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MEMORIA ANTECEDENTES La motivación que me ha llevado a realizar este proyecto viene de que en la familia tenemos una casa en un pueblo sin acceso a la electricidad por lo que tenemos que recurrir a la energía solar y un vecino del pueblo nos ayudo para realizar la instalación de un par de placas en la casa, además el ha realizado una instalación de 95kW en una parcela de su propiedad, situada en Yebra de Basa (Huesca), me invito a que la viera ya que siempre me han interesado las energías renovables, y quiere realizar otra de similares características para ampliar su suministro a la red eléctrica. Por lo que me ofrecí para realizar un proyecto que le sirviese de guía y aprovechando la oportunidad de aprender como es el funcionamiento de una central de este tipo, los elementos necesarios para ello y los requisitos que conlleva. OBJETO DEL PROYECTO En el presente proyecto tiene como objetivo el diseño, dimensionado y montaje de una central fotovoltaica de 100kW, conectada a la red eléctrica de baja tensión para vender energía a la compañía eléctrica ERZ-ENDESA. En el presente proyecto se realizará un estudio de las diferentes tecnologías existentes, tanto de los diferentes tipos de módulos fotovoltaicos como de los inversores y de la estructura de la instalación, además de un estudio de la viabilidad y rentabilidad económica, y la elección del mejor modelo posible de acuerdo a las necesidades y preferencias del propietario de la parcela (y por tanto de la futura central solar fotovoltaica), que son ocupar poco espacio, mínimo mantenimiento posible y aporte económico inicial lo más pequeño posible dentro de las posibilidades existentes. Para ello deberemos hallar, calcular y definir los siguientes parámetros:  Datos meteorológicos (temperaturas exteriores y radiación solar, viento).  Análisis energético (cálculo de la producción que se puedan lograr).  Análisis económico (coste de la instalación solar, subvenciones estimadas como inversiones finales, ahorro anual y plazos de amortización).  Rentabilidad de la instalación.  Selección de los componentes, (módulos fotovoltaicos, protecciones eléctricas, electrónica, elementos de medida,…).  Ubicación de los elementos de la instalación solar.  Esquema propuesto. ESTADO DEL ARTE En el presente apartado del estado del arte, veremos y estudiaremos las diversas tecnologías y componentes existentes en el mercado y veremos la diferencia entre ellas. Células fotovoltaicas Existen tres tipos diferentes de células fotovoltaicas, que integran los módulos o paneles solares, predominantes en el mercado fotovoltaico, que se diferencian dependiendo de su método de fabricación:  Silicio monocristalino.  Silicio policristalino.  Silicio amorfo.(o película delgada) - Silicio monocristalino: Para su fabricación se requiere de materias primas de gran pureza y de complicados sistemas de producción y fabricación. Las células de los paneles de silicio monocristalino se obtienen mediante un proceso el cual se basa en la fundición de una pieza de silicio monocristalino con una pequeña cantidad de boro, durante el tiempo que la mezcla se encuentra en estado líquido se introduce una varilla con un cristal de silicio el cual crece con átomos de la solución anterior, quedando estos ordenados según la estructura del cristal. Posteriormente se hornean los cristales mientras se les aplica una difusión de fosforo. Por lo que queda un único cristal de grandes dimensiones que será cortado en pequeños trozos (finas capas) que darán lugar a las células. A pesar de que su coste es más elevado que en las otras opciones tenemos como ventaja que tiene una relación de potencia/espacio muy superior a los demás, un mejor rendimiento y son fabricados por muchas más empresas. - Silicio policristalino: A diferencia de los anteriores estos paneles están hechos con células cuyo proceso de fabricación se basa en la fundición de varios cristales de silicio, que no tienen porque ser de gran pureza como en los anteriores, se dejan solidificar en un molde especial pero al contrario que en los monocristalinos, no se crea un único cristal sino que está formado por varias capas lo que general varios cristales lo que hace que se distingan distintos colores en la placa. A pesar de ser más barato de fabricar que el cristal monocristalino, tiene peores prestaciones cuando la iluminación es baja. - Silicio amorfo: Su método de fabricación se basa en depositar silicio en la superficie de un vidrio de un gas reactivo, por lo que el cristal no sigue una estructura ninguna. Para ello se aprovecha de los polvos procedentes de los deshechos de los cristales anteriormente descritos. Por ello y por su posibilidad de usar plástico en vez de cristal hace de esta tecnología la más económica, a la vez que permite instalarla en estructuras flexibles. Su color es marrón y gris oscuro, y sus principales aplicaciones son la alimentación de relojes, calculadoras, etc. Además puede funcionar con luz difusa. Pero a pleno sol tiene un bajo rendimiento y este decrece con el tiempo. Sistema de instalación de los paneles: Hay 3 tipos de instalación para los paneles solares sistemas instalados sobre una estructura fija, sistemas seguidores con un solo eje que siga la trayectoria solar y finalmente sistemas solares con 2 ejes de rotación para un mejor seguimiento y aprovechamiento de la energía solar. - Sistemas fijos: Son los sistemas basados en una estructura de metal anclada al suelo mediante zapatas de hormigón, o en los tejados de los edificios. Es la solución más económica y de más fácil implantación a la vez que es la que menos mantenimiento requiere y este es el más barato. Por el contrario al estar fijos se tienen que orientar hacia donde más energía solar van a recibir pero no se moverán por lo que su productividad frente a dispositivos móviles es inferior. - Sistemas seguidores: Son los sistemas basados en una estructura con una columna central sobre la que se sujetan las placas solares. Esta estructura podrá moverse en una sola dirección si hablamos de seguidores de un solo eje (adelante y atrás) por lo que tendrán que estar orientados con exactitud al igual que los sistemas fijos, pero tendrán una mayor productividad al poder seguir la trayectoria solar para recibir durante más tiempo una mayor incidencia solar, en cambio los sistemas de seguimiento de dos ejes pueden seguir la trayectoria solar a lo largo de todo su recorrido, de modo que las placas solares siempre estén orientadas en la dirección de mayor incidencia para lograr una mayor producción de energía. La principal ventaja de estos sistemas es su capacidad para lograr una mayor producción de energía (los sistemas de doble eje tienen mayor productividad que los de un único eje) pero su coste, instalación y mantenimiento es bastante superior al sistema de estructura fija anclada al suelo, empezando por su precio, continuando por los gasto de logística hasta la zona de instalación, la propia instalación (hay que realizar una zanja en el suelo de unos 12 metros de diámetro y casi un metro de profundidad y rellenarla de hormigón, para instalar la columna central y que tenga suficiente fuerza como para hacer frente al viento sobre la superficie de las placas), los sistemas electrónicos e informáticos de seguimiento, los motores que ayuden al proceso de giro y el mantenimiento de todo lo anterior. Inversores o convertidores: Los inversores o convertidores son sistemas que convierten la onda de corriente continua en otra de corriente alterna. El inversor debe generar la onda con una frecuencia igual a la de la red a la que la instalación va a ser conectada. La onda creada es una onda cuadrada que debe ser transformada a una lo más senoidal posible, para minimizar el contenido de armónicos inyectados en la red, bien mediante el paso por un transformador integrado en el inversor que suavice poco a poco la onda cuadrada, o más comúnmente mediante un control PWM haciendo que la componente principal de la onda sea mucho más senoidal que sus armónicos. Para aprovechar el máximo rendimiento de los inversores estos deben poder seguir el punto de máxima potencia o MPPT. Existen principalmente 2 tipos de inversores para la industria fotovoltaica, los monofásicos y los trifásicos. - Inversores monofásicos: Son normalmente para pequeñas potencias y con salidas monofásicas, por lo que para una planta de gran potencia tendríamos que utilizar un gran número de ellos, aunque son más económicos que los trifásicos de mayores potencias. Para las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, que requieren entrada trifásica en los transformadores de salida, se deberá agrupar los cables monofásicos en grupos para crear la configuración de tres fases requerida para la estructura trifásica y conseguir que entre cada fase exista un desfase de 120° entre ellas, característica de las líneas trifásicas. La principal ventaja de estos inversores implantados en gran número en una instalación fotovoltaica es que si algún fallo provoca la caída de una sección (ya sean los módulos, el cableado o el propio inversor) el resto seguirá trabajando manteniendo la producción de energía. - Inversores trifásicos. Con el mismo comportamiento que los anteriores su salidas ya son trifásicas (es decir, está formado por 3 tensión de igual amplitud pero desfasadas 120° entre ellas) por lo que se ahorra el montaje en líneas trifásicas para su conexión al Trafo o a la red eléctrica. Como se ha comentado anteriormente tienen la ventaja que al ser para mayores potencias su número en una instalación es menor por lo que se facilita su montaje y diseño, pero por el contrario son más costosos y en caso de fallo la producción se ve reducida notablemente. También se pueden diferenciar por su topología: existiendo inversores AC, inversores tipo string e inversores centrales. - Inversor central: estos están configurados de un modo que provoca muchas pérdidas, cuando a un string le da sombra parcialmente, provoca desacoplamientos que dificultan el seguimiento de máxima potencia, además muchos strings en paralelo originan pérdidas por desacoplo del voltaje, pues el inversor trabaja a la tensión del string con menor voltaje. - Inversor tipo string: los conjuntos de módulos fotovoltaicos ya en estructuras separadas de un número en serie y otro en paralelo se unen directamente en el inversor, que cuenta con un número determinado de entradas. Estos inversores logran un alto voltaje y bajas corrientes lo que originan pérdidas muy mínimas y altos rendimientos. - Inversor AC: eliminan el cableado de continua y van conectados directamente a la línea de AC, pero deben llevar incorporados un convertidor DC-DC con MPPT, circuitos de filtrado, protecciones de AC, control anti-islanding, condensadores y un transformador de aislamiento, todo esto en un solo módulo. En general, los módulos AC han mostrado serios problemas tecnológicos relacionados con su fiabilidad, coste y eficiencia. Centro de Transformación: Abreviado CT. Es una instalación eléctrica donde se transforma la energía para su paso de alta o media tensión a media o baja tensión, para su uso. Los elementos principales de que suele estar montado un CT son: Transformadores, celdas (de entrada de línea, de seccionamiento, de remonte de medida y de protección del transformador) y de cuadros de baja tensión. Los distintos tipos de centro de transformación se pueden diferenciar por su lugar de instalación: - En edificios de obra civil: En el interior de un edificio, y en un local destinado para ese fin, normalmente en áreas metropolitanas. - Subterráneo: en el interior de un local o emplazamiento subterráneo al que se accede por una trampilla, normalmente en vías públicas. - En edificio prefabricado: instalado en el interior de un edificio prefabricado de hormigón o envolvente metálica. Principalmente en zonas rurales, o instalaciones alejadas de edificios. - A la intemperie: sobre poste (apoyo) de una línea de aérea de Alta tensión, suelen instalarse ahí en las zonas rurales. O también se pueden diferenciar por su situación en la red eléctrica: - CT de punta: cuando está situado al final de la línea, o solo hay uno en toda la línea. - De paso: cuando son intermedios entre dos CT, o con subestación. - De anillo: los que están alimentados por los dos extremos, típico en ciudades. ESTUDIO DE LA RENTABILIDAD: Realizaremos el estudio de la rentabilidad de los 3 sistemas posibles (instalación fija, con seguidores de 1 eje, y con seguidores de 2 ejes). Para ello se ha realizado un presupuesto y se ha supuesto que los distintos sistemas cuentas con los mismos componentes a excepción de las estructuras y del aumento de cableado que ello conlleva. Finalmente haremos una comparación entre los 3 sistemas, viendo las diferencias entre los precios de las instalaciones, las inversiones iníciales necesarias y el beneficio neto total, así como del VAN y del TIR de cada uno. SISTEMA DE INSTALACIÓN FIJA EN ESTRUCTURA CLAVADA AL SUELO: CÁLCULO DEL MARGEN OPERATIVO BRUTO A) Ingresos: Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Tarifa eléctrica para la venta a la red (Euros/kWh) 0,320 0,330 0,340 0,351 0,362 0,373 0,384 0,396 0,409 0,421 0,434 0,448 Tasa estimada de incremento de esa tarifa 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% Volumen de electricidad que se vende a la red (kWh) 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 145.000 143.840 Tasa estimada de incremento de ese volumen 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% -0,8% Ingresos derivados de la venta a la red 47.838 49.321 50.850 52.427 54.052 55.728 57.455 59.236 61.073 62.966 64.398 Otros ingresos derivados de la instalación 0 - - - - - - - - - - - Tasa estimada de incremento de esos ingresos 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Total de otros ingresos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL DE INGRESOS OPERATIVOS 47.838 49.321 50.850 52.427 54.052 55.728 57.455 59.236 61.073 62.966 64.398 B) Gastos: Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Mantenimiento de la instalación 1.300 1.339 1.379 1.421 1.463 1.507 1.552 1.599 1.647 1.696 1.747 Servicios, alquileres, seguros, derechos y otros 3.400 3.502 3.607 3.715 3.827 3.942 4.060 4.182 4.307 4.436 4.569 Tasa estimada de incremento de esos gastos 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Gastos de operación y mantenimiento - 4.700 4.841 4.986 5.136 5.290 5.449 5.612 5.780 5.954 6.132 6.316 TOTAL DE GASTOS OPERATIVOS 4.700 4.841 4.986 5.136 5.290 5.449 5.612 5.780 5.954 6.132 6.316 MARGEN OPERATIVO BRUTO 43.138 44.480 45.864 47.291 48.762 50.279 51.843 53.456 55.119 56.833 58.082 Porcentaje de incremento 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 3,11% 2,20% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 0,462 0,476 0,491 0,506 0,522 0,538 0,554 0,572 0,589 0,608 0,626 0,646 0,666 0,686 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 3,1% 142.689 141.548 140.415 139.292 138.178 137.072 135.976 134.888 133.809 132.738 131.676 130.623 129.578 128.541 -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% 65.864 67.362 68.895 70.462 72.065 73.705 75.382 77.097 78.851 80.645 82.480 84.357 86.276 88.239 - - - - - - - - - - - - - - 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65.864 67.362 68.895 70.462 72.065 73.705 75.382 77.097 78.851 80.645 82.480 84.357 86.276 88.239 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 1.800 1.853 1.909 1.966 2.025 2.086 2.149 2.213 2.280 2.348 2.418 2.491 2.566 2.643 4.706 4.848 4.993 5.143 5.297 5.456 5.620 5.788 5.962 6.141 6.325 6.515 6.710 6.911 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 6.506 6.701 6.902 7.109 7.322 7.542 7.768 8.001 8.241 8.489 8.743 9.006 9.276 9.554 6.506 6.701 6.902 7.109 7.322 7.542 7.768 8.001 8.241 8.489 8.743 9.006 9.276 9.554 59.358 60.661 61.993 63.353 64.743 66.163 67.614 69.096 70.610 72.156 73.737 75.351 77.000 78.685 2,20% 2,20% 2,20% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% 2,19% CÁLCULO DE LA AMORTIZACIÓN Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inversión inicial en inmovilizado 636.959 Período de amortización (años) 25 Inversión inicial en gastos amortizables - Período de amortización (años) 0 Amortización del inmovilizado 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 TOTAL AMORTIZACIÓN 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 Evolución del inmovilizado y de los gastos amortizables Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inmovilizado bruto a final de año 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 Amortización acumulada 0 25.478 50.957 76.435 101.913 127.392 152.870 178.349 203.827 229.305 254.784 280.262 Inmovilizado neto 636.959 611.481 586.002 560.524 535.046 