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Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Técnica Industrial Especialidad: Electricidad E.U.I.T.I.Z. Alumno: Javier Calvo Medrano Especialidad: I.T.I. Electricidad Director: Ángel Santillán Lázaro Convocatoria: Marzo 2011 Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 2 Agradecimientos: Me gustaría agradecer a varias personas que me han apoyado en este proyecto: A mis padres por permitirme estudiar la carrera y darme su apoyo. A mi hermana Lucía y, sobre todo, a mi hermano Raúl que me animó a adentrarme en este tema y me echó una mano cuando estaba más atascado. A María (madrileña) por aguantarme y animarme durante estos meses. A mis amigos de toda vida y a los que he conocido durante el transcurso de la carrera, en especial a: Marco, Richard, Alberto, Eladio, Pelusa, Brin, José, Jorge, Lex, Almazán, Suso, Daniel, Tris, Enrique, Víctor, Paula, Rosalía, Guille, Diego, Javi, los vascos, Miren, Anita, Soriano, Jamaicano, Domingo, y muchos más. Y a mi director de proyecto Ángel Santillán, por aconsejarme en todo momento. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 3 Índice 1 INTRODUCCIÓN 6 1.1 OBJETIVO 7 1.2 DESCRIPCIÓN 7 1.3 ESTRUCTURA DEL PROYECTO 8 2 DESCRIPCIÓN DE LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA 9 2.1 INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 10 2.2 APLICACIONES DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA 10 2.2.1 APLICACIONES AISLADAS DE RED 10 2.2.2 APLICACIONES CONECTADAS A LA RED 11 2.3 DESARROLLO ACTUAL DEL MERCADO FOTOVOLTAICO 11 2.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL PROCESO FOTOVOLTAICO. 13 2.5 RADIACIÓN SOLAR 18 2.5.1 EL MOVIMIENTO DE LA TIERRA 21 2.5.2 LA TRAYECTORIA DEL SOL 21 2.5.3 UNIDADES Y ÁNGULOS SOLARES 21 2.6 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO 24 3 ESTADO DEL ARTE DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES 25 3.1 INTRODUCCIÓN 26 3.2 MÓDULO SOLAR 26 3.3 ESTRUCTURA FIJA 27 3.4 SEGUIDORES SOLARES 28 3.4.1 SEGUIDOR DE DOS EJES 28 3.4.2 SEGUIDOR DE UN EJE POLAR 29 3.4.3 SEGUIDOR EN UN EJE ESTE-OESTE HORIZONTAL 30 3.4.4 SEGUIDOR ACIMUTAL. 30 3.5 INVERSORES 32 3.6 BIBLIOGRAFÍA CAPITULO 38 Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 4 4 EVOLUCIÓN DE LA NORMATIVA EN EL RÉGIMEN ECONÓMICO Y TÉCNICO DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED 39 4.1 INTRODUCCIÓN 40 4.2 ANTECEDENTES 40 4.3 EL PRIMER REAL DECRETO ESPECÍFICO: RD 2818/1998 40 4.4 REAL DECRETO TÉCNICO-ADMINISTRATIVO: RD 1663/2000 41 4.5 REAL DECRETO ECONÓMICO-ADMINISTRATIVO: RD 436/2004 42 4.6 REAL DECRETO LEY ECONÓMICO-ADMINISTRATIVO: RD LEY 7/2006 y RD 661/2007 43 4.7 ORDEN DE 5 DE FEBRERO DE 2008, DEL DEPARTAMENTO DE INDUSTRIA, COMERCIO Y TURISMO DE ARAGÓN 47 4.8 REAL DECRETO ECONÓMICO: RD 1578/2008 47 4.9 ACTUALIDAD 48 4.10 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO 50 5 DISEÑO Y SIMULACIÓN DE ENERGÍA GENERADA DE LAS INSTALACIONES EN BAJA TENSIÓN 51 5.1 INTRODUCCIÓN 52 5.2 HIPÓTESIS INICIALES COMUNES A TODOS LOS SISTEMAS ANALIZADOS 52 5.3 DISEÑO DE LA INSTALACIÓN EN BAJA TENSIÓN 59 5.3.1 INSTALACIONES EN BAJA TENSIÓN EN ZONA CORRIENTE CONTINUA 59 5.3.2 DISTRIBUCIÓN EN PLANTA. SOMBRAS. 63 5.3.3 CÁLCULO DE DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Y SEGUIDORES 65 5.3.4 CÁLCULO DE CABLEADO Y CANALIZACIONES 68 5.3.5 CAJAS NIVEL I Y II 72 5.3.6 ASP 73 5.3.7 CAJA DE SECCIONAMIENTO DE PUESTA A TIERRA 73 5.3.8 CONTADORES 75 5.3.9 RED DE TIERRAS 76 5.4 SIMULACIÓN DE LOS SISTEMAS 77 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO 80 5.5.1 CONCLUSIONES TECNICO-ECONÓMICAS 82 5.6 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO 83 Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 5 6 DISEÑO DE LAS INSTALACIONES DE EVACUACIÓN EN ALTA TENSIÓN 84 6.1 INTRODUCCIÓN 85 6.2 HIPÓTESIS INICIALES 85 6.3 DISEÑO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN 85 6.3.1 REQUISITOS COMPAÑÍA DISTRIBUIDORA. ARMARIO DE PROTECCIONES. 86 6.3.2 TRANSFORMADOR 87 6.3.3 CELDAS 87 6.3.4 CUADRO BT 90 6.3.5 ARMARIO DE MEDIDA 90 6.3.6 EDIFICIO PREFABRICADO 91 6.3.7 RED DE TIERRAS 92 6.4 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO 96 7 CONCLUSIONES 97 Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 6 CAPÍTULO 1 1 INTRODUCCIÓN Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 7 1.1 OBJETIVO El presente proyecto tiene por objeto llevar a cabo un análisis técnico de la implantación de distintas tecnologías fotovoltaicas en un terreno dado, con el fin último de generar energía eléctrica para su venta a la red de distribución en alta tensión. El enfoque principal del proyecto se centrará en analizar y diseñar las distintas tipologías más comunes de la generación de energía eléctrica con origen fotovoltaico; en lo referente a sistemas de seguimiento solar o estructuras fijas. No se pretende realizar un estudio comparativo de los módulos fotovoltaicos existentes en el mercado aunque si se expondrán las características del estado del arte de módulos actuales. Una vez realizadas las simulaciones y diseños de las instalaciones generadoras, se procederá a ejecutar el diseño de las infraestructuras de evacuación en alta tensión de la energía generada en un punto ficticio de la red de distribución en alta tensión. Por último, el presente proyecto contemplará una guía administrativa de los trámites y pasos a seguir desde el diseño hasta la puesta en marcha de una instalación fotovoltaica. Las instalaciones diseñadas no estarán ubicadas en un emplazamiento en particular, si bien es cierto que a efectos de cálculo y diseño se realizarán siguiendo las condiciones climáticas, administrativas y técnicas de la ciudad de Zaragoza. 1.2 DESCRIPCIÓN Como se ha mencionado anteriormente, analizaremos los resultados obtenidos de cuatro tecnologías de seguimiento y una estructura fija, las cuales son expuestas a continuación:  Seguidores de doble eje.  Seguidores de un eje vertical.  Seguidores de un eje horizontal.  