántas ramas en paralelo instalamos:
Primero probamos con 18 paneles:
N_p=N/N_s =445/18=24,72≅25 ramas
Si ponemos 25 ramas con 18 paneles nos sale un total de 450 paneles, sobredimensionaríamos 5 más.
Ahora probamos con 19 paneles:
N_p=N/N_s =445/19=23,42≅24 ramas
Si ponemos 24 ramas con 19 paneles nos sale un total de 456 paneles, sobredimensionaríamos 11 más.
Nos quedamos con la opción de 25 ramales con 18 paneles por cada uno.
Ahora verificamos que la verificación de la intensidad máxima a la entrada del inversor
N_p∙1,25∙I_(MOD,SC,TC)≤I_(INV,M.DC)=25∙1,25∙9,98=249,5 A
Como vemos la intensidad máxima de nuestro inversor es de 258 A con lo cual cumplimos sin problema.
Cálculo de secciones
Procedemos a calcular las secciones de los cables de la instalación. Consideraremos unas pérdidas de 1% como máximo y el cable será de cobre.
Las distancias entre los componentes serán las siguientes:
-18 Módulos serie a unión paralelos: 10 m
-Módulos-inversor: 25 m
-Inversor-consumo: 10 m
Para el cálculo de sección aplicaremos la siguiente fórmula que nos da el REBT en el anexo de cálculos de caídas de tensiones en monofásica.
La sección del cable comercial y su máxima tensión admisible será según la Tabla 12 del apartado de redes subterráneas para distribución en baja tensión del REBT.
De la sección calculada seleccionamos la siguiente inmediatamente superior según el REBT y vemos que la intensidad que soporta el cable es suficiente para la que va a circular por este.
Si el siguiente cable no soporta la intensidad, hemos seguido aumentando la sección hasta que admite la intensidad, en este caso se ve que de lo calculado a lo instalado difiere bastante debido a esto.
Estos cálculos de secciones se añaden en los anexos con el nombre de “Selección de los conductores instalación conectada a red” en la carpeta Excels
Cálculo de protecciones
Seccionador módulos-inversor
Seleccionamos un seccionador de 250 A y 1500 VDC (S5-03154PRo) por lo tanto está entre la intensidad de trabajo y la máxima admitida por el cable
I_b≤I_n≤I_z=249,5≤250≤275
Calculamos If (corriente que asegura el funcionamiento en tiempo largo)
I_f=1,9∙In=1,9∙100=475 A
Por último la corriente que soporta el seccionador más un 90% (If), debe ser inferior al 145% de la corriente máxima del cableado según ICT-BT-22
I_f≤1,45∙I_Z=I_f≤1,45∙275=I_f≤398,75 A
La tensión que soporta debe ser debe ser 1,1 veces superior
716,4∙1,1=787,71 V
Se añade la ficha técnica del seccionador en los anexos llamado “Seccionador S5-03154PR0” en la carpeta Instalación conectada a red.
Esquema unifilar
Se añade el esquema en formato pdf y dwg en los anexos. Se encuentra en la carpeta de instalación conectada a red con el nombre “Esquema unifilar conectada a red”.
Calcular la facturación teniendo en cuenta las siguientes hipótesis;
Como es una instalación conectada a red tendremos que calcular el ángulo óptimo para la máxima producción anual. Este ángulo se debe a que si absorbemos la máxima energía posible también obtendremos los mayores ingresos posibles, por eso se procede a hacer el cálculo.
Se utiliza la Excel comentada anteriormente de “Calculo de radiación solar” y se utiliza para ir probando diferentes ángulos y ver en cual producimos más anualmente.
La localización elegida es Guadalajara con una latitud de 40,64 y probando con la Excel se ve que el ángulo óptimo para la producción máxima es de 30º (como en Zaragoza, puesto que no hay mucha diferencia al ser esta latitud 42)
Energía anual Guadalajara Latitud 40,64
Mes Energía mes Ángulo 30
Enero 65,79 Albedo 0,2
Febrero 90,50
Marzo 160,92
Abril 185,77
Mayo 212,10
Junio 206,88
Julio 210,74
Agosto 196,82
Septiembre 156,27
Octubre 110,38
Noviembre 67,75
Diciembre 55,23
Total Kwh/año 1719,18
Vamos a calcular la energía que generamos con nuestra instalación con la siguiente fórmula
Energía generada=(Energía incidente mensual ∙Pp ∙Rendimiento instalación)/(1000 w/m2)
Obtenemos la siguiente tabla de energías producidas mes a mes durante un año:
Conociendo ya las producciones vamos a calcular los ingresos en dos situaciones diferentes, una con el decreto 661/2007 y otra con el decreto 413/2014
Instalación puesta en marcha el 10 de julio de 2.007. Siendo una instalación fija. Debes de consultar:”Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.