509.567 484.089 458.610 433.132 407.654 382.175 356.697 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 636.959 305.740 331.219 356.697 382.175 407.654 433.132 458.610 484.089 509.567 535.046 560.524 586.002 611.481 636.959 331.219 305.740 280.262 254.784 229.305 203.827 178.349 152.870 127.392 101.913 76.435 50.957 25.478 0 CÁLCULO DEL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inversión en inmovilizado y gastos amortizables 636.959 Porcentaje que se financia con recursos propios 20% Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido 0% Porcentaje que se financia con deuda 80% Importe del capital inicial 127.392 Importe de la subvención - Importe inicial de la deuda 509.567 Plazo de amortización (años) 25 Principal a amortizar anualmente 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 Importe de la deuda a final de cada año 509.567 489.185 468.802 448.419 428.036 407.654 387.271 366.888 346.506 326.123 305.740 285.358 Importe medio de la deuda en cada año 499.376 478.993 458.610 438.228 417.845 397.462 377.080 356.697 336.314 315.932 295.549 Tipo de interés de referencia (Euribor u otro) 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% Margen sobre el Euribor 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% Tipo de interés de la deuda 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Interés anual 22.472 21.555 20.637 19.720 18.803 17.886 16.969 16.051 15.134 14.217 13.300 Servicio a la deuda anual (Interés + principal) 42.855 41.937 41.020 40.103 39.186 38.268 37.351 36.434 35.517 34.600 33.682 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 20.383 264.975 244.592 224.210 203.827 183.444 163.062 142.679 122.296 101.913 81.531 61.148 40.765 20.383 0 275.166 254.784 234.401 214.018 193.636 173.253 152.870 132.487 112.105 91.722 71.339 50.957 30.574 10.191 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 12.382 11.465 10.548 9.631 8.714 7.796 6.879 5.962 5.045 4.127 3.210 2.293 1.376 459 32.765 31.848 30.931 30.014 29.096 28.179 27.262 26.345 25.427 24.510 23.593 22.676 21.759 20.841 CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOS Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Ingresos operativos 47.838 49.321 50.850 52.427 54.052 55.728 57.455 59.236 61.073 62.966 64.398 Gastos operativos 4.700 4.841 4.986 5.136 5.290 5.449 5.612 5.780 5.954 6.132 6.316 Margen operativo bruto 43.138 44.480 45.864 47.291 48.762 50.279 51.843 53.456 55.119 56.833 58.082 - Amortización 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 - Intereses 22.472 21.555 20.637 19.720 18.803 17.886 16.969 16.051 15.134 14.217 13.300 Beneficio antes de impuestos -4.812 -2.553 -252 2.092 4.481 6.915 9.396 11.926 14.506 17.138 19.304 (Tipo impositivo) 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% - Impuestos 0 0 0 628 1.344 2.074 2.819 3.578 4.352 5.141 5.791 BENEFICIO NETO -4.812 -2.553 -252 1.465 3.136 4.840 6.577 8.348 10.154 11.997 13.513 Porcentaje de incremento -46,95% -90,14% -681,86% 114,15% 54,33% 35,88% 26,93% 21,63% 18,14% 12,64% CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Margen operativo bruto 43.138 44.480 45.864 47.291 48.762 50.279 51.843 53.456 55.119 56.833 58.082 - Impuestos 0 0 0 628 1.344 2.074 2.819 3.578 4.352 5.141 5.791 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 43.138 44.480 45.864 46.663 47.418 48.205 49.024 49.878 50.767 51.692 52.291 CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA (RCSD) Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda 43.138 44.480 45.864 46.663 47.418 48.205 49.024 49.878 50.767 51.692 52.291 Servicio a la deuda anual (SD) 42.855 41.937 41.020 40.103 39.186 38.268 37.351 36.434 35.517 34.600 33.682 Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 1,01 1,06 1,12 1,16 1,21 1,26 1,31 1,37 1,43 1,49 1,55 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 65.864 67.362 68.895 70.462 72.065 73.705 75.382 77.097 78.851 80.645 82.480 84.357 86.276 88.239 6.506 6.701 6.902 7.109 7.322 7.542 7.768 8.001 8.241 8.489 8.743 9.006 9.276 9.554 59.358 60.661 61.993 63.353 64.743 66.163 67.614 69.096 70.610 72.156 73.737 75.351 77.000 78.685 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 25.478 12.382 11.465 10.548 9.631 8.714 7.796 6.879 5.962 5.045 4.127 3.210 2.293 1.376 459 21.497 23.717 25.966 28.244 30.551 32.888 35.256 37.655 40.087 42.551 45.048 47.579 50.146 52.748 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 6.449 7.115 7.790 8.473 9.165 9.866 10.577 11.297 12.026 12.765 13.514 14.274 15.044 15.824 15.048 16.602 18.176 19.771 21.386 23.022 24.679 26.359 28.061 29.785 31.534 33.306 35.102 36.923 11,36% 10,33% 9,48% 8,77% 8,17% 7,65% 7,20% 6,81% 6,46% 6,15% 5,87% 5,62% 5,39% 5,19% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 59.358 60.661 61.993 63.353 64.743 66.163 67.614 69.096 70.610 72.156 73.737 75.351 77.000 78.685 6.449 7.115 7.790 8.473 9.165 9.866 10.577 11.297 12.026 12.765 13.514 14.274 15.044 15.824 52.909 53.546 54.203 54.880 55.578 56.296 57.037 57.799 58.584 59.391 60.222 61.077 61.956 62.860 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 52.909 53.546 54.203 54.880 55.578 56.296 57.037 57.799 58.584 59.391 60.222 61.077 61.956 62.860 32.765 31.848 30.931 30.014 29.096 28.179 27.262 26.345 25.427 24.510 23.593 22.676 21.759 20.841 1,61 1,68 1,75 1,83 1,91 2,00 2,09 2,19 2,30 2,42 2,55 2,69 2,85 3,02 CÁLCULO DEL BALANCE CÁLCULO DE LOS DIVIDENDOS DISTRIBUIBLES Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja para el servicio de la deuda (FCD) 0 43.138 44.480 45.864 46.663 47.418 48.205 49.024 49.878 50.767 51.692 52.291 Servicio de la deuda anual (SD) 0 42.855 41.937 41.020 40.103 39.186 38.268 37.351 36.434 35.517 34.600 33.682 Flujo de caja disponible para dividendos (FCDiv = FCD-SD) 0 284 2.543 4.844 6.560 8.232 9.936 11.673 13.444 15.250 17.092 18.608 FCDiv acumulado 0 284 2.827 7.671 14.231 22.463 32.399 44.072 57.516 72.766 89.858 108.467 CÁLCULO DEL VAN, TIR de la INVERSIÓN EN BASE A CAPITAL INVERTIDO Y DIVIDENDOS REPARTIBLES (sin considerar un valor residual del proyecto, que incluiría el remanente de la subvención). Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Capital invertido 159.600 Dividendos repartibles anualmente 0 284 2.543 4.844 6.560 8.232 9.936 11.673 13.444 15.250 17.092 18.608 Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Factor de descuento a esa tasa 1,0000 1,0300 1,0609 1,0927 1,1255 1,1593 1,1941 1,2299 1,2668 1,3048 1,3439 1,3842 Dividendos descontados 0 276 2.397 4.433 5.829 7.101 8.321 9.491 10.613 11.688 12.718 13.443 VA de los dividendos 331.026 VAN de la inversión 171.426 Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Esquema de la inversión -159.600 284 2.543 4.844 6.560 8.232 9.936 11.673 13.444 15.250 17.092 18.608 TIR de la inversión 8% Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Dividendos repartibles 0 284 2.543 4.844 6.560 8.232 9.936 11.673 13.444 15.250 17.092 18.608 Dividendos repartibles acumulados (A) 0 284 2.827 7.671 14.231 22.463 32.399 44.072 57.516 72.766 89.858 108.467 Capital invertido (B) 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 A - B -159.600 -159.316 -156.773 -151.929 -145.369 -137.137 -127.201 -115.528 -102.084 -86.834 -69.742 -51.133 CÁLCULO DE LA AMORTIZACIÓN Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inversión inicial en inmovilizado 739.654 Período de amortización (años) 25 Inversión inicial en gastos amortizables - Período de amortización (años) 0 Amortización del inmovilizado 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 TOTAL AMORTIZACIÓN 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 Evolución del inmovilizado y de los gastos amortizables Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inmovilizado bruto a final de año 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 Amortización acumulada 0 29.586 59.172 88.758 118.345 147.931 177.517 207.103 236.689 266.275 295.862 325.448 Inmovilizado neto 739.654 710.068 680.482 650.896 621.309 591.723 562.137 532.551 502.965 473.379 443.792 414.206 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 739.654 355.034 384.620 414.206 443.792 473.379 502.965 532.551 562.137 591.723 621.309 650.896 680.482 710.068 739.654 384.620 355.034 325.448 295.862 266.275 236.689 207.103 177.517 147.931 118.345 88.758 59.172 29.586 0 CÁLCULO DEL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Inversión en inmovilizado y gastos amortizables 739.654 Porcentaje que se financia con recursos propios 20% Porcentaje que se financia con subvención a fondo perdido 0% Porcentaje que se financia con deuda 80% Importe del capital inicial 147.931 Importe de la subvención - Importe inicial de la deuda 591.723 Plazo de amortización (años) 25 Principal a amortizar anualmente 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 Importe de la deuda a final de cada año 591.723 568.054 544.385 520.716 497.047 473.379 449.710 426.041 402.372 378.703 355.034 331.365 Importe medio de la deuda en cada año 579.889 556.220 532.551 508.882 485.213 461.544 437.875 414.206 390.537 366.868 343.199 Tipo de interés de referencia (Euribor u otro) 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% Margen sobre el Euribor 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% Tipo de interés de la deuda 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Interés anual 26.095 25.030 23.965 22.900 21.835 20.769 19.704 18.639 17.574 16.509 15.444 Servicio a la deuda anual (Interés + principal) 49.764 48.699 47.634 46.569 45.504 44.438 43.373 42.308 41.243 40.178 39.113 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 23.669 307.696 284.027 260.358 236.689 213.020 189.351 165.682 142.014 118.345 94.676 71.007 47.338 23.669 0 319.531 295.862 272.193 248.524 224.855 201.186 177.517 153.848 130.179 106.510 82.841 59.172 35.503 11.834 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 14.379 13.314 12.249 11.184 10.118 9.053 7.988 6.923 5.858 4.793 3.728 2.663 1.598 533 38.048 36.983 35.918 34.852 33.787 32.722 31.657 30.592 29.527 28.462 27.397 26.332 25.267 24.201 CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOS Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Ingresos operativos 62.355 64.288 66.281 68.336 70.454 72.638 74.890 77.211 79.605 82.073 83.940 Gastos operativos 9.170 9.445 9.728 10.020 10.321 10.631 10.949 11.278 11.616 11.965 12.324 Margen operativo bruto 53.185 54.843 56.552 58.315 60.133 62.007 63.940 65.933 67.989 70.108 71.616 - Amortización 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 - Intereses 26.095 25.030 23.965 22.900 21.835 20.769 19.704 18.639 17.574 16.509 15.444 Beneficio antes de impuestos -2.496 227 3.001 5.829 8.712 11.652 14.650 17.708 20.828 24.013 26.586 (Tipo impositivo) 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% - Impuestos 0 68 900 1.749 2.614 3.496 4.395 5.312 6.248 7.204 7.976 BENEFICIO NETO -2.496 159 2.101 4.081 6.099 8.156 10.255 12.396 14.580 16.809 18.610 Porcentaje de incremento -106,36% 1223,78% 94,22% 49,45% 33,74% 25,73% 20,88% 17,62% 15,29% 10,72% CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Margen operativo bruto 53.185 54.843 56.552 58.315 60.133 62.007 63.940 65.933 67.989 70.108 71.616 - Impuestos 0 68 900 1.749 2.614 3.496 4.395 5.312 6.248 7.204 7.976 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 53.185 54.775 55.652 56.566 57.519 58.512 59.545 60.621 61.740 62.904 63.640 CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA (RCSD) Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda 53.185 54.775 55.652 56.566 57.519 58.512 59.545 60.621 61.740 62.904 63.640 Servicio a la deuda anual (SD) 49.764 48.699 47.634 46.569 45.504 44.438 43.373 42.308 41.243 40.178 39.113 Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 1,07 1,12 1,17 1,21 1,26 1,32 1,37 1,43 1,50 1,57 1,63 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 85.850 87.803 89.801 91.844 93.933 96.071 98.256 100.492 102.778 105.117 107.508 109.954 112.456 115.015 12.693 13.074 13.466 13.870 14.287 14.715 15.157 15.611 16.080 16.562 17.059 17.571 18.098 18.641 73.156 74.729 76.334 77.973 79.647 81.356 83.100 84.881 86.699 88.555 90.450 92.384 94.358 96.374 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 29.586 14.379 13.314 12.249 11.184 10.118 9.053 7.988 6.923 5.858 4.793 3.728 2.663 1.598 533 29.191 31.829 34.499 37.204 39.942 42.716 45.525 48.371 51.255 54.176 57.136 60.135 63.175 66.255 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 8.757 9.549 10.350 11.161 11.983 12.815 13.658 14.511 15.376 16.253 17.141 18.040 18.952 19.877 20.434 22.280 24.150 26.043 27.960 29.901 31.868 33.860 35.878 37.923 39.995 42.094 44.222 46.379 9,80% 9,04% 8,39% 7,84% 7,36% 6,94% 6,58% 6,25% 5,96% 5,70% 5,46% 5,25% 5,05% 4,88% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 73.156 74.729 76.334 77.973 79.647 81.356 83.100 84.881 86.699 88.555 90.450 92.384 94.358 96.374 8.757 9.549 10.350 11.161 11.983 12.815 13.658 14.511 15.376 16.253 17.141 18.040 18.952 19.877 64.399 65.180 65.984 66.812 67.664 68.541 69.442 70.369 71.322 72.302 73.309 74.343 75.406 76.497 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 64.399 65.180 65.984 66.812 67.664 68.541 69.442 70.369 71.322 72.302 73.309 74.343 75.406 76.497 38.048 36.983 35.918 34.852 33.787 32.722 31.657 30.592 29.527 28.462 27.397 26.332 25.267 24.201 1,69 1,76 1,84 1,92 2,00 2,09 2,19 2,30 2,42 2,54 2,68 2,82 2,98 3,16 CÁLCULO DEL BALANCE CÁLCULO DE LOS DIVIDENDOS DISTRIBUIBLES Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja para el servicio de la deuda (FCD) 0 53.185 54.775 55.652 56.566 57.519 58.512 59.545 60.621 61.740 62.904 63.640 Servicio de la deuda anual (SD) 0 49.764 48.699 47.634 46.569 45.504 44.438 43.373 42.308 41.243 40.178 39.113 Flujo de caja disponible para dividendos (FCDiv = FCD-SD) 0 3.421 6.076 8.018 9.998 12.016 14.073 16.172 18.313 20.497 22.726 24.528 FCDiv acumulado 0 3.421 9.497 17.515 27.513 39.529 53.602 69.774 88.087 108.584 131.310 155.838 CÁLCULO DEL VAN, TIR EN BASE A CAPITAL INVERTIDO Y DIVIDENDOS REPARTIBLES (sin considerar un valor residual del proyecto, que incluiría el remanente de la subvención). Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Capital invertido 159.600 Dividendos repartibles anualmente 0 3.421 6.076 8.018 9.998 12.016 14.073 16.172 18.313 20.497 22.726 24.528 Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Factor de descuento a esa tasa 1,0000 1,0300 1,0609 1,0927 1,1255 1,1593 1,1941 1,2299 1,2668 1,3048 1,3439 1,3842 Dividendos descontados 0 3.321 5.727 7.338 8.883 10.365 11.786 13.149 14.456 15.709 16.910 17.719 VA de los dividendos 435.738 VAN de la inversión 276.138 Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Esquema de la inversión -159.600 3.421 6.076 8.018 9.998 12.016 14.073 16.172 18.313 20.497 22.726 24.528 TIR de la inversión 11% Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Dividendos repartibles 0 3.421 6.076 8.018 9.998 12.016 14.073 16.172 18.313 20.497 22.726 24.528 Dividendos repartibles acumulados (A) 0 3.421 9.497 17.515 27.513 39.529 53.602 69.774 88.087 108.584 131.310 155.838 Capital invertido (B) 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 A - B -159.600 -156.179 -150.103 -142.085 -132.087 -120.071 -105.998 -89.826 -71.513 -51.016 -28.290 -3.762 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 64.399 65.180 65.984 66.812 67.664 68.541 69.442 70.369 71.322 72.302 73.309 74.343 75.406 76.497 38.048 36.983 35.918 34.852 33.787 32.722 31.657 30.592 29.527 28.462 27.397 26.332 25.267 24.201 26.351 28.197 30.067 31.960 33.877 35.818 37.785 39.777 41.795 43.840 45.912 48.012 50.139 52.296 182.189 210.386 240.453 272.413 306.290 342.108 379.893 419.670 461.466 505.306 551.218 599.230 649.369 701.665 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.351 28.197 30.067 31.960 33.877 35.818 37.785 39.777 41.795 43.840 45.912 48.012 50.139 52.296 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 1,4258 1,4685 1,5126 1,5580 1,6047 1,6528 1,7024 1,7535 1,8061 1,8603 1,9161 1,9736 2,0328 2,0938 18.482 19.201 19.878 20.514 21.111 21.671 22.195 22.684 23.141 23.566 23.961 24.327 24.665 24.977 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.351 28.197 30.067 31.960 33.877 35.818 37.785 39.777 41.795 43.840 45.912 48.012 50.139 52.296 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.351 28.197 30.067 31.960 33.877 35.818 37.785 39.777 41.795 43.840 45.912 48.012 50.139 52.296 182.189 210.386 240.453 272.413 306.290 342.108 379.893 419.670 461.466 505.306 551.218 599.230 649.369 701.665 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 22.589 50.786 80.853 112.813 146.690 182.508 220.293 260.070 301.866 345.706 391.618 439.630 489.769 542.065 CUADRO RESUMEN DEL PROYECTO: HIPÓTESIS Y RESULTADOS INSTALACIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA ASPECTOS OPERATIVOS Inflaciones previstas para esas estimaciones iniciales: Volúmenes iniciales: Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Venta de electricidad a la red (kWh) 189.000 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,80% Otros ingresos derivados de la instalación 0 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Precios iniciales: Tarifa eléctrica de venta a la red 0,320 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% Mantenimiento de la instalación 3.300 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% Servicios, alquileres, seguros, derechos y otros 5.870 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROS Total de la inversión 739.654 A financiar con recursos propios 147.931 A financiar con subvención a fondo perdido 0 A financiar con deuda 591.723 Plazo de devolución 25 Tipo de interés 4,50% Tasa de descuento aplicada para calcular el VAN de la inversión 3% RESULTADOS Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Total de ingresos operativos 0 62.355 64.288 66.281 68.336 70.454 72.638 74.890 77.211 79.605 82.073 83.940 Margen operativo bruto 0 53.185 54.843 56.552 58.315 60.133 62.007 63.940 65.933 67.989 70.108 71.616 Beneficio neto 0 -2.496 159 2.101 4.081 6.099 8.156 10.255 12.396 14.580 16.809 18.610 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 0 53.185 54.775 55.652 56.566 57.519 58.512 59.545 60.621 61.740 62.904 63.640 Servicio a la deuda anual 0 49.764 48.699 47.634 46.569 45.504 44.438 43.373 42.308 41.243 40.178 39.113 Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 0,00 1,07 1,12 1,17 1,21 1,26 1,32 1,37 1,43 1,50 1,57 1,63 Dividendos distribuibles anualmente 0 VAN de la inversión para el accionista 276.138 TIR de la inversión para el accionista 11% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 85.850 87.803 89.801 91.844 93.933 96.071 98.256 100.492 102.778 105.117 107.508 109.954 112.456 115.015 73.156 74.729 76.334 77.973 79.647 81.356 83.100 84.881 86.699 88.555 90.450 92.384 94.358 96.374 20.434 22.280 24.150 26.043 27.960 29.901 31.868 33.860 35.878 37.923 39.995 42.094 44.222 46.379 64.399 65.180 65.984 66.812 67.664 68.541 69.442 70.369 71.322 72.302 73.309 74.343 75.406 76.497 38.048 36.983 35.918 34.852 33.787 32.722 31.657 30.592 29.527 28.462 27.397 26.332 25.267 24.201 1,69 1,76 1,84 1,92 2,00 2,09 2,19 2,30 2,42 2,54 2,68 2,82 2,98 3,16 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 24.459 317.973 293.514 269.054 244.595 220.135 195.676 171.216 146.757 122.297 97.838 73.378 48.919 24.459 0 330.203 305.744 281.284 256.825 232.365 207.906 183.446 158.987 134.527 110.068 85.608 61.149 36.689 12.230 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 4,00% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% 4,50% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 14.859 13.758 12.658 11.557 10.456 9.356 8.255 7.154 6.054 4.953 3.852 2.752 1.651 550 39.319 38.218 37.117 36.017 34.916 33.815 32.715 31.614 30.513 29.413 28.312 27.211 26.111 25.010 CÁLCULO DE LA CUENTA DE RESULTADOS Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Ingresos operativos 64.004 65.989 68.034 70.143 72.318 74.560 76.871 79.254 81.711 84.244 86.161 Gastos operativos 9.700 9.991 10.291 10.599 10.917 11.245 11.582 11.930 12.288 12.656 13.036 Margen operativo bruto 54.304 55.998 57.744 59.544 61.400 63.315 65.289 67.324 69.423 71.588 73.125 - Amortización 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 - Intereses 26.967 25.866 24.765 23.665 22.564 21.463 20.363 19.262 18.161 17.060 15.960 Beneficio antes de impuestos -3.236 -443 2.404 5.305 8.262 11.277 14.352 17.488 20.688 23.953 26.590 (Tipo impositivo) 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% - Impuestos 0 0 721 1.591 2.479 3.383 4.306 5.246 6.206 7.186 7.977 BENEFICIO NETO -3.236 -443 1.683 3.713 5.783 7.894 10.046 12.242 14.481 16.767 18.613 Porcentaje de incremento -86,32% -480,16% 120,68% 55,74% 36,49% 27,26% 21,85% 18,30% 15,78% 11,01% CÁLCULO DEL FLUJO DE FONDOS PARA EL SERVICIO DE LA DEUDA Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Margen operativo bruto 54.304 55.998 57.744 59.544 61.400 63.315 65.289 67.324 69.423 71.588 73.125 - Impuestos 0 0 721 1.591 2.479 3.383 4.306 5.246 6.206 7.186 7.977 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 54.304 55.998 57.022 57.952 58.922 59.932 60.983 62.078 63.217 64.402 65.147 CÁLCULO DEL RATIO DE COBERTURA DEL SERVICIO ANUAL DE LA DEUDA (RCSD) Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda 54.304 55.998 57.022 57.952 58.922 59.932 60.983 62.078 63.217 64.402 65.147 Servicio a la deuda anual (SD) 51.426 50.325 49.225 48.124 47.023 45.923 44.822 43.721 42.621 41.520 40.419 Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 1,06 1,11 1,16 1,20 1,25 1,31 1,36 1,42 1,48 1,55 1,61 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 88.121 90.126 92.176 94.274 96.419 98.612 100.856 103.151 105.497 107.898 110.353 112.863 115.431 118.057 13.427 13.830 14.245 14.672 15.112 15.566 16.033 16.514 17.009 17.519 18.045 18.586 19.144 19.718 74.694 76.296 77.932 79.601 81.306 83.047 84.823 86.637 88.488 90.378 92.308 94.277 96.287 98.339 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 30.574 14.859 13.758 12.658 11.557 10.456 9.356 8.255 7.154 6.054 4.953 3.852 2.752 1.651 550 29.260 31.963 34.699 37.470 40.275 43.116 45.994 48.908 51.860 54.851 57.881 60.951 64.062 67.215 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 8.778 9.589 10.410 11.241 12.083 12.935 13.798 14.672 15.558 16.455 17.364 18.285 19.219 20.164 20.482 22.374 24.290 26.229 28.193 30.182 32.196 34.236 36.302 38.396 40.517 42.666 44.843 47.050 10,04% 9,24% 8,56% 7,98% 7,49% 7,05% 6,67% 6,34% 6,04% 5,77% 5,52% 5,30% 5,10% 4,92% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 74.694 76.296 77.932 79.601 81.306 83.047 84.823 86.637 88.488 90.378 92.308 94.277 96.287 98.339 8.778 9.589 10.410 11.241 12.083 12.935 13.798 14.672 15.558 16.455 17.364 18.285 19.219 20.164 65.916 66.707 67.522 68.360 69.224 70.112 71.025 71.964 72.930 73.923 74.943 75.992 77.069 78.175 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 65.916 66.707 67.522 68.360 69.224 70.112 71.025 71.964 72.930 73.923 74.943 75.992 77.069 78.175 39.319 38.218 37.117 36.017 34.916 33.815 32.715 31.614 30.513 29.413 28.312 27.211 26.111 25.010 1,68 1,75 1,82 1,90 1,98 2,07 2,17 2,28 2,39 2,51 2,65 2,79 2,95 3,13 CÁLCULO DEL BALANCE CÁLCULO DE LOS DIVIDENDOS DISTRIBUIBLES Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Flujo de caja para el servicio de la deuda (FCD) 0 54.304 55.998 57.022 57.952 58.922 59.932 60.983 62.078 63.217 64.402 65.147 Servicio de la deuda anual (SD) 0 51.426 50.325 49.225 48.124 47.023 45.923 44.822 43.721 42.621 41.520 40.419 Flujo de caja disponible para dividendos (FCDiv = FCD-SD) 0 2.878 5.672 7.798 9.828 11.898 14.009 16.161 18.356 20.596 22.882 24.728 FCDiv acumulado 0 2.878 8.551 16.348 26.177 38.075 52.084 68.245 86.601 107.198 130.079 154.808 CÁLCULO DEL VAN, TIR DE LA INVERSIÓN EN BASE A CAPITAL INVERTIDO Y DIVIDENDOS REPARTIBLES (sin considerar un valor residual del proyecto, que incluiría el remanente de la subvención). Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Capital invertido 159.600 Dividendos repartibles anualmente 0 2.878 5.672 7.798 9.828 11.898 14.009 16.161 18.356 20.596 22.882 24.728 Tasa de descuento aplicable para calcular el VAN 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Factor de descuento a esa tasa 1,0000 1,0300 1,0609 1,0927 1,1255 1,1593 1,1941 1,2299 1,2668 1,3048 1,3439 1,3842 Dividendos descontados 0 2.795 5.347 7.136 8.732 10.264 11.732 13.140 14.491 15.785 17.026 17.864 VA de los dividendos 439.007 VAN de la inversión 279.407 Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Esquema de la inversión -159.600 2.878 5.672 7.798 9.828 11.898 14.009 16.161 18.356 20.596 22.882 24.728 TIR de la inversión 11% Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Dividendos repartibles 0 2.878 5.672 7.798 9.828 11.898 14.009 16.161 18.356 20.596 22.882 24.728 Dividendos repartibles acumulados (A) 0 2.878 8.551 16.348 26.177 38.075 52.084 68.245 86.601 107.198 130.079 154.808 Capital invertido (B) 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 A - B -159.600 -156.722 -151.049 -143.252 -133.423 -121.525 -107.516 -91.355 -72.999 -52.402 -29.521 -4.792 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 65.916 66.707 67.522 68.360 69.224 70.112 71.025 71.964 72.930 73.923 74.943 75.992 77.069 78.175 39.319 38.218 37.117 36.017 34.916 33.815 32.715 31.614 30.513 29.413 28.312 27.211 26.111 25.010 26.597 28.489 30.405 32.344 34.308 36.296 38.311 40.351 42.417 44.511 46.632 48.781 50.958 53.165 181.405 209.894 240.298 272.642 306.950 343.246 381.557 421.907 464.324 508.835 555.466 604.247 655.205 708.370 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.597 28.489 30.405 32.344 34.308 36.296 38.311 40.351 42.417 44.511 46.632 48.781 50.958 53.165 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 1,4258 1,4685 1,5126 1,5580 1,6047 1,6528 1,7024 1,7535 1,8061 1,8603 1,9161 1,9736 2,0328 2,0938 18.655 19.400 20.101 20.760 21.379 21.960 22.503 23.011 23.485 23.927 24.337 24.717 25.068 25.392 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.597 28.489 30.405 32.344 34.308 36.296 38.311 40.351 42.417 44.511 46.632 48.781 50.958 53.165 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 26.597 28.489 30.405 32.344 34.308 36.296 38.311 40.351 42.417 44.511 46.632 48.781 50.958 53.165 181.405 209.894 240.298 272.642 306.950 343.246 381.557 421.907 464.324 508.835 555.466 604.247 655.205 708.370 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 159.600 21.805 50.294 80.698 113.042 147.350 183.646 221.957 262.307 304.724 349.235 395.866 444.647 495.605 548.770 CUADRO RESUMEN DEL PROYECTO: HIPÓTESIS Y RESULTADOS ASPECTOS OPERATIVOS Inflaciones previstas para esas estimaciones iniciales: Volúmenes iniciales: Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Venta de electricidad a la red (kWh) 194.000 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% -0,80% Otros ingresos derivados de la instalación 0 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% Precios iniciales: Tarifa eléctrica de venta a la red 0,320 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% Mantenimiento de la instalación 3.300 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% Servicios, alquileres, seguros, derechos y otros 6.400 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% ASPECTOS ECONÓMICO-FINANCIEROS Total de la inversión 764.359 A financiar con recursos propios 152.872 A financiar con subvención a fondo perdido 0 A financiar con deuda 611.487 Plazo de devolución 25 Tipo de interés 4,50% Tasa de descuento aplicada para calcular el VAN de la inversión 3% RESULTADOS Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Total de ingresos operativos 0 64.004 65.989 68.034 70.143 72.318 74.560 76.871 79.254 81.711 84.244 86.161 Margen operativo bruto 0 54.304 55.998 57.744 59.544 61.400 63.315 65.289 67.324 69.423 71.588 73.125 Beneficio neto 0 -3.236 -443 1.683 3.713 5.783 7.894 10.046 12.242 14.481 16.767 18.613 Flujo de caja disponible para el servicio de la deuda (FCD) 0 54.304 55.998 57.022 57.952 58.922 59.932 60.983 62.078 63.217 64.402 65.147 Servicio a la deuda anual 0 51.426 50.325 49.225 48.124 47.023 45.923 44.822 43.721 42.621 41.520 40.419 Ratio de cobertura del servicio anual de la deuda (RCSD) 0,00 1,06 1,11 1,16 1,20 1,25 1,31 1,36 1,42 1,48 1,55 1,61 Dividendos distribuibles anualmente 0 VAN de la inversión para el accionista 279.407 TIR de la inversión para el accionista 11% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% -0,80% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,10% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% 3,00% Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 88.121 90.126 92.176 94.274 96.419 98.612 100.856 103.151 105.497 107.898 110.353 112.863 115.431 118.057 74.694 76.296 77.932 79.601 81.306 83.047 84.823 86.637 88.488 90.378 92.308 94.277 96.287 98.339 20.482 22.374 24.290 26.229 28.193 30.182 32.196 34.236 36.302 38.396 40.517 42.666 44.843 47.050 65.916 66.707 67.522 68.360 69.224 70.112 71.025 71.964 72.930 73.923 74.943 75.992 77.069 78.175 39.319 38.218 37.117 36.017 34.916 33.815 32.715 31.614 30.513 29.413 28.312 27.211 26.111 25.010 1,68 1,75 1,82 1,90 1,98 2,07 2,17 2,28 2,39 2,51 2,65 2,79 2,95 3,13 Una vez realizados los estudios de rentabilidad los expondremos en un resumen de gráficos para su mejor entendimiento. Empezaremos con la comparación del coste total de la instalación. Como se observa y se ha comentado con anterioridad, la instalación de doble eje es la más cara, seguida por la de seguimiento de un solo eje y la más económica es la instalación fija siendo un 16,7% más barata que la de seguimiento de doble eje. Continuamos con la comparación de la inversión inicial pues el 80% de la inversión lo tenemos subvencionado por el IDAE-ICO, por lo que tenemos que hacer una inversión inicial del 20% del coste total de la instalación. - 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 precio total de la instalación € 636.959 739.654 764.359 Sistema fijo Seguidor de 1 eje Seguidor de 2 ejes - 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 160.000 inversión inicial € 127.392 147931 152872 Sistema fijo Seguidor de 1 eje Seguidor de 2 ejes Naturalmente cuanto menor es el coste total de la instalación, menor será la inversión inicial por lo tanto el sistema que menor inversión requiere es el sistema de instalación fijo. Como principal dato económico compararemos los beneficios netos de cada una de las tres instalaciones suponiendo que ninguna sufre nunca una avería y deja de producir energía. A la vista de los datos obtenemos que el sistema de seguimiento de doble eje es el que más beneficios nos da y por el contrario el sistema fijo es el que menos, un 25,8% menos respecto al más rentable. Comparativas del VAN y del TIR El Valor actual neto también conocido valor actualizado neto, o VAN, es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en descontar al momento actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual neto del proyecto. Este es uno de los criterios económicos más utilizados a la hora de evaluar un proyecto de inversión. Consiste en ver la equivalencia desde el año 0 de la instalación, de los flujos de efectivo que genera dicho proyecto y compararlo con el desembolso inicial. Cuando el Van es superior al desembolso inicial, quiere decir que el proyecto puede ser aceptado. SISTEMA DE LA INSTALACIÓN VAN Sistema con estructura fija 171.426 Sistema de seguimiento de 1 eje 276.138 Sistema de seguimiento de 2 eje 279.407 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 beneficio neto 412168 553734 555499 Sistema fijo seguidor de 1 eje seguidor de 2 ejes Centros de transformación Al hablar de los centros de transformación tenemos que tener en cuenta que dentro de los distintos tipos vistos anteriormente, los que más nos interesan son los más comunes para ambientes rurales, y estos son los localizados en postes o apoyos, y los situados en edificios prefabricados, ya que los de tipo subterráneo conllevan un importante sobrecoste debido a la realización de la zanja para su instalación, por lo que los desecharemos directamente. De los dos tipos que nos quedan el propietario en su antigua instalación dispone de transformadores sobre postes, y al estar en medio de la montaña, con condiciones ambientales duras y a pesar de las protecciones físicas con las que cuentan ha tenido que realizar numerosas tareas de mantenimiento y reparación, por lo que nos tendremos que decantar directamente por los centros de transformación instalados en edificios prefabricados. Para este componente vamos a elegir directamente uno de los modelos de la casa ORMAZABAL, por su fiabilidad demostrada, por los datos recogidos en diversos medios como por ejemplo revistas y foros especializados, por el gran número de edificios de esta empresa que se han instalado por toda España, y sobre todo por las muchísimas facilidades que aportan a la hora de la instalación, pues ellos mismos te instalan la caseta, con el transformador y sus respectivas celdas de Mt y su cuadro de BT, realizan así mismo el cableado del edificio, y también un breve estudio eléctrico para la correcta elección de todos sus componentes con la aplicación amikit3.0. Por todo ello y con la intención de resguardar de la intemperie los inversores se ha elegido el modelo PFU-5 de la empresa ORMAZABAL, con doble puerta para acceso a la sala con los inversores y la aparamenta del transformador, y la otra para acceso al transformador. MEMORIA UBICACIÓN La instalación estará ubicada en una parcela rústica de Yebra de Basa, municipio de la provincia de Huesca. Ver planos de ubicación en el anexo correspondiente. Los datos catastrales de la parcela son los siguientes:  Referencia catastral: 22347ª001002230000LG  Provincia: Huesca  Municipio: Yebra de Basa  Paraje: Paul  Polígono: 1  Parcela: 223  Área: 1,3279 Hectáreas NORMATIVA  Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red PCT-C Rev.