Seguidores de un eje polar  Estructura fija. Se procederá a realizar su implantación en un terreno ficticio situado en la localidad de Zaragoza. Se realizará el diseño y las simulaciones de cada una de las tipologías en cinco plantas de generación independientes. Cada una de ellas tendrá una potencia nominal de 100 kW, lo cual hará que la potencia final de la instalación fotovoltaica completa sea de 500 kW. La generación eléctrica en baja tensión de las cinco plantas se evacuará a red por medio de un centro de transformación común. Como se ha comentado anteriormente la situación de las instalaciones será hipotética, como también lo será el punto de conexión en alta tensión con la compañía distribuidora. Para cada una de las tipologías se utilizará el mismo módulo fotovoltaico así como el mismo número de módulos por planta. El fin perseguido es realizar una simulación de cada técnica de seguimiento solar y elaborar un análisis basado en la viabilidad de la propuesta, para así poder sacar conclusiones en torno a Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 8 que sistema es mejor y cual es más rentable según la situación en la que nos encontremos, tanto técnica como financieramente. Al mismo tiempo, el desarrollo de la parte técnica tendrá en cuenta la normativa actual, no sólo en lo referente al reglamento de baja tensión y alta tensión, sino también al reglamento exigido por el Gobierno de Aragón y la distribuidora eléctrica local, Endesa Distribución S.L.U., completando el proyecto lo máximo posible y considerándose al mismo como un proyecto constructivo. 1.3 ESTRUCTURA DEL PROYECTO El desarrollo del proyecto ha sido descrito en los siguientes capítulos: Capítulo 1. Introducción: en él se enumeran las razones por las que se inició el proyecto. También se realiza una descripción global del resto de los capítulos. Capítulo 2. Descripción de la generación de electricidad mediante tecnología fotovoltaica: en el se presentará una introducción a la energía solar fotovoltaica; el principio de funcionamiento del proceso fotovoltaico, las radiaciones solares y su desarrollo actual así como futuro. Capítulo 3. Estado del arte de los componentes principales: donde se analizarán las distintas tipologías de los principales elementos que componen una instalación fotovoltaica de generación conectada a red. Capítulo 4. Evolución de la normativa en el régimen económico y técnico de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red: en él se expondrán los condicionantes técnicos particulares de este tipo de instalaciones así como la situación actual del régimen de primas vigente. Capítulo 5. Diseño y simulación de energía generada de las instalaciones en baja tensión: en este capítulo se diseñará las instalación generadora en baja tensión, tanto la parte de continua como de alterna. Con los datos obtenidos se presentará un breve análisis económico. Capítulo 6. Diseño de las instalaciones de evacuación en alta tensión: se procederá a diseñar el centro de transformación de evacuación de energía generada por las cinco instalaciones. Capítulo 7. Conclusiones: plasma los aspectos más relevantes del trabajo realizado así como las conclusiones extraídas durante la elaboración del mismo, incluyendo posibles líneas futuras de trabajo. Anexo 1. Simulaciones obtenidas: mediante programa especializado. Anexo 2. Planos: de implantación y esquemas unifilares. Anexo 3. Catálogos: extractos de catálogos con el material seleccionado. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 9 CAPÍTULO 2 2 DESCRIPCIÓN DE LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 16 Eficiencia Silicio monocristalino 13-15% Silicio policristalino 11% Silicio amorfo 7% Tabla 2.2: Porcentajes de eficiencia de distintos tipos de silicio. Para hacer posible el manejo práctico del conjunto de células fotovoltaicas creadas, estas se presentan asociadas eléctricamente entre sí, encapsuladas y protegidas de las condiciones medioambientales en un bloque llamado panel o módulo fotovoltaico, el cual constituye el elemento básico de la producción de electricidad fotovoltaica. Estos módulos están compuestos por dos tiras de cobre estañadas soldadas en su superficie frontal, por las cuales conducirá la corriente hacia el exterior. La corriente generada es recogida por los colectores colocados en la rejilla frontal de la célula. Mediante la unión de las dos tiras de la cara frontal de la célula con la cara posterior de la siguiente, se producirá una interconexión, ya sea en paralelo o en serie, de las células que componen dicho módulo. Seguidamente, mediante un proceso de laminación se logra formar un todo compuesto por las capas de los distintos materiales adheridos entre sí. Finalmente, se procede a la colocación de la caja de conexiones compuesta por tres terminales: positivo, negativo y otro que sale de un punto medio. Entre estos tres terminales se colocan los diodos de protección by-pass que previenen la formación de puntos calientes. La potencia eléctrica final de nuestros módulos dependerá de su área activa, del número de células, de su interconexión eléctrica (serie o paralelo) y por supuesto de las condiciones de irradiancia y temperatura a las que el módulo se encuentre expuesto. Dentro del mercado fotovoltaico, se puede encontrar módulos de diferentes tamaños y formas, y pueden estar hechos de diferentes materiales. Normalmente, un módulo fotovoltaico está formado por unas 36 células, teniendo diferentes medidas que oscilan desde el 0,5 m2 hasta 1 m2, el grosor también oscila entre 3,5 cm y 5 cm. Cada célula fotovoltaica típica de 100 cm2 puede producir en torno a 1,5 W (0,5 V y 3 A). La potencia de los módulos actuales está entre los 80-300 W. El propósito de la estructura del módulo fotovoltaico es proporcionar un soporte rígido que proteja las interconexiones de las células del medioambiente. Los terminales positivo y negativo se encuentras en la caja de conexiones normalmente situada en la parte posterior del módulo. Al igual que en las células solares individuales, los módulos se podrán conectar tanto en paralelo (sumándose las corrientes para cada valor de tensión) como en serie (circulando la misma intensidad a través de ellos y siendo la tensión final la resultante de la suma de los voltajes de cada uno). Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 17 Fig. 2.6: Esquema de paneles conectados en paralelo (izquierda) y en serie (derecha). Cada módulo estará compuesto por un marco de aluminio que le suministrará la rigidez necesaria para su manejo e instalación, ya sea en serie y/o paralelo con otros módulos, con el que podrá dar forma final al generador fotovoltaico. La potencia de salida del módulo fotovoltaico estará determinada por los siguientes cuatro factores: el rendimiento de sus células fotovoltaicas, la resistencia de la carga (punto de trabajo en la curva I-V), la irradiancia solar y la temperatura de las células. Para poder terminar de entender el funcionamiento, tanto de una célula como de un módulo solar, es conveniente definir los siguientes parámetros de funcionamiento:  Intensidad de cortocircuito, Isc: Es la intensidad de la corriente eléctrica que se obtiene de la célula cuando, en ausencia de cargas externas y tras haber sido cortocircuitada en sus terminales, la tensión entre bornes es nula. Constituye la máxima corriente que puede obtenerse. Su valor típico es de decenas de miliamperio (∼10-40 mA) por centímetro cuadrado de célula.  