Instalación fotovoltaica aislada para camping

1 UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERIAS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Eléctrica INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA PARA UN CAMPING Autor: González Carranza, Sebastián Tutor: Pérez García, Julián Manuel Departamento de Ingeniería Eléctrica Valladolid, Junio - 2021 2 3 Resumen El presente proyecto desarrolla la evolución del PFC "INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CON AUTOCONSUMO PARA UN CAMPING", transformando la instalación de autoconsumo conectada a red en una instalación fotovoltaica aislada. La motivación del TFG viene dada por la evolución del sector eléctrico español hasta 2015, cuando los nuevos impuestos y trámites administrativos desmotivan la ejecución de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red. El TFG presenta un análisis de la evolución del sector eléctrico español, y el estudio en base a criterios, económicos, medioambientales y energéticos para definir la potencia instalada y capacidad de almacenamiento mas óptimas para la instalación presentada. Palabras clave  Instalación fotovoltaica  Estudio  Potencia Instalada  Capacidad de almacenamiento  Marco Regulador 4 Summary This project develops the evolution of the PFC "PHOTOVOLTAIC INSTALLATION WITH SELF-CONSUMPTION FOR A CAMPING", transforming the self-consumption installation connected to the network into an isolated photovoltaic installation. The motivation for the TFG is given by the evolution of the Spanish electricity sector until 2015, when the new taxes and administrative procedures discourage the execution of photovoltaic installations connected to the grid. The TFG presents and analyses the evolution of the Spanish electricity sector, and the study based on economic, environmental and energy criteria to define the installed power and storage capacity as optimal for the installation presented. Keywords  Photovoltaic installation  Study  Installed Power  Storage Capacity  Regulator 5 Índice Memoria Resumen ........................................................................................................................................ 3 Palabras clave ................................................................................................................................ 3 Summary ....................................................................................................................................... 4 Keywords ....................................................................................................................................... 4 Índice Memoria ............................................................................................................................. 5 Índice Imágenes ............................................................................................................................ 7 Índice Gráficas ............................................................................................................................... 9 Índice Tablas ................................................................................................................................ 11 1. Introducción al TFG ................................................................................................................. 13 2. Motivación .............................................................................................................................. 13 2.1. Aspecto ambiental Dar una vuelta. .................................................................................. 15 2.2. Aspecto económico .......................................................................................................... 15 2.3 Proyecto anterior .............................................................................................................. 15 3. Introducción al mercado eléctrico de autoconsumo .............................................................. 15 3.1. Instalación de autoconsumo. ........................................................................................... 19 3.2. Aplicación de los marcos reguladores a nuestra instalación ........................................... 26 3.2.1 Marco regulador previo al TFG .................................................................................. 26 3.2.2 Marco reglador al inicio del TFG ................................................................................ 27 3.3.3 Marco regulador en la actualidad .............................................................................. 28 4. Instalación Solar Fotovoltaica Aislada con generador diésel .................................................. 29 4.1. Módulos fotovoltaicos. .................................................................................................... 30 4.2. Estructura de fijación ....................................................................................................... 33 4.3. Inversor ............................................................................................................................ 33 4.4. Protecciones ..................................................................................................................... 35 4.5. Conductores. .................................................................................................................... 37 4.6. Regulador de Carga .......................................................................................................... 37 4.7. Baterías ............................................................................................................................. 38 4.8. Grupo generador diésel ................................................................................................... 40 5. Objetivos del Proyecto ............................................................................................................ 41 5.1 Consumos Tipo .................................................................................................................. 42 5.1.1. Bungalows ................................................................................................................. 43 5.1.2. Autocaravana ............................................................................................................ 43 5.1.3. Servicios ..................................................................................................................... 44 6 5.1.4. Lavandería ................................................................................................................. 44 5.1.5. Recepción .................................................................................................................. 45 5.1.6. Bar ............................................................................................................................. 45 5.1.7. Iluminación exterior. ................................................................................................. 46 5.2 Estudio ............................................................................................................................... 46 5.2.1 Datos y consideraciones iniciales ............................................................................... 46 5.2.1.1 Batería: ................................................................................................................ 47 5.2.1.2 Potencia instalada (Paneles Fotovoltaicos): ........................................................ 48 5.2.1.3 Generador Auxiliar (Generador diésel): .............................................................. 48 5.2.2 Desarrollo del estudio ................................................................................................ 49 5.2.3 Resultados del estudio ............................................................................................... 52 5.2.4 Estudios particulares .................................................................................................. 54 5.2.4.1 Estudio General ................................................................................................... 54 5.2.4.2 Estudio Económico .............................................................................................. 56 5.2.4.3 Estudio Energético .............................................................................................. 63 5.2.5 Conclusiones de los estudios...................................................................................... 67 5.2.6 Estudio final ................................................................................................................ 68 5.2.6.1 Ensayo del estudio final....................................................................................... 69 5.2.7 Evolución del estudio al marco regulador y económico actual. ................................ 71 Bibliografía .................................................................................................................................. 77 Anexos ......................................................................................................................................... 79 7 Índice Imágenes Imagen 1 - Mapa de irradiancia de la península ibérica ............................................ 14 Imagen 2 - Esquema instalación solar fotovoltaica aislada con generador diésel ... 30 Imagen 3 - Panel solar GSM6 ....................................................................................... 31 Imagen 4 - Inversor Ingecon SN 70 .............................................................................. 34 Imagen 5 - Caja de protección Fronius String Control 250/30 .................................. 36 Imagen 6 - Controlador de carga solar MPPT con selección automática de voltaje 38 Imagen 7 - Batería 48 V ................................................................................................ 40 Imagen 8 - Generador diésel industrial ........................................................................ 40 Imagen 9 - Ingecon Sun Storage serie B ...................................................................... 41 Imagen 10 - Discriminación horaria ............................................................................. 72 8 9 Índice Gráficas Gráfica 1 - Paridad de red y Paridad de generación. Escenarios ............................... 17 Gráfica 2 - Antes de la Paridad de Red ........................................................................ 18 Gráfica 3 - Despues de la Paridad de Red ................................................................... 18 Gráfica 4 - Tras la Paridad de Generación ................................................................... 19 Gráfica 5 - Generación de energía eléctrica en 2015 y abril de ese año .................. 27 Gráfica 6 - Curva V-I del panel fotovoltaico .................................................................. 32 Gráfica 7 - Potencia de eficiencia VS Potencia de entrada ........................................ 35 Gráfica 8 - Litros consumidos VS Capacidad de almacenamiento ............................ 55 Gráfica 9 - Litros consumidos VS Potencia instalada ................................................. 56 Gráfica 10 -Inversión inicial (1º año) VS Potencia instalada ...................................... 58 Gráfica 11 - Inversión inicial (1º año) VS Capacidad de almacenamiento ................ 59 Gráfica 12 - Coste consumo litros diésel/año ............................................................. 60 Gráfica 13 - Coste anual (Amortización en 25 años) VS Capacidad de almacenamiento ............................................................................................................ 61 Gráfica 14 - Coste anual (Amortización en 25 años) VS Potencia instalada ............ 62 Gráfica 15 - Energía suministrada VS Capacidad de almacenamiento ..................... 64 Gráfica 16 - Energía perdida VS capacidad de almacenamiento .............................. 65 Gráfica 17 - Energía suministrada y perdida VS capacidad de almacenamiento ..... 66 16 El autoconsumo o consumo propio de energía eléctrica (consumo de energía por la misma persona física o jurídica que la genera), se ha venido aplicando en instalaciones de cogeneración dentro del régimen especial de producción de energía eléctrica. Es un término que engloba la producción de energía eléctrica mediante una instalación propia en una vivienda (o en otro tipo de edificios) y destinada a satisfacer el consumo habitual en dicho domicilio (o en la empresa, organización o industria de turno). Actualmente, otras tecnologías como la solar térmica, la eólica o la biomasa, están en condiciones de suministrar energía eléctrica para autoconsumo de una manera competitiva, según el recurso disponible y coste de la instalación, lo que ha despertado el interés por ellas. En este documento, se analizará el autoconsumo mediante la tecnología fotovoltaica debido a que es el punto de mira de desarrollo del mismo, por la sencillez y facilidad de implementación de los sistemas fotovoltaicos (FV). Por lo tanto, de ahora en adelante, cada vez que se nombre el autoconsumo, se referirá a autoconsumo fotovoltaico. Para entender de una manera más adecuada la importancia del autoconsumo, así como sus beneficios y costes, que son lo que la hacen realmente rentable e interesante para su fomento, vamos a definir una serie de conceptos que son: Paridad de Red Paridad de red: Por paridad de red (en inglés grid parity) entendemos la coincidencia entre el coste de producir un kWh directamente en un punto de consumo y el coste de otro kWh suministrado por la red en ese mismo punto de consumo. Concepto que va de la mano del autoconsumo. Se dice que una tecnología ha alcanzado la Paridad de Red, cuando el coste de su producción eléctrica es igual o inferior al coste de la energía obtenida del sistema eléctrico. Alcanzar la paridad de red implica un punto definitivo en el desarrollo de las tecnologías de generación para autoconsumo, ya que les convierte en competidoras directas de las tecnologías de generación convencionales. Se pueden distinguir tres tipos de Paridad de Red: 1. Punto de consumo aislado: el coste de la autoproducción es igual o inferior al coste de desarrollar las redes hasta el punto de consumo más el coste del suministro posterior. 2. Coste de generación: el coste de autoproducción es igual o inferior al coste de generación del sistema eléctrico centralizado. 