-octubre 2002 IDEA  Ley 54/1997 del sector eléctrico que establece los principios de un modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial.  RD 2224/1998 por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.  RD 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeración.  RD 1663/2000 sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de distribución.  RD 3490 /2000 en el que se fija el coste de la 1ª verificación de la instalación fotovoltaica conectada a red.  RD 841/2002 por el que se regula para instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida.  RD 842/2002 por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.E.B.T 2002)  RD 3275/1982 sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad, en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, así como las órdenes de 6 de Julio de 1984, de 18 de Octubre de 1984 y de 27 de Noviembre de 1987, por las que se aprueban y actualizan las instrucciones técnicas complementarias sobre dicho reglamento.  Decreto de 12 de Marzo de 1954 por el que se aprueba el Reglamento de verificaciones eléctricas y regularidad en el suministro de energía.  RD 3151/1968 por el que se aprueba el Reglamento técnico de líneas eléctricas de alta tensión.  Normativa particular ERZ-Endesa (mayo 1992)  Recomendaciones UNESA  Normalización Normas UNE  Ley 31/1995 sobre prevención de riesgos laborales.  RD 1627/97 sobre disposiciones mínimas en materia de seguridad y salud en las obras de construcción.  RD 485/1997 sobre disposiciones mínimas en materia de seguridad y salud en las obras de construcción.  RD 1215/1997 sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.  RD 773/1997 sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual  RD 661/2007 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.  RD 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 RD 661/2007 de 25 de mayo, para dicha tecnología.  RD 1663/2002 sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.  REAL DECRETO 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.  Condiciones impuestas por los organismos públicos afectados y ordenanzas municipales.  Resolución 31 de mayo 2001 por las que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red de baja tensión.  Reglamento electrotécnico de baja tensión RBT  Norma básica de la Edificación NBE DATOS DE PARTIDA Actividad El uso actual de la parcela es el cultivo de secano. Edificaciones e instalaciones No existe en este momento ninguna edificación levantada en la parcela Climatología La climatología de la zona viene descrita por los siguientes parámetros, extraídos del Ninyerola M, Pons X y Roure JM. 2005. Atlas Climático Digital de la Península Ibérica. Metodología y aplicaciones en bioclimatología y geobotánica. ISBN 932860-8-7. Universidad Autónoma de Barcelona, Bellaterra. Municipio: Yebra de Basa Provincia: Huesca Comunidad Autónoma: Aragón País: España Enero  Pluviometría (mm): 81,30003  Temperatura mínima (ºC): -3,100000  Temperatura máxima (ºC): 6,000000  Temperatura media (ºC): 1,400000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 996,000000 Febrero  Pluviometría (mm): 61,200001  Temperatura mínima (ºC): -2,70000  Temperatura máxima (ºC): 7,20000  Temperatura media (ºC): 2,300000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1449,00000 Marzo  Pluviometría (mm): 46,200001  Temperatura mínima (ºC): -1,100000  Temperatura máxima (ºC): 10,40000  Temperatura media (ºC):4,800000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2094,00000 Abril  Pluviometría (mm): 80,199997  Temperatura mínima (ºC): 0,800000  Temperatura máxima (ºC): 12,10000  Temperatura media (ºC): 6,50000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2703,00000 Mayo  Pluviometría (mm): 100,099998  Temperatura mínima (ºC): 4,600000  Temperatura máxima (ºC): 16,799999  Temperatura media (ºC): 10,600000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3114,000000 Junio  Pluviometría (mm): 80,300003  Temperatura mínima (ºC): 7,90000  Temperatura máxima (ºC): 21,90000  Temperatura media (ºC): 14,900000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3114,00000 Julio  Pluviometría (mm): 48,099998  Temperatura mínima (ºC): 11,000000  Temperatura máxima (ºC):26,700001  Temperatura media (ºC): 19,00000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 3176,000000 Agosto  Pluviometría (mm): 61,900002  Temperatura mínima (ºC):11,000000  Temperatura máxima (ºC):26,299999  Temperatura media (ºC):18,700001  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2858,000000 Septiembre  Pluviometría (mm): 79,099998  Temperatura mínima (ºC): 8,100000  Temperatura máxima (ºC): 21,799999  Temperatura media (ºC): 14,900000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 2321,000000 Octubre  Pluviometría (mm): 84,099998  Temperatura mínima (ºC): 4,300000  Temperatura máxima (ºC): 15,500000  Temperatura media (ºC): 9,800000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1682,000000 Noviembre  Pluviometría (mm): 89,8000003  Temperatura mínima (ºC): 0,100000  Temperatura máxima (ºC): 9,800000  Temperatura media (ºC): 5,200000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 1117,000000 Diciembre  Pluviometría (mm): 105,900002  Temperatura mínima (ºC): -2,100000  Temperatura máxima (ºC): 6,600000  Temperatura media (ºC): 2,300000  Radiación solar (10 kJ/(m2*día*micrómetro)): 837,000000 También hemos de considerar otros datos como son las temperaturas máximas y mínimas alcanzadas en la zona. Los siguientes datos pertenecen a la estación meteorológica termopluviométrica de Yebra de Basa, que registró mediciones de temperatura desde 1970 hasta 1996:  Temperatura media anual (ºC): 10,3  Temperatura media de las máximas en el mes más cálido (ºC):27,4  Temperatura media de mínimas en el mes más frío (ºC): -2,1  Temperatura media mínima anual (ºC):-10,9 Características del emplazamiento La parcela objeto de este proyecto se encuentra en el paraje denominado de Landra y no cuenta ni con barreras naturales ni artificiales que puedan dificultar la penetración de la radiación solar. La parcela es plana y no serán necesarios trabajos de desmonte ni allanado. El número asignado a cada tarjeta de comunicaciones debe expresarse en codificación binaria, de acuerdo a la siguiente tabla. Cada tarjeta debe tener un número diferente. El número cero está reservado, no debe ser usado como identificador. Se usan solo dos inversores, pero se implementan todos los microinterruptores para futuras ampliaciones. Los extremos de la línea del bus RS-485 deben de incluir una resistencia final de bus de impedancia igual a la impedancia del cable que forma el bus. Cableado entre tarjetas Las tarjetas de los inversores se unirán mediante pares de cobre trenzado y apantallados con el fin de disminuir las interferencias electromagnéticas que pueda producir el cableado de potencia cercano. Se instalará un cable de cuatro hilos de cobre trenzado y apantallado, realizándose las conexiones indicadas en este proyecto, y se dejarán como reserva un par de hilos. Para la comunicación a través de la línea RS-485 mediante pares de hilos trenzados, son posibles dos configuraciones, la formada por dos hilos y la formada por cuatro hilos. En esta instalación se usará la configuración formada por dos hilos. El modo de cableado se muestra a continuación. Para conseguir este modo de trabajo se debe configurar la tarjeta de control mediante el <<jumper>> JP2 en la posición indicada en la figura anterior. Protocolo de comunicación La configuración de la comunicación es:  9600 baudios  8 bits de datos  No paridad  2 bits de stop El protocolo de comunicaciones es el estándar MODBUS. Entradas analógicas adicionales Por medio de una ampliación del hardware es posible la instalación de una tarjeta de entradas analógicas adicionales, permitiendo al inversor leer y almacenar en su memoria interna los valores de dos señales eléctricas analógicas. Dichas señales eléctricas pueden ser de corriente, en el rango de 0-20mA, o de tensión, en el rango de 0-10 Vdc. En este caso particular serán señales generadas por captador de variables físicas externas como la temperatura y la irradiancia solar. La célula de radiación, por medio de un convertidor, generará una tensión proporcional en bornes variable entre 0 y 8 Vdc. cuando la radiación solar varíe entre 0 y 1200 W/𝑚2; La sonda de temperatura, por medio de un convertidor, generará una corriente proporcional en bornes variable entre 0 y 20mA cuando la temperatura varíe entre -50 y 100°C. Estas nuevas variables serán también monitorizables on-line desde el programa para PC Ingecon Sun Monitor, que es el software que el fabricante de los inversores suministra para su control. La tarjeta se instala sobre la tarjeta de control del inversor. Ofrece dos entradas que comparten un mismo punto de referencia. Las entradas están protegidas contra sobretensiones, transitorias o continuadas. Mediante los dos <<jumpers>> se configura cada entrada para recibir señales de corriente o tensión. En la siguiente figura se muestra la conexión de la tarjeta. Jumpers Tipo de entrada JP1 cerrado AI_1 es una entrada de corriente 0-20mA JP1 abierto AI_1 es una entrada en tensión 0-10Vdc Idem para JP2 y AI_2 Para la conexión se deben de llevar las señales eléctricas de los captadores a las bornas de la tarjeta de Entradas Analógicas. Las señales dadas por la célula calibrada para la medida de la radiación solar y un captador de temperatura serán las que se conectarán a la tarjeta de ampliación. La célula, por medio de un convertidor, se ofrece un rango de tensiones entre 0 y 8Vdc de correspondiente a valores de radiación entre 0 y 1200 W/𝑚2 respectivamente. El segundo, por medio de una resistencia PT100 y un convertidor ofrece un rango de corrientes entre 0 y 20mA correspondientes a temperaturas de entre -50 y 100°C respectivamente. La conexión se efectuará como sigue:  Aplicar la tensión del captador de radiación a la borna AI_1 con referencia a la borna GND.  Retirar el <<jumper>> JP1 ya que se trata de una señal en tensión.  Aplicar la corriente dada por el captador de temperatura a al borna AI_2 (polo positivo de la tensión generada por el captador) con referencia a al borna GND.  Mantener el <<jumper>> JP2 ya que se trata de una señal en corriente. El <<jumper>> cierra el contacto eléctrico. No olvidar que es necesario retirar el <<jumper>> correspondiente cuando la señal de entrada es de tensión. Monitorización El inversor almacenará en su memoria interna los valores de estas señales eléctricas. Desde el programa para PC <<Ingecom SunMonitor>> es posible visualizar on-line y registrar en el disco duro los valores históricos de estos datos. Para ello es necesario preparar el programa Monitor para el registro de estos <<Datos Extras>>. A continuación se describe el modo de realizar este proceso:  Ir al menú. Para el Dato Extra número 1 (radiación) completar los campos de la siguiente forma: la variable “medida de radiación” será igual a la tensión dad por la señal multiplicada por 150. Así con la máxima de 8Vdc la variable tendrá el valor 1200 W/𝑚2.  Pulsar “Guardar”.  Para el Dato Extra número 2 (temperatura) completar de la siguiente forma: La variable “Temperatura ambiente” será igual a la corriente dad por la señal multiplicada por 7,50 menos 50. Así con la corriente máxima de 20mA la variable tendrá el valor de 100 grados Celsius. Y con corriente nula, -50 grados.  Pulsar “Guardar”. Para conocer más detalles sobre el programa Monitor consultar el manual <<AAP1014IKE Manual de Usuario Ingecon Sun Monitor> Instalación del cableado El cableado de control se instalará paralelo al cableado de potencia. Cuando este se realice por canales protectoras, se compartimentará la canalización para delimitar un espacio por el que se pueda conducir el cableado de control y monitorización. Cuando la instalación se realice en canalización subterránea se conducirá por un tubo protector de 25 𝑚𝑚2 de diámetro, independiente del cableado de potencia. Para conseguir la serie de todos los inversores esta se realizará valiéndose de las canalizaciones ya previstas para el cableado de potencia. El cableado tendrá una sección mínima de 0,8𝑚𝑚2 y una capacidad máxima de 82pF/m y será válido para instalaciones en exteriores. PUESTA EN MARCHA Y FUNCIONAMIENTO Proceso Una vez realizado el completo montaje de la instalación fotovoltaica propuesta se procederá a la puesta en marcha verificando un correcto funcionamiento. Para ello se seguirá el proceso que se define a continuación. Ante todo, asegurar que el interruptor de interconexionado está desconectado, así como los fusibles seccionadores a la entrada de los inversores. Se comprobará la resistencia de aislamiento de los inversores, entre la parte de continua y la parte de alterna, y también en los sistemas asociados. A continuación se medirá el voltaje en cada uno de los módulos fotovoltaicos, asegurando que esté dentro del rango definido por el fabricante y de acuerdo con las condiciones climatológicas presentes. Seguidamente se comprobará el voltaje de entrada de cada uno de los inversores, sin manipular aún los fusibles seccionadores. Se verificará que las lecturas obtenidas quedan encuadradas en el rango de tensiones de entrada establecidas por el fabricante. Si las lecturas son correctas se procederá a cerrar uno a uno los seccionadores, alimentando así a los inversores. Previamente se habrá conectado la instalación a la red eléctrica. Se comprobarán los valores de tensión e intensidad obtenidos a la salida de los inversores, así como la lectura de armónicos para corroborar que la Tasa de Distorsión Armónica (THD) es inferior al 3% tal como indica el fabricante. Se medirá la tensión en los bornes de llegada al cuadro de medida y protección, comprobando que la caída de tensión en la línea no ha sido superior al 1,5%, tal como se expresa en la memoria de cálculo. Una vez todo quede dispuesto correctamente se hará saltar la protección diferencial de cada inversor comprobando su correcto funcionamiento. Se verificará también que el inversor detecta que se ha aislado de la red y pasa a un estado de inactividad. Y finalmente, rearmado todo el sistema se verificará que el contador de energía eléctrica efectúa la correspondiente medición de energía inyectada a la red. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN Para el total montaje y verificación de ambas instalaciones se planean las siguientes fases y tareas: Fase 1: Ofertas y adquisición.  Acopio de materiales  Emisión de ofertas para la adquisición de los materiales necesarios.  Evaluación y aceptación de las ofertas recibidas.  Recepción y acopio de materiales. Fase 2: Montaje e instalación.  Fijación de la estructura soporte de los módulos fotovoltaicos.  Colocación de los módulos e interconexionado.  Montaje y conexión de los inversores.  Replanteo y apertura de zanjas subterráneas.  Colocación de tubo y relleno de la zanja.  Tirada de cable hasta el cuadro.  Montaje y conexionado de los cuadros eléctricos.  Conexión a la línea que conecte con el punto de conexión. Fase 3: Verificación y puesta en marcha de la instalación.  Revisión general de la instalación para corroborar su buen funcionamiento.  