Tensión en circuito abierto, Voc: Es la tensión para la que los procesos de recombinación igualan a los de generación y por lo tanto, la corriente extraída de la célula es nula. Constituye la máxima tensión que puede obtenerse de la célula, cuando no hay conectado ningún consumo y la intensidad que circula es nula. En dispositivos de silicio de tipo medio se sitúa en torno a 0,6 V mientras que en las de GaAs, alrededor de 1 V.  Potencia máxima o Potencia Pico, P: La potencia que se extrae de la célula viene dada por el producto de corriente y tensión, I*V. Se observa que tanto en cortocircuito como en circuito abierto la potencia generada es nula. Como se indica en la siguiente figura, existe un punto de operación (Ip, Vp) en el cual la potencia disipada en la carga es máxima, éste es conocido como el punto de máxima potencia. El producto Ip*Vp que corresponde a la máxima potencia, se representa en la figura mediante las líneas punteadas. En resumen, la potencia máxima o pico, P, es la potencia máxima que puede generar una célula fotovoltaica bajo unas condiciones estándar de la radiación incidente, y se obtiene como el producto de la tensión pico y de la intensidad pico: siendo la intensidad pico, Ip , y la tensión pico, Vp, los valores de la intensidad y la tensión para los cuales la potencia suministrada por la célula alcanza el valor máximo posible, en unas condiciones normalizadas. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 18 Fig. 2.7: Curva característica V-I de una célula solar. Durante la lectura del proyecto se podrá ver que para referirnos a valores de dimensionamiento y energía utilizaremos las siguientes unidades, las cuales conviene explicar brevemente:  Hora solar pico: se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar.  Watio pico: se define como la máxima potencia que puede recibir un panel o módulo fotovoltaico y coincide con una intensidad de radiación constante de 1000 W/m2 o 100 mW/cm2 a una temperatura de 25 °C. 2.5 RADIACIÓN SOLAR En el apartado anterior hemos podido observar la importancia que tiene el Sol en la producción de la energía fotovoltaica. Por lo tanto, conviene realizar un breve apartado donde poder resumir algunas de las principales características y parámetros del Sol. Estos serán determinantes, tanto para poder conocer la energía de la que disponemos durante un intervalo de tiempo, como para el análisis del comportamiento que este ejerce sobre nuestros distintos componentes instalados. Dado que en la vida cotidiana las células solares no operan bajo las condiciones de certificación estándar, los dos parámetros que mayor influencia tendrán sobre la curva I-V de una célula fotovoltaica serán la irradiancia y la temperatura de funcionamiento. En las siguientes imágenes podemos ver cómo afectan estos dos parámetros a la curva característica: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 19 Fig. 2.8: Dependencia de las curvas V-I de una célula solar con la irradiancia solar. Fig. 2.9: Variación de la curva característica P-V de una célula solar con la irradiancia solar. Para poder efectuar el diseño de una instalación solar fotovoltaica necesitamos saber los valores aproximados de radiación anual en el lugar en el cual va a estar localizada nuestra instalación. Estos datos pueden ser consultados en las distintas tablas de radiación solar que existen para cada provincia, las cuales son actualizadas y elaboradas cada cierto intervalo de tiempo por los institutos de energía. Por lo tanto, hay que tener en cuenta para el diseño de la presente instalación fotovoltaica, factores tales como la cantidad de energía proveniente del Sol que absorbe nuestra superficie, o radiación solar, y la demanda diaria de energía que necesitaremos en nuestro caso. La elección Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 20 de los datos de radiación solar dependerá directamente de la situación de la instalación, así como de las condiciones meteorológicas predominantes y particulares de cada lugar. Esta radiación solar se puede definir, como el flujo de energía que recibimos del Sol en forma de ondas electromagnéticas de diferentes frecuencias (las cuales se manifiestan como luz visible, infrarroja y ultravioleta). En función de cómo reciben la radiación solar los objetos situados en la superficie terrestre, en nuestro caso los paneles solares, se puede distinguir entre estos tipos de radiación:  Radiación directa: aquella que llega directamente del Sol sin haber sufrido cambio alguno en su dirección. Este tipo de radiación se caracteriza por proyectar una sombra definida de los objetos opacos que la interceptan.  Radiación difusa: parte de la radiación que atraviesa la atmósfera es reflejada por las nubes o absorbida por éstas. Esta radiación, que se denomina difusa, va en todas direcciones como consecuencia de las reflexiones y absorciones, no sólo de las nubes sino de las partículas de polvo atmosférico, montañas, árboles, edificio, el propio suelo, etc. Se caracteriza por no producir sombra alguna respecto de los objetos opacos interpuestos. Las superficies horizontales, al contrario que las verticales, son las que más radiación difusa reciben.  Radiación reflejada: aquella que es reflejada por la superficie terrestre. La cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la superficie, también llamado albedo. Las superficies horizontales no reciben ninguna radiación reflejada, porque no ven ninguna superficie terrestre mientras que las superficies verticales son las que más radiación reflejada reciben.  Radiación global: es la radiación total, resultante de la suma de las tres anteriores. Fig. 2.10: Tipos de radiación que afectan a un panel solar. Además de tener en cuenta los distintos tipos de radiaciones que afectan a nuestro módulo solar, es conveniente aclarar 3 aspectos que pueden modificar el valor final de nuestros recursos energéticos: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 21 2.5.1 EL MOVIMIENTO DE LA TIERRA El movimiento de la Tierra se puede explicar a grandes rasgos mediante dos tipos de movimientos:  El movimiento de rotación: en el cual la Tierra gira sobre sí misma a lo largo de un eje imaginario denominado eje terrestre, el cual atraviesa sus polos. Este eje forma un ángulo de 23,5° respecto a la normal de la eclíptica, línea curva que define el plano de giro de la Tierra en torno al Sol. Esto hace que el ángulo formado por la línea que une los centros del Sol y de la Tierra y el plano ecuatorial varíe continuamente. Este ángulo se conoce como declinación solar (δ) y supondremos que su valor permanece constante a lo largo de un día.  