3. Coste total de suministro: el coste de autoproducción es igual o inferior al coste total del suministro de un sistema centralizado, que incluiría los costes 17 de generación, transporte y distribución y otros costes que deban ser sufragados En los dos últimos casos, el consumidor, además de producir energía para su consumo, permanece conectado al sistema para garantizarse el suministro eléctrico cuando su instalación de generación no esté disponible o no sea suficiente para cubrir sus necesidades, y para verter al sistema la energía producida que no es consumida. Pero en la práctica, si se tiene en cuenta una perspectiva económica, un consumidor de electricidad instalará una central de generación de electricidad y producirá su propia energía cuando su coste sea inferior a los costes de su factura eléctrica actual. La Paridad de Generación representa el momento en el que la tecnología fotovoltaica además comienza a ser rentable si inyectamos a la red toda la producción de nuestra instalación fotovoltaica. En las siguientes figuras se muestran los tres escenarios que forman la paridad de red y paridad de generación. Grafica 1 - Paridad de red y paridad de generación. Escenarios - Fuente 2 Como se puede observar en la gráfica, la paridad de red se alcanza cuando el coste que supone para el usuario generar su propia electricidad fotovoltaica iguala el coste de comprar la electricidad de la red (precio retail), en este momento es preferible autoconsumir la propia energía generada que comprarla a cualquier distribuidora. El costo de la producción de energía fotovoltaica se expresa como LCOE (Levelized Cost Of Electricity), que define el coste teórico constante requerido para la producción de 1 kWh mediante un sistema FV durante toda su vida útil. La paridad de generación, se alcanza cuando el precio al que se vende la electricidad generada mediante tecnología fotovoltaica es igual a su coste de producción. 18 Como podemos ver en la figura anterior la paridad de red y paridad de generación, forman tres escenarios posibles. A continuación se muestran unas gráficas brevemente explicativas que definen cada uno de los escenarios posibles: ESCENARIO A Gráfica 2 - Antes de la paridad de red - Fuente 2 ESCENARIO B Gráfica 3 - Después de la paridad de red - Fuente 2 19 ESCENARIO C Gráfica 4 - Tras la paridad de generación - Fuente 2 3.1. Instalación de autoconsumo. Evolución del autoconsumo y sus marcos reguladores Existen numerosas leyes y reales decretos que se han ido modificando con el tiempo, donde se habla del derecho de cualquier sujeto a la producción de energía eléctrica y al aprovechamiento de la misma. Por eso, a continuación se exponen las leyes que han tratado sobre estos temas o los referentes a ellos desde que se empezó a tratar de regularlos. Como veremos en este aparatado y en posteriores, el sector eléctrico en este ámbito es bastante complejo El sector fotovoltaico empieza a crecer con la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico y con el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, que establece las primas que es lo que ha incentivado desde su creación a las instalaciones de este tipo de tecnología limpia como es la tecnología solar fotovoltaica. El Real Decreto 1663/2000, simplifica los procedimientos de conexión de instalaciones y esto también ayuda a que la población se aventure a intentarlo con esta tecnología creciente, igualmente pasa con la publicación del Real Decreto 436/2004, que recoge las primeras tarifas. La Ley 38/1992 de impuestos especiales establece que la energía eléctrica destinada al autoconsumo de los titulares de las instalaciones no está sujeta al régimen de impuestos especiales, así como el autoconsumo en instalaciones de producción, transporte o distribución. 20 La Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del sector eléctrico (derogada por la Ley 24/2013), incluye el concepto de autoproductor en la definición de productor. En el capítulo II del título IV, se autoriza la producción en régimen especial, igual que el destino de dicha energía y las obligaciones y derechos que tienen los productores que se vinculan a este tipo de instalaciones de producción de energía eléctrica. También se establece que dichas instalaciones deben inscribirse en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica. En el Real Decreto 2818/1998, de 23 de Diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración se establece una prima a pagar por kWh de energía vertida a la red. En este real decreto se desarrolla, en lo que se refiere al régimen especial, de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, lo relativo a los requisitos y procedimientos para acogerse al régimen especial, los procedimientos de inscripción en el registro correspondiente, las condiciones de entrega de energía y el régimen económico. El Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión y que efectúa el desarrollo reglamentario de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, mediante el establecimiento de las condiciones técnicas y administrativas de conexión a la red de baja tensión de las instalaciones fotovoltaicas, estableciendo así una regulación para este tipo de instalaciones e intensificando la presencia en el mercado, simplificando los trámites de conexión dada la nula participación de las instalaciones en régimen especial. Además, fija el objetivo de incentivar las instalaciones en régimen especial. El Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, establece que el acceso a la red de distribución es un derecho para productores, según quedan definidos en la Ley 54/1997, que pueden producir tanto para autoconsumo total como parcial. El Real Decreto 436/2004, de 12 de Marzo, establece una metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Este Real decreto crea un marco normativo sólido, con un objetivo bien definido y transparente con el que se consiga la apuesta de nuevos productores de energía eléctrica a través de régimen especial, unificando la normativa de desarrollo iniciada ya con la Ley 54/1997, del sector eléctrico y con las modificaciones iniciadas por el Real Decreto 2818/1998. A partir de este momento el titular de la instalación puede optar por vender su producción recibiendo una retribución en forma de tarifa regulada o un precio negociado en el mercado. Con este método se logró hacer atractiva la inversión privada en estas energías que, de otra forma, no podrían competir en igualdad de condiciones con otras energías convencionales. 21 El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Estableció el marco retributivo a aplicar en dichas instalaciones de producción. Esta retribución solo se aplica a las instalaciones fotovoltaicas con inscripción definitiva en el RAIPRE antes de septiembre de 2008. El titular de la instalación podía optar por vender su energía a una tarifa única o vender la energía en el mercado diario, mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, ganando así la posibilidad de ser primado. El Real Decreto 1578/2008, de 26 de Septiembre, establece la retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007. Introduce cupos anuales de potencia incrementados anualmente, un mecanismo de pre asignación de la retribución, una reducción trimestral de tarifa en función del grado de cobertura del cupo anterior y la clasificación de las instalaciones:  Tipo I. Cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial, incluidas las de carácter agropecuario. Estructuras fijas con uso de cubierta de aparcamiento o de sombreamiento.  Tipo I.1: instalaciones del tipo I, con una potencia inferior o igual a 20 kW.  Tipo I.2: instalaciones del tipo I, con una potencia superior a 20 kW.  Tipo II. Instalaciones no incluidas en los tipos anteriores. El Real Decreto 6/2009 por el que se adoptan determinados cambios en el acceso a la retribución de las instalaciones de producción de régimen especial con objeto de contener el incremento del déficit tarifario cada vez más pronunciado. Crea un “Registro de Preasignación” en el cual, deberán inscribirse todas las instalaciones de régimen especial para poder tener derecho a la percepción del régimen retributivo y económico fijado en el RD 661/2007. El Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Teniendo en cuenta el enorme crecimiento de las instalaciones fotovoltaicas, y conservando el principio de suficiencia de su retribución, por el desvío y la falta de previsión de la producción de dicha tecnología, se establece la posibilidad de limitar las horas equivalentes de funcionamiento con derecho a prima. De este manera se fijan unos valores de referencia de acuerdo con los valores utilizados para el cálculo de su retribución establecidos en el Plan de Energías Renovables 2005-2010, en aquellas instalaciones acogidas al Real Decreto 661/2007 y RD 1578/2008. Estos Reales Decretos regulan la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, teniendo en cuenta la zona solar climática donde se encuentre la instalación, de acuerdo con la clasificación de zonas climáticas según la radiación solar media en España establecidas en el Real Decreto 314/2006. 22 El Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican aspectos relativos a la producción de energía eléctrica en régimen especial. Se define el concepto de modificación sustancial de una instalación a efectos de renovación del régimen económico. Aplica una nueva remuneración para los tres tipos de instalaciones:  Instalaciones de tipo I.1: 5% de reducción.  Instalaciones de tipo I.2: 25% de reducción.  Instalaciones de tipo II: 45% de reducción Por todo ello se establece la necesidad de instalación de equipos de medida en bornes de los grupos de generación cuando sea condición necesaria y se agilizan los procedimientos mediante la utilización de medios electrónicos, en la medida de lo posible. El Real Decreto 1699/2011, de 18 de Noviembre, regula la conexión a la red de pequeños sistemas de producción de menos de 100 kW. El presente real decreto deroga el Real Decreto 1663/2000, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, ampliando el ámbito de aplicación de la nueva regulación y manteniendo la estructura básica de su contenido. Se simplifican los requisitos para instalaciones de pequeña potencia, estableciendo procedimientos abreviados para instalaciones de hasta 10 kW nominales, que pretendan conectarse en puntos donde ya exista un suministro, quedando además estas instalaciones exentas de avales. También se excluyen del régimen de autorización administrativa las instalaciones de producción con potencia nominal no superior a 100 kW y se anuncia la posibilidad del autoconsumo total o parcial de la electricidad producida por estos sistemas. Regula todas las condiciones técnicas a cumplir por las instalaciones sin distinguir si estas dedican la energía producida a venta o a autoconsumo. Con estas medidas se pretende el desarrollo de la generación distribuida, que presenta beneficios para el sistema como son la reducción de pérdidas en la red, la reducción de necesidades de inversiones en nuevas redes y, en definitiva, una minimización del impacto de las instalaciones eléctricas en su entorno. El Real Decreto 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de pre asignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Este recorte de retribución se debió a la no reducción del déficit tarifario que obligo a establecer esta decisión si se pretendía acabar o como mínimo reducirlo. Fue uno de los golpes más duros que sufrió la tecnología solar fotovoltaica. El Real Decreto-Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero. Se establece que todas aquellas metodologías de actualización de retribuciones que se encuentren vinculadas al IPC, sustituyan éste por el Índice de Precios de Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos. Y también establece la necesidad que el régimen económico primado se sustente únicamente en la opción 23 de tarifa regulada, sin perjuicio de que los titulares de las instalaciones puedan vender su energía libremente en el mercado de producción sin percibir prima. La Ley 3/2013, de 4 de junio, tiene por objeto la creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que velará por el correcto funcionamiento de los mercados y sectores supervisados por la Comisión Nacional de Energía, la Comisión del Mercado de las Telecomunicaciones, la Comisión Nacional de la Competencia, el Comité de Regulación Ferroviaria, la Comisión Nacional del Sector Postal, la Comisión de Regulación Económica Aeroportuaria y el Consejo Estatal de Medios Audiovisuales. La presencia de entidades que controlan el mercado, pero de forma separada, con sus respectivos órganos de gobierno y medios materiales, exige una reforma profunda teniendo en cuenta su semejanza, que haría posible su ejercicio en una sola institución. El Real Decreto ley 9/2013, de 12 de Julio, por el que se adoptan medidas urgentes, equilibradas, proporcionadas y de amplio alcance, destinadas a garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico y dirigido a todas las actividades del sector eléctrico. Deroga expresamente el Real Decreto 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial y el Real Decreto 1578/2008, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, para dicha tecnología. El sistema eléctrico español genera un déficit tarifario que, debido a que los costes reales asociados a las actividades reguladas y al funcionamiento del sector eléctrico, resultan superiores a la recaudación por los peajes que fija la administración y que pagan los consumidores. Este incremento de los costes del sistema es debido en gran parte a las primas del régimen especial y las anualidades de déficits acumulados. La Ley 15/2013, de 17 de octubre, por la que se establece la financiación con cargo a los Presupuestos Generales del Estado de determinados costes del sistema eléctrico, ocasionados por los incentivos económicos para el fomento a la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías. Esta medida se establece debido al duro golpe que supondría a las economías domesticas un nuevo incremento de los peajes de acceso. Buscando fomentar las energías renovables se opta por la alternativa de una medida temporal para cubrir los costes del sistema mediante transferencias específicas de los Presupuestos Generales del Estado financiados mediante un crédito extraordinario, evitando un nuevo esfuerzo a los consumidores, que afectaría a su capacidad de consumo e inversión. Todo ello con el objetivo principal de aminorar el impacto de la factura eléctrica sobre los consumidores y contribuir a la mejora de la competitividad de las empresas y al desarrollo de la actividad económica. La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, fija los criterios de revisión de parámetros retributivos y el establecimiento del régimen retributivo específico mediante procedimientos de concurrencia competitiva. Tiene como finalidad regular el sector eléctrico garantizando el suministro eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al mínimo coste posible, asegurar la sostenibilidad económica y financiera del sistema y permitir un nivel de competencia efectiva en 24 el sector eléctrico. El régimen retributivo de las energías renovables, cogeneración y residuos se basará en su participación en el mercado, complementado los ingresos de mercado con una retribución regulada específica que permita a estas tecnologías competir en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado. Esta Ley deroga la Ley 54/1997. En su artículo 9 regula el autoconsumo de energía, y lo define como el consumo de energía eléctrica proveniente de instalaciones de generación conectadas en el interior de una red de un consumidor o a través de una línea directa de energía eléctrica asociadas a un consumidor. Se distinguen además las modalidades de autoconsumo: suministro con autoconsumo, producción con autoconsumo, producción con autoconsumo de un consumidor conectado a través de una línea directa con una instalación de producción, y cualquier otra modalidad de consumo de energía eléctrica proveniente de una instalación de generación de energía eléctrica asociada a un consumidor Se establece que todos los consumidores sujetos a cualquier modalidad de autoconsumo tendrán la obligación de contribuir a los costes y servicios del sistema por la energía auto consumida, cuando la instalación de generación o de consumo esté conectada total o parcialmente al sistema eléctrico. No obstante, se prevén excepciones para los casos en los que el autoconsumo suponga una reducción de costes para el sistema. También tendrán la obligación de inscribirse en el registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica, creado a tal efecto en el Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital. El Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Determina la metodología del régimen retributivo específico, que será de aplicación a las instalaciones de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración de alta eficiencia y residuos a las que les sea otorgado Las instalaciones podrán percibir durante su vida útil regulatoria, adicionalmente a la retribución por la venta de la energía valorada al precio del mercado, una retribución específica compuesta por un término por unidad de potencia instalada que cubra los costes de inversión y un término a la operación que cubra la diferencia entre los costes de explotación y los ingresos por la participación en el mercado de producción. En este nuevo marco normativo se pretende encontrar solución al mayor problema del sector eléctrico, que es el déficit tarifario, vemos que lo que se busca es ir reduciendo las primas que se establecieron años atrás en muchas actividades del sector y que pueden verse afectadas debido a la bajada de su rentabilidad a causa de estos recortes. El Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo tiene por objeto el establecimiento de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo definidas en el artículo 9.1 de la Ley 24/2013. 