Puesta en marcha de la instalación. La evolución temporal de las tareas de montaje anteriormente descritas queda distribuida según el diagrama de Gantt, como sigue: FASES 21 DÍAS 7 DÍAS Instalación y montaje Verificación y puesta en marcha Todas las fases indicadas requerirán un tiempo de ejecución y finalización de cuatro semanas. ANÁLISIS ENERGÉTICO: PREVISIONES DE PRODUCCIÓN Producción energética. La producción energética se determina con la radiación solar incidente en módulos y la potencia de éstos. Partimos de los datos de radiación diaria media mensual sobre horizontal recogidos del a página de PVGIS cuyo simulador, introduciendo las coordenadas geográficas de la parcela destina para la instalación, y los resultados son: Mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic media anual Rad horizontal (Wh/m2/dí a) 1900 2870 4180 4930 6100 7270 7360 6180 4790 3180 2270 1660 4400 Estos datos aún hay que tratarlos con diversos coeficientes como condiciones específicas del lugar (especialmente soleado, zona de nieblas, etc.) factor de umbral (porcentaje de radiación no aprovechable por no alcanzarse la irradiancia mínima), etc. Para calcular la radiación que reciben los paneles, se parte de los datos anteriores, de la inclinación y orientación de los paneles (en este caso 36 grados), del albedo del terreno y del factor de sombras. Así, la radiación sobre la superficie de los paneles diaria media mensual y la total mensual es la siguiente: Mes Ene Feb Mar Abr Ma y Jun Jul Ago Sep t Oct Nov Dic medi a anual Rad plano óptimo (Wh/m2 /día) 3420 4570 5380 5450 592 0 668 0 693 0 647 0 591 0 464 0 406 0 314 0 5220 Rad mes (kWh/m 2/mes) 106 128 161, 5 169 183 ,5 200 ,4 215 200 ,5 177 144 121 ,8 97, 3 158,6 6 Con la radiación recibida y la potencia instalada en módulos, obtendremos la producción de energía eléctrica por meses. Pero antes hay que descontar las pérdidas por calentamiento de los módulos, rendimiento del inversor, efecto Joule en cableado, polvo, reflejos, dispersión y disponibilidad operativa (porcentaje del tiempo que la instalación no funciona por avería, sustitución de materiales, apagón en la red, etc.). Todos estos factores variarán con los meses pero la suma de todos ellos estará en torno al 76,2%, siendo el más importante el eurorendimiento de los inversores que es de un 94%. Podemos ver los resultados de una simulación, realizada por PVGIS en su página web: mes rad horizo ntal (Wh/ m2/dí a) rad inclinad o óptimo (Wh/m2 /día) rad plano de 90 grados (Wh/m2 /día) Inclinac ión óptima reducc ión por sucied ad reducci ón por difusió n tempera tura media durante el día tempera tura media diaria Número de días de calentam iento excesivo Ene 1900 3420 3440 64 3.2 0.44 5.7 4.9 360 Feb 2870 4570 4180 58 3.2 0.38 6.8 5.6 309 Mar 4180 5450 4120 45 3.2 0.38 10.4 8.7 237 Abr 4930 5380 3200 29 3.8 0.41 11.8 10.4 174 May 6100 5920 2840 15 3.9 0.40 15.9 14.6 65 Jun 7270 6680 2760 9 3.8 0.34 20.1 18.7 25 Jul 7360 6930 2910 12 3.7 0.29 21.9 20.6 11 agos 6180 6470 3470 24 3.7 0.35 22.0 20.5 19 Sep 4790 5910 4100 40 3.5 0.34 18.8 17.0 74 Oct 3180 4640 3950 53 3.4 0.39 15.4 13.8 170 Nov 2270 4060 4030 64 3.2 0.38 9.2 7.9 333 Dic 1660 3140 3260 67 2.4 0.45 6.0 5.1 380 Año 4400 5220 3520 38 3.4 0.36 13.7 12.3 2157 La producción total, descontando las pérdidas, de la instalación será. SISTEMA FIJO CON INCLINACIÓN ÓPTIMA DE 36 GRADOS mes media diaria (kWh) media mensual (kWh) radiación diaria (kWh/m2) radiación media mensual (kWh/m2) enero 275.00 8510 3.37 104 febrero 362.00 10100 4.52 127 marzo 421.00 13000 5.43 168 abril 413.00 12400 5.40 162 mayo 447.00 13900 5.98 185 junio 496.00 14900 6.77 203 julio 510.00 15800 7.02 217 agosto 473.00 14700 6.51 202 septiembre 439.00 13200 5.90 177 octubre 352.00 10900 4.60 143 noviembre 321.00 9620 4.00 120 diciembre 250.00 7740 3.09 95.7 media anual 530 16100 7,01 213 total anual 145000 2560 - A tierra y entre fases: 50kV - A la distancia de seccionamiento: 60kV  Impulso tipo rayo: - A tierra y entre fases: 125kV - A la distancia de seccionamiento: 145kV Tipos de celdas CGMCOSMOS-L interruptor seccionador Provisto de un interruptor-seccionador de tres posiciones (conectado, seccionado y puesto a tierra). Se utiliza para la acometida de entrada o salida de los cables de MT, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. CGMCOSMOS-P protección de fusibles Provisto de un interruptor-seccionador con tres posiciones (como el anterior) y protección con fusibles limitadores. Se utiliza para las maniobras de conexión y desconexión y protección, permitiendo comunicar con el embarrado del conjunto general de celdas. CUADROS DE BAJA TENSIÓN Se ha elegido un cuadro de baja tensión optimizado de la casa Ormazabal, propio para los centros de transformación de la misma marca, el modelo es CBTO-K Destinado a ser utilizado en redes de distribución en instalaciones de interior, su función es recibir el circuito principal de Baja Tensión procedente del transformador MT/BT y distribuirlo en un número determinado de circuitos individuales (4 en este caso). Unidades funcionales:  Placa soporte compartimentada, de material aislante y autoextinguible.  Unidad seccionadora con unidad de acometida principal y auxiliar (o de socorro) integradas.  Funciones principales: - Acometida, seccionamiento y alimentación a embarrado de distribución.  Funciones adicionales: - Control y medida, además de acometida auxiliar (o de socorro).  Seccionador: - Constituido por 4 unidades unipolares acoplables entre sí (vertical u horizontalmente). - Maniobra unipolar manual (categoría de empleo AC20B). - Accionamiento mediante herramienta específica. - Compatibilidad con BTVC (185mm entre ejes).  Integración de transformadores de intensidad.  Unidad de protección constituida por bases tripolares verticales cerradas.  Unidad de control y medida.  Bastidor de anclaje (suelo o pared).  Soporte para cables de salida de las líneas de distribución de BT. ELEMENTOS VARIOS MT-BT El material vario del Centro de Transformación es aquel que, aunque forma parte del conjunto del mismo, no se ha descrito en las características del equipo ni en las características de la aparamenta. Interconexiones MT:  Puentes MT Transformador 1: Cables MT 12/20 KV  Cables MT 12/20kV del tipo RHZ1, unipolares, con conductores de sección y material 1x95 AI. Tanto para la conexión directa a los pasatapas situados en el compartimento de cables, como para los ubicados en el lateral, es necesario disponer de los conectores apropiados, enchufable o atornilladles. En las salidas a transformador (compartimento de cables) de las funciones de protección de fusibles de protección con fusibles, deberán utilizarse conectores enchufable de 250A, pudiendo ser de tipo recto o acodado cuando se requiera salida trasera de cables. En la celda de protección con interruptor automático se deberán utilizar conectores apantallados.  La terminación al transformador es EUROMOLD de 24kV del tipo cono difusor y modelo OTK.  En el otro extremo, en la celda, es EUROMOLD de 24 kV del tipo enchufable recta y modelo K-152 Interconexiones de BT:  Puentes BT-B2 transformador: puentes transformador cuadro  Juego de puentes de cables de BT, de sección y material Cu (Etileno-Propileno) sin armadura, y todos los accesorios para la conexión, formado por un grupo de cables en la cantidad 2 por fase más 1 por neutro. Defensa de transformadores:  Protección física del transformador  Protección metálica para defensa del transformador. Equipos de iluminación:  Equipo de alumbrado que permite la suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias en los centros.  Equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización de la salida del local. TRANSFORMADOR Se instalará un transformador trifásico reductor de tensión, de la marca COTRADIS, del grupo ORMAZABAL, especialmente diseñada para los centros de transformación de este último. La construcción de dicho transformador atiende a las normas:  UNE 21428  EN 50464  IEC 60076 Estos transformadores cumplen las siguientes características:  Transformadores trifásicos, 50 Hz para instalaciones en interior y exterior.  Herméticos de llenado integral.  Sumergidos en aceite mineral de acuerdo a la norma IEC 600296  Refrigeración ONAN  Color azul oscuro, de acuerdo a la norma UNE 21248.  Normas específicas de la compañía eléctrica. Nuestro modelo tendrá una potencia de 160 kVA y refrigeración natural de aceite, 10kV de tensión primaria y tensión secundaria de 420V en vacío (B2). Equipamiento de serie:  Aceite mineral aislante no inhibido UNE-EN 60296  Conmutador de regulación (maniobrable sin tensión) UNE-EN 60214  Conmutador de cambio de tensión sobre tapa para los transformadores de doble tensión primaria (maniobrable sin tensión) UNE-EN 60214  Pasatapas MT de porcelana UNE-EN 50180  Pasatapas BT de porcelana UNE-EN 50386  Terminales planos de conexión BT ≥630 kVA  2 Terminales de tierra en la cuba UNE-EN 50216-4  Dispositivo de vaciado y toma de muestras. UNE-EN 50216-4  Dispositivo de llenado UNE-21428  Placa de características UNE-21428  2 Cáncamos de elevación UNE-21428  4 Cáncamos de arriostramiento UNE-21428  4 Dispositivos de arrastre UNE-21428  Dispositivo para alojamiento de termómetro UNE-EN-50216-4  Ruedas ≥250 kVA UNE-EN-50216-4 Equipamiento opcional:  Pasatapas enchufable MT UNE-EN 50180  Pasabarras unipolar BT UNE-EN 50387  Termómetro: mide la temperatura de la capa superior del líquido aislante. Disponible con 2 contactos (alarma y disparo) y aguja de máxima.  Relé de protección integral UNE-EN 50216-3 Funciones:  Control de presión interna de la cuba  Control de temperatura del líquido dieléctrico  Control de nivel de aceite y detección de gases  Dispositivo de recogida del dieléctrico líquido  Cajón cubrebornas  Ganchos y soporte para autoválvulas (aplicación para poste hasta 160 kVA) Características constructivas Arrollamientos:  Arrollamientos concéntricos.  Aislamiento entre capas: Celulosa con resina epoxi que compacta las bobinas, una vez curada.  Fabricación de las bobinas con técnicas y maquinaria de última generación.  Conocimiento experto de la refrigeración de bobinas.  Cuidada ejecución de las bobinas y los canales de refrigeración.  Utilización de materiales celulósicos de calidad contrastada.  Manipulación y almacenaje optimo para mantener las propiedades de los aislamientos. Envolvente y dieléctrico:  Envolvente metálica, tipo elástica, con aletas de refrigeración.  Cuba de llenado integral, herméticamente sellada.  Sumergido en dieléctrico líquido.  Tratamiento superficial y Pintura. Conexiones y conmutador:  Terminales de MT y BT. Conexión del transformador con el exterior.  Conmutador de regulación, maniobrable sin tensión. Todas las conexiones de la línea de salida del transformador, red de tierras, puesta a tierra de las masas y puesta a tierra del neutro de BT. Serán realizadas por los operarios de Ormazabal encargados de toda la obra relacionada con el edificio prefabricado de la propia casa. Características eléctricas CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Potencia (kVA) 160 Tensión asignada Puntos de regulación Tensión primaria 10kV Tensión secundaria 420V ±2,5% ±5% Grupo de conexión Dyn11 Pérdidas de vacío (W) 375 W Pérdidas carga (W) 2350W Tensión de cortocircuito (%) 4% Potencia acústica 57 dB Caída de tensión a plena carga Cos 𝜑=1 1,54 Cos 𝜑= 0,8 3,43 Rendimiento Carga 100% Cos 𝜑=1 98,33 Cos 𝜑= 0,8 97,92 Carga 75% Cos 𝜑=1 98,61 Cos 𝜑= 0,8 98,26 Ensayos Todos los transformadores fabricados son sometidos a los siguientes ensayos de rutina según IEC 60076-1: • Medida de la resistencia de los arrollamientos. • Medida de la relación de transformación y verificación del acoplamiento. • Medida de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas debidas a la carga. • Medida de las pérdidas y la corriente en vacío. • Ensayos dieléctricos individuales: - Ensayo de tensión aplicada a frecuencia industrial. - Ensayo de tensión inducida. - Ensayo de calentamiento.  Ensayos de dieléctricos de tipo: - Ensayo impulso tipo rayo u onda de choque  Ensayos especiales por petición expresa del cliente: - Ensayos dieléctricos especiales - Medida de las descargas parciales. - Determinación de las capacidades devanados – tierra y entre devanados. - Medida de la impedancia homopolar (en transformadores trifásicos). - Ensayo de aptitud para soportar cortocircuitos (IEC 60076-5), realizado en laboratorios acreditados, tanto externos como interno (HPL). - Determinación del nivel de ruido (IEC 60076-10) - Medida de los armónicos de la intensidad de vacío. - Medida de la resistencia de aislamiento y/o medición del factor de disipación (tangente delta) de las capacidades de los aislamientos.  Ensayos sobre Aceite dieléctrico: La vida útil del transformador está en gran medida relacionada con la calidad del líquido dieléctrico. Aseguramos los más elevados estándares de calidad a través de exigentes procesos de calificación y auditoria de producto, así como por la aplicación de las tecnologías más avanzadas en su proceso de tratamiento. - Densidad a 20ºC - Viscosidad a 40ºC - Contenido de agua - Tensión de ruptura - Factor de disipación - Tensión interfacial - Acidez - Punto de inflamación  Ensayos sobre Cubas - Ensayo de Fatiga EN 50464-4  Ensayos de Pintura - Medida espesor - Ensayo adherencia - Ensayo de dureza - Ensayo de plegado - Ensayo de impacto - Ensayo de embutición - Ensayo de niebla salina LÍNEA AEREA DE MEDIA TENSIÓN Características de la línea. La línea aérea de Media Tensión que ha de realizarse tendrá las siguientes características generales:  Categoría: 3ª  Tensión nominal: 10kV  Tensión máxima: 10,7kV  Zona de cálculo según reglamento: B  Origen: Apoyo nº40 LAMT “Línea de Sabiñanigo-Yebra de Basa” perteneciente a Endesa Distribución eléctrica S.A.  Final: C.T. Intemperie de la  Potencia de transporte: 160 kVA  Nº de circuitos: 1  Nº de conductores: 3  Longitud de la línea: 111 metros  Clase de conductores: Aluminio-Acero LA-56  Sección total: 46,8 mm2 AL. 7,8 mm2 Acero  Sección equivalente de cobre: 30mm2  Separación entre conductores: 1,75 metros  Disposición: En capa  Material de apoyo: Metálico de Celosía  Altura de apoyos: 12 m y 14m  Clase de aislamiento: Caperuza y vástago.  Nº y tipo de aisladores: 4 platos tipo U 70 BS  Tipo de herrajes: Crucetas rectas de acero galvanizado Alineaciones El tendido se efectuará en una sola dirección, formada por dos vanos, partiendo del apoyo nº40 de la LAMT de ENDESA DISTRICUCIÓN ELÉCTRICAS.L. Unipersonal. En dicho apoyo se colocará la cruceta de derivación de la línea. En el apoyo nº 1 de la línea a realizar, se colocarán los elementos de maniobra y protección y seccionadores I cortacircuitos fusibles de expulsión tipo XS, que permitirán dejar sin tensión la línea objeto del proyecto. Apoyo El apoyo a colocar será metálico tipo celosía recto. Se trata de apoyo con las siguientes características: apoyo Esfuerzo en punta (Kg) Altura (m) denominación 1 2000 12 Apoyo frontera Materiales a emplear Todos los materiales serán de los tipos “aceptados” por la compañía suministradora de electricidad. El aislamiento de los materiales de la instalación estará dimensionado como mínimo para la tensión más elevada de la red (Aislamiento pleno). Los materiales siderúrgicos serán como mínimo de acero A-42b. Estarán galvanizados por inmersión en caliente con recubrimiento de zinc de 0,61 Kg/mm2 como mínimo, debiendo ser capaces de soportar cuatro inmersiones en una solución de SO4 Cu al 20% de una densidad de 1,18 a 18°C sin que el hierro quede al descubierto o coloreado parcialmente. Conductor Los conductores podrán ser de cualquier material metálico o combinación de éstos que permitan construir alambres o cables de características eléctricas y mecánicas adecuadas para su fin e inalterables con el tiempo, debiendo presentar, además, una resistencia elevada a la corrosión atmosférica. Podrán emplearse cables huecos rellenos de materiales no férricos. Los conductores de aluminio y sus aleaciones serán siempre cableados. La sección nominal mínima admisible de los conductores de cobre y sus aleaciones será de 10mm2. En el caso de los conductores de acero galvanizado la sección mínima admisible será de 12,5 mm2. Para los demás metales, no se emplearán conductores de menos de 350 Kg de carga de rotura. Fundamentalmente se emplearán conductores del tipo denominado de aluminio con alma de acero, según condiciones de las compañías suministradoras. Los aisladores o cadenas de aisladores garantizarán tal como deben hacerlo las siguientes condiciones:  Mantener las distancias mínimas entre conductor y apoyo (RLAT Art. 25,2)  Alcanzar un nivel de aislamiento adecuado para la línea (RLAT Art.24)  Soportar la solicitación mecánica a que está sometido con un coeficiente de seguridad mecánica no inferior a 3 (RLAT Art.29) Conexión de los apoyos a tierra Deberán conectarse a tierra mediante una conexión específica todos los apoyos metálicos y de hormigón armado. Como conductores de tierra, entre herrajes y crucetas y la propia toma de tierra, puede emplearse la estructura de los apoyos metálicos. La puesta a tierra de los apoyos de hormigón armado podrá efectuarse de las dos formas siguientes:  Conectando a tierra directamente los herrajes o armaduras metálicas alas que estén fijados los aisladores, mediante un conductor de conexión...  