El movimiento de traslación: es un movimiento en el cual la Tierra se mueve alrededor del Sol obedeciendo a las leyes de la gravitación universal. Describe una órbita elíptica en la que el Sol ocupa uno de los focos y rota a un ritmo de una vuelta por día en torno a su eje polar. 2.5.2 LA TRAYECTORIA DEL SOL Los puntos del horizonte por donde sale y se pone el Sol varían constantemente en el transcurso de un año. El 21 de marzo fecha del equinoccio de primavera, el Sol sale por el Este y se pone por el Oeste. Al pasar los días, estos puntos van desplazándose hacia el Norte, primero rápidamente y luego lentamente, hasta el 21 de junio, fecha del solsticio de verano, en la cual el Sol alcanza su máxima altura. A partir del 21 de junio, los puntos se alejan del Norte y se van acercando al Este y al Oeste, cuyas posiciones vuelven a ocupar el 22 o 23 de septiembre, equinoccio de otoño. Luego se van acercando al punto Sur, hasta el 22 de diciembre, día en que tiene lugar el solsticio de invierno, del cual se alejan después. Transcurrido un año, vuelven a coincidir los puntos Este y Oeste. 2.5.3 UNIDADES Y ÁNGULOS SOLARES Para poder referirnos en términos de medida y unidades a la energía percibida por nuestra superficie receptora, conviene aclarar términos como irradiación e irradiancia, cuyas definiciones son ligeramente diferentes. El término irradiación se refiere a la cantidad de energía solar recibida durante un determinado periodo de tiempo, mientras que el término irradiancia se refiere a la potencia instantánea recibida. En términos de unidades la irradiancia se mide en W/m2, mientras que la irradiación en Wh/m2. La irradiación solar a lo largo de un día tendrá unidades de Wh/m2/día. La irradiancia proveniente del Sol que se recibe sobre una superficie perpendicular al Sol en el exterior de la atmósfera, puede considerarse como constante e igual a 1.267 W/m2. Como hemos visto anteriormente, debido a los movimientos de rotación y traslación de la tierra en torno al Sol y a los efectos de difusión de la atmósfera terrestre, la irradiancia recibida en la superficie terrestre presenta unas variaciones temporales bien definidas en unos casos (variación día/noche, verano/invierno) y estocásticas en otros (presencia de nubes). En la siguiente tabla se pude observar, aparte de datos generales de irradiancia, algunos parámetros curiosos que conviene conocer para entender mejor la naturaleza del fenómeno de la radiación solar. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 22 Radio 696.000 km Distancia Tierra-Sol 149.500 km Irradiancia que se emite desde la superficie del Sol 63.5000 kW/m2 Irradiancia que alcanza la Tierra, constante solar 1.267 kW/m2 Tabla 2.3: Datos numéricos de algunas características importantes del Sol. La posición en que se encuentra la superficie captadora respecto de la incidencia de los rayos solares es de vital importancia para los cálculos realizados en los siguientes capítulos, por lo tanto, en la mayoría de aplicaciones se considera necesario determinar la posición del Sol en relación a una superficie inclinada un ángulo β, formado por la superficie con el plano horizontal) y la orientación representada por el ángulo acimut α, formado por las proyecciones sobre el plano horizontal de la normal a la superficie. La localización del punto donde se encuentra las distintas superficies captadoras vendrá representado por la latitud en la que se ubica, esta es la distancia angular entre el ecuador y un punto determinado. Es considerada positiva en el hemisferio norte y negativa en el hemisferio sur; y por su longitud, distancia angular entre un punto dado de la superficie terrestre y el meridiano de Greenwich. La situación del Sol puede ser expresada mediante un sistema de coordenadas esféricas fijo en un punto de la tierra, en el que el plano x-y coincide con el plano horizontal y el eje x está orientado hacia el ecuador del observador. Para ello conviene aclarar tres nuevos conceptos:  Distancia cenital (θzs), formada por el ángulo creado por el vector Sol-Tierra con el eje z.  Ángulo acimutal (ψs), formado por la proyección del vector Sol-Tierra sobre el plano x-y con el eje x.  Altura solar (γs), distancia resultante de restar los 90° de la normal con la distancia cenital θzs. Conocidos estos tres ángulos, la posición del Sol respecto de nuestra superficie receptora estará determinada. Fig. 2.11: Ángulos formados por el movimiento relativo creado por el sol y el panel solar. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 23 Mediante relaciones elementales de trigonometría esférica basadas en los ángulos citados anteriormente, podremos obtener los valores de radiación, reales y estocásticos, que nos interesan tanto para superficies inclinadas como para superficies horizontales. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 24 2.6 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO [1] Miguel Alonso Abella. Sistemas fotovoltaicos. Era Solar. 2005 [2] El Paso Solar Energy, http://www.epsea.org . [3] El Portal de la Energía Solar, http://www.solarweb.net . [4] Enciclopedia libre de la Energía solar, http://www.solarpedia.es/index.php/Portada. [5] Wikipedia, http://es.wikipedia.org. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 25 CAPÍTULO 3 3 ESTADO DEL ARTE DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 32 El centro de oscilación se sitúa ligeramente encima de su centro de gravedad, lo que consigue el aumento de la estabilidad del conjunto. Los paneles están alineados en filas a diferentes niveles y a dos vertientes, ofreciendo así un mayor rendimiento de los paneles, los cuales trabajan a menor temperatura; presentando así una menor resistencia al viento, debido a la eliminación del efecto vela que suele producir los grandes vientos. Su tecnología de seguimiento está basada en el cálculo astronómico programado y está integrado mediante código en tarjeta PLC estándar. El funcionamiento del seguidor es completamente automático. Según los intervalos temporales, el motor mueve su posición siguiendo al sol. Comienza a funcionar a las 8:40 hora solar, y termina a las 15:30 hora solar. Fuera de este tiempo el motor está en estado de inactividad excepto en el momento en que el seguidor vuelve a su posición inicial. 