25 El Real Decreto Ley 900 del 2015 establece las siguientes medidas:  Se imponen nuevos cargos a los productores, tanto un coste fijo por la potencia instalada, como uno variable por la electricidad auto consumida.  El decreto también contempla un sobrecargo específico para los que cuenten con baterías para almacenar parte de la electricidad producida por sus paneles solares incluyendo procesos burocráticos como: - Inscripción en un registro de auto consumidor. - Solicitud de un informe de conexión a las comercializadoras.  Obligación de poner los equipos de medida en un lugar accesible y cerca del punto de conexión a la red de distribución.  Prohibición de compartir instalaciones de producción entre varios usuarios.  Todas las instalaciones de autoconsumo deberán pagar el impuesto por la energía generada y auto consumida sin que ésta pise en ningún momento la red de distribución eléctrica. El conocido “Impuesto al Sol” o peaje de respaldo, es decir cargos asociados a los costes del sistema eléctrico y por otros servicios del sistema. El RDL 15/2018, de 5 de Octubre, desaparece un impuesto muy criticado en Europa (Impuesto al sol) y que, en la práctica, se demostró inviable por falta de reglamento específico. El artículo 9, se aporta modificaciones a la Ley 24/2013 y al RD 900/2015. Este RDL reconoce el derecho a auto consumir energía eléctrica sin cargos; de igual modo, se reconoce el derecho al autoconsumo compartido, y se introduce el principio de simplificación administrativa y técnica. La energía auto consumida de origen renovable estará exenta de cargos y peajes. Las instalaciones de producción no superiores a 100 kW de potencia asociadas a modalidades de suministro con autoconsumo con excedentes estarán exentas de la obligación de inscripción en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y se ejecutarán de acuerdo a lo establecido en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Se introduce la aplicación del llamado balance neto tal que: “…reglamentariamente podrán desarrollarse mecanismos de compensación simplificada entre déficits de los autoconsumidores y excedentes de sus instalaciones de producción asociadas”. El RD 244/2019, del 5 de abril completa el marco regulatorio impulsado por el RDL 15/2018. Reduciendo y simplificando los trámites administrativos, especialmente en el caso de los pequeños autoconsumidores (instalaciones de hasta 15kW o de hasta 100kW, en caso de autoconsumo sin excedentes). Introduce la figura del autoconsumo colectivo de tal forma que varios consumidores puedan asociarse a una misma planta de generación, repartiendo la 32 Resultado modelo para las condiciones estándar (STC: T=25ºC, G=1000W/m2, AM=1.5) Tensión punto potencia máx Vmpp = 29.0 V Corriente punto poencia máx Impp = 7,97 A Potencia máxima Pmpp = 230,9 Wc Coef. de temp. potencia miPmpp = -0,40 %/ºC Eficiencia (/ Sup. Módulo) Efic_mod = 14,4% Factor de forma FF = 0,736 Eficiencia (/ Sup. células) Efic_cél N/A % La curva V-I del panel es la siguiente: Gráfica 6 - Curva V-I del panel fotovoltaico - Fuente 6 La conexión de los módulos fotovoltaicos se ha realizado en serie, de manera que la tensión entra dentro del rango del inversor, el cual es de 405-750 V. La tensión que nos proporcionada cada panel es de 25 V, al conectar los paneles en series de 22, la tensión nominal de funcionamiento resultante será de 550 V. Al tener los paneles conectados en serie en cada cadena, todas las células fotovoltaicas producen al mismo nivel, de manera que si una de ellas produce menos por encontrase en mal estado o estar recibiendo sombras, el resto se comportaran de la misma manera aunque su estado sea optimo, es por esto que el IDAE establece una distancia mínima de separación entre cadena y cadena, la cual nosotros hemos aumentado con el fin de que nuestros paneles reciban radiación solar un número mayor de horas en ciertos meses del año. 33 El rendimiento de los módulos fotovoltaico también se ve afectado por la temperatura, siendo este menor cuanto mayor sea la temperatura de funcionamiento. Se puede considerar como válidas las siguientes aproximaciones:  La potencia de una célula disminuye un 0,5 % por cada grado centígrado de aumento de su temperatura por encima de 25ºC.  La temperatura de las células que forman un módulo fotovoltaico es unos 20ºC mayor que la temperatura ambiente. 4.2. Estructura de fijación La estructura utilizada para fijar los paneles al suelo estará compuesta por 4 estructuras separas, 3 estructuras de aluminio ajustable para 7 módulos verticales (1642x994) y una estructura de aluminio ajustable para 1 modulo vertical (1642x994), ambas del fabricante TECHNO SUN. Al tener cadenas de 22 módulos en serie, nuestra configuración nos permitía escoger varios tipos de combinaciones de estructuras, siento la expuesta anteriormente (3 estructuras de 7 módulos y una estructura de un módulo) la más económica. En toda nuestra instalación disponemos de 15 cadenas, un total de 45 estructuras de 7 módulos y 15 estructuras de un módulo. 4.3. Inversor El inversor transforma la energía eléctrica en corriente continua (c.c.) que proporcionan las placas en energía eléctrica en corriente alterna (c.a.) para el consumo, funcionando a partir de un umbral mínimo de radiación solar. La tensión de entrada del inversor será en corriente continua y será la misma que la tensión de la instalación que normalmente son de 12 V, 24 V o 48 V, mientras que a la salida se obtendrá un valor de 230 V en corriente alterna. Otro dato importante que debe suministrarnos el fabricante es el rendimiento del inversor. Son valores habituales entre el 91% y el 95%. Será un valor a tener en cuenta a la hora de calcular la instalación, puesto que estas pérdidas de energía en el inversor deben ser proporcionadas por los paneles. Esto nos llevará a tener que aumentar el número de paneles que necesitamos, para poder compensar las pérdidas. El inversor seleccionado para esta instalación es de la marca Ingeteam, modelo Ingecon Sun 70 los cuales poseen una potencia nominal de 73 kW, con una tensión máxima de entrada de 900 V. Por lo tanto en la salida de la instalación tenemos una potencia de 70 kW. 34 El hecho de que la potencia instalada sea superior a la potencia de salida de los inversores no supone ningún inconveniente, ya que se ha de tener en cuenta que la potencia pico (Wp) es una potencia medida en laboratorio, calculada a partir de un eje lumínico de 1000 W/m2, normal a la superficie y en un ambiente con temperatura a 25ºC, con el objetivo de comparar las placas de los diferentes fabricantes. En situación de explotación real no se consigue una irradiancia de 1000 W/m2 sobre superficies inclinadas más que en algunos mediodía solares del mes de enero, en los que los rayos solares son los más bajos de todo el año. El inversor irá colocado en una caseta diferenciada del resto de la instalación junto con los cuadros que contienen las protecciones de corriente alterna necesarias para el buen funcionamiento de la instalación. Imagen 4 -Inversor Ingecon Sun 70 - Fuente 7 Las características técnicas del inversor son las siguientes: 35 Gráfica 7 - Potencia de eficiencia vs Potencia de entrada - Fuente 7 4.4. Protecciones La protección en la parte de corriente continua la vamos a realizar a través de la caja Fronius String Control 250/30. Esta caja nos permite la protección de hasta 30 ramales de módulos fotovoltaicos. A su vez, permite cumplir los requisitos exigidos por el Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la Red de Baja Tensión. La caja Fronius String Control contiene en su interior todas las protecciones necesarias para la instalación, que se detallan a continuación:  Interruptor-DC integrado externamente para un aislamiento seguro entre el campo fotovoltaico y el inversor, que permite la desconexión en carga del 36 campo fotovoltaico, evitando así que el posible arco fotovoltaico producido afecte a la seguridad de las personas.  Protección mediante fusibles-DC en ambos polos de la cadena de módulos que actúan protegiendo los diferentes grupos de módulos contra posibles cortocircuitos en la línea.  Tipo de protección IP 55, que según la nomenclatura estándar IEC 60529, el primer número hace referencia al nivel de protección contra el ingreso de objetos sólidos (protección contra polvo, no debe entrar una cantidad de polvo tal que interfiera en el correcto funcionamiento del equipamiento) y el segundo número se refiere al nivel de protección contra el ingreso de agua (No debe entrar el agua arrojada a chorro desde cualquier ángulo.  Todas estas protecciones vienen dentro de un equipo que incluye grado de aislamiento Clase II y protección contra infiltraciones de agua y rayos ultravioletas. Imagen 5 - Caja de protección Fronius String control 250/30 - Fuente 8 Los elementos y dispositivos electrónicos de protección que se utilizarán en el proyecto serán el fusible para proteger los reguladores, y el interruptor diferencial junto con el magnetotérmico que protegerá la instalación eléctrica por si a la salida de los inversores hubiese algún problema. Los fusibles elegidos se tomarán de la empresa DF Electric, ya que es muy adecuada para instalaciones fotovoltaicas aisladas como la nuestra. El valor de los parámetros de cada fusible se deberá calcular en función del voltaje e intensidad que transcurra por la zona a asegurar. Se han escogido fusibles con la tecnología NH gPV. Los cartuchos fusibles de cuchilla NH gPV DC para instalaciones fotovoltaicas de DF Electric han sido desarrollados para ofrecer una solución de protección segura, compacta y económica en las instalaciones fotovoltaicas. 37 Proporcionan protección contra sobrecargas y cortocircuitos (clase gPV de acuerdo a la norma IEC 60269-6). Otro elemento que se usará para proteger la instalación será el interruptor magnetotérmico esto es un dispositivo capaz de interrumpir la corriente eléctrica de un circuito cuando ésta sobrepasa ciertos valores máximos. Su funcionamiento se basa en dos de los efectos producidos por la circulación de corriente en un circuito: el magnético y el térmico (efecto Joule). El dispositivo consta, por tanto, de dos partes, un electroimán y una lámina bimetálica, conectadas en serie y por las que circula la corriente que va hacia la carga. Al igual que los fusibles, los interruptores magnetotérmicos protegen la instalación contra sobrecargas y cortocircuitos. Tendremos el interruptor diferencial que es un dispositivo electromecánico que se coloca en las instalaciones eléctricas de corriente alterna con el fin de proteger a las personas de los contactos directos e indirectos provocados por el contacto con partes activas de la instalación (contacto directo) o con elementos sometidos a potencial debido, por ejemplo, a una derivación por falta de aislamiento de partes activas de la instalación (contacto indirecto). También protegen contra los incendios que pudieran provocar dichas derivaciones. 4.5. Conductores. Los conductores escogidos son de la marca Prysmian del tipo P-SUN SP, creados especialmente para instalaciones solares fotovoltaicas. Están compuestos por un cable de cobre flexible de 0,6/1 kV (1,8 kV en tensión continua) resistente a la intemperie, para instalaciones fotovoltaicas. Con aislamiento de goma EI6 y cubierta cero halógenos EM5. Libre de halógenos, no propagador de la llama, con baja emisión de gases tóxicos y nula emisión de gases corrosivos. Diseñado según DKE/VDE.2.3. Tipo P-SUN SP. En nuestra instalación hemos utilizado cables de diferentes secciones:  16mm2 para conectar los módulos y la caja de conexiones.  50mm2 para conectar la caja de conexiones con el inversor.  95mm2 para conectar el inversor con el punto de conexión. 4.6. Regulador de Carga Son los elementos encargados de transferir la energía eléctrica que proporcionan las placas hasta las baterías y también de controlar la descarga de estas hasta los elementos de consumo de la energía. Este aparato se encargará 38 principalmente del control del proceso de carga de las baterías, evitando las sobrecargas que puedan ocurrir en picos de máxima potencia y desconectando automáticamente la batería de las placas cuando las baterías estén llenas. También se ocupará de evitar la descarga de las baterías hacia placas en horas o tiempos de baja o nula radiación. Y por último controlar que la descarga de las baterías no sobrepase la profundidad de descarga máxima. Las características que definen al regulador son la tensión de trabajo y la corriente máxima de entrada que puede soportar. La tensión de trabajo Vr con la que actúa el regulador es la tensión en continua de la instalación. Imagen 6 - Controlador de carga solar MPPT con selección automática de voltaje - Fuente 9 Para nuestra instalación se colorarán reguladores maximizadores con tecnología MPPT. Los parámetros del regulador importantes son la intensidad máxima de entrada Ime y la intensidad máxima de salida Ims. Siendo Ime la intensidad máxima de las placas las cuales podremos colocar en serie. La Ims es la que pide la instalación que consume la energía generada y será la suma de la que se consume en c.c. más la que necesita el inversor en su entrada para garantizar los consumos de c.a. (en su salida). 4.7. Baterías Estos elementos son los encargados de almacenar la energía eléctrica para garantizar el suministro en dos condiciones posibles: 39  Ciclo diario, que proporcionan energía cuando la radiación es baja o cuando el consumo es mayor que la energía producida por las placas.  