En este RD básicamente se publica que la prima es de 440€/MWh producido, o lo que es lo mismo 0,44 € el kWh.
Conociendo este precio solo tenemos que multiplicar la energía producida por el precio del kwh, en nuestro caso 0,44. Obtenemos los siguientes ingresos mensuales.
Como vemos al final de un año obtendríamos 75.643,79 € de ingresos.
Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica renovables, cogeneración y residuos”.
En este decreto no es tan fácil como pagar a un precio el MWh, tenemos unos códigos y una fórmula para aplicar.
Primero tenemos que identificar la instalación que tenemos para obtener el código. Tenemos una potencia ente 5kW y 100 kW, es de tecnología fija y se ha instalado en 2007, por lo tanto nuestro código es IT-00029
Si nos vamos a la instrucción IT-00029 ya tenemos los datos que necesitamos para calcular la retribución media anual.
La fórmula que aplicaremos será la siguiente
R_amt=(kWh/año∙precio pool kWh)+ (PnParque∙R_inv )
R_amt=(100 kW∙1648h ∙0,06)+ (0,1∙580119)=67.899,9 €
Como vemos al final de un año obtendríamos 67.899,9 € de ingresos.
Vamos a valorar los resultados que nos encontramos
Lo primero que nos choca al ver estos datos es que con el último decreto (413/2017) la instalación solo ingresa un 10% mensual a pesar de lo desfavorecido que se ha vuelto respecto al decreto 661/2007.
Esto se debe a que estamos en un sitio con muy buena producción y bastantes horas anuales, lo cual hace que la instalación a priori sea bastante rentable.
El estado estima que el valor de nuestra instalación es de 580.119 € pero si en verdad nos ha costado más la instalación y encima tenemos menos horas de luz el resultado será muy diferente, probablemente no merezca la pena invertir.
El hecho de que en 2007 se pagase a 0,44 céntimos el kwh producido hizo que mucha gente invirtiese en instalaciones solares y poco a poco ha ido cambiando el decreto pagando mucho peor esta energía. El gran problema al que se enfrentan estas personas es que en esos años se estima que costaba 6,5 € el kW instalado, con lo cual hicieron grandes inversiones porque se pagaba bien y ahora con esta reducción del pago por kwh no pueden afrontar los pagos que aún tienen pendientes.
Actualmente las instalaciones se estima que cuestan 2,5 € el kw instalado por lo tanto aunque se reduzca el pago por la energía producida puede que salgan rentables debido al decremento del coste en materiales para instalar.
CUARTA PARTE. Investigación de la tecnología solar fotovoltaica (25 %).
Analiza las líneas de investigación desarrolladas en los distintos centros o laboratorios de investigación dedicados a la energía solar fotovoltaica en el mundo, detallando las diferentes tecnologías, que están en estos momentos en investigación.
Vamos a indicar los avances en el desarrollo de las siguientes empresas
ENDEF
EDEF es una empresa que tiene como misión hacer realidad la independencia energética de las personas gracias al sol.
Operan en tres líneas de trabajo: Ingeniería, fabricación e instalación, lo que les permite ofrecer soluciones en todas aquellas fases del proceso que los clientes requieran. Con esto consiguen obtienen mejores resultados y soluciones a través de sinergias entre las distintas líneas de negocio.
El gran avance de esta empresa es uno de sus productos llamado ECOMESH, un panel híbrido que produce energía solar fotovoltaica y solar térmica.
En el mismo panel tenemos el módulo solar fotovoltaico y detrás el térmico, así, con el calor que desprende este lo aprovechamos para calentar agua.
Un panel convencional fotovltaico aprovecha un 15% de la radiación que se transforma en electricidad, un 25% en forma de calor se pierde por debajo del panel, otro 50 se pierde por la superficie del panel y el 10% restante se refleja.
Esta empresa lo que ha conseguido es captar el calor que se pierde por debajo y por arriba, con una estructura transparente y un gas inerte consiguen recircular el calor que se perdería por arriba al ambiente y calentar agua también. Con ello consiguen captar el 45% del calor total que desprende el panel, aumentando la eficiencia.
El utilizar un panel híbrido mejora también la parte de fotovoltaica puesto que se refrigera. Los paneles solares fotovoltaicos convencionales sabemos que cuanta más alta es la temperatura mayor pérdida de rendimiento, con un panel solar híbrido ECOMESH podemos aumentar su rendimiento hasta un 15%, de media un 10% gracias a su tecnología.
Este panel híbrido es actualmente el más eficiente en todo el mundo.