3.5 INVERSORES El inversor es una pieza fundamental del sistema fotovoltaico conectado a red, se trata de un dispositivo electrónico de potencia que se conecta directamente al generador fotovoltaico (en su parte DC) y a la red eléctrica (en su parte AC). Su objetivo es transformar la energía continua producida por el generador fotovoltaico en energía alterna, esta tiene que estar perfectamente sincronizada con la red existente, ya sea de alta, media o baja tensión. Su funcionamiento está basado en puentes de interruptores de semiconductores de potencia con un ciclo controlado de apertura y cierre que generan ondas de pulsos variables (cuantos más pulsos, menor distorsión armónica y mayor proximidad a la onda pura senoidal). Los inversores empleados en las aplicaciones fotovoltaicas se pueden agrupar o dividir en dos grandes categorías: los autoconmutados y los conmutados por la red. Los inversores autoconmutados pueden funcionar como fuente de corriente o como fuente de tensión, mientras que los conmutados por red sólo como fuente de corriente. Por ello los autoconmutados se pueden utilizar tanto en aplicaciones autónomas como en aplicaciones conectadas a la red eléctrica mientras que los conmutados por la red únicamente en aplicaciones conectadas a la red. Entre otras cosas, nuestro inversor tiene que ser capaz de:  Operar en un amplio rango de voltaje DC de entrada.  Poseer autoprotecciones y seguridad hacia el usuario.  Regular el voltaje y la frecuencia de salida.  Proporcionar potencia AC a las cargas o a la red eléctrica con una determinada calidad de suministro.  Realizar el seguimiento del punto de máxima potencia si están directamente conectados al generador fotovoltaico.  Operar en un amplio rango de condiciones ambientales de temperatura y humedad relativa.  Poseer interfaces con otros controles del sistema, o controlar el sistema.  Satisfacer las necesidades de seguridad exigidas en la conexión a red. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 33 Para optimizar el grado de aprovechamiento del generador deben seguir el punto de máxima potencia (mediante algoritmos que controlan la tensión de operación del generador fotovoltaico). Además deben trabajar con el máximo rendimiento, generando energía con una determinada calidad (baja distorsión armónica, elevado factor de potencia, bajas interferencias electromagnéticas) y también cumplir determinadas normas de seguridad (para personas, equipos y la red eléctrica). Dentro de los requerimientos específicos de operación en conexión a red, el inversor fotovoltaico también ha de operar dentro de unos márgenes de tensión, frecuencia de salida y temperatura así como no afectar la distorsión armónica de la onda de tensión de la red, la cual ha de cumplir con la normativa vigente que requiere una distorsión armónica de la onda de corriente 5% para una distorsión armónica de la onda de tensión 2%. Habitualmente esta distorsión armónica total de la onda de corriente aumenta cuando disminuye la potencia de operación. También es un requerimiento de la normativa el que los inversores de conexión a red dispongan de aislamiento galvánico entre la red y la instalación fotovoltaica. Este aislamiento galvánico puede ser mediante transformadores de baja frecuencia o mediante transformadores de alta frecuencia. Otra de las funciones más importantes del inversor es la detección del funcionamiento en “isla”. El efecto “isla” puede ser definido como una situación en la cual todo el sistema de potencia disperso continua suministrando potencia a la red de distribución, aún en el caso de que la potencia de la red haya sido cortada por fallo o mantenimiento. Esto es posible siempre que la potencia real reactiva sea igual a la producción y consumo entre las partes separadas de la red. Cuando la red de distribución pierde potencia, el sistema disperso debe detectar esta pérdida de potencia y desconectar inmediatamente el sistema, evitando así el fenómeno “isla”, el cual además de peligroso puede ocasionar daños en la red. Generalmente, una pérdida de potencia es detectada por bajo voltaje o sobrecorriente en los sistemas de relé. Sin embargo el efecto “isla” puede presentarse aún con estos parámetros de la red si la entrega de energía de los sistemas distribuidos se equilibra con la carga eléctrica de la línea. Cuando varios sistemas dispersos son conectados a una línea de distribución, la posibilidad de que se presente este fenómeno es más probable, que cuando son pocos los sistemas, debido a que la entrega de muchos sistemas aislados puede cambiar ampliamente para acoplarse a la carga conectada a la red. A mayor número de sistemas conectados, más difícil será la detección del comportamiento isla. Este problema puede ser controlado mediante el inversor. Esta técnica involucra la detección del voltaje o de las variaciones de frecuencia, o un aumento de la armónicas o el monitoreo de la impedancia de la red, como hemos comentado anteriormente. Dentro de los inversores destinados a la conexión en red, podemos encontrar tres distintas categorías:  Inversores centrales: generalmente utilizados en grandes instalaciones fotovoltaicas de potencia mayor a 100 kWp, en las que el generador fotovoltaico se conecta en ramas en Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 34 paralelo y la conversión DC/AC está centralizada por un solo inversor. Actualmente, los inversores basados en tiristores, desarrollados en el pasado, están dando paso a los inversores basados en IGBT con control PWM (punto de máxima potencia) por microprocesador. Las ventajas de este tipo de instalación son que se tiene una estructura robusta, se puede obtener potencias de la planta hasta el rango de MW, el predominio de conexiones es en serie y hay un fácil alojamiento de las derivaciones de sobretensión en la caja de conexión del generador.  Inversores tipo “string” o de cadena: basados en un concepto modular en el que varias ramas de un generador fotovoltaico se conectan a inversores en el rango de potencias de 1 a 3 kW. Habitualmente utilizados en sistemas fotovoltaicos integrados en edificios (aunque también puede ser aplicable a grandes centrales, superiores a potencias de 1 MWp). Sus ventajas a destacar, son que se obtiene un rendimiento superior al del tipo inversor central ya que tenemos un seguimiento del punto de máxima potencia individual por cadena, y que se puede prescindir de la caja de conexión del generador.  