Ciclo largo, para dar fiabilidad al sistema y proporcionar suministro al sistema durante varios días. Las baterías serán de 48 V y se deberán asociar en paralelo para conseguir la capacidad de autonomía deseada. La tensión de trabajo se decide en función de la potencia de la instalación. Sabemos que a mayor tensión la intensidad es menor y que por tanto las pérdidas serán menores. Los parámetros fundamentales de las baterías son su capacidad medida en Amperios por hora (Ah), el cual es el valor de la energía que es capaz de almacenar, y la profundidad de descarga. La profundidad de descarga es un dato que será proporcionado por el fabricante, se mide en porcentaje y representa la máxima cantidad de energía que podemos extraer de la batería sin que afecte a su funcionamiento. Un valor típico es del 80% ó 0,8 que es el que usaremos para realizar nuestros cálculos. La capacidad de la batería se indica con la notación Csubíndice siendo el subíndice el número de horas de la descarga. Es importante entender que el ciclo de carga y descarga de las baterías que se utilizan en fotovoltaica no es del 80%, puesto que el ciclo diario siempre va a ser mucho más bajo. De forma habitual no llega al 20%. Cargamos las baterías durante el día y extraemos una parte pequeña de su energía durante la noche o en horas en que la energía que proporcionan las placas es inferior a la que se consume. Cuando se produce una combinación de varios días con baja radiación, la profundidad de descarga que habrán tenido las baterías será mayor y puede llegar a su descarga máxima. Debido al tamaño de la instalación y el consumo previsto, existen muchos días durante los periodos de menor radiación que harían que la batería llegase a su profundidad e descarga máxima. Esto reduce drásticamente su vida útil. La manera de evitar esto es aumentando la capacidad de almacenamiento de la instalación o aumentando la potencia fotovoltaica instalada. Para evitar sobredimensionamientos en los elementos mencionados, vamos a instalar un grupo generador diésel a fin de cargar las baterías cuando la profundidad de descarga sea del 20%. 40 Imagen 7 - Batería 48V - Fuente 10 4.8. Grupo generador diésel El generador diésel transforma la energía mecánica en energía eléctrica, es la base del sistema, estará siempre disponible y proporcionará la energía que la instalación fotovoltaica no pueda producir como consecuencia de poca irradiación. Debido a esto, hay que tener especial cuidado con el generador diésel y conseguir en la medida de lo posible que trabaje en un estado óptimo. Todos los generadores diésel tienen un nivel mínimo de carga, por encima de este nivel el generador está en un estado óptimo de trabajo, pero por debajo de este nivel, que suele rondar el 30% de la potencia nominal, el fabricante no recomienda que funcione durante un periodo de tiempo prolongado ya que se pueden producir averías y provocando que la vida útil del generador se reduzca. Por ello, uno de los objetivos del sistema será combinar los dos tipos de generación de manera que el generador diésel trabaje siempre por encima de ese 30% de carga. Imagen 8 - Generador diésel industrial - Fuente 11 41 4.9 Cargador/Inversor Según hemos descrito en nuestra instalación, el generador diésel alimenta directamente las baterías en lugar de la instalación de consumo, con el fin de poder cargar las baterías en el momento que más nos convenga. Dado que la producción del generador diésel es en alterna, es necesario un cargador/inversor de baterías. El cargador/inversor que vamos a utilizar es un Ingecon Sun Storage serie B. Es un convertidor bidireccional de baterías que puede ser usado tanto en instalaciones aisladas como conectadas a red. Este inversor de baterías presenta una avanzada tecnología de control de baterías, que permite asegurar la máxima vida útil del sistema de almacenamiento. La temperatura de baterías puede ser controlada en todo momento, garantizando una mayor amortización de la duración de las baterías. Imagen 9 - Ingecon Sun Storage serie B - Fuente 12 5. Objetivos del Proyecto El estudio inicial del anterior TFG parte del interés de disminuir nuestro coste en la factura eléctrica, mediante la instalación de una planta solar fotovoltaica conectada a red, de manera que parte de la energía que necesita el camping en base a los consumos tipo definidos, sea parcialmente proporcionada por dicha instalación. El interés de que sea una instalación conectada a red, nos permite asumir en los momentos de mayor consumo o fechas de menor generación, las desviaciones de la energía consumida frente a la generada. Por otra parte el hecho de estar conectados a red nos permite disminuir la potencia instalada, disminuyendo el coste de la instalación y evitar el uso de baterías. En caso de no estar conectados a red el coste de la instalación se encarecería notablemente, ya que deberemos depender de una capacidad de almacenaje suficiente para cubrir los momentos de mayor consumo y la potencia instalada debería ser tal que en los momentos más desfavorables de la producción permitiese cubrir el consumo de la instalación y recargar la batería para las horas nocturnas donde el consumo es elevado y la producción inexistente, lo cual es inasumible. 48 5.2.1.2 Potencia instalada (Paneles Fotovoltaicos):  La vida útil de los paneles según el mercado se aproxima a los 25 años, aunque sin un correcto mantenimiento disminuye.  Los datos de generación de energía solar fotovoltaica que hemos utilizado, nos los ha proporcionado el programa PVsyst para una potencia tipo de 140KW. Durante la realización del estudio, esta potencia instalada la hemos ido variando con el "factor de paneles", lo que nos ha permitido conocer la generación para las diferentes horas del año para diferentes potencias instaladas. Para esta variación hemos supuesto una linealidad en la producción en función de la potencia ensayada. Una vez obtengamos la potencia instalada más favorable realizaremos un nuevo estudio con el PVsyst para obtener los datos definitivos. Tabla 9 - Potencia instalada - Fuente Elaboración propia 5.2.1.3 Generador Auxiliar (Generador diésel):  Debido a que tenemos una instalación fotovoltaica aislada de red, es necesario tener una fuente de energía externa que nos proporcione la energía a consumir de manera inmediata cuando la energía generada y la almacenada en las baterías no sean suficientes. Hemos elegido un grupo generado diésel por su fiabilidad y rápida respuesta a nuestras necesidades, pero se podría haber utilizado otro tipo de generación de energía.  La potencia del grupo generador diésel la hemos fijado en función de las horas más desfavorable de nuestro estudio. Como vemos en la tabla 10 existe a lo largo del estudio varios momentos donde la demanda de nuestra instalación de consumo es de 105480W y siendo la generación en ese momento 0Wh y el estado de la batería al mínimo (20% del total), es necesario suministrar el total de la energía a consumir en esa hora con el grupo generador diésel, siendo la energía necesaria debido al factor de descarga de 131850W. Esto nos obliga a dimensionar el generador con una potencia de 132KW. 49 Tabla 10 - Horas más desfavorables del estudio - Fuente Elaboración propia Hemos realizado ensayos con generadores de menor potencia, pero la potencia instalada y capacidad de las baterías que serían necesarias para cumplir con la demanda, y teniendo en cuenta el tiempo máximo de funcionamiento del grupo generador, serian elevadísimas, lo que aumentaría la energía generada y no aprovechada, ya sea en consumo o almacenamiento, de una manera inaceptable.  La energía suministrada por el generador diésel se almacena en las baterías y estas la suministran a la instalación de consumo.  La potencia del generador diésel es de 132 KW y su consumo en litros por hora, varía en función de la energía que suministre (tabla 11). Tabla 11 - Datos generador diésel - Fuente 11 5.2.2 Desarrollo del estudio Para desarrollar el estudio hemos utilizado la herramienta informática Microsoft Excel, en la que hemos reflejado para cada hora del año la evolución del estudio en base a la energía generada, energía consumida, estado de las baterías, energía aportada por el generador diésel, etc. Esto nos permite detectar incongruencias y establecer necesidades claras para nuestra instalación, así como evaluar de manera detallada la evolución del estudio para obtener conclusiones y una mejor valoración del mismo. 50 La evolución de todos los datos que hemos reflejado en el estudio son los que se indican a continuación y que podemos ver en las columnas de la tabla 12: Tabla 12 - Características y valores a estudiar - Fuente Elaboración propia 1. Date: Fecha y hora sobre la que se realiza el estudio. En esta columna se reflejan todas las horas del año referenciadas a un día y mes concreto, en total son 8760 horas. Marcan la evolución del estudio y nos sirve para poder observar el comportamiento de las diferentes variables de manera concreta. Nos permite localizar fácilmente los momentos más desfavorables del día y aquellos imposibles que se salten las consideraciones iniciales descritas. 2. E_Load (W): Energía demandada por la instalación. En base a los cuatro consumos tipo que hemos definido con anterioridad y que vienen reflejados al detalle en el anexo II, establecemos la energía demanda por la instalación para cada hora del año. 3. E_Generada (Inicial) (W): Energía generada por los paneles según el estudio de PVsyst para una potencia instalada de 140KW. El estudio preliminar realizado en PVsyst con una potencia tipo de 140KW nos proporciona en base a la ubicación, orientación, inclinación, número de paneles y su disposición, la energía que estos generan para cada una de las horas de año en base a los datos que el programa almacena de años pasados para las condiciones establecidas. 4. E_Generada (Con factor) (W): Energía realmente generada por los paneles. Para realizar el estudio hemos ido variando la potencia instalada multiplicando los datos obtenidos en PVsyst para una potencia de 140Kw por un factor de paneles. Esta columna refleja la generación en función del factor utilizado y es la que se tiene en cuenta durante el estudio para la evolución anual de la instalación. 51 5. E User (W): Energía generada por los paneles que es consumida por la instalación. Esta columna refleja la parte de la energía fotovoltaica generada que se suministra a la instalación para su consumo. 6. E_Grid (Excedente) (W): Parte de la energía generada por los paneles que no se consume por la instalación y se almacena en las baterías. En el caso de que las baterías ya estén llenas, esta energía se perdería. 7. E_Grid (Déficit) (W): Parte de la energía almacenada en las baterías que se suministra a la instalación para su consumo, cuando la energía generada por los paneles no es suficiente para cumplir con la demanda. El momento de mayor descarga de la batería es por la noche, cuando mas consumo hay y menos generación. Por ello es el momento más desfavorable en nuestra instalación. 8. Batería (Energía Cargada) (Wh): Energía generada y no consumida que se vierte a las baterías. Si el rendimiento de la batería fuese perfecto, el valor de esta columna coincidiría con el valor de E_Grid (Excedente). Debido a que el rendimiento de la batería es por ejemplo del 80%, el excedente de energía generado y no consumido X (E_Grid (Excedente)), realmente se transforma en una energía almacenada menor (Batería (Energía Cargada)). 9. Batería (Energía Descargada) (Wh): Energía que se suministra al usuario procedente de la batería para cubrir el consumo necesario. Si el rendimiento de la batería fuese perfecto, el valor de esta columna coincidiría con el valor de E_Grid (Déficit). Debido a que el rendimiento de la batería es por ejemplo del 80%, para suministrar una cantidad X (E_Grid (Deficit)) de energía, necesitamos realmente una descarga de energía mayor (Batería (Energía Descargada)). 10. Batería (SOC Batería) (Wh y %): Estado de carga de la batería. A medida que avanza el año, la energía almacenada en la batería fluctúa en base a la carga y descarga que sufre la misma. El estado de carga mínimo de la batería es del 20%, en caso de llegar a ese valor entra en funcionamiento el grupo generador diésel para alimentar la instalación, no para recargar la batería. 11. Energía Perdida (Wh): Energía generada por los paneles, que ni se consume ni se almacena. A la hora de dimensionar nuestra instalación, desde el punto de vista energético y medioambiental nos interesa que el valor de la energía perdida sea el menor posible, por ello es importante dimensionar la instalación en base a la potencia instalada y la capacidad de almacenamiento. 12. Grupo Diésel (Energía grupo Diésel) (Wh): Energía que suministra el grupo generador diésel (o fuente externa) para cubrir el consumo, cuando la energía generada y la almacenada no son suficientes. Esta energía se suministra íntegramente a las baterías, pasando a través de un inversor/cargador. 52 13. Grupo Diésel (Tiempo de funcionamiento) (h): Horas de funcionamiento del grupo generador diésel. Cuando se hace el estudio, este valor no puede ser mayor de "1", pues eso significaría que el grupo tiene que trabajar más de una hora para producir la energía que necesita en una hora y eso es imposible. Este dato nos marca de manera clara si la capacidad y potencia instaladas ensayadas son suficientes. 14. Grupo Diésel (Consumo del grupo generador diésel) (L): Consumo en litros del grupo generador diésel. Su consumo en litros por hora se obtiene multiplicando el tiempo de funcionamiento por el consumo, que varía según la tabla 13 en función de la energía que suministre: Energía Suministrada Litros/Hora Energía suministrada ≤25% 9,2 Energía suministrada ≤50% 18 Energía suministrada ≤75% 25,1 Energía suministrada ≤100% 31,9 Tabla 13 - Consumo del generador VS Energía suministrada - Fuente 11 5.2.3 Resultados del estudio Una vez hemos desarrollado la evolución de nuestra instalación de generación y consumo, teniendo en cuenta las consideraciones descritas y el desarrollo del estudio planteado, obtenemos los datos de la tabla 14. Tabla 14 - Resultados del estudio - Fuente Elaboración propia 1. E_Load (KW): Energía total demanda por la instalación de consumo para todo el año. Es un valor constante. 2. E Paneles (Inicial) (KW): Energía generada por la instalación fotovoltaica a lo largo del año, en base a la potencia instalada ensayada de 140KW. 3. E Paneles (Con factor) (KW): Energía realmente generada por la instalación fotovoltaica a lo largo del año, en base a la potencia instalada ensayada, multiplicando los datos obtenidos en PVsyst para una potencia de 140Kw por un factor de paneles. 4. E_User (KW): Energía generada por los paneles que es consumida directamente por la instalación a lo largo de todo el año. 5. E_Grid (Excedente) (KW): Energía generada a lo largo del año que no se consume directamente por la instalación, sino que se almacena en las baterías o se pierde si estas están llenas. 53 6. E_Grid (Déficit) (KW): Parte de la energía almacenada en las baterías que se suministra a la instalación para su consumo a lo largo de todo el año, cuando la energía generada por los paneles no es suficiente para cumplir con la demanda. 