IES-UPM
El Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid ha sido un centro pionero dedicado por completo a la conversión fotovoltaica de la energía solar. Ha logrado contribuciones líderes en tecnología de células solares de silicio, células de materiales III-V, incluyendo multiunión, y nuevos conceptos más eficientes.
Células solares III-V multiunión
El objetivo es desarrollar células solares de alta eficiencia de unión múltiples. La atención se centra en células solares con materiales III-V para lograr esto, ya que han demostrado su potencial en la consecución de las mayores eficiencias y acercándose a los límites físicos de la fotovoltaica.
Los dos usos que se le dan a estas células de alta eficiencia son en el ámbito espacial y en sistemas de concentración terrestres. Presentan alta resistencia a la radiación lo cual en aplicaciones espaciales es lo ideal y también están optimizadas para trabajar bajo puntos de luz no uniformes o bajos, cambiando continuamente espectros lo cual es interesante para campos terrestres.
Una de las líneas de investigación son las células III-V cultivadas en sustratos de silicio. Tiene como objetivo aprovechar las ventajas de la tecnología de coste del silicio y al mismo tiempo conseguir una alta eficacia mediante la combinación con la tecnología III-V.
Células solares concentradoras
Estas células solares (III-V) forman parte del núcleo de los paneles solares concentradores. En 2014 consiguieron una unión triple GalnP/GalnAs/Ge con una eficiencia de un 40% en 400 soles. El aumento de esta eficiencia requiere el uso de más de tres sub-celdas, por eso se investiga el desarrollo de células solares con cuatro, cinco y seis uniones. El objetivo es lograr un 50% de eficiencia.
NREL
En NREL se centran en dar respuestas creativas a los retos actuales de la energía. A partir de los avances en nuevas tecnologías limpias los investigadores de NREL están transformando la forma en que la nación y el mundo utilizan la energía.
Una de sus investigaciones se centra en materiales policristalinos de película delgada. Uno de ellos son las células telururo de cadmio.
Estas células representan el segmento más grande de la producción comercial de película delgada en todo el mundo. Las recientes mejoras han igualado la eficiencia del silicio multicristalino, manteniendo el liderazgo en costes.
NREL actualmente está trabajando con monocristales, granos grandes, células normales y buscando los límites de los CdTe.
Una mayor vida útil de CdTe y el dopaje requiere interfaces de alta calidad, con lo cual están estudiando en paralelo los defectos superficiales y el desarrollo para la fabricación. Además de mejorar la calidad de la tensión y el diodo, la mejora de la interfaz puede maximizar la transmisión para aumentar la corriente y eliminar las impurezas, aumentando así la reproducibilidad y estabilidad.
Helmholtz zentrum
Este centro se trata de una iniciativa conjunta para la promoción de los estudiantes del doctorado del centro Helmholtz de Munich – Centro Alemán de investigación de Salud Ambiental. Su enfoque es en la salud del medio ambiente y temas relacionados con la genética juvenil.
Uno de sus temas de investigación relacionado con la fotovoltaica son las células solares de próxima generación (CIGS).
Estos módulos de película delgada son una alternativa prometedora a los cristalinos basados en silicio. En particular las células solares basadas en calcopirita ofrecen eficiencias superiores al 20% y pueden competir con las células de silicio cristalino.
Las técnicas de deposición de película delgada permiten el uso de sustratos flexibles, tales como poliamida. Los desafíos a los que se enfrentan para resolver son:
-Aumentar la eficiencia de los dispositivos, en particular los de grandes áreas.
-Reducir el coste de fabricación mediante el desarrollo, rápidas deposiciones y bajo coste del material utilizado
-Evitar elementos tóxicos y extraños.
Las dos consideraciones principales de la aplicación de la línea de investigación del módulo CIGS PV son:
-Compatibilidad con una serie de técnicas de nueva generación de deposición, tales como electro-deposición o impresión, que por lo general dependen de la comprensión y el control de la etapa RTP también.
-Escalabilidad probada de gran superficie de ambos procesos instalados, la deposición de precursores por pulveración catódica y selenización/sulfuración aplicando un método RTP.
En líneas generales podemos ver esta gráfica con las eficiencias de los diferentes tipos de tecnologías.
-Multijunction concentrators
-Single-Junction GaAs
-Crystalline Si Cells
-Thin-Film Technologies
-Emerging PV
krannichsolar
Buenas tardes. Gracias por contactar con Krannich Solar, lamentablemente, no trabajamos con equipos de eólica por lo que si estas interesado en buscar una solución híbrida fotovoltaica-eólica, te podemos ayudar a elegir correctamente el equipamiento necesario para la parte fotovoltaica. Por favor, escríbenos a tecnico@es.krannich-solar.com y resolveremos todas tus dudas
Un saludo