Inversores multicadena: se utilizan con potencias entorno a los 5 kW y son una mezcla de los centrales por el lado de la alimentación y como varios inversores de cadena por el lado del generador. Están diseñados específicamente para las cadenas que tienen diferentes características.  Inversores de pequeña potencia integrados en módulos fotovoltaicos para formar los denominados módulos AC. Mientras que los inversores centralizados habitualmente disponen de aislamiento galvánico en baja frecuencia, los inversores string pueden disponer de aislamiento galvánico tanto en alta como en baja frecuencia. El rendimiento y su peso, vendrá determinado por el tipo de aislamiento galvánico, el cual suele ser del mismo orden para inversores de una misma potencia nominal de diferentes fabricantes. La relación de potencia del inversor con respecto al generador debe estar entre 0.9-1. La potencia nominal del generador debe ser de hasta un 10 % mayor que la potencia nominal del inversor. Su ubicación es muy importante y debe ser un espacio frío, normalmente se consigue mediante un ventilador ya que los que enfrían por convección se calientan mucho. Si la temperatura donde se encuentra el inversor es demasiado cálida perjudica gravemente al rendimiento de la instalación. La vida útil media de este componente está alrededor de los 20 años. Los fabricantes proporcionan las características del inversor mediante sus hojas técnicas. Éstas nos sirven para poder comparar entre los distintos modelos y así poder diseñar mejor nuestra instalación. Dentro de estas hojas podemos encontrar parámetros comunes como el rango de potencia, tensión y corriente máxima que no podrá ser superado para no dañar el equipo, así como los valores de funcionamiento como la frecuencia y tensión nominal. A parte de estos valores, deberemos prestar especial atención a los siguientes conceptos que conviene explicar detenidamente: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 35  Eficiencia máxima: es la mayor eficiencia que puede alcanzar el inversor en condiciones de potencia, tensión y temperatura nominales.  Eficiencia europea: puesto que el inversor trabaja muy poco tiempo en las condiciones nominales, se utiliza este parámetro para poder expresar la media de las eficiencias a diferentes potencias de trabajo, dando mayor peso a las eficiencias en las que se suele encontrar más tiempo el inversor fotovoltaico. El valor final se puede expresar mediante la siguiente fórmula. , donde el índice del porcentaje indica cual es el rendimiento a una potencia de trabajo con dicho porcentaje respecto al máximo. Este parámetro permite comparar rendimientos bajo condiciones de insolación europeas.  Rango de temperaturas de funcionamiento: es la temperatura máxima a la que puede estar sometido el inversor para que trabaje en el punto de máxima potencia. Con las elevadas temperaturas que pueden alcanzarse en la península, es preferible que este valor sea alto.  Grado de protección IP: indica la protección del aparato frente a la entrada de elementos peligrosos (primera cifra) y a partículas de agua (segunda cifra). Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 36 A continuación se muestran unas tablas comparativas de diferentes modelos de inversores fotovoltaicos disponibles en el mercado, tanto de 25 kW como de 100 kW: INVERSORES DE 25 kW Ingecon Sun 25 Jema IF 25 Riello 25 kW Aeg 25 kW Entrada DC Rango potencia campo FV recomendado 29-33 kWp 25-26 kWp 20-30 kWp 25-28 kWp Rango de tensión MPP 405- 750 V 410- 750 V 330- 700 V 300- 800 V Tensión máxima 900 V 900 V 800 V 800 V Corriente máxima 57 A 75 A A 59 A 13 A Nº entradas 10 - 1 6 Salida AC Potencia nominal 25 kW 25 kW 25 kW 25 kW Potencia máxima 27,5 kW 26 kW 28 kW 25 kW Corriente máxima 50 A 39 A 46 A 19 A Tensión nominal 400 V 400 V 400 V 400 V Frecuencia nominal 50-60 Hz 49-51 Hz 47-52 Hz 50 Hz Coseno Phi 1 0,9 0,99 0,99 Distorsión armónica <3% % <3% % <3% % <3% % Eficiencia máxima 95,6 % 95,1 % 95,5 % 95,4 % Euroeficiencia 94,5 % - % 94,3 % 94,2 % Temperatura de funcionamiento -10 a 65 °C -5 a 45 °C -20 a 70 °C -20 a 55 °C Grado de protección IP 54 IP 20 IP 20 IP20 Tabla 3.3: Estudio comparativo de diferentes marcas de inversores solares de 25 kW. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 37 INVERSORES DE 100 kW Jema 100 kW Lti 100 kW Ingecon Sun 100 kW Exendis 100 kW Entrada DC Rango potencia campo FV recomendado - kWp - kWp 115-130 kWp - kWp Rango de tensión MPP 410- 750 V 450- 850 V 405-750 V 460- 800 V Tensión máxima 900 V 900 V 900 V 800 V Corriente máxima 250 A 250 A 286 A 250 A Nº entradas 1 1 4 - Salida AC Potencia nominal 100 kW 100 kW 100 kW 100 kW Potencia máxima 105 kW 105 kW 110 kW 105 kW Corriente máxima 152 A 160 A 161 A 1 A Tensión nominal 400 V 400 V 400 V 450 V Frecuencia nominal 50/60 Hz 50/60 Hz 50/60 Hz 50/60 Hz Coseno Phi 1 0,999 1 0,999 Distorsión armónica <3 % <3 % <3 % <3 % Eficiencia máxima 96,2 % 96 % 96,8 % 95 % Euroeficiencia 95,1 % 95 % 95,7 % 91,5 % Temperatura de funcionamiento -5 a 45 °C -20 a 40 °C -10 a 65 °C -10 a 40 °C Grado de protección IP 20 IP 42 IP 20 - Tabla 3.4: Estudio comparativo de diferentes marcas de inversores solares de 100 kW. Como se puede observar, los valores nominales de las distintas marcas son, en la mayoría, muy parecidos. Interesa que el rango de tensiones MPP sea amplio, ya que eso nos permitirá poder configurar mejor el número final de paneles solares utilizados, al igual que su tipo de conexión, ya sea en serie o paralelo. Otro factor importante, además de los comentados anteriormente, será su eficiencia máxima y europea. La marca Ingecon Sun, tanto para 25 kW como 100 kW, posee los mayores rendimientos, además de tener la hoja de características más completa de las cuatro opciones. Ésta familia de inversores está equipada con un avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia para así poder extraer la máxima energía de la instalación fotovoltaica. No requiere de elementos adicionales y permite su desconexión manual de la red. También posee aislamiento galvánico, el cual es indicado en la normativa como elemento obligatorio. Para la instalación de estructuras fijas y eje horizontal se ha optado por un sólo inversor de 100 kW, mientras que para la instalación de seguidor a dos ejes, eje polar y eje vertical se ha instalado un inversor de 25 kW por cada seguidor utilizado. Ambos sistemas de conexión tienen ventajas y desventajas. La instalación de un inversor por cada seguidor consigue un mayor rendimiento global en la plata, produce menos problemas en caso de avería del inversor y utiliza menos cable; pero también hay que destacar que con el inversor central, la inversión inicial es menor y el mantenimiento es menos costoso. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 38 3.6 BIBLIOGRAFÍA CAPITULO [1] Miguel Alonso Abella. Sistemas fotovoltaicos. Era Solar. 2005 [2] Energes. http://www.energes.net [3] Seguidores solares SDK. http://www.sendekia.com [4] ADES. http://ades.tv Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 39 CAPÍTULO 4 4 EVOLUCIÓN DE LA NORMATIVA EN EL RÉGIMEN ECONÓMICO Y TÉCNICO DE LAS INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 40 4.1 INTRODUCCIÓN Como cualquier tipo de nueva tecnología, las instalaciones fotovoltaicas han tenido que atravesar dificultades, no sólo económicas y técnicas sino también de aceptación socio cultural, hasta llegar a la situación actual de desarrollo. En particular, el modelo de instalación fotovoltaica con conexión a red ha tenido que subsistir, y todavía lo hace a día de hoy, mediante incentivos económicos que permiten hacer de estas instalaciones no sólo una forma de generar energía sostenible sino también de crear un negocio económicamente rentable para este tipo de instalaciones. A continuación expondremos la evolución en el marco temporal que abarca desde los años noventa hasta la situación actual. En el presente capítulo no se realizará una distinción entre la evolución técnica y económica ya que el autor entiende que es más interesante y comprensible establecer una línea cronológica con la finalidad de comprender el sistema actual fotovoltaico. 4.2 ANTECEDENTES Es conveniente recordar al lector, antes de introducirnos en el régimen económico de aplicación a este tipo de instalaciones, que el modelo fotovoltaico tal y como lo conocemos a día de hoy ha variado mucho desde sus orígenes y que dichos orígenes no se remontan más allá de 12 años atrás de la fecha actual. La primera experiencia española de conexión fotovoltaica a la red fue la central de 100 kWp que Iberdrola instaló en San Agustín de Guadalix en 1984. Hubo que esperar hasta 1993 para que esta experiencia tuviera continuidad, esta vez con cuatro sistemas, cada uno de 2,7 kWp, que ATERSA instaló en unas viviendas particulares de Pozuelo, y que principiaron un rosario de diversos proyectos de demostración: 42 kWp en una escuela de Menorca, 13,5 kWp en el Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid, 53 kWp en la Biblioteca de Mataró, etc., entre los que descolló la central de 1 MW Toledo-PV, que también comenzó a funcionar en 1993. A finales de 1995 la potencia total sumaba 1,6 MW1, pero la aplicación permanecía en el ámbito de la I+D, sin que ninguno de los sistemas en operación llegase a ser regularizado en el contexto general del sistema eléctrico. En 1998, a imitación de lo que ocurría en otros países de Europa, el Gobierno da luz al Real Decreto 2818/1998 que reconocía la necesidad de un tratamiento específico para esta alternativa energética. 4.3 EL PRIMER REAL DECRETO ESPECÍFICO: RD 2818/1998 El 30 de diciembre de 1998 se publica en el boletín oficial del estado el “REAL DECRETO 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración “ donde se destaca en su preámbulo dos consignas generales que marcan la línea principal de dicho Real Decreto:  La incentivación económica de las fuentes renovables de energía, sin ningún tipo de límite temporal.  El objetivo de alcanzar el 12% de la demanda energética por medio de energías renovables en el año 2010 Se establecieron unas primas (66 y 36 pesetas por kWh vertido a la red, para sistemas con potencia nominal inferior y superior a 5 kWp respectivamente). Además, se establece que las Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 41 primas deberán ser actualizadas anualmente, en función de una serie de parámetros, y revisadas cada cuatro años. Se establece un límite de potencia instalada para dicha tecnología de 50 MW. La normativa técnica y administrativa hasta ese momento en vigor era la general para los autoproductores de electricidad, y las exigencias que imponía) pensadas para grandes máquinas rotatorias) resultaban a todas luces exageradas para los sistemas fotovoltaicos. Dos años más tarde, sólo dos sistemas habían logrado acceder a esas primas. 4.4 REAL DECRETO TÉCNICO-ADMINISTRATIVO: RD 1663/2000 Pese a haberse sentado las bases para el desarrollo de la tecnología fotovoltaica con evacuación a red, el RD de 1998 no especificaba procedimientos concretos que ayudasen al inversor particular a conectar dichas instalaciones a la red de distribución. Aparecían puntos calientes a la hora de iniciar el proceso de tramitación de esta tipología de instalaciones. En particular las administraciones públicas, las compañías distribuidoras de electricidad así como el propio inversor particular no tenían una visión conjunta de los procedimientos a llevar a cabo para llevar a cabo este tipo de instalaciones. Además, la situación se agravaba si consideramos que el vigente reglamento electrotécnico de baja tensión (Decreto 2413/1973) se había quedado obsoleto para este tipo de instalaciones. El 30/09/2000 aparece publicado en el BOE el “Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.” donde por primera vez se incide en la forma de solicitar punto de conexión a red así como de las condiciones técnicas de esa conexión. Podríamos considerar dicho RD como la primera guía de ruta para la tramitación y puesta en marcha de una instalación fotovoltaica. Es interesante destacar que este RD no es muy conocido a día de hoy y probablemente tenga algo que ver el hecho que no se tratase nada acerca del régimen económico de las instalaciones conectadas a red. En lo referente a los condicionantes técnicos, caben destacar varios puntos:  Establece un límite de potencia de 100 kWn para la conexión de instalaciones fotovoltaicas en baja tensión1.  Comenta la necesidad que la instalación respete ciertos niveles de compatibilidad electromagnética y en particular de la generación de armónicos por parte de los inversores de potencia.  Establece el tipo de conexión (monofásica/ trifásica) de las instalaciones dependiendo del nivel de potencia de éstas, colocando el límite en 5 kW.  Habla de los límites de variación de tensión (+- 5%) respecto de la tensión de red así como también lo hace con los de frecuencia (51 y 49 Hz).  Establece los equipos de medida necesarios para la compra-venta de energía.  Impone un mínimo de protecciones para este tipo de instalaciones. Mención aparte merece la instalación de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas así como la protección diferencial en la zona de continua. En particular establece las siguientes condiciones que pasamos a analizar:  Se exige una separación galvánica entre la instalación generadora y la red de distribución de la compañía eléctrica. El objetivo es no transmitir defectos a la red de 1 Como veremos más adelante, éste hecho condicionará en un futuro la morfología de las llamadas “huertas solares”. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 48 4.9 ACTUALIDAD Como se habrá podido comprobar al leer los anteriores subcapítulos, la información que el promotor fotovoltaico ha tenido que manejar durante la última década ha sido considerable. Los continuos cambios en la estrategia energética del país y, sobre todo, los continuos rumores que siguen rodeando al sector, hacen frágil a este tipo de tecnología. La intención del gobierno central es clara y bien dirigida: forzar a la industria renovable, y en particular a la fotovoltaica, a aproximar los costes de producción de un kWh por medios de energías renovables a un kWh producido por energías convencionales mediante la reducción paulatina de las primas. RD 2818/1998 RD 436/2004 RD 661/2007 RD 1578/2008 ACTUAL C €/ kWh 22 44 44 32 25 Tabla 4.1: Evolución del estado de primas a través de los diferentes reales decretos. No obstante, es también criticable que no se hubiese podido planificar desde un principio con un poco más de orden ya que, como se ha comentado anteriormente, el sector sufre de de una fragilidad legislativa evidente y no deja de ser al menos llamativo que un tipo de energía con una producción bastante gestionable y segura (todos los días sale el sol), esté apoyada en unos pilares tan poco robustos, no sólo para los nuevos promotores sino para aquellos acogidos a anteriores regímenes de bonificación (rumores de retroactividad). Por otro lado, la insistencia en este país de no derogar completamente anteriores RD y realizar un único RD con normas bien definidas para procesos administrativos y técnicos únicos que, además, varían entre las distintas comunidades autónomas, hacen que la ejecución y puesta en marcha de unas instalaciones que cuestan 2 meses ejecutarlas se alarguen a periodos superiores al año y medio, en el mejor de los casos. Con el deseo de facilitar este proceso administrativo, el autor ha realizado una pequeña guía , no exhaustiva, que sirva de orientación al que se inicia en la materia. Cabe comentar que esta guía tendrá una vida útil escasa debido a los cambios constantes en esta materia. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 49 Fig. 4.2: Guía administrativa del proceso de ejecución de una instalación fotovoltaica. 4.10 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO [1] Plataforma Tecnológica Fotovoltaica Española (PTFV): Visión de la Tecnología Fotovoltaica en España., 2006. [2] E. Collado, M. Castro, A. Colmenar, J. Carpio y J. Peire. Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y de Control UNED: Evolución de la industria fotovoltaica en España, regulación y nuevos negocios paralelos, 2007. [3] E. Lorenzo. Instituto de Energía Solar. Universidad Politécnica de Madrid. Retratos de la conexión fotovoltaica a la red I. Era Solar nº 113, 2003. [4] Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. BOE nº 312, 1998. [5] Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. BOE nº 235, 2000. [6] 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. BOE nº 75, 2004. [7] Real Decreto -Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético. BOE nº 150, 2006. [8] Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. BOE nº 126, 2007. [9] Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. BOE nº 234, 2008. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 51 CAPÍTULO 5 5 DISEÑO Y SIMULACIÓN DE ENERGÍA GENERADA DE LAS INSTALACIONES EN BAJA TENSIÓN Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 52 5.1 INTRODUCCIÓN En el presente capítulo se procederá a realizar el diseño y la simulación de cinco tipologías de seguimiento solar anteriormente escogidas y ampliamente utilizadas en la actualidad. Estas son:  Estructura fija.  Seguidor de dos ejes.  Seguidor de un eje vertical (acimutal).  Seguidor de un eje horizontal (Este-Oeste).  Seguidor de un eje polar. Inicialmente se plantearán las hipótesis de partida del proyecto para más adelante realizar el diseño de las instalaciones. Seguidamente se indicarán los distintos sistemas que componen las instalaciones y por último se realizarán sus correspondientes simulaciones. 5.2 HIPÓTESIS INICIALES COMUNES A TODOS LOS SISTEMAS ANALIZADOS Con el fin de poder comparar los resultados al final del capítulo, se establecen una serie de hipótesis iniciales comunes a todos los sistemas de generación, estos son los siguientes:  Localización. Las cinco instalaciones del presente estudio se ubican en la ciudad de Zaragoza. El clima de Zaragoza es mediterráneo semidesértico, propio de la depresión ejercida por el río Ebro. Se caracteriza porque las temperaturas son siempre extremas. Durante el invierno, las temperaturas son muy bajas, siendo normal la producción de heladas y nieblas a causa de la inversión térmica durante los meses de diciembre y enero. Al contrario que los veranos, los cuales son cálidos llegando en ocasiones a rozar los 40 °C. En la siguiente tabla podemos observar las principales características de Zaragoza, tanto los datos relacionados con su localización como los valores mensuales de medida de temperatura e irradiaciones: Zaragoza Latitud 41,4 °N Horario Zona horaria UT+1 Longitud 0,5 °W Altitud 243 m Tabla 5.1: Datos informativos de la localización de Zaragoza. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 53 Irradiación global Irradiación difusa Tª Ambiente Velocidad del viento kWh/m2.mes kWh/m2.mes °C m/s Enero 49,5 28,55 6,26 4,595 Febrero 67,2 34,94 7,93 5,199 Marzo 117,2 51,67 10,64 4,891 Abril 136,3 75,75 12,9 5,399 Mayo 174,6 86,04 17,12 4,4 Junio 192,3 87,53 20,92 5,187 Julio 201,3 88,82 24,45 4,992 Agosto 177,6 79,52 23,75 4,599 Septiembre 135,5 60,47 20,38 4,503 Octubre 91,4 43,88 15,58 3,794 Noviembre 53,8 31,15 9,89 4,698 Diciembre 41,5 25,57 6,83 4,094 Año entero 1438,2 693,89 14,76 4,689 Tabla 5.2: Datos mensuales de irradiación incidida en la localidad de Zaragoza. Fig. 5.1: Gráfico comparativo de la altura solar diaria y horaria, respecto al barrido acimutal. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