7. Batería (Energía Cargada) (KWh): Energía generada y no consumida que se vierte a las baterías a lo largo de todo el año. 8. Batería (Energía Descargada) (KWh): Energía que se suministra al usuario procedente de la batería para cubrir el consumo necesario a lo largo de todo el año. 9. Batería (SOC Batería) (%): Promedio del estado de carga de la batería a lo largo de todo el año. 10. Energía Perdida (KWh): Energía generada por los paneles, que ni se consume ni se almacena a lo largo de todo el año. Este valor refleja toda la energía generada que hemos perdido. Desde el punto de vista energético y medioambiental nos interesa que el valor de este dato sea mínimo. 11. Grupo Diésel (Energía grupo Diésel) (KWh): Energía que suministra el grupo generador diésel (o fuente externa) para cubrir el consumo, cuando la energía generada y la almacenada no son suficientes a lo largo de todo el año. Esta energía se suministra íntegramente a las baterías. 12. Grupo Diésel (Tiempo de funcionamiento) (h): Horas de funcionamiento del grupo generador diésel a lo largo de todo el año. 13. Grupo Diésel (Consumo del grupo generador diésel) (L): Consumo en litros del grupo generador diésel a lo largo de todo el año. Tabla 15 - Resultados del estudio (%) - Fuente Elaboración propia Si comparamos los valores anuales obtenidos con el valor total del E_Load y lo expresamos en % (tabla 15) podemos saber: 1. E Paneles: Porcentaje de energía genera frente a la que ha consumido nuestra instalación. 2. E User: Porcentaje de la energía consumida que ha sido suministrada por los paneles directamente, frente a la que ha consumido nuestra instalación. 3. E Grid: Porcentaje de energía generada por los paneles que no se consume directamente, sino que se almacena o se pierde, frente a la que ha consumido nuestra instalación. 4. Carga Batería: Porcentaje de energía producida por los paneles que se almacena en las baterías, frente a la que ha consumido nuestra instalación. 5. Déficit Energía: Porcentaje de energía consumida a lo largo del año que es suministrada por las baterías. 54 6. Descarga Batería: Porcentaje de energía suministrada por las baterías a la instalación de consumo procedente de la energía fotovoltaica, no del generador diésel, frente a la que ha consumido nuestra instalación. 7. E Perdida: Porcentaje de energía generada por los paneles que ni se consume ni se almacena, sino que se pierde, frente a la que ha consumido nuestra instalación. 8. Grupo Diésel: Porcentaje de energía suministrada por el generador diésel frente a la que ha consumido nuestra instalación. 5.2.4 Estudios particulares Con el objetivo de conseguir la instalación más óptima combinando la generación fotovoltaica y la diésel, buscamos el punto medio entre ambas generaciones ensayando varios supuestos, variando la potencia instala y la capacidad de almacenamiento de nuestra instalación que procedemos a analizar 5.2.4.1 Estudio General Una vez realizados los cálculos y desarrollado el estudio general que hemos explicado con anterioridad, vemos como se relaciona el consumo de litros del generador diésel en función de la potencia instalada y su capacidad. La tabla 16 muestra los resultados obtenidos y a la vista de estos podemos resaltar: Consumo L/año Capacidad Batería en Ah a 48V 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 8000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah Potencia Instalada (Kw) 140 KW 31060 30091 29377 28967 28514 28461 28436 28388 168 KW 28882 27228 25858 24947 23503 23243 23144 23009 196 KW 27875 25890 24013 22420 19332 18523 18150 17880 224 KW 27180 25041 23044 21247 16841 14929 14001 13233 252 KW 26663 24494 22414 20534 15725 13178 11419 9612 280 KW 26288 24065 21951 19987 15007 12267 10162 6946 308 KW 25957 23725 21510 19592 14460 11604 9406 5503 336 KW 25674 23413 21158 19269 14016 11060 8815 4742 364 KW 25438 23160 20893 19007 13644 10680 8307 4197 392 KW 25209 22912 20629 18757 13386 10403 7948 3774 420 KW 25017 22706 20446 18579 13162 10188 7680 3453 Tabla 16 - Consumo de litros diésel al año - Fuente Elaboración propia 55  Independientemente de la capacidad de almacenamiento de nuestra instalación, el consumo anual de litros disminuye a medida que aumentamos la potencia instalada.  Si mantenemos constante la potencia instalada, el consumo de litros anual aumenta cuando menor es la capacidad de nuestra instalación.  Para una potencia instalada de 140KW el consumo anual de litros es prácticamente igual en comparación a otras potencias instaladas mayores, independientemente de la capacidad de almacenamiento. Esto es debido a que prácticamente toda la energía generada se consume al momento, almacenando una cantidad mínima, por ello es necesario producir el grupo generador la demanda restante. Gráfica 8 - Litros Consumidos VS Capacidad de almacenamiento - Fuente Elaboración propia Vemos en la gráfica 8 que a partir de 280KW de potencia instalada, el consumo de litros deja de disminuir de una manera tan marcada. Este dato nos indica que esta potencia es el punto a partir del cual por mucho que aumentemos la potencia instalada, el consumo de litros no se ve significativamente afectado, por lo que gastamos en paneles solares pero no ahorramos en consumo de diésel de una manera significativa. La gráfica 8 nos indica cual es la potencia instalada máxima que debemos utilizar. 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 140 KW 168 KW 196 KW 224 KW 252 KW 280 KW 308 KW 336 KW 364 KW 392 KW 420 KW litros/año Potencia instalada (KWp) Litros Consumidos vs Capacidad de almacenamiento 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 8000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah 56 Gráfica 9 - Litros Consumidos VS Potencia Instalada - Fuente Elaboración propia Atendiendo a la capacidad más óptima para nuestro estudio, vemos en la gráfica 9 que a partir de 8000Ah de capacidad, el consumo de litros anual disminuye de manera más pronunciada, sobre todo para potencias instaladas por encima de 252KW. La gráfica 9 muestra cual es la capacidad de almacenamiento mínima que debemos utilizar, de los casos que hemos ensayado. 5.2.4.2 Estudio Económico Enfocando el estudio desde un punto de vista económico, donde el objetivo principal es localizar instalación fotovoltaica aislada más fácilmente amortizable, tenemos que focalizar el análisis del coste de la instalación. 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 8000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah litros/año Capacidad Batería (Ah) Litros Consumidos vs Potencia Instalada 140 KW 168 KW 196 KW 224 KW 252 KW 280 KW 308 KW 336 KW 364 KW 392 KW 420 KW 57 Haciendo un estudio de mercado y consultando con Novaxergia, empresa especializada en instalaciones fotovoltaicas, hemos establecido los siguientes precios para el Ah, Wp y litro de diésel, que en función de la instalación ensayada supondrán una inversión inicial u otra:  Precio del litro de gasóleo B = 0,81€/L  El precio de una batería de 3280Ah de 2V es: 706,46€/3280 Ah = 0,215€/Ah Nuestras baterías son de 48 V, por lo que el precio del Ah a 48V es: 0,215€ *24=5,169€  Precio del Wp de la potencia instalada = 0,23€ Multiplicando la potencia instalada, la capacidad de las baterías y los litros consumidos por lo valores indicados, y variando la potencia instalada y capacidad de almacenamiento en base a los supuestos ensayados para el estudio general, obtenemos los resultados de la tabla 17 que reflejan el gasto el primer año (Inversión en paneles fotovoltaicos y baterías + Coste del consumo de litros de diésel). Inversión 1º Año Capacidad Batería en Ah a 48V 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 8000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah Potencia Instalada (Kw) 140 KW 83390 87768 92354 97189 112327 122621 132939 158745 168 KW 88052 91872 95923 100349 114677 124803 135061 160796 196 KW 93671 97220 100858 104727 117714 127392 137425 163050 224 KW 99544 102967 106507 110210 122121 130899 140479 165698 252 KW 105562 108961 112432 116068 127651 135910 144813 169183 280 KW 111696 115051 118495 122061 133505 141607 150228 173448 308 KW 117866 121214 124575 128179 139498 147506 156050 178711 336 KW 124075 127399 130728 134355 145576 153502 162008 184530 364 KW 130323 133633 136952 140582 151712 159632 168034 190525 392 KW 136575 139870 143176 146818 157942 165846 174180 196619 420 KW 142859 146142 149467 153112 164199 172110 180402 202798 Tabla 17 - Inversión inicial (1º año) - Fuente Elaboración propia Desde un punto de vista económico, en la tabla 17 vemos que al aumentar la potencia instalada o la capacidad de almacenamiento, el coste inicial (inversión) aumenta. Si representamos gráficamente los resultados de la tabla 17 obtenemos las graficas 10 y 11, donde vemos que aumentando la potencia instalada, la capacidad de almacenamiento o ambas, la inversión del primer año aumenta. 64 Consumo L/año Capacidad Batería en Ah a 48V 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah 25000 Ah 30000 Ah Eperdida MWh Esum MWh Eperdida MWh Esum MWh Eperdida MWh Esum MWh Eperdida MWh Esum MWh Eperdida MWh Esum MWh Potencia Instalada 140 KW 0,42 194,19 0,23 193,92 0,04 193,54 0,04 193,35 0,04 193,16 168 KW 3,38 158,24 2,35 157,13 1,21 155,81 0,50 154,90 0,25 154,46 196 KW 11,50 128,16 7,98 124,56 5,40 121,79 3,77 119,97 2,74 118,74 224 KW 27,20 106,08 19,46 98,31 12,90 91,55 11,01 89,47 10,21 88,48 252 KW 53,12 94,60 39,44 80,92 25,22 66,60 22,23 63,41 20,41 61,40 280 KW 84,22 88,47 68,07 72,32 43,85 48,10 38,67 42,79 35,30 39,22 308 KW 116,92 84,01 100,01 67,09 70,70 37,78 59,30 26,38 55,41 22,49 336 KW 150,51 80,42 133,29 63,20 102,53 32,44 88,34 18,25 83,39 13,30 364 KW 184,89 77,66 167,11 59,88 135,99 28,76 121,61 14,39 116,89 9,66 392 KW 219,87 75,53 201,67 57,33 170,25 25,92 156,50 12,17 152,19 7,86 420 KW 255,21 73,80 236,76 55,36 205,00 23,60 192,00 10,60 187,97 6,56 Tabla 20 - Energía perdida y suministrada VS Potencia instalada y capacidad de almacenamiento - Fuente Elaboración propia En las gráficas 15 y 16 vemos representadas la evolución de la energía suministrada y perdida para cada potencia instalada y cada capacidad de almacenamiento de la tabla 20. Vemos en la gráfica 15 que para las diferentes potencias instaladas, la cantidad de energía fotovoltaica suministrada disminuye a medida que aumentamos la capacidad de almacenamiento. Gráfica 15 - Energía suministrada VS capacidad de almacenamiento - Fuente Elaboración propia 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 140 168 196 224 252 280 308 336 364 392 420 Energía (MWh) Potencia instalada (KWp) Energía Suministrada vs Capacidad de Almacenamiento 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 9000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah 25000 Ah 30000 Ah 65 Vemos en la gráfica 16 que para las diferentes potencias instaladas, la cantidad de energía fotovoltaica que se pierde disminuye a medida que aumentamos la capacidad de almacenamiento. Gráfica 16 - Energía perdida VS Capacidad de almacenamiento - Fuente Elaboración propia En la gráfica 17, juntamos la graficas 15 y 16 a fin de poder ver de una manera más directa la intersección entre la energía suministrada y la energía perdida para cada potencia instalada y capacidad de almacenamiento y detectar así la potencia instalada a partir de la cual la energía perdida supera la energía suministrada. Esta intersección en la gráfica nos marca la potencia a partir de la cual, desde un punto de vista energético no es rentable la instalación. En la gráfica 17 la línea discontinua muestra la energía suministrada y la línea continua la energía fotovoltaica perdida. 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 140 168 196 224 252 280 308 336 364 392 420 Energía (MWh) Potencia instalada (KWp) Energía Perdida vs Capacidad de Almacenamiento 5000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 9000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 20000 Ah 25000 Ah 30000 Ah 66 Gráfica 17 - Energía Suministrada y Perdida VS Capacidad de almacenamiento - Fuente Elaboración propia Como conclusiones de la gráfica 17, la potencia objetivo independientemente de la capacidad de almacenamiento será entorno a 280KW. Aunque la energía suministrada y perdida siempre disminuyen al aumentar la capacidad de almacenamiento, llega un momento en que para conseguir una disminución mínima de estos valores, tienes que aumentar la capacidad de almacenamiento muchísimo. Por ello consideramos que atendiendo a la capacidad de almacenamiento y desde el punto de vista energético, la capacidad de almacenamiento más favorable es de 20000Ah. 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 140 168 196 224 252 280 308 336 364 392 420 Energía (MWh) Potencia instalada (KWp) Energía Suministrada y Perdida vs Capacidad de Almacenamiento 5000 Ah 5000 Ah 6000 Ah 6000 Ah 7000 Ah 7000 Ah 9000 Ah 9000 Ah 11000 Ah 11000 Ah 13000 Ah 13000 Ah 15000 Ah 15000 Ah 20000 Ah 20000 Ah 25000 Ah 25000 Ah 30000 Ah 67 5.2.5 Conclusiones de los estudios Tras efectuar los tres estudios anteriores y a modo resumen de lo expuesto, podemos concluir en base a los diferentes objetivos marcados, las siguientes conclusiones:  La vida útil de las baterías puede varias considerablemente en función del uso que la des. Para nuestro estudio hemos supuesto que la vida útil de las baterías es de 12,5 años debido a que se descarga hasta el SOC mínimo en repetidas ocasiones, pero si estableciésemos el SOC mínimo en 50% probablemente duplicásemos la vida útil, eso si, el gasto en diésel y la energía perdida aumentarían.  Del estudio podemos concluir que cuanto mayor es la capacidad de las baterías menor es el consumo de litros que consume el grupo generador.  Independientemente de la capacidad de almacenamiento de nuestra instalación, el consumo anual de litros disminuye a medida que aumentamos la potencia instalada.  A partir de una potencia instalada entorno a 280KW el consumo de litros del generador diésel deja de disminuir tan rápidamente. Esto quiere decir que aumentando la potencia instalada por encima de este valor, la inversión en paneles aumenta notablemente obteniendo un ahorro bastante menor en cuanto al consumo de litros de gasóleo B. A demás, según la gráfica 13, por encima de 200KW para capacidades de almacenamiento altas, el coste anual decrece más lentamente al aumentar la potencia  Si valoramos la conclusión anterior atendiendo a la capacidad de almacenamiento, el consumo de litros anual disminuye de manera más pronunciada a partir de 8000Ah, sobre todo en potencias instaladas por encima de 252KW.  Desde un punto de vista económico, al aumentar la potencia instalada o la capacidad de almacenamiento, el coste inicial (inversión) aumenta proporcionalmente.  El coste anual de nuestra instalación a 25 años es menor para potencias instaladas y capacidades de almacenamiento elevadas.  Para potencias instaladas entre 140 y 168KW, el gasto anual es mayor cuanto mayor es la capacidad de almacenamiento. Si aumentamos la potencia instalada, esta tendencia cambia, disminuyendo el coste anual al aumentar la capacidad de almacenamiento, hasta un límite, a partir del cual vuelve a aumentar (Gráfica 14).  El mejor ensayo desde el punto de vista económico es para una capacidad de almacenamiento de 20000Ah y una potencia instalada de 420KW.  