Conectando a tierra la armadura de hormigón, siempre que la armadura reúna las condiciones que más adelante se exigen para los conductores de conexión a tierra. Sin embargo, esta forma de conexión nos e admitirá en los apoyos de hormigón pretensado. Los conductores de conexión a tierra podrán ser de cualquier material metálico que reúna las condiciones exigidas en el apartado de conductores. Tendrán una sección tal que puedan soportar sin un calentamiento peligro la máxima corriente de descarga a tierra prevista, durante un tiempo doble al de accionamiento de las protecciones de la línea. En ningún caso la sección de estos conductores será inferior a la eléctricamente equivalente a 16mm2 de cobre. Se cuidará la protección de los conductores de conexión a tierra en las zonas inmediatamente superior e inferior al terreno, de modo que queden defendidos contra golpes, etc. Las tomas de tierra deberán ser de material, diseño, dimensiones, colocación en el terreno y número apropiados para la naturaleza y condiciones del propio terreno, de modo que puedan garantizar una resistencia de difusión mínima en cada caso y de larga permanencia. Para apoyos situados en zonas frecuentadas, la resistencia no será superior a 20 ohmios y para los ubicados en zonas de pública concurrencia o que soporten aparatos de maniobra, aparte de cumplirse lo anterior, se instalará una toma de tierra en anillo cerrado, enterrado alrededor del empotramiento del apoyo, a un metro de distancia del macizo de la cimentación. En los apoyos que soporten aparatos de maniobra se construirá además la “plataforma del operador”, consistente en una placa de hormigón 70x70x7 cm, armado con un emparrillado de aproximadamente 20x20 cm y hierro de 0,4mm, como mínimo, unido a la toma de tierra del anillo dominador de potencial. Cuando la naturaleza del terreno no sea favorable para obtener una resistencia de difusión reducida en la toma de tierra, podrá recurrirse al tratamiento químico del terreno. Toda la instalación de puesta a tierra deberá ser comprobada en el momento de si establecimiento y revisada cada 6 años. Cimentaciones Para una eficaz estabilidad de los apoyos, éstos se encastrarán en el suelo en bloques de hormigón u hormigón armado, calculados de acuerdo con la resistencia mecánica del mismo. Se cuidará de su protección ene l caso de suelos y aguas que sean agresivos. Entronque La derivación se hará desde un apoyo de amarre si existiese o desde uno de alineación si sus características lo permitiesen, mediante el cambio de las cadenas de aisladores, para su conversión en amarre. En caso de no ser posible ninguna de las soluciones anteriores, será necesaria la instalación de un nuevo apoyo para la línea principal, que mantendrá la altura y separación entre conductores existentes en ésta, y tendrá un mínimo de 1.000Kg de esfuerzo en punta. MEDIDAS DE PROTECCIÓN MEDIOAMBIENTAL DE LA LINEA ÁEREA Consideraciones para la aplicación de las protecciones medioambientales. Decreto 34/2005, de 8 de Febrero, del Gobierno de Aragón, por el que se establecen las normas de carácter técnico para las instalaciones eléctricas aéreas con objeto de proteger la avifauna. Protecciones medioambientales a aplicar Aislamiento:  El aislamiento de los puentes de unión entre los elementos en tensión en los apoyos especiales queda condicionado al informe que el INAGA remita respecto a este proyecto.  Se procederá al aislamiento de las grapas de amarre de la parte correspondiente de conductor para obtener la distancia de 0,7m entre la zona de posada y el punto más próximo en tensión.  Se procederá al aislamiento de las grapas de suspensión y de la parte correspondiente de conductor para obtener la distancia de 0,7m entre la zona de posada y el punto más próximo en tensión, en la fase central se procederá a aislar además 1m de conductor a cada lado de la grapa de suspensión con material termotráctil preformado.  Se procederá al aislamiento de la bolsada de la fase central en los apoyos de bóveda. Salvapájaros:  La colocación de salvapájaros en la línea queda condicionada al informe que el INAGA remita a este proyecto. CÁLCULOS CALCULO DEL CAMPO GENERADOR FOTOVOLTAICO Generalidades Como ya se ah comentado, el campo generador fotovoltaico será el encargado de captar la energía solar y transformarla en energía eléctrica. Estará formado por la interconexión en serie y paralelo de un determinado número de módulos fotovoltaicos que generan una corriente continua, que será transformada a corriente alterna por el inversor. Hay varios aspectos importantes a destacar:  Las características eléctricas del modelo de módulo que se montará.  La topología de las conexiones entre módulos (serie-paralelo).  El cableado entre módulos.  El cableado entre módulos e inversor. Como ya se ha comentado la instalación será de dos inversores de 50kW. Curvas de funcionamiento de los módulos fotovoltaicos. Para poder entender mejor el diseño del campo generador fotovoltaico explicaremos intuitivamente el funcionamiento de la célula fotovoltaica y sus curvas características. Hace ya más de 100 años que Becquerel descubrió que la radiación solar alteraba el comportamiento eléctrico de ciertos materiales, originando, bajo unas determinadas condiciones, una corriente eléctrica. Desde entonces se han venido investigando formas eficientes de generar energía eléctrica a partir de la radiación solar. El dispositivo básico utilizado en la actualidad es la célula fotovoltaica, basado su funcionamiento en el efecto fotovoltaico. La célula está formada por dos capas de silicio, añadiéndoles (dopado) a cada uno pequeñas cantidades de materiales diferentes (iones) creando materiales semiconductores en caso de tipo N y en el otro de tipo P, que provocarán que en cada capa haya una distribución de cargas de signo opuesto. Al poner en contacto los dos materiales semiconductores se produce espontáneamente una pequeña diferencia de potencial, bien conocida y debida a la distribución de las cargas anteriormente comentada. Los fotones de La radiación solar al chocar con los electrones presentes en los materiales semiconductores los libera de la estructura cristalina a la que están sujetos, siempre y cuando la energía transferida sea superior a una energía umbral mínima. La diferencia de potencial de la unión provoca un flujo ordenado de portadores (electrones y huecos) que determina una corriente eléctrica de la cual se puede extraer una potencia útil. Los portadores liberados (electrones y huecos) mantienen su condición de cargas libres durante un brevísimo tiempo, después del cual se recombinan y pierden su capacidad de formar parte de una corriente eléctrica. Para mantener en el tiempo esta corriente es necesaria la creación de nuevos portadores, con lo que se hace necesaria una radiación constante en la célula. El módulo fotovoltaico no es más que una asociación en serie de un determinado número de células fotovoltaicas. El circuito equivalente de una célula fotovoltaica es el siguiente: Este circuito eléctrico equivalente se puede hacer extensivo a un módulo fotovoltaico formado por 𝑁𝑝 hileras de células en paralelo, con una con 𝑁𝑠 células en serie, resultando una relación tensión-corriente definida por la siguiente ecuación: 𝐼=𝐼𝑆𝐶 1−𝑒𝑥𝑝 𝑉−𝑉𝑂𝐶 +𝐼𝑅𝑆𝐺 𝑁𝑆𝑉𝑇 Donde:  𝐼es la corriente proporcionada por el módulo fotovoltaico. Es igual a la suministrada por una célula multiplicada por el número de células en paralelo.  𝐼𝑆𝐶 es la corriente proporcionada por el módulo fotovoltaico en condiciones de cortocircuito. Se considera a efectos prácticos igual a la corriente de portadores fotogenerados 𝐼𝐿 .  𝑉 es la tensión existente entre los bornes del módulo. Igual a la existente en una célula multiplicada por el número de células en serie.  𝑉𝑂𝐶 es la tensión existente entre los bornes del módulo a circuito abierto, es decir, en ausencia de 𝐼.  𝑅𝑆𝐺 es la resistencia serie total del módulo fotovoltaico, igual a 𝑅𝑆 𝑁𝑆 /𝑁𝑃. La representación gráfica de la anterior ecuación se denomina curva característica V-I. Esta curva y el valor de los parámetros mostrados en la gráfica son los datos que proporciona el fabricante de los módulos. A la vista de esta curva V-I, cabe señalar algunos aspectos propios del funcionamiento de un módulo fotovoltaico:  El punto de operación del módulo (par de valores V-I) puede situarse en cualquier punto de su curva característica, y vendrá determinado por la intersección de las curvas V-I del propio módulo y de lo que a él se conecte (carga resistiva, acumulador, etc.).  Existe un único par de valores 𝑉𝑀 e 𝐼𝑀 que proporcionan la máxima potencia. Se denominan tensión y corriente en el punto de máxima potencia.  La intensidad de corriente que puede generar un módulo está limitada de manera natural, de modo que una situación de cortocircuito no supone ningún peligro ni para el módulo ni para el cableado. De hacer trabajar al módulo en su punto de máxima potencia se encargará el inversor, para poder conseguir la máxima producción de energía eléctrica. Módulos fotovoltaicos seleccionados El modelo de módulo seleccionado es el E19-318 de la marca SUNPOWER. Se trata de un módulo avanzado de 318 Wp compuesto por 96 células monocristalinas en serie (en una matriz de 12x8) con una eficiencia del 19,5%. En la construcción del módulo se emplea en la parte frontal cristal templado anti-reflectante de 3,2 mm de gran transmisividad. El bastidor esta realizado en una aleación de aluminio anodizado tipo 6063 (color negro). Se garantiza una elevada resistencia a la intemperie y una robusta construcción mecánica. Dispone de 3 diodos de bypass para evitar problemas de puntos calientes en las células sombreadas. Los cables de salida son de doble aislamiento de 3,3 𝑚𝑚2 con conectores MultiContac (MC4) (conectores utilizados por la mayoría de fabricantes de módulos fotovoltaicos e inversores). La longitud de los cables es de 1000mm tanto para el de entrada como para el de salida. Está especialmente diseñado para sistemas conectados a red como tejados comerciales, sistemas residenciales y grandes plantas fotovoltaicas. Ofrece además una mayor eficiencia y fiabilidad que otros productos monocristalinos estándares y ofrece una excelente relación precio-rendimiento y una alta operatividad. Está conforme a las directivas comunitarias CE 89/33/EEC, 73/3/EEC y 93/68/EEC. Además el panel está certificado según IEC 61215 Ed. 2, IEC 61730 (SCII). El panel es sometido a diversos ensayos como son variaciones cíclicas de la temperatura del panel (200 veces entre -40°C y 85°C), pruebas carga estática (2400Pa en carga delantera y trasera simulando viento y 5400 Pa en carga delantera simulando nieve y viento) e impactos simulados (granizo de 25mm lanzado desde un metro de distancia a velocidad de 23 m/s). SunPower garantiza cada Módulo PV durante un periodo de doce (12) años a partir de la fecha de su entrega al Cliente, frente a cualquier funcionamiento por debajo de una potencia inferior al 90% del Pico Mínimo de Potencia especificado en la ficha técnica del Producto de SunPower en la fecha de entrega. SunPower garantiza cada Módulo PV durante un periodo de trece (13) años siguientes a la fecha de su entrega al Cliente, frente a cualquier funcionamiento por debajo de una potencia inferior al 80% del Pico Mínimo de Potencia especificado en la ficha técnica del Producto de SunPower en la fecha de entrega, también garantiza que está libre de defectos en materiales y mano de obra durante 10 años. Las características físicas del producto son:  Altura x Anchura x Espesor (mm): 1559 x 1046 x 46  Peso (Kg): 18,6 Kg  Número de células en serie: 96  Número de células en paralelo: 1  TONC (800 W/𝑚2; 20°C; 1m/s) (°C): 45°C +/- 2°C Las características eléctricas del módulo son:  Potencia máxima 𝑃𝑚𝑎𝑥 (Wp): 318Wp  Eficiencia :19,5 %  Corriente de cortocircuito 𝐼𝑠𝑐 (A): 6,2 A  Corriente en punto de máxima potencia 𝐼𝑚𝑝(A): 5, 82 A  Tensión de circuito abierto 𝑉𝑜𝑐 (V): 64,7 V  Tensión en punto de máxima potencia 𝑉𝑚𝑝(V): 54,7 V  Coeficiente de temperatura de 𝐼𝑠𝑐: 3,5 mA/K  Coeficiente de temperatura de 𝑉𝑜𝑐: -176,6 mV/K  Coeficiente de temperatura de 𝑃𝑚𝑎𝑥: -0,38 %/K  Máxima tensión del sistema (V): 1000V Los valores eléctricos han sido medidos bajo condiciones estándares, es decir, a una Irradiancia 1000W/m2, AM 1,5, temperatura de células 25° C. El TONC se determino a una Irradiancia 800W/m2, temperatura ambiente de 20° C y con una velocidad del viento de 1 m/s. Diseño del generador fotovoltaico de las instalaciones unitarias Como se ah dicho la instalación está compuesta por 2 instalaciones unitarias. En el diseño del campo generador fotovoltaico hay que agrupar los módulos formando una topología serie y/o paralelo que satisfaga las siguientes reglas: 1. La potencia nominal del inversor debe de ser entre un 80% y un 90 % de la potencia total del campo generador (en la hoja de características del inversor seleccionado ya nos indican el ratio de Potencia de entrada). De este modo el campo generador tendrá una potencia superior a la nominal del inversor al que se conectará. Con esto se compensan las pérdidas producidas en el proceso de conversión DC/AC, las pérdidas por efecto Joule en el cableado, y los valores de radiación diferentes de las denominadas condiciones estándar (1000 W/𝑚2), difíciles de alcanzar en la atmósfera terrestre. 2. La tensión producida por el campo generador en condiciones estándar (25°C y 1000 W/𝑚2) en el punto de máxima potencia de los módulos debe estar comprendida entre los valores admisibles por el inversor para el seguimiento del punto de máxima potencia. 3. La corriente producida por el campo generador en condiciones estándar (25°C y 1000 W/𝑚2) en el punto de máxima potencia no debe ser superior a la admitida por el inversor. 4. La tensión mínima de entrada del inversor para el seguimiento del punto de máxima potencia debe corresponder, como máximo, a la tensión en el punto de máxima potencia de la agrupación de módulos a 70°C y 1000 W/𝑚2. De esta manera se compensa la disminución de tensión que sufren los módulos con temperaturas elevadas. 5. La tensión máxima de entrada del inversor debe corresponder, como mínimo, a la tensión en vacío de los módulos a bajas temperaturas (variables según la climatología de la zona donde se instalen los módulos) y a 1000 W/ 𝑚2. De esta manera se compensan los aumentos de tensión que sufren los módulos al estar sometidos a bajas temperaturas. 6. La tensión máxima del generador (normalmente la tensión en vacío a bajas temperaturas y a 1000 W/𝑚2) no debe exceder la tensión máxima de los módulos utilizados en la instalación. Hay que tener en cuenta para el diseño del campo generador fotovoltaico que con módulos fotovoltaicos en serie, la tensión resultante es la suma de las tensiones individuales y la corriente es idéntica en todos los módulos, y que en paralelo, la tensión es la misma en todos los módulos y la intensidad resultante es la suma de la intensidad individual de los módulos (idéntico al agrupamiento de resistencias serie/paralelo). La potencia del campo generador es la suma de las potencias de los módulos instalados. Aplicando las reglas anteriormente enunciadas a la instalación de 50 kW y teniendo en cuenta que el rango de tensiones de entrada del inversor INGECON SUN 50 es de 405-750 V (seguimiento de máxima potencia) con un valor de tensión máximo de 900V y una capacidad de manejo de corriente de 143 A se obtienen las siguientes conclusiones: 1. Para el cumplimiento de la primera regla, la potencia necesaria del campo generador debe estar entre los límites indicados en la hoja de características entre 57000Wp y 65000Wp, y como los módulos son de 318 Wp: 𝑁º 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠= 𝑃𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝑃𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 57000 318 =179,24 →180 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 65000 318 =204,4 →204 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 Número de módulos a usar entre 180 y 204. 