La potencia instalada a partir de la cual el gasto anual deja de reducirse notablemente y la potencia a partir de la cual empieza a aumentar, aumenta su valor a medida que aumentamos la capacidad de almacenamiento. Desde el punto de vista económico la potencia instalada que más nos 68 interesa estará entre esos dos valores que marcan el fin del ahorro y el aumento del gasto. Esos dos valores de potencia instalada varían entre 196 y 420 KW.  Para capacidades de almacenamiento superiores a 20000Ah, las dos conclusiones anteriores se cumplen, sin embargo cabe señalar que ya no se consigue un gasto menor aumentando la capacidad de almacenamiento en potencias instaladas altas.  Vemos en la gráfica 17 que para las diferentes potencias instaladas, la cantidad de energía fotovoltaica suministrada, disminuye al aumentar la capacidad de almacenamiento y por el contrario la energía perdida aumenta. Esto es debido a que aunque aumentemos la potencia instalada, aumentando así la energía generada, también aumentamos la energía perdida, y por mucha capacidad de almacenamiento que tengamos, debido a los altos consumos que tenemos por la noche, la energía almacenada se consume rápidamente y el excedente de la generada en las horas diurnas se pierde, ya que la batería se vuelve a llenar rápidamente en las primeras horas de generación, y no tiene consumos en esas horas pues la demanda se cubre con parte de la energía generada.  Desde el punto de vista medioambiental, independientemente de la potencia instalada, al aumentar la capacidad de almacenamiento disminuimos la energía suministrada por el grupo generador diésel y la energía perdida.  La potencia instalada más favorable para nuestro estudio desde un punto de vista energético viene marcada por el corte de la energía suministrada y el la energía perdida representados en la gráfica 17. La potencia objetivo independientemente de la capacidad de almacenamiento desde un punto de vista medioambiental será entorno a 280KW.  Aunque la energía suministrada y perdida siempre disminuye al aumentar la capacidad de almacenamiento, llega un momento en que para conseguir una disminución mínima de estos valores, tienes que aumentar la capacidad de almacenamiento muchísimo.  Por ello consideramos que atendiendo a la capacidad de almacenamiento y desde el punto de vista energético, el mejor supuesto es con una capacidad de 20000Ah. 5.2.6 Estudio final Una vez ensayados y analizados los estudios anteriores, teniendo en cuenta los aspectos, medioambientales, económicos y energéticos, tomamos como valores más favorables para diseñar nuestra instalación los siguientes:  Potencia instalada de 280KW: 69 1. Desde el punto de vista ambiental es una de las potencias instaladas que nos permiten disminuir notablemente el consumo de litros en el generador, potencias menores aumentan el consumo de manera notable. 2. Desde el punto de vista energético es la potencia para la cual la energía perdida y aprovechada son semejantes; para potencias mayores, la energía pérdida supera a la aprovechada. 3. Desde el punto de vista económico, es una de las potencias que nos permite minimizar el coste anual de la instalación para amortizarla en 25 años y el coste de inversión inicial es un punto medio entre todos los ensayados.  Capacidad de almacenamiento de 20000Ah. 1. Desde el punto de vista medioambiental es la capacidad de almacenamiento que disminuye más el consumo de diésel en el generador, de los casos ensayados. 2. Desde el punto de vista energético cuanto más alto sea el valor de la capacidad de almacenamiento menor es la energía perdida, sin embargo a partir de 20000Ah, necesitamos aumentar mucho la capacidad de almacenamiento para conseguir un disminuir las perdidas energéticas solo un poco. 3. Desde el punto de vista económico es la capacidad de almacenamiento que permite los mejores valores de gasto anual para amortizar la instalación en 25 años. Además la inversión inicial es menor gracias a que el primer año se consumen menos litros, por lo que disminuye el coste. 5.2.6.1 Ensayo del estudio final Una vez hemos concluido cual es la potencia instalada y capacidad de almacenamiento óptimas para nuestra instalación fotovoltaica aislada de red. Con el objeto de intentar unos datos más concretos hemos vuelto a simular con el PVsyst la instalación a fin de obtener nuevos datos de generación fotovoltaica para cada hora del año. En el Anexo III: Estudio PVsyst (280KW), podemos ver el informe generado por el programa PVsyst que nos proporciona los datos de irradiancia para cada hora del año y que utilizamos para el estudio final. Trasladando los datos de generación horaria a nuestro estudio (Hoja de datos y calculo de Excel), repetimos el ensayo para una potencia instalada de 280 KW y una capacidad de almacenamiento de 20000 Ah, obteniendo los resultados reflejados en la tabla 21. 70 Tabla 21 - Resultados estudio final - Fuente Elaboración propia  Generados un 126,91% de la energía que necesita nuestra instalación.  El 41,49% de la energía fotovoltaica generada se suministra directamente a instalación de consumo.  El 68,34% de la energía fotovoltaica generada se almacena en nuestras baterías para un posterior consumo.  Las baterías aportan a la instalación de consumo 256,01 MWh (73,14 % de la energía consumida por la instalación), de los cuales el 197,27 MWh (56,36% de la energía consumida por la instalación) provienen de la energía almacena generada por fotovoltaica y 58,74 MWh (16,78% de la energía consumida por la instalación) provienen del grupo generador diésel.  El 42,32 MWh de la energía solar generada, ni se consumen ni se almacenan, se pierden. En la tabla 22 podemos ver en base a los costes que hemos definido en el estudio económico, el cálculo económico que realizamos para conocer la inversión inicial (gasto el primer año) y el coste anual de nuestra instalación para una amortización a 25 años. Estudio Económico a 25 años: 25,00 años Precio Gasóleo B 0,82 €/L Gasto Litros (€/año) 7071,21 €/año Precio Ah Batería 5,17 €/Ah Precio Baterías 103380,00 € Vida Útil Batería 12,50 años Precio Wp 0,23 €/Wp Precio paneles 64400,00 € Vida Útil Batería 25,00 años Coste instalación/año 17917,61 € Inversión inicial (1º año) 174851,21 € Tabla 22 - Cálculo del coste anual (Amortización 25 años) - Fuente Elaboración propia  Inversión inicial en la instalación el primer año de 174851€.  Coste anual para amortizar la instalación en 25 años de 17917€/año. 71 5.2.7 Evolución del estudio al marco regulador y económico actual. Como ya hemos comentado con anterioridad en el proyecto, el estudio y necesidad principal de establecer una instalación fotovoltaica aislada desconectada de red, surge de la ley del sector eléctrico vigente en 2015/16, momento en el que se empezó a desarrollar el actual proyecto, donde se establecen diversos impuestos a las instalaciones de generación fotovoltaica, entre ellos el más conocido como impuesto al sol. En la actualidad tras la publicación de los RD 15/2018 y RD 244/2019, el marco regulador del sector energético ha simplificado los trámites administrativos para la creación de instalaciones fotovoltaicas de generación y ha eliminado el impuesto al sol entre otros, además de añadir el mecanismo de compensación "balance neto" por el cual en la actualidad, la energía fotovoltaica generada no consumida (E_grid Excedente) se puede volcar a la red eléctrica, recibiendo una compensación económica por cada vatio vertido que se descontara de la factura eléctrica. Con el objetivo de evolucionar nuestro proyecto y poder darle una utilidad en la actualidad, hemos generado una nueva hoja de cálculo que nos permite ensayar para diferentes potencias instaladas y diferentes capacidades de almacenamiento, el gasto anual en comprar energía de la red y el beneficio por el mecanismo de compensación al verter energía a la red. Desde el 1 de junio de 2021, se aplica la nueva estructura de peajes y cargos de los términos de energía y de potencia de la factura de electricidad, lo que afecta directamente al denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), la tarifa eléctrica regulada. Red Eléctrica de España publica cada día a las 20.15 horas los precios horarios para el día siguiente. Esta curva de precios horarios es el resultado de sumar el coste de producción de la energía, los pagos por los peajes de transporte y distribución y por los cargos que corresponden por la energía consumida. El coste de producción está compuesto por el precio horario resultante del mercado diario de energía, operado por el Operador del Mercado Ibérico de la Electricidad (OMIE). Este nuevo PVPC, en su nueva tarifa 2.0 TD, sustituye a las tres que existían hasta el 31 de mayo de 2021 (la tarifa por defecto, 2.0 A; la tarifa eficiencia dos periodos, 2.0 DHA, y la de vehículo eléctrico, 2.0 DHS) por una única, que cuenta con una discriminación horaria en tres periodos en los que la aplicación de peajes y cargos regulatorios variará:  El periodo punta, en el que dichos peajes y cargos regulados serán más elevados.  El periodo llano, con un impacto intermedio de estos costes regulados.  El periodo valle, periodo en el que estos peajes y cargos serán más bajos. 72 Imagen 10 - Discriminación horaria - Fuente 3 En la tabla 23 vemos el encabezado de la nueva hoja de cálculo, que contiene la información descrita a continuación para cada una de las horas de año. Tabla 23 - Características y valores a estudiar (Actual marco regulador) - Fuente Elaboración propia 1. Date: Fecha y hora sobre la que se realiza el estudio. En esta columna se reflejan todas las horas del año referenciadas a un día y mes concreto, en total son 8760 horas. Marcan la evolución del estudio y nos sirve para poder observar el comportamiento de las diferentes variables de manera concreta. No permite localizar fácilmente los momentos más desfavorables del día y aquellos imposibles que se salten las consideraciones iniciales descritas. 2. E_Load (W): Energía demandada por la instalación. En base a los cuatro consumos tipo que hemos definido con anterioridad y que vienen reflejados al detalle en el anexo II, establecemos la energía demanda por la instalación para cada hora del año. 73 3. E_Generada (Inicial) (W): Energía generada por los paneles según el estudio de PVsyst para una potencia instalada de 140KW. El estudio preliminar realizado en PVsyst con una potencia tipo de 140KW nos proporciona en base a la ubicación, orientación, inclinación, número de paneles y su disposición, la energía que estos generan para cada una de las horas de año en base a los datos que el programa almacena de años pasados para las condiciones establecidas. 4. E_Generada (Con factor) (W): Energía realmente generada por los paneles. Para realizar el estudio hemos ido variando la potencia instalada multiplicando los datos obtenidos en PVsyst para una potencia de 140Kw por un factor de paneles. Esta columna refleja la generación en función del factor utilizado y es la que se tiene en cuenta durante el estudio para la evolución anual de la instalación. 5. E User (W): Energía generada por los paneles que es consumida por la instalación. Esta columna refleja la parte de la energía fotovoltaica generada que se suministra a la instalación para su consumo. 6. E_Grid (Excedente) (W): Parte de la energía generada por los paneles que no se consume por la instalación y se almacena en las baterías. En el caso de que las baterías ya estén llenas, esta energía se inyecta en la red. 7. E_Grid (Déficit) (W): Parte de la energía almacenada en las baterías que se suministra a la instalación para su consumo, cuando la energía generada por los paneles no es suficiente para cumplir con la demanda. El momento de mayor descarga de la batería es por la noche, cuando mas consumo hay y menos generación. Por ello es el momento más desfavorable en nuestra instalación. 8. Batería (Energía Cargada) (Wh): Energía generada y no consumida que se vierte a las baterías. Si el rendimiento de la batería fuese perfecto, el valor de esta columna coincidiría con el valor de E_Grid (Excedente). Debido a que el rendimiento de la batería es por ejemplo del 80%, el excedente de energía generado y no consumido X (E_Grid (Excedente)), realmente se transforma en una energía almacenada menor (Batería (Energía Cargada)). 9. Batería (Energía Descargada) (Wh): Energía que se suministra al usuario procedente de la batería para cubrir el consumo necesario. Si el rendimiento de la batería fuese perfecto, el valor de esta columna coincidiría con el valor de E_Grid (Déficit). Debido a que el rendimiento de la batería es por ejemplo del 80%, para suministrar una cantidad X (E_Grid (Deficit)) de energía, necesitamos realmente una descarga de energía mayor (Batería (Energía Descargada)). 10. Batería (SOC Batería) (Wh y %): Estado de carga de la batería. A medida que avanza el año, la energía almacenada en la batería fluctúa en base a la carga y descarga que sufre la misma. 82 Anexo II: Catalogo de componentes 21/06/13 12h01PVSYST V6.06 Características de un inversor de red PVsyst Classroom License, Universidad de Valladolid - Dpto. Ing. Electrica (Spain) Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado. Fabricante, modelo : Ingeteam, Ingecon Sun 70 Disponibilidad : Prod. desde2007 Origen de datos : Manufacturer 2012 Características de entrada (lado generador FV) Modo funcionamiento MPPT Tensión MPP Mínima Vmin 405 V Potencia nominal FV Pnom DC 73 kW Tensión MPP Máxima Vmax 750 V Potencia máxima FV Pmax DC 91 kW Tensión FV máx Absoluta Vmax array 900 V Corriente máxima FV Imax DC N/A A Tensión Mínima para Pnom Vmin PNom 405 V Umbral Potencia Pthresh. 480 W Comport. en Vmín/Vmáx Limitación Comportamiento en Pnom Limitación Características de salida (lado red CA) Tensión de Red Unom 400 V Potencia nominal CA Pnom AC 70 kWac Frecuencia de la red Freq 50/60 Hz Trifásico Potencia máxima CA Pmax AC 77 kWac Corriente CA nominal Inom AC 101 A Corriente CA máxima Imax AC 131 A Eficiencia máxima Max Eff. 97.2 % Eficiencia media europea Euro Eff. 96.1 % Notas y Características técnicas Monitorización aislamiento generador, Inter. CC interno, Inter. CA interno, Ajusta desconexión de la tensión de salida, Tecnología: LF Transfo, IGBT Protección: IP 20 Control: LCD 64x128 Dimensiones: Ancho 1031 mm Altura 1761 mm Fondo 877 mm Peso1026.00 kg Perfil de eficiencia vs Potencia de entrada 0 10 20 30 40 50 60 70 P entrada (CC) [kW] 0 20 40 60 80 100 120 Eficiencia [%] 5 Rendimiento: • Radiador de refrigeración de alto rendimiento con ParCOOL que ofrece el 100% de potencia de reserva • Resistente caja de acero galvanizada con aislante acústico • Alternador IP23 con bobina auxiliar (300% de sobreintensidad durante 20 segundos) y regulador automático de tensión digital o DAVR (kit de detección de tres fases y transformador de intensidad estándar por encima de 400 kVA) • Regulador electrónico del motor(2) Servicio eficaz: • Disminución del tiempo de inactividad de servicio gracias al sistema de filtro de combustible para trabajos pesados con separador de agua(1) • Filtración de aire de dos etapas(2) • Bomba de drenaje de aceite(1) • Intervalo de servicio de 500 horas(2) Cada unidad se prueba a plena carga y en su clase de ejecución: • Además, se realizan otras pruebas en cada modelo: LAT, vibración, ruido, consumo de combustible, penetración de agua www.atlascopco.com (1)Opcional en algunos modelos (2)No disponible en todos los modelos. (3)Estándar en algunos modelos (4)Sólo compatible con Qc2212-3012-3111 Si desea consultar las fichas técnicas, puede hacerlo en www.atlascopco.com/industrialgenerators Adapte el generador a sus necesidades OPCIONES MECÁNICAS OPCIONES ELÉCTRICAS • Aceite sintético • Pre-filtro de combustible con separador de agua(3) • Depósito de combustible de gran capacidad(2) • Tapa para lluvia(3) • Soportes de nivelación • Soportes amortiguadores de impactos • Viga de elevación(3) • Silenciadores de escape para generadores abiertos • Relé diferencial • Módulos de comunicación (Ethernet, 3G, GPS,...). • Interruptor de batería(3) • Módulos de ampliación de entradas y salidas(4) • Anunciador y pantalla remotos(4) • Sistema automático de transferencia de combustible(4) • Sistema de precalentamiento • Interruptor motorizado(2) • Controladores de sincronización Qc3012-3111(2) • Interruptor para generadores abiertos(3) 6 7 www.atlascopco.com ¿Reducción de ruidos? ¡Sin problema! Suficientemente silenciosos como para ser utilizado en zonas residenciales. 1 MW de potencia con un nivel de ruidos inferior a 70dB(A) (15 m. de distancia). 8 Datos de rendimiento Atenuación del nivel de ruidos Motor Alternador Dimensiones, insonorizado Dimensiones, abierto MODELO Frecuencia nominal Tensión nominal* Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Consumo al 75% de carga PRP Autonomía de combustible, insonorizado al 75% PRP Nivel sonoro (LwA) Potencia acústica (Lp A) a 7 m. MODELO Modelo Control de velocidad Modelo Modelo AVR Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Hz V kVA kVA kW kW l/h h dB(A) dB(A) mm. mm. mm. l. mm. mm. mm. l. QIS 10 560 400 / 230 9 10 7,2 8 2,1 26 / 119 86 59 QIS 10 Kubota D1105-BG2 Mecánica Mecc Alte ECP3-1L/4A DSR 1 750 840 1 155 55 (250) 1 500 840 1 100 55 (250) QIS 16 560 400 / 230 13,7 16 11 12,8 2,8 19 / 89 90 63 QIS 16 Kubota D1703-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP3-3L/4 DSR QIS 25 560 400 / 230 20 21,5 16 17,2 3,9 14 / 64 91 64 QIS 25 Kubota V2403-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-M/4A DSR QIS 35 560 400 / 230 30 33 23,8 26 5,6 19 / 86 92 66 QIS 35 Kubota V3300-IDI-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-VL/4A DSR 2 220 940 1 185 105 (480) 1 860 940 1 165 105 (480) QIS 45 560 400 / 230 42 46 34 37 7,2 14 / 66 92 66 QIS 45 Kubota V3800-DI-T-E2BG Electrónico Mecc Alte ECP32-3S/4B DSR QIS 70 560 400 / 230 63 71 560 57 10,2 16 / 51 91 65 QIS 70 John Deere 4045TF120 Mecánica Mecc Alte ECP32-2M/4B DSR 2 255 1 130 1 615 160 (520) 2 255 1 130 1 615 160 (520) QIS 90 560 400 / 230 84 92 67 74 13,3 17 / 51 88 61 QIS 90 John Deere 4045TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1S/4 DSR 2 900 1 150 1 710 230 (680) 2 255 1 150 1 710 230 (680) QIS 110 560 400 / 230 102 112 81 89 16,9 14 / 40 90 63 QIS 110 John Deere 4045HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2S/4 DSR QIS 135 560 400 / 230 123 135 99 108 20 19 / 48 91 65 QIS 135 John Deere 6068TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1L/4 DSR 3 265 1 150 1 860 375 (950) 2 700 1 150 1 860 375 (950) QIS 175 560 400 / 230 157 173 126 139 25,9 14 / 37 92 66 QIS 175 John Deere 6068HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-3L/4 DSR QIS 215 560 400 / 230 197 217 157 173 34,8 11 / 27 97 71 QIS 215 John Deere 6068HFG20 Mecánica Mecc Alte ECO38-2S/4 DSR QIS 220 560 400 / 230 200 220 160 176 31,7 15 / 46 92 65 QIS 220 Doosan P086 TI Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 840 1 470 1 915 490 (1 490) 2 990 1 470 1 760 490 (1 490) QIS 330 560 400 / 230 300 330 240 264 47 10 / 31 97 72 QIS 330 Doosan P126 TI-II Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR QIS 225 560 400 / 230 200 220 160 176 34 12 / 35 97 71 QIS 225 Volvo TAD 733 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 675 1 400 2 065 405 (1 180) 3 020 1 150 2 060 415 (945) QIS 275 560 400 / 230 249 275 199 220 43,1 9 / 27 97 71 QIS 275 Volvo TAD 734 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-1L DSR QIS 335 560 400 / 230 300 330 240 264 44,9 13 / 36 97 71 QIS 335 Volvo TAD 1341 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR 4 580 1 500 2 235 590 (1625) 3 340 1 150 2 210 525 (1430) QIS 355 560 400 (230) 321 352 257 281 48,3 12 / 34 97 71 QIS 355 Volvo TAD 1341 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-3L DSR QIS 415 560 400 / 230 383 418 306 334 57,1 10 / 28 97 71 QIS 415 Volvo TAD 1343 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 QIS 435 560 400 / 230 400 437 320 350 60,8 10 / 27 97 71 QIS 435 Volvo TAD 1344 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 QIS 505 560 400 / 230 459 509 367 407 69,2 9 / 23 97 71 QIS 505 Volvo TAD 1345 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 545 560 400 / 230 500 546 400 437 75,1 14 / 28 98 72 QIS 545 Volvo TAD 1641 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 5 000 1 650 2 300 1 055 (2 100) 3 950 1 550 2 560 1 035 (2 785) QIS 655 560 400 / 230 597 656 477 525 88,4 12 / 24 99 73 QIS 655 Volvo TAD 1642 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1,5L DER1 QIS 705 560 400 / 230 637 706 509 565 95,6 10 / 16 98 72 QIS 705 Volvo TWD 1643 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 5 600 1 860 2 300 960 (1 500) QIS 470 560 400 / 230 410 470 328 376 65,1 16,9 98 73 QIS 470 Doosan P158 LE Electrónico Mecc Alte ECO40-2S DER1 4 800 1 870 2 395 1 090 3 335 1 870 2 315 1 090 QIS 510 560 400 / 230 460 509 368 407 72,9 15,1 98 73 QIS 510 Doosan DP158 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 580 560 400 / 230 524 580 419 464 83,4 13,2 101 76 QIS 580 Doosan DP158 LD Electrónico Mecc Alte ECO40-1L DER1 QIS 630 560 400 / 230 571 630 457 504 94,2 11,7 101 76 QIS 630 Doosan DP180 LA Electrónico Mecc Alte ECO40-1.5L DER1 QIS 700 560 400 / 230 635 700 508 560 103,8 10,6 101 76 QIS 700 Doosan DP180 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 QIS 735 560 400 / 230 680 735 544 588 109 11,8 101 76 QIS 735 Doosan DP222 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 5 200 1 870 2 575 1 285 3 620 1 870 2 385 1 285 QIS 830 50 400 / 230 752 830 601 664 119,1 10,8 101 76 QIS 830 Doosan DP222 LC Electrónico Mecc Alte ECO43-1S DER1 QIS 875 560 400 / 230 800 874 640 699 116,2 9,5 103 75 QIS 875 MTU 12V2000G26F (3E) Electrónico Mecc Alte ECO43-1S DER1 5 600 1 860 2 430 1 100 4 485 2 220 2 485 950 QIS 1015 560 400 / 230 805 1 015 644 812 116,2 9,5 103 75 QIS 1015 MTU 12V2000G86F Electrónico Mecc Alte ECO43-2S DER1 QIS 1115 560 400 / 230 1 011 1 115 809 892 150,6 9,3 104 76 QIS 1115 MTU 16V2000G76F Electrónico Mecc Alte ECO43-1M DER1 6 500 2 040 2 680 1 400 QIS 1250 560 400 / 230 1 144 1 250 915 1 000 170,1 8,2 104 76 QIS 1250 MTU 16V2000G86F Electrónico Mecc Alte ECO43-2M DER1 QIS 1420 560 400 / 230 1 270 1 420 1 016 1 136 180,7 7,8 105 77 QIS 1420 MTU 18V2000G76F Electrónico Mecc Alte ECO43-2L DER1 4 580 2 220 2 485 950 *Solicite información sobre otras tensiones disponibles. DATOS TÉCNICOS QIS 50 Hz 9 Datos de rendimiento Atenuación del nivel de ruidos Motor Alternador Dimensiones, insonorizado Dimensiones, abierto MODELO Frecuencia nominal Tensión nominal* Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Consumo al 75% de carga PRP Autonomía de combustible, insonorizado al 75% PRP Nivel sonoro (LwA) Potencia acústica (Lp A) a 7 m. MODELO Modelo Control de velocidad Modelo Modelo AVR Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Hz V kVA kVA kW kW l/h h dB(A) dB(A) mm. mm. mm. l. mm. mm. mm. l. QIS 10 560 400 / 230 9 10 7,2 8 2,1 26 / 119 86 59 QIS 10 Kubota D1105-BG2 Mecánica Mecc Alte ECP3-1L/4A DSR 1 750 840 1 155 55 (250) 1 500 840 1 100 55 (250) QIS 16 560 400 / 230 13,7 16 11 12,8 2,8 19 / 89 90 63 QIS 16 Kubota D1703-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP3-3L/4 DSR QIS 25 560 400 / 230 20 21,5 16 17,2 3,9 14 / 64 91 64 QIS 25 Kubota V2403-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-M/4A DSR QIS 35 560 400 / 230 30 33 23,8 26 5,6 19 / 86 92 66 QIS 35 Kubota V3300-IDI-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-VL/4A DSR 2 220 940 1 185 105 (480) 1 860 940 1 165 105 (480) QIS 45 560 400 / 230 42 46 34 37 7,2 14 / 66 92 66 QIS 45 Kubota V3800-DI-T-E2BG Electrónico Mecc Alte ECP32-3S/4B DSR QIS 70 560 400 / 230 63 71 560 57 10,2 16 / 51 91 65 QIS 70 John Deere 4045TF120 Mecánica Mecc Alte ECP32-2M/4B DSR 2 255 1 130 1 615 160 (520) 2 255 1 130 1 615 160 (520) QIS 90 560 400 / 230 84 92 67 74 13,3 17 / 51 88 61 QIS 90 John Deere 4045TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1S/4 DSR 2 900 1 150 1 710 230 (680) 2 255 1 150 1 710 230 (680) QIS 110 560 400 / 230 102 112 81 89 16,9 14 / 40 90 63 QIS 110 John Deere 4045HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2S/4 DSR QIS 135 560 400 / 230 123 135 99 108 20 19 / 48 91 65 QIS 135 John Deere 6068TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1L/4 DSR 3 265 1 150 1 860 375 (950) 2 700 1 150 1 860 375 (950) QIS 175 560 400 / 230 157 173 126 139 25,9 14 / 37 92 66 QIS 175 John Deere 6068HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-3L/4 DSR QIS 215 560 400 / 230 197 217 157 173 34,8 11 / 27 97 71 QIS 215 John Deere 6068HFG20 Mecánica Mecc Alte ECO38-2S/4 DSR QIS 220 560 400 / 230 200 220 160 176 31,7 15 / 46 92 65 QIS 220 Doosan P086 TI Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 840 1 470 1 915 490 (1 490) 2 990 1 470 1 760 490 (1 490) QIS 330 560 400 / 230 300 330 240 264 47 10 / 31 97 72 QIS 330 Doosan P126 TI-II Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR QIS 225 560 400 / 230 200 220 160 176 34 12 / 35 97 71 QIS 225 Volvo TAD 733 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 675 1 400 2 065 405 (1 180) 3 020 1 150 2 060 415 (945) QIS 275 560 400 / 230 249 275 199 220 43,1 9 / 27 97 71 QIS 275 Volvo TAD 734 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-1L DSR QIS 335 560 400 / 230 300 330 240 264 44,9 13 / 36 97 71 QIS 335 Volvo TAD 1341 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR 4 580 1 500 2 235 590 (1625) 3 340 1 150 2 210 525 (1430) QIS 355 560 400 (230) 321 352 257 281 48,3 12 / 34 97 71 QIS 355 Volvo TAD 1341 GE Electrónico Mecc Alte ECO38-3L DSR QIS 415 560 400 / 230 383 418 306 334 57,1 10 / 28 97 71 QIS 415 Volvo TAD 1343 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 QIS 435 560 400 / 230 400 437 320 350 60,8 10 / 27 97 71 QIS 435 Volvo TAD 1344 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 QIS 505 560 400 / 230 459 509 367 407 69,2 9 / 23 97 71 QIS 505 Volvo TAD 1345 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 545 560 400 / 230 500 546 400 437 75,1 14 / 28 98 72 QIS 545 Volvo TAD 1641 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 5 000 1 650 2 300 1 055 (2 100) 3 950 1 550 2 560 1 035 (2 785) QIS 655 560 400 / 230 597 656 477 525 88,4 12 / 24 99 73 QIS 655 Volvo TAD 1642 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-1,5L DER1 QIS 705 560 400 / 230 637 706 509 565 95,6 10 / 16 98 72 QIS 705 Volvo TWD 1643 GE Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 5 600 1 860 2 300 960 (1 500) QIS 470 560 400 / 230 410 470 328 376 65,1 16,9 98 73 QIS 470 Doosan P158 LE Electrónico Mecc Alte ECO40-2S DER1 4 800 1 870 2 395 1 090 3 335 1 870 2 315 1 090 QIS 510 560 400 / 230 460 509 368 407 72,9 15,1 98 73 QIS 510 Doosan DP158 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 580 560 400 / 230 524 580 419 464 83,4 13,2 101 76 QIS 580 Doosan DP158 LD Electrónico Mecc Alte ECO40-1L DER1 QIS 630 560 400 / 230 571 630 457 504 94,2 11,7 101 76 QIS 630 Doosan DP180 LA Electrónico Mecc Alte ECO40-1.5L DER1 QIS 700 560 400 / 230 635 700 508 560 103,8 10,6 101 76 QIS 700 Doosan DP180 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 QIS 735 560 400 / 230 680 735 544 588 109 11,8 101 76 QIS 735 Doosan DP222 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-2L DER1 5 200 1 870 2 575 1 285 3 620 1 870 2 385 1 285 QIS 830 50 400 / 230 752 830 601 664 119,1 10,8 101 76 QIS 830 Doosan DP222 LC Electrónico Mecc Alte ECO43-1S DER1 QIS 875 560 400 / 230 800 874 640 699 116,2 9,5 103 75 QIS 875 MTU 12V2000G26F (3E) Electrónico Mecc Alte ECO43-1S DER1 5 600 1 860 2 430 1 100 4 485 2 220 2 485 950 QIS 1015 560 400 / 230 805 1 015 644 812 116,2 9,5 103 75 QIS 1015 MTU 12V2000G86F Electrónico Mecc Alte ECO43-2S DER1 QIS 1115 560 400 / 230 1 011 1 115 809 892 150,6 9,3 104 76 QIS 1115 MTU 16V2000G76F Electrónico Mecc Alte ECO43-1M DER1 6 500 2 040 2 680 1 400 QIS 1250 560 400 / 230 1 144 1 250 915 1 000 170,1 8,2 104 76 QIS 1250 MTU 16V2000G86F Electrónico Mecc Alte ECO43-2M DER1 QIS 1420 560 400 / 230 1 270 1 420 1 016 1 136 180,7 7,8 105 77 QIS 1420 MTU 18V2000G76F Electrónico Mecc Alte ECO43-2L DER1 4 580 2 220 2 485 950 Compruebe las fichas técnicas específicas de los generadores de la gama QIS en la página web www.atlascopco.com. 10 Datos de rendimiento Atenuación del nivel de ruidos Motor Alternador Dimensiones, insonorizado Dimensiones, abierto MODELO Frecuencia nominal Tensión nominal* Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Consumo al 75% de carga PRP Autonomía de combustible, insonorizado al 75% PRP Nivel sonoro (LwA) Potencia acústica (Lp A) a 7 m. MODELO Modelo Control de velocidad Modelo Modelo AVR Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Hz V kVA kVA kW kW l/h h dB(A) dB(A) mm. mm. mm. l mm. mm. mm. l QIS 10 60 220 / 127 11 12,6 8,8 10,1 2,4 20 / 92 88 61 QIS 10 Kubota D1105-BG2 Mecánica Mecc Alte ECP3-1L/4A DSR 1 750 840 1 155 55 (250) 1 500 840 1 100 55 (250) QIS 15 60 220 / 127 16,6 18,8 13,3 15 3,4 16 / 75 92 65 QIS 15 Kubota D1703-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP3-3L/4 DSR QIS 19 60 220 (127) 23 23,6 18,4 18,9 4,8 11,7 / 53 91 64 QIS 19 Kubota V2403-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-M/4A DSR QIS 30 60 220 / 127 34,1 36,6 69,3 29 6,4 16 / 75 94 68 QIS 30 Kubota V3300-IDI-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-VL/4A DSR 2 220 940 1 185 105 (480) 1 860 940 1 165 105 (480) QIS 45 60 220 / 127 560 54 40 43 8,6 12 / 56 93 67 QIS 45 Kubota V3800DI-T-BG 2 Electrónico Mecc Alte ECP32-3S/4B DSR QIS 60 60 480 / 277 75 78 60 62 12,6 13 / 41 95 69 QIS 60 John Deere 4045TF120 Mecánica Mecc Alte ECP32-2M/4B DSR 2 255 1 130 1 615 160 (520) 2 255 1 130 1 615 160 (520) QIS 85 60 480 / 277 94 105 76 84 16 14 / 43 91 64 QIS 85 John Deere 4045TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1S/4 DSR 2 900 1 150 1 710 230 (680) 2 255 1 150 1 710 230 (680) QIS 100 60 480 / 277 113 124 90 99 19 12 / 36 93 67 QIS 100 John Deere 4045HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2S/4 DSR QIS 120 60 480 / 277 136 150 109 120 24,6 15 (39) 95 69 QIS 120 John Deere 6068TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1L/4 DSR 3 265 1 150 1 860 375 (950) 2 700 1 150 1 860 375 (950) QIS 150 60 480 / 277 171 188 137 151 31,7 12 / 30 97 71 QIS 150 John Deere 6068HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2L/4 DSR QIS 170 60 480 / 277 194 216 155 172 36,7 10 / 26 100 74 QIS 170 John Deere 6068HFG20 Mecánica Mecc Alte ECO38-1S/4 DSR QIS 200 60 480 / 277 230 241 184 193 37,7 13 / 38 97 71 QIS 200 Doosan P086 TI Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 840 1 470 1 915 490 (1 490) 2 990 1 470 1 760 490 (1 490) QIS 300 60 480 / 277 350 377 280 302 56 8 / 26 100 75 QIS 300 Doosan P126 TI-II Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR QIS 205 60 480 / 277 223 248 179 199 34 12 / 35 100 74 QIS 205 Volvo TAD 733 GE Electrónico LSA 46.3 S3 R450 3 675 1 400 2 065 405 (1180) 3 020 1 150 2 060 415 (945) QIS 235 60 480 / 277 252 283 202 226 43,1 9 / 27 100 74 QIS 235 Volvo TAD 734 GE Electrónico LSA 46.3 S4 R450 QIS 305 60 480 / 277 344 378 275 302 44,9 13 / 36 100 74 QIS 305 Volvo TAD 1341 GE Electrónico LSA 46.3 M8 R450 4 580 1 500 2 235 590 (1 625) 3 340 1 150 2 210 525 (1 430) QIS 365 60 480 / 277 414 454 331 363 57,1 10 / 28 100 74 QIS 365 Volvo TAD 1343 GE Electrónico LSA 46.3 L11 R450 QIS 405 60 480 / 277 456 502 365 402 60,8 10 / 27 100 74 QIS 405 Volvo TAD 1344 GE Electrónico LSA 47.2 VS2 R450 QIS 515 60 480 / 277 573 645 459 516 75,1 14 / 28 101 75 QIS 515 Volvo TAD 1641 GE Electrónico LSA 47.2 M7 R450 5 000 1 650 2 300 1 055 (2 100) 3 950 1 550 2 560 1 035 (2 785) QIS 555 60 480 / 277 628 689 503 552 88,4 12 / 24 102 76 QIS 555 Volvo TAD 1642 GE Electrónico LSA 47.2 M8 R450 QIS 605 60 480 / 277 693 762 554 610 95,6 10 / 16 101 75 QIS 605 Volvo TAD 1643 GE Electrónico LSA 47.2 L9 R450 5 600 1 860 2 330 960 (1 500) QIS 400 60 480 / 277 450 500 360 400 74,7 14,7 101 76 QIS 400 Doosan P158 LE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 4 800 1 870 2 395 1 090 3 335 1 70 2 15 1 90 QIS 450 60 480 / 277 526 563 421 450 83,4 13,2 101 76 QIS 450 Doosan DP158 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-2S DER1 QIS 500 60 480 / 277 572 625 457 500 92,9 11,8 104 79 QIS 500 Doosan DP158 LD Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 540 60 480 / 277 642 642 514 544 106,6 10,4 104 79 QIS 540 Doosan DP180 LA Electrónico Mecc Alte ECO40-1L DER1 QIS 610 60 480 / 277 629 765 554 612 114,2 9,6 104 79 QIS 610 Doosan DP180 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-1.5L DER1 QIS 710 60 480 / 277 808 893 646 714 127,7 10 104 79 QIS 710 Doosan DP222 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-VL DER1 5 200 1 870 2 575 1 285 3 620 1 870 2 385 1 285 QIS 740 60 480 / 277 849 925 679 740 134,4 9,6 104 79 QIS 740 Doosan DP222 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-VL DER1 *Solicite información sobre otras tensiones disponibles. DATOS TÉCNICOS QIS 60 Hz 11 Datos de rendimiento Atenuación del nivel de ruidos Motor Alternador Dimensiones, insonorizado Dimensiones, abierto MODELO Frecuencia nominal Tensión nominal* Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Potencia continua (PRP) Potencia de reserva (ESP) Consumo al 75% de carga PRP Autonomía de combustible, insonorizado al 75% PRP Nivel sonoro (LwA) Potencia acústica (Lp A) a 7 m. MODELO Modelo Control de velocidad Modelo Modelo AVR Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Longitud Ancho Alto Capacidad del depósito de combustible (con depósito de combustible opcional) Hz V kVA kVA kW kW l/h h dB(A) dB(A) mm. mm. mm. l mm. mm. mm. l QIS 10 60 220 / 127 11 12,6 8,8 10,1 2,4 20 / 92 88 61 QIS 10 Kubota D1105-BG2 Mecánica Mecc Alte ECP3-1L/4A DSR 1 750 840 1 155 55 (250) 1 500 840 1 100 55 (250) QIS 15 60 220 / 127 16,6 18,8 13,3 15 3,4 16 / 75 92 65 QIS 15 Kubota D1703-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP3-3L/4 DSR QIS 19 60 220 (127) 23 23,6 18,4 18,9 4,8 11,7 / 53 91 64 QIS 19 Kubota V2403-M-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-M/4A DSR QIS 30 60 220 / 127 34,1 36,6 69,3 29 6,4 16 / 75 94 68 QIS 30 Kubota V3300-IDI-BG Electrónico Mecc Alte ECP28-VL/4A DSR 2 220 940 1 185 105 (480) 1 860 940 1 165 105 (480) QIS 45 60 220 / 127 560 54 40 43 8,6 12 / 56 93 67 QIS 45 Kubota V3800DI-T-BG 2 Electrónico Mecc Alte ECP32-3S/4B DSR QIS 60 60 480 / 277 75 78 60 62 12,6 13 / 41 95 69 QIS 60 John Deere 4045TF120 Mecánica Mecc Alte ECP32-2M/4B DSR 2 255 1 130 1 615 160 (520) 2 255 1 130 1 615 160 (520) QIS 85 60 480 / 277 94 105 76 84 16 14 / 43 91 64 QIS 85 John Deere 4045TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1S/4 DSR 2 900 1 150 1 710 230 (680) 2 255 1 150 1 710 230 (680) QIS 100 60 480 / 277 113 124 90 99 19 12 / 36 93 67 QIS 100 John Deere 4045HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2S/4 DSR QIS 120 60 480 / 277 136 150 109 120 24,6 15 (39) 95 69 QIS 120 John Deere 6068TF220 Mecánica Mecc Alte ECP34-1L/4 DSR 3 265 1 150 1 860 375 (950) 2 700 1 150 1 860 375 (950) QIS 150 60 480 / 277 171 188 137 151 31,7 12 / 30 97 71 QIS 150 John Deere 6068HF120 Mecánica Mecc Alte ECP34-2L/4 DSR QIS 170 60 480 / 277 194 216 155 172 36,7 10 / 26 100 74 QIS 170 John Deere 6068HFG20 Mecánica Mecc Alte ECO38-1S/4 DSR QIS 200 60 480 / 277 230 241 184 193 37,7 13 / 38 97 71 QIS 200 Doosan P086 TI Electrónico Mecc Alte ECO38-2S DSR 3 840 1 470 1 915 490 (1 490) 2 990 1 470 1 760 490 (1 490) QIS 300 60 480 / 277 350 377 280 302 56 8 / 26 100 75 QIS 300 Doosan P126 TI-II Electrónico Mecc Alte ECO38-2L DSR QIS 205 60 480 / 277 223 248 179 199 34 12 / 35 100 74 QIS 205 Volvo TAD 733 GE Electrónico LSA 46.3 S3 R450 3 675 1 400 2 065 405 (1180) 3 020 1 150 2 060 415 (945) QIS 235 60 480 / 277 252 283 202 226 43,1 9 / 27 100 74 QIS 235 Volvo TAD 734 GE Electrónico LSA 46.3 S4 R450 QIS 305 60 480 / 277 344 378 275 302 44,9 13 / 36 100 74 QIS 305 Volvo TAD 1341 GE Electrónico LSA 46.3 M8 R450 4 580 1 500 2 235 590 (1 625) 3 340 1 150 2 210 525 (1 430) QIS 365 60 480 / 277 414 454 331 363 57,1 10 / 28 100 74 QIS 365 Volvo TAD 1343 GE Electrónico LSA 46.3 L11 R450 QIS 405 60 480 / 277 456 502 365 402 60,8 10 / 27 100 74 QIS 405 Volvo TAD 1344 GE Electrónico LSA 47.2 VS2 R450 QIS 515 60 480 / 277 573 645 459 516 75,1 14 / 28 101 75 QIS 515 Volvo TAD 1641 GE Electrónico LSA 47.2 M7 R450 5 000 1 650 2 300 1 055 (2 100) 3 950 1 550 2 560 1 035 (2 785) QIS 555 60 480 / 277 628 689 503 552 88,4 12 / 24 102 76 QIS 555 Volvo TAD 1642 GE Electrónico LSA 47.2 M8 R450 QIS 605 60 480 / 277 693 762 554 610 95,6 10 / 16 101 75 QIS 605 Volvo TAD 1643 GE Electrónico LSA 47.2 L9 R450 5 600 1 860 2 330 960 (1 500) QIS 400 60 480 / 277 450 500 360 400 74,7 14,7 101 76 QIS 400 Doosan P158 LE Electrónico Mecc Alte ECO40-1S DER1 4 800 1 870 2 395 1 090 3 335 1 70 2 15 1 90 QIS 450 60 480 / 277 526 563 421 450 83,4 13,2 101 76 QIS 450 Doosan DP158 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-2S DER1 QIS 500 60 480 / 277 572 625 457 500 92,9 11,8 104 79 QIS 500 Doosan DP158 LD Electrónico Mecc Alte ECO40-3S DER1 QIS 540 60 480 / 277 642 642 514 544 106,6 10,4 104 79 QIS 540 Doosan DP180 LA Electrónico Mecc Alte ECO40-1L DER1 QIS 610 60 480 / 277 629 765 554 612 114,2 9,6 104 79 QIS 610 Doosan DP180 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-1.5L DER1 QIS 710 60 480 / 277 808 893 646 714 127,7 10 104 79 QIS 710 Doosan DP222 LB Electrónico Mecc Alte ECO40-VL DER1 5 200 1 870 2 575 1 285 3 620 1 870 2 385 1 285 QIS 740 60 480 / 277 849 925 679 740 134,4 9,6 104 79 QIS 740 Doosan DP222 LC Electrónico Mecc Alte ECO40-VL DER1 Compruebe las fichas técnicas específicas de los generadores de la gama QIS en la página web www.atlascopco.com. www.atlascopco.com HALOGENURO METÁLICO VERSATILIDAD • 5,5-22 m³/min • 7-20 bares MÓVIL • 9-1 250* kVA CENTRÍFUGA • 833-23 300 l/min Catálogo de soluciones de Portable Energy TORRES DE ILUMINACIÓN LED COMPRESORES DE AIRE LISTO PARA USAR • 1-5 m³/min • 7-12 bares PORTÁTIL • 1,6-13,9 kVA GENERADORES BOMBAS DE ACHIQUE ELÉCTRICAS SUMERGIBLES • 275-16 500 l/min Disponibles versiones diésel y eléctricas. *Disponibles múltiples configuraciones para producir energía para aplicaciones de cualquier tamaño. Disponibles versiones diésel y eléctricas. SOCIO PRODUCTIVO • 19-116 m³/min • 10-345 bares INDUSTRIAL • 10-1 250* kVA PORTÁTIL PEQUEÑO • 210-2 500 l/min 2958 1400 40 – v02 © 2017 Atlas Copco Portable Energy Todos los derechos reservados.® Atlas Copco es una marca comercial registrada de Atlas Copco AB ELÉCTRICA Las ilustraciones y fotografías contenidas en el presente documento pueden representar productos con componentes opcionales y/o adicionales que no se incluyen en la versión estándar del producto, por lo que no se incluyen en la compra de dicho producto a no ser que el cliente compre específicamente dichos componentes opcionales/adicionales. Reservado el derecho a realizar modificaciones sin previo aviso en las especificaciones y diseño de los productos descritos en este documento. No todos los productos están a la venta en todos los mercados. Comprometidos con una productividad responsable. La división Portable Energy de Atlas Copco está comprometida con una visión de futuro. Para nosotros, la productividad sostenible está relacionada con la previsión y anticipación a sus necesidades futuras – siempre en línea con nuestros principios medioambientales. Una perspectiva de futuro y mantenernos en la vanguardia es la única manera en que podemos asegurar ser su socio a largo plazo. www.atlascopco.com www.ingeteam.com [email protected] SUN STORAGE Inversor de baterías hasta 1.64 MVA con tecnología de 1500 V Power Serie B INVERSOR DE BATERÍAS TRIFÁSICO SIN TRANSFORMADOR El inversor de baterías INGECON® SUN STORAGE Power es un equipo trifásico bidireccional que puede ser utilizado en sistemas conectados a la red general de distribución. Este inversor ofrece una elevada densidad de potencia en un único bloque de potencia, ofreciendo distintos modos de funcionamiento configurables. Además, cuenta con la misma tecnología que los inversores FV, facilitando el suministro de piezas de repuesto. Fácil mantenimiento Equipo muy fácil de usar, ya que la filosofía de los inversores de string ha sido aplicada al diseño de este inversor central. Además, las acometidas de entrada y salida están integradas en el mismo armario para facilitar las tareas de mantenimiento. Gestión de baterías El INGECON ® SUN STORAGE Power presenta una avanzada tecnología de control de baterías, asegurando la máxima vida útil del sistema de almacenamiento. La temperatura de las baterías puede ser controlada en todo momento, garantizando su correcto funcionamiento. Este inversor es 100% compatible con los inversores INGECON ® SUN. Software incluido Se incluye sin coste adicional el software INGECON ® SUN Manager para la monitorización y el registro de datos del inversor a través de Internet. Las comunicaciones Ethernet están incluidas de serie. El inversor trifásico INGECON ® SUN STORAGE Power cumple con la normativa internacional más exigente. Garantía estándar de 5 años, ampliable hasta 25 años 1.500 V dc Fusibles DC. Kit atrapa-arenas. Kit de caldeo para operar a una temperatura ambiente de -30 ºC (-22 ºF). Comunicación Ethernet. Sistema de pre-carga DC. Sistema de pre-carga AC. Cortocircuitos y sobrecargas en la salida. Fallos de aislamiento. Seccionador en carga DC motorizado. Protección IP66 para la electrónica. Descargadores de sobretensiones atmosféricas DC y AC, tipo 2. Interruptor AC motorizado. ACCESORIOS INTEGRADOS ACCESORIOS OPCIONALES PROTECCIONES Dimensiones (mm) Outdoor 1.710 kg. 2.270 2.820 825 SUN STORAGE Power Serie B 1.500 Vdc Inversor de baterías hasta 1.64 MVA con tecnología de 1500 V Modo de funcionamiento aislado: El inversor INGECON® SUN STORAGE Power, junto al Plant Controller de Ingeteam, genera una red alterna aislada y actúa como gestor de la red, garantizando el equilibrio entre la generación, el consumo y el sistema de almacenamiento. Para conseguirlo, controla el flujo de energía entre la red y las baterías en función de la situación en todo momento. Un avanzado sistema de control que no requiere de comunicaciones gestiona la potencia producida por los inversores fotovoltaicos, basándose en los datos de consumo y en el estado de carga de las baterías. La fuente de generación de auxiliar (un generador diesel) sólo se conecta cuando el estado de carga de las baterías es inferior a un determinado nivel programable. SCADA INGECON® SUN EMS Plant Controller Campo fotovoltaico INGECON® SUN INGECON® SUN STORAGE Cargas Baterías Generador Diesel DC DC AC AC AC Modbus TCP; OPC Modbus TCP/RTU; DNP3; IEC 60870-5-101/104; OPC UA Señales de los transformadores de medida Esquema del funcionamiento aislado PVsyst aula PVsyst aula PVsyst aula PVsyst aula 17/06/21 PVSYST V6.88 Universidad de Valladolid - Dpto. Ing. Electrica (Spain) Sistema Conectado a la Red: Gráficos especiales PVsyst Classroom License, Universidad de Valladolid - Dpto. Ing. Electrica (Spain) Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado. Proyecto : Proyecto Conectado a la Red at Alicante Camping Variante de simulación : 280 kWp 9º acimut pitch 3.5m DEFINITIVA Parámetros principales del sistema Tipo de sistema Cobertizos de tierra Sombreados cercanos Según cadenas de módulos Efecto eléctrico 30 % Orientación Campos FV inclinación 35° acimut 9° Módulos FV Modelo GSM6-230D-U01 Pnom 230 Wp Conjunto FV Núm. de módulos 1218 Pnom total 280 kWp Inversor Modelo Ingecon Sun 125 U B208 Outdoor 125 kW ac Paquete de inversores Núm. de unidades 2.0 Pnom total 250 kW ac Necesidades del usuario Carga ilimitada (red) 02468 10 Global incidente plano receptor [kWh/m².día] 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Energía inyectada en la red [kWh/día] Diagrama entrada/salida diaria Valores del 01/01 al 31/12 0 50 100 150 200 250 Energía inyectada en la red [kW] 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 Energía inyectada en la red [kWh / Clase] Distribución de la potencia de salida del sistema Valores del 01/01 al 31/12 Página 4/5 PVsyst aula PVsyst aula PVsyst aula PVsyst aula 17/06/21 PVSYST V6.88 Universidad de Valladolid - Dpto. Ing. Electrica (Spain) Sistema Conectado a la Red: Diagrama de pérdidas PVsyst Classroom License, Universidad de Valladolid - Dpto. Ing. Electrica (Spain) Traducción sin garantía, Sólo el texto inglés está garantizado. Proyecto : Proyecto Conectado a la Red at Alicante Camping Variante de simulación : 280 kWp 9º acimut pitch 3.5m DEFINITIVA Parámetros principales del sistema Tipo de sistema Cobertizos de tierra Sombreados cercanos Según cadenas de módulos Efecto eléctrico 30 % Orientación Campos FV inclinación 35° acimut 9° Módulos FV Modelo GSM6-230D-U01 Pnom 230 Wp Conjunto FV Núm. de módulos 1218 Pnom total 280 kWp Inversor Modelo Ingecon Sun 125 U B208 Outdoor 125 kW ac Paquete de inversores Núm. de unidades 2.0 Pnom total 250 kW ac Necesidades del usuario Carga ilimitada (red) Diagrama de pérdida durante todo el año Irradiación global horizontal 1825 kWh/m² +16.9% Global incidente plano receptor 0.00% Global incident below threshold -4.37% Sombreados cercanos: perdida de irradiancia -2.60% Factor IAM en global -3.00% Factor de pérdida por suciedad Irradiancia efectiva en receptores 1927 kWh/m² * 1959 m² capt. eficiencia en STC = 14.38% Conversión FV Energía nominal del conjunto (según efic. STC) 542.8 MWh -0.27% Pérdida debido a nivel de irradiancia -5.87% Pérdida debido a temperatura de conjunto -1.54% Sombreados: pérdida eléctrica según cadenas mód. -1.50% Pérdida calidad de módulo -2.00% LID - "Light Induced Degradation" -1.10% Pérdidas desajuste, módulos y cadenas -1.03% Pérdida óhmica del cableado Energía virtual del conjunto en MPP 474.0 MWh -3.82% Pérdida del inversor durante el funcionamiento (eficiencia) 0.00% Pérdida del inversor, exceso de potencia 0.00% Pérdida del inversor, límite de corriente 0.00% Pérdida del inversor, exceso de voltaje 0.00% Pérdida del inversor, umbral de potencia 0.00% Pérdida del inversor, umbral de voltaje Energía Disponible en la Salida del Inversor 455.9 MWh -2.56% Inaccesibilidad del sistema Energía inyectada en la red 444.2 MWh Página 5/5