2. Para el cumplimiento de la segunda regla la tensión del campo generador debe estar entre los límites del inversor (para el seguimiento del punto de máxima potencia): 𝑁º 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒=𝑉𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝑉𝑚𝑝𝑝 𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑁𝑠=405 54,7 = 7,4 →8 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 𝑁𝑠=750 54,7 =13,71 →13 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 Número de módulos a poner en serie entre 8 y 13 3. Para el cumplimiento de la tercera regla la corriente del campo debe ser inferior a la máxima admitida por el inversor: 𝑁º 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜=𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝐼𝑚𝑝𝑝 𝑐𝑎𝑚𝑝𝑜 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑁𝑃=143 5,82 =24,57 →24 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 Fv F1 F2 β Identificación de la fuerza del viento Fv: fuerza del viento. F1: componente normal a la superficie de los módulos fotovoltaicos. Los vientos más peligrosos serán los vientos del norte, con el peligro que supone de volcado de la estructura soporte. Para su cálculo, se utiliza la fórmula: 𝐹=𝑝∗𝑆∗𝑠𝑒𝑛2𝛽 Donde: F: Fuerza ejercida perpendicularmente en la superficie del módulo, en Newtons [N]. p: Presión dinámica del viento en Newtons dividido por metro cuadrado [𝑁 𝑚2 ]. S: Superficie del módulo fotovoltaico con respecto al plano horizontal. De acuerdo con las Normas Básicas de la Edificación, la presión dinámica del viento puede calcularse como: 𝑝=𝑣2 16 Donde v es la velocidad del viento en m/s. Para una velocidad de 120 km/h, la presión dinámica resulta ser de: 𝑝=69,44 𝑘𝑝 𝑚2 A partir de aquí, se obtiene la fuerza normal a los módulos. En nuestro caso entre pórticos hay 3 metros entre soporte y soporte de la estructura de fijación, por lo que la fuerza del viento actuando sobre dicha estructura es de un valor de: 𝐹=𝑝∗𝑆∗𝑠𝑒𝑛2𝛽=69,44 ∙9,8 ∙(5,23 ∙3) ∙sin236°=3688,89N  Anclaje de la estructura soporte: Para el anclaje de la estructura soporte de los módulos fotovoltaicos se utilizarán dos zapatas de hormigón, colocadas perpendicularmente a la bancada y situadas a 3,138 metros. Para ello debe estudiarse su estabilidad frente a las acciones del viento, debiendo realizarse los siguientes cálculos: 1. Determinar el peso de la zapata de hormigón. Se realizarán dos zapatas corridas de hormigón por bancada que la recorrerán longitudinalmente a lo largo de toda la estructura, con unas dimensiones mínimas de 25x25 cm. El peso de la zapata se calculará a partir del volumen de hormigón y de la densidad del mismo. El peso de la porción de zapata contenida entre dos pórticos, de acuerdo con esto será: Volumen de hormigón: 2,5 ∙ 2,5 ∙ 31,38= 196,125 𝑑𝑚3. Densidad del hormigón: 2Kg/ 𝑑𝑚3 Masa de la zapata de hormigón = 196,125 ∙ 2= 392,25 Kg. Peso de la zapata de hormigón= 392,25 ∙ 9,8= 3844,05 N 2. Calcular el momento de la zapata debido a su peso. El momento del peso de las zapatas aplicado en su centro de gravedad con respecto al vértice de la zapata será: M1= 3844,05 ∙ 3,138 = 12.062Nm 3. Calcular el momento de la fuerza del viento sobre los módulos fotovoltaicos. El momento de esta fuerza en el vértice es: M2=F ∙ d= 3688,89 ∙ (3,3/2)= 60864,674 Nm 3138 mm Como se observa el momento del peso de la zapata es muy superior al momento ejercido por el viento, por lo que no existe posibilidad de volcado de la estructura a esas velocidades de viento. Se ha omitido en este cálculo el peso de la propia estructura por ser muy inferior frente al peso de las zapatas de hormigón. CÁLCULO Y DISEÑO DEL SISTEMA DE INVERSORES Generalidades Como ya se ha comentado con anterioridad, el inversor es el equipo encargado de transformar la energía generada por los módulos fotovoltaicos en energía útil que podamos ceder a la red eléctrica. Los módulos fotovoltaicos generan una tensión eléctrica continua y de valor variable, siendo esta muy diferente de la presente en la red de distribución eléctrica, caracterizada por tener una tensión alterna y una frecuencia constante. En definitiva se necesita un equipo capaz de convertir luna energía eléctrica caracterizada por una tensión e intensidad continuas fluctuantes, según las condiciones de irradiación solar, en una energía eléctrica caracterizada por una tensión de magnitud constante y de frecuencia igual a los 50 Hz, y una intensidad dependiente de la potencia que en ese momento se está generando, descontando las pérdidas producidas en la conversión y por efecto Joule en el cableado. Respecto a la topología de la instalación, cada instalación unitaria tendrá su propio inversor, encargado de la conversión de la corriente generada por los módulos fotovoltaicos en corriente alterna de baja tensión. Estos se conectarán en paralelo y el conjunto de la intensidad generada en baja tensión se evacuará a la red de distribución, bien directamente si la conexión se efectúa en baja tensión, o a través de un centro de transformación, si la conexión es en media tensión. Funcionamiento Los inversores convencionales para las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red convierten la energía eléctrica de corriente continua producida en los paneles solares fotovoltaicos en corriente alterna. La etapa de potencia suele presentar una configuración en puente monofásico, utilizando como semiconductores de potencia transistores MOSFET. Los inversores de conexión a red disponen de un sistema de control que les permite un funcionamiento completamente automatizado. La tensión generada por los inversores es senoidal y se obtiene mediante la técnica de modulación de ancho de pulsos. Un microcontrolador determina el tipo de onda que se genera a partir de una tabla de valores disponibles en la memoria auxiliar del sistema. De esta forma se hace trabajar a los transistores MOSFET de potencia a frecuencias de conmutación de 20khz, con lo que se consigue una forma de onda senoidal de muy baja distorsión y con un contenido de armónicos bajo. Puesto que la salida de los inversores está conectada a la red eléctrica, el sincronismo con esta es un aspecto fundamental en el funcionamiento del inversor. El control principal lo trata de forma prioritaria, realizando un seguimiento muy sensible a cualquier cambio en la red. Ello permite introducir las correcciones necesarias casa pocos milisegundos. El control de la red se realiza mediante un circuito analógico, que permite ajustes del sistema, mediciones de tensión, corriente y factor de potencia. Al arrancar los inversores, hay que esperar un tiempo hasta que empiecen a funcionar porque tienen que sincronizarse con la red. Es necesario que estén conectados a la red para poder arrancar. Para conseguir el mejor rendimiento de la instalación, el sistema de control de los inversores trabaja detectando continuamente el punto de máxima potencia (MPPT) de la característica tensión-corriente de los paneles fotovoltaicos. La situación de dicho punto de máxima potencia es variable, dependiendo de diversos factores ambientales, como variaciones en la radiación solar recibida o por variaciones de la temperatura de los paneles. La sensibilidad del circuito detector del punto de máxima potencia es muy baja (del orden los 30W) y el tiempo de respuesta en la búsqueda del nuevo punto oscila entre 2 y 10 segundos. A partir de los parámetros de la red eléctrica, de la situación del sincronismo, y el seguimiento del punto de máxima potencia, el sistema de control principal del inversor comunica al generador de forma de onda senoidal S.P.W.M. las acciones a realizar en cada momento. Durante los períodos nocturnos el inversor permanece parado vigilando los valores de tensión del bus DC del generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión del generador fotovoltaico aumenta, lo que pone en funcionamiento el inversor que comienza a inyectar corriente en la red si la potencia en paneles supera un valor umbral mínimo. Los inversores actuales suelen incorporar una serie de protecciones que garantizan el correcto y seguro funcionamiento de la instalación. Algunas de ellas son:  Fallo en la red eléctrica: en el caso de que se interrumpa el suministro en la red eléctrica, el inversor se encuentra en situación de circuito abierto, en este caso el inversor se desconecta por completo y espera que se restablezca la tensión en la red para iniciar de nuevo su funcionamiento.  Tensión fuera de rango: si la tensión de red se encuentra fuera del rango de trabajo aceptable, tanto si es superior como si es inferior, el inversor interrumpe su funcionamiento hasta que dicha tensión vuelva a encontrarse dentro del rango admisible. A partir de 240-250 Vac el equipo reduce la potencia a fin de no incrementar más esta tensión. Si a pesar de esta reducción la tensión sobrepasa 253 Vac (máxima permitida por la legislación), se parará.  Frecuencia fuera de los límites: si la frecuencia de la red está fuera de los límites de trabajo, el inversor se para inmediatamente pues esto indicaría que la red es inestable o está en modo isla.  Temperatura elevada: la mayoría de los equipos disponibles en el mercado disponen de un sistema de refrigeración por convección. Están calculados para un rango de temperaturas similar al que puede haber en el interior de una vivienda. En el caso de que la temperatura ambiente se incremente excesivamente o accidentalmente se tapen los canales de ventilación, el equipo seguirá funcionando pero reducirá la potencia de trabajo a fin de no sobrepasar internamente un determinado límite de temperatura. Si la temperatura interna sigue aumentando, el inversor se parará.  Tensión del generador fotovoltaico baja: en este caso, el inversor no puede funcionar. Es la situación en la que se encuentra durante la noche, en días muy nublados o si se desconecta el generador solar.  Intensidad de generador fotovoltaico insuficiente: los generadores fotovoltaicos alcanzan el nivel de tensión de trabajo a partir de un valor de radiación solar muy bajo (de 2 a 8mW/𝑐𝑚2). Cuando el inversor detecta que se dispone de tensión suficiente para iniciar el funcionamiento, el sistema se pone en marcha solicitando potencia del generador fotovoltaico. Si el generador no dispone de suficiente potencia debido a que la radiación solar es muy baja, el valor de la intensidad mínima de funcionamiento no se verifica, lo que genera una orden de parada del equipo. Y posteriormente se inicia un nuevo intento de conexión. El intervalo entre intentos depende del modelo del inversor. Inversor seleccionado Se ha seleccionado el inversor de la marca INGECON SUN, fabricados por INGETEAM están diseñados tanto para instalaciones en cubierta de medianas y grandes potencias como para instalaciones multimegavatio en suelo. La potencia nominal del inversor INGECON SUN POWER 50 es de 50kW. El funcionamiento de estos inversores es de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP) con lo que se consigue extraer la máxima energía del campo fotovoltaico y rentabilizar la inversión en menor tiempo. Estos inversores se caracterizan por tener amplios rangos de tensiones de entrada, facilitando de esta manera el seguimiento del punto de máxima potencia. Son de fácil instalación y parametrización. Dispone de conectores rápidos en la parte de corriente continua, en la de corriente alterna y para comunicaciones. Son válidos para conexiones directas a la red eléctrica pues disponen de protecciones eléctricas integradas. Además es posible instalar sin limitación inversores de estos modelos en paralelo. Incorporan el transformador de aislamiento galvánico requerido por la legislación española. Cumple las directivas comunitarias de seguridad eléctrica, de compatibilidad electromagnética y de baja tensión. Dispone de marcado CE y cuenta con las siguientes protecciones:  Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC.  Contra polarizaciones inversas.  Contra cortocircuitos y sobrecargas en la salida.  Contra fallos de aislamiento.  Anti-isla con desconexión automática.  Seccionador en carga DC.  Fusibles DC.  Seccionadormagnetotérmico AC.  Descargadores de sobretensiones DC.  Descargadores de sobretensiones AC Conforme al RD 1663/2000 integra en el equipo  Las funciones de protección de máxima y mínima tensión, y máxima y mínima frecuencia.  Interruptor para la desconexión manual.  Transformador de aislamiento galvánico. Cada inversor lleva incorporado un datalogger interno para almacenamiento de datos hasta 3 meses al que se puede acceder desde un PC remoto y también in-situ desde el frontal del inversor a través de un teclado. Asimismo este frontal dispone de Leds indicadores de estado y alarmas y pantalla LCD. La vida útil del equipo es superior a 20 años. El equipo está libre de mantenimiento y el fabricante lo garantiza durante 5 años. El inversor elegido cuenta con un grado de protección IP 20 por lo que se deberá colocar dentro de una caseta para protegerlo de las inclemencias medioambientales. Como accesorios opcionales a integrar en el inversor:  Comunicación entre inversores mediante RS-485, fibra óptica, inalámbrica o Ethernet.  Comunicación remota GSM/GPRS mediante módem.  Software Ingecon® Sun Manager para visualización de parámetros y registro de datos.  Visualización de datos a través de Internet. IngeRAS™ PV.  Tarjeta de entradas analógicas para la medición de variables meteorológicas.  Monitorización de las corrientes de string del campo fotovoltaico. Ingecon® Sun String Control.  Kit de puesta a tierra para los módulos FV que lo requieran. Las características físicas del inversor INGECON SUN POWER 50 son:  Anchura x Altura x Profundidad del inversor (mm): 1000 x 1710 x 820  Peso del inversor (kg): 900  Protección de envolventes: IP20  Rango de temperatura ambiente: -10/+50°C  Rango humedad ambiente:0/95% Las características eléctricas del INGECON SUN POWER 50 son:  Mínima tensión de entrada (𝑉𝐷𝐶):405  Máxima tensión de entrada (𝑉𝐷𝐶):900  Rango de tensión MPP: 405-750  Máxima corriente de entrada (A): 143  Potencia nominal (W):50000  Potencia máxima (W): 55000  Tensión nominal (𝑉𝐴𝐶): 400  Frecuencia (hz): 50-60  Distorsión armónica (THD): < 3%  Coseno de Phi: 1  Eficiencia máxima: 96,3 %  Consumo en operación (W): 30  Consumo nocturno (W): 1 Diseño y elección del sistema de conversión DC/AC de las instalaciones unitarias Las pautas de diseño ya han sido indicadas en el apartado “diseño del generador fotovoltaico de las instalaciones unitarias”, donde se ha seleccionado la topología de conexión de los módulos de acuerdo con las características eléctricas de los inversores. A modo indicativo repetimos aquí las reglas básicas a tener en cuenta: 7. La potencia nominal del inversor debe de ser entre un 80% y un 90 % de la potencia total del campo generador (en la hoja de características del inversor seleccionado ya nos indican el ratio de Potencia de entrada). De este modo el campo generador tendrá una potencia superior a la nominal del inversor al que se conectará. Con esto se compensan las pérdidas producidas en el proceso de conversión DC/AC, las pérdidas por efecto Joule en el cableado, y los valores de radiación diferentes de las denominadas condiciones estándar (1000 W/𝑚2), difíciles de alcanzar en la atmósfera terrestre. 8. La tensión producida por el campo generador en condiciones estándar (25°C y 1000 W/𝑚2) en el punto de máxima potencia de los módulos debe estar comprendida entre los valores admisibles por el inversor para el seguimiento del punto de máxima potencia. 9. La corriente producida por el campo generador en condiciones estándar (25°C y 1000 W/𝑚2) en el punto de máxima potencia no debe ser superior a la admitida por el inversor. 10. La tensión mínima de entrada del inversor para el seguimiento del punto de máxima potencia debe corresponder, como máximo, a la tensión en el punto de máxima potencia de la agrupación de módulos a 70°C y 1000 W/𝑚2. De esta manera se compensa la disminución de tensión que sufren los módulos con temperaturas elevadas. 11. La tensión máxima de entrada del inversor debe corresponder, como mínimo, a la tensión en vacío de los módulos a bajas temperaturas (variables según la climatología de la zona donde se instalen los módulos) y a 1000 W/𝑚2. De esta manera se compensan los aumentos de tensión que sufren los módulos al estar sometidos a bajas temperaturas. 12. La tensión máxima del generador (normalmente la tensión en vacío a bajas temperaturas y a 1000 W/𝑚2) no debe exceder la tensión máxima de los módulos utilizados en la instalación. Como ya se ha descrito, el inversor seleccionado cumplirá todas estas reglas en relación con la topología del campo generador seleccionado para las instalaciones unitarias de 50 Kw CALCULO DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS En este capítulo procedemos al cálculo de las protecciones eléctricas necesarias para garantizar la protección de la instalación y de las personas que la manipulen. Las protecciones para una instalación fotovoltaica se pueden esquematizar del siguiente modo: Protecciones en corriente continua En la parte de continua el cableado se ha dimensionado de manera que sea capaz de transportar incluso la máxima corriente prevista en el sistema, que es la de cortocircuito de los módulos fotovoltaicos, por lo que solo se necesita un elemento de conexión desconexión del generador fotovoltaico de cada instalación unitaria (2 unidades). Por lo que escogeremos la caja de protección de la marca Telergon, y el modelo CFV5M con entrada para 5 series de módulos en paralelo y con protección de sobretensiones como accesorio. Que cuenta con interruptor para aislar el conjunto de módulos de la red de módulos, para poder realizar labores de mantenimiento y/o reparación. Además tiene bases portafusibles de tamaño 10x38 y fusibles de 1000Vdc de 2 a 25 A.  Sistema de bloqueo: snapp in  Material aislante: PC/PA  Grado de protección desconectado/conectado: IP67.  Clase de inflamabilidad: UL94-V0  Descarga de tracción del cable de conforme a: DIN V VDE 0126-3  Fuerza de inserción: <50N  Fuerza de extracción: >50N  Rango de temperatura: desde -40°C hasta +90°C. Los cables y conectores Multi-Contact están considerados un estándar dentro del mercado fotovoltaico, ofreciendo un alto grado de protección y durabilidad a la intemperie, así como una gran facilidad de uso y conexionado para el instalador. De acuerdo con la I.T.C.-BT-40 del Reglamento de Baja Tensión, el cableado debe de ser dimensionado para un mínimo del 125% de la intensidad de utilización. De acuerdo con el I.T.C.-BT- 06 del Reglamento de Baja Tensión, se debe aplicar un factor de corrección por agrupación de varios cables, puesto que en el peor caso discurrirán 5 conductores por el mismo canal, el valor del coeficiente corrector es de 0,75. No se aplica ningún factor de corrección por temperatura ambiente, puesto que el valor de intensidad nominal del cable facilitado por el fabricante es a una temperatura de 50°C. Dicha temperatura es superior a la temperatura máxima del ambiente en la zona. Se aplicará un coeficiente de reducción de 0,8 por la posibilidad de que los cables estén sometidos directamente a radiación solar intensa, de acuerdo con la I.T.C.-BT-06 (redes aéreas de distribución en baja tensión). De a cuerdo con lo anteriormente comentado el cable puede manejar una corriente de: Iz= I*0,8*0,75=32*0,8*0,75= 19,20 A (intensidad máxima admitida por el cable). Por otro lado, la intensidad de utilización del cableado es de 5,82 A en cada rama de módulos en serie. Sobredimensionándola un 125% según lo anteriormente comentado: Ib= 1,25*5,82= 7,275A Se cumple que la intensidad máxima admitida por el cable es superior a la intensidad de utilización. El cable seleccionado es válido por capacidad de transporte de corriente. Veamos si es válido por el criterio de caída de tensión. Cada conexión macho-hembra usa 2 metros de cable, y a esto no hay que sumar nada más pues la caja de conexiones y de protección de nivel 1 que estará situada en la propia estructura soporte de cada bancada. ∆𝑈=2𝑥𝑙𝑥𝐼 𝛾𝑥𝐴 =2𝑥20𝑥7,275 57𝑥3,3 = 1,54𝑉 Donde:  ∆𝑈 es la caída de tensión en el conductor en V.  l es la longitud del conductor en metros.  I es la intensidad que circula por el conductor en A.  𝛾 es la conductividad del material conductor en m/Ω*mm2  A es la sección del conductor en mm2 Puesto que la tensión del generador fotovoltaico en su punto de máxima potencia es de 547 V, se tiene una caída de tensión porcentual de: %𝑈=100 ∗∆𝑈 𝑈𝑚𝑝 = 0,28% Por lo que el cableado resulta válido, debido a que la caída de tensión es menos al 1,5% que marca las condiciones técnicas del IDAE. Puesto que los módulos fotovoltaicos presentan una potencia limitada, su contribución en cortocircuito es inferior al 10% de su intensidad nominal por lo que el cableado puede soportar sin sufrir desperfectos incluso las corrientes de cortocircuito que se produzcan en la instalación. La unión en serie de los módulos se efectuará mediante los conectores macho y hembra de que disponen los cables de los módulos. Tanto el cableado con los conectores son válidos para instalaciones en exteriores. Cableado entre caja de nivel 1 y caja de nivel 2 (situada en interior de casa prefabricada) Todas las ramas de cada una de las series de módulos se conectarán directamente en las cajas de protección de nivel 1 de las que saldrá un cable de cada una que irá a conectarse a la caja de protección de nivel 2 situada dentro de la caseta prefabricada de Ormazabal, junto con los inversores. Los conductores utilizados en las líneas subterráneas serán de cobre o de aluminio y estarán aislados con mezclas apropiadas de compuestos poliméricos. Estarán además debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno donde se instalen y tendrán la resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos. Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a 450/750V y los tubos cumplirán lo establecido con la ITC-BT-21 el modelo de cable elegido será tipo RV-K con una tensión asignada de 0,6/1kV, con conductor de cobre clase 5, aislamiento de polietileno reticulado y cubierta de vinilo de acuerdo con la norma UNE 21123-2, y deberán cumplir los requisitos especificados en la parte correspondiente de la Norma UNE-HD 603. La sección de estos cables dependerá de la distancia a la que se encuentren los módulos respecto de la caseta. En la siguiente tabla podemos hacernos una idea de las distancias de cada bancada de módulos (mejor dicho de cada caja de protección de nivel 1, situadas en la misma estructura de cada bancada de módulos): BANCADA DISTANCIA RESPECTO CAJA NIVEL 2 Número 1 27 metros Número 2 17 metros Número 3 17 metros Número 4 27 metros Las bancadas estarán separadas 10 metros unas de otras y cada grupo de 4 bancadas estarán separadas horizontalmente y desde la mitad de los dos de en medio (bancadas 2 y 3), 10 metros hasta la entrada de cables de la caseta prefabricada, añadiendo unos 2 metros para la instalación en el interior. De acuerdo con la ITC-BT-40 del reglamento de Baja Tensión, el cableado debe de ser dimensionado para un mínimo del 125% de la intensidad de utilización, por lo tanto cada conductor de la manguera debe ser dimensionado para una intensidad de: Ib= 1,25*31= 38,75 A 31 amperios es la corriente total de cada bancada, e irá toda ella por el mismo cable a partir de la caja de protección de nivel 1 situada en la estructura de los módulos. Por lo que según Generalcable y sus tablas de orientación con un cable de sección de 4mm2 sería justo para nuestras necesidades. Ahora veamos si el cable es suficiente para validar la caída de tensión, que de acuerdo con el IDAE debe ser inferior a un 1,5% en el lado de continua. En nuestro caso: ∆𝑈=2𝑥𝑙𝑥𝐼 𝛾𝑥𝐴 =2𝑥27𝑥38,75 57𝑥4= 9,177𝑉 Donde:  ∆𝑈 es la caída de tensión en el conductor en V.  l es la longitud del conductor en metros.  I es la intensidad que circula por el conductor en Amperios.  𝛾 es la conductividad del material conductor en m/Ω*mm2  A es la sección del conductor en mm2 Puesto que la tensión del generador fotovoltaico en su punto de máxima potencia es de 547 V, se tiene una caída de tensión porcentual de: %𝑈=100 ∗∆𝑈 𝑈𝑚𝑝 = 1,67% La caída de tensión es inadmisible por superar aunque por poco el 1,5% por lo que nos disponemos a cambiar el cable por otro de una sección mayor, por lo que usaremos el cable de sección de 6mm2. Lo que origina una menor caída de tensión que comprobamos calculándola: ∆𝑈=2𝑥𝑙𝑥𝐼 𝛾𝑥𝐴 =2𝑥27𝑥38,75 57𝑥6= 6,118𝑉 %𝑈=100 ∗∆𝑈 𝑈𝑚𝑝 = 1,118% Una vez comprobado que la caída de tensión es menor a lo indicado por el IDAE, podemos estar seguros de la seguridad del cableado entre ambas cajas de protección. Los cálculos se han realizado para las bancadas más alejadas puesto que a menor distancia la caída será todavía menor, sabemos que las bancadas 2 y 3 (las más cercanas) también cumplirán con los requisitos impuestos por el IDAE. Canalizaciones subterráneas Todo el cableado realizado hasta el momento, es decir desde las cajas de protección de nivel 1 situadas en la misma estructura que los módulos hasta la entrada del edificio prefabricado de Ormazabal donde se encuentran las cajas de protección de nivel 2, se realizará en canalización subterránea. La instalación de los cables se realizará bajo tubo protector hormigonado que se instalarán en la zanja de dimensiones apropiadas. Los tubos protectores se instalarán sobre el lecho de la misma alisado y libre de rocas, piedras y cantos vivos y se procederá al hormigonado con hormigón en masa de 200Kg/cm2 de resistencia hasta una altura de 30cm del fondo de la zanja. Encima de esta dado de hormigón ya a20cm se instalará la cinta de señalización de cables eléctricos enterrados. Las dimensiones de las zanjas serán de 60cm de anchura y 80cm de profundidad. Los tubos se colocarán juntos, sin distancia entre ellos. Se dejará un tubo vació de 25mm de diámetro para el cableado de control. Se respetarán las separaciones mínimas exigidas por la ITC-BT_07. En cruces y paralelismos con otras canalizaciones (agua, gas y telecomunicaciones esta será de 20cm, y 25cm con otros conductores de energía). Cuando estas distancias no puedan mantenerse se protegerá el cable con un tubo protector de grado de protección mecánica 7. El compactado de la tierra será manual los primeros 10cm. y luego se realizará mecánicamente por capas de 10cm de espesor. En cada derivación o curva del cableado se instalarán arquetas de registro. Cableado entre caja de protección nivel 2 e inversores Puesto que las cajas de protección de nivel 2 estarán situadas en el mismo recinto que los inversores, lo que supone que la longitud de los cables será mínima, elegimos los cables anteriormente calculados para realizar el acoplamiento. Cableado de CA Cableado entre inversores y caja de protección CA La distancia entre los inversores y la caja de protección de CA será mínima pues ambos se encuentran en la caseta prefabricada de Ormazabal. Se conectarán a través de una línea tetrapolar (3 fases, neutro y conductor de protección) de distribución que recogerá la intensidad de cada inversor y la transportará al cuadro de protecciones. Antes se unirán los cables de ambos inversores en una caja de distribución de la que saldrá un único cable hacia la caja de protección de la parte de continua. La distancia longitud máxima será de unos 1,5 metros hasta la caja de derivación donde se unirán ambos cables. La intensidad de la corriente máxima de cada cable será de 93 A, que es la que sacará cada inversor, por lo que de acuerdo con la ITB-BT-40 del Reglamento de Baja Tensión, el cableado debe de ser dimensionado para un mínimo del 125% de la intensidad de utilización, por lo tanto: Ib= 1,25*93= 116,25A Se van a aplicar un coeficiente de reducción de 0,8 por instalación de cable tetrapolar entubado según la ITC-BT-07. De acuerdo con la ITC-BT-07 un cable tetrapolar de polietileno reticulado de 16mm2 de sección soporta una intensidad de 125A. Aplicando el coeficiente anterior se tiene: Iz=125x0,8=100A(Intensidad máxima admisible por el cable) El cable es válido para transporte de corriente, ahora veremos si puede con la caída de tensión. Como hemos visto anteriormente la caída de tensión debe ser inferior a 1,5% según la normativa, pero para el caso de la alterna esta debe ser en todo el circuito conjunto menor de ese 1,5%, es decir desde la salida del inversor hasta la entrada al circuito del transformador. Primero veremos desde el inversor hasta la caja de empalme donde uniremos las dos líneas. ∆𝑈= 3𝑥1,5𝑥93 57𝑥16 = 0,265𝑉 Lo que supone una caída de tensión de 0,06 %, este valor tan pequeño se debe a la pequeña longitud del cable. Ahora proseguiremos con el cálculo del cable (único a partir de ahora) que une la caja de empalme con la caja de protección de la parte de corriente continua. Ahora la corriente de ambos conductores se ha unido en uno solo por lo que la suma total de la intensidad será de 186A, por lo que procederemos a los cálculos con la misma normativa que en los anteriores: De acuerdo con la ITB-BT-40 del Reglamento de Baja Tensión, el cableado debe de ser dimensionado para un mínimo del 125% de la intensidad de utilización, por lo tanto: Ib= 1,25*186= 232,5A Se van a aplicar un coeficiente de reducción de 0,8 por instalación de cable tetrapolar entubado según la ITC-BT-07. De acuerdo con la ITC-BT-07, y con el catalogo de General Cable un cable tetrapolar de polietileno reticulado de 120mm2 de sección soporta una intensidad de 301A. Aplicando el coeficiente anterior se tiene: Iz=301x0,8=240,8A(Intensidad máxima admisible por el cable) El cable es válido para transporte de corriente, ahora veremos si puede con la caída de tensión. Como hemos visto anteriormente la caída de tensión debe ser inferior a 1,5% según la normativa, pero para el caso de la alterna esta debe ser en todo el circuito conjunto menor de ese 1,5%, es decir desde la salida del inversor hasta la entrada al circuito del transformador. ∆𝑈= 3𝑥2𝑥186 57𝑥120 = 0,094𝑉 Por lo que el cable elegido es más que suficiente para las necesidades de la instalación. CÁLCULOS ELÉCTRICOS DE LA LÍNEA MT Características generales de la línea La línea aérea de Media Tensión objeto de este proyecto se realiza para la “evacuación de energía” de una central fotovoltaica sita en el Polígono 1, parcela 223 del término Municipal de Yebra de Basa (Huesca). La demanda de potencia es la siguiente: Denominación Pot Ud (kW) Pot Total (kW) Central Fotovoltaica 160 160 Con esta demanda se van a instalar el siguiente transformador en Centro de Transformación en edificio prefabricado de Ormazabal: Denominación Pot Trafo (kVA) Central fotovoltaica 160 Con lo que la potencia de transporte será de 160 kVA con una longitud de línea aérea de 111 metros aproximadamente. Características eléctricas de los conductores. Tal y como se ha definido en el apartado anterior MEMORIA, el trazado de la línea se va a realizar mediante conductor de aluminio-acero LA-56. Los conductores serán de aluminioacero, según normas UNE 21018 y ERZ 901312 y sus características generales se indican a continuación: - Número y clase de conductores: 3 cables Al-Ac. - Norma: UNE 21018 - Tipo: LA-56 - Composición: Aluminio 6 hilos de 3,15mm Acero 1 hilo de 3,15mm - Secciones: aluminio 46mm2 Acero 7,79 mm2 Total 54,6 mm2 Equivalente cobre 30 mm2 - Peso: 189,1Kg/Km - Carga de rotura de la tracción: 1.666Kg - Resistencia eléctrica a 20°C 0,614 Ω/Km - Reactancia: 0.3990 Ω/Km - Intensidad máxima admisible: 197 A - Módulo de elasticidad, E: 8.100 Kg/m. mm2 - Coeficiente de dilatación lineal: 19 x 10-6°C-1 En toda la línea de transporte de energía hay unas magnitudes típicas que son sus constantes kilométricas. Constantes características fundamentales por kilometro de línea. Las constantes características fundamentales de una línea eléctrica por kilometro de longitud de la misma, son cuatro:  Resistencia eléctrica: Rk (Ω/km)  Coeficiente de autoinducción o inductancia: £k (H/km)  Capacidad: Ck (F /km)  Conductancia o perditancia Gk (S/km) Resistencia eléctrica La resistencia eléctrica de un conductor es: 𝑅=10𝜌𝐿 𝑆 Siendo la resistencia eléctrica por kilometro del LA-56 de 0,6136 Ω/km Por lo tanto, para una longitud de 111 metros la resistencia eléctrica total será de: 𝑅𝑇= 0,6136𝑥0,111 = 0,068Ω Coeficiente de autoinducción y radio equivalente El coeficiente de autoinducción de una línea trifásica, simple y simétrica viene definido por la siguiente expresión: 𝐿𝐴= 0,5 + 4,61𝑔𝐷 𝑟 10−4 Siendo:  D: Separación media geométrica entre ejes de fase (mm).  R: radio del conductor utilizado LA-56 (mm). Con lo que la distancia media geométrica en armados tipo tresbolillo será: 𝐷= 2,26𝑚 Por lo tanto el coeficiente de autoinducción kilométrico será: 𝐿𝐴= 0,5 + 4,61𝑔2260 14 10−4=1,14𝑥10−3𝐻 𝑘𝑚 Siendo el valor de la reactancia por kilómetro de: 𝑋´ = 2𝑥𝜋𝑥𝑓𝑥𝐿𝐴=0,3595Ω 𝑘𝑚 𝑋=𝑋´𝑥𝑙= 0,3595𝑥0,111 = 0,04Ω Capacidad En las líneas trifásicas, la llamada capacidad industrial viene dada, por kilómetro, por la expresión: 𝐶𝑘=24,2𝑥10−9 log𝐷 𝑟𝐹/𝑘𝑚 Por lo tanto: 𝐶𝑘= 1,02𝑥10−8𝐹/𝑘𝑚 Conductancia o perditancia Los datos de partida para el cálculo son los siguientes:  Tensión de transporte: 66kV  Cadenas de aisladores: 4 elementos U70BS  Longitud total de la línea: 0,111km  Longitud medio vano: 100 metros  Perdida estimada por aislador: 5W Apoyos Uds Cadenas por apoyo Aisladores por cadena Total Alineación 0 3 4 0 Ángulo 0 6 4 0 Anclaje 1 6 4 24 Fin de línea 1 3 4 12 Especialidades 3 4 0 Total 2 36 Los datos obtenidos son los siguientes:  Pérdida de potencia en el total de aisladores: 36𝑥4 = 180𝑊  Pérdida por kilómetro de línea: 0,180 0,111 =1,62𝑘𝑊 𝑘𝑚  Pérdida kilométrica por fase: 𝑝=1,62 3= 0,54𝑘𝑊/𝑘𝑚  Conductancia kilométrica por fase: 𝐺𝑘=𝑝 𝑉2𝑥10−3= 1,62𝑥10−7𝑆/𝑘𝑚  Conductancia entre las tres fases: 3𝑥𝐺𝑘= 4,86𝑥10−6𝑆/𝑘𝑚  Conductancia total de la línea: 𝐺= 5,40𝑥10−6𝑆 Efecto corona Las pérdidas por “efecto corona” se originarán si la tensión de servicio es superior a la tensión crítica disruptiva: 𝑈𝑐=84 ∙𝑚𝑐∙𝛿∙𝑚𝑡∙𝑟∙log𝐷 𝑟 Donde:  𝑈𝑐= Tensión compuesta crítica eficaz (kV).  𝑚𝑐: Coeficiente de rugosidad del conductor.  𝑚𝑡: Coeficiente meteorológico  𝑟: Radio del conductor  𝐷: distancia media geométrica entre fases (cm).  𝛿: Factor de corrección de la densidad del aire en función de la altitud sobre el nivel del mar. 𝛿=3,921𝑥𝑕 273 +∅=3,921𝑥73,3 273 +13 = 0,696 La tensión crítica disruptiva se deberá calcular en los dos supuestos, tiempo seco y tiempo húmedo.  Tensión crítica disruptiva con tiempo seco: 𝑈𝑐= 84𝑥0,696𝑥1𝑥0,7log 260 0,4 𝑥1,005 =87,63𝑘𝑉 Según este resultado, no habré efecto corona con tiempo seco, puesto que: 𝑈<𝑈𝑐 𝟏𝟎𝒌𝑽<87,63𝒌𝑽 Según el artículo 2 de RLAT indica que la tensión más elevada para una tensión de 10kV es de 12kV, por lo que: 𝟏𝟐𝒌𝑽<87,63𝒌𝑽 (𝒏𝒐 𝒉𝒂𝒃𝒓á 𝒆𝒇𝒆𝒄𝒕𝒐 𝒄𝒐𝒓𝒐𝒏𝒂)  Tensión crítica disruptiva con tiempo húmedo: 𝑈𝑐= 84𝑥0,696𝑥0,8𝑥0,7 log320 0,7 𝑥1,005 =70,10𝑘𝑉 Según este resultado, no habré efecto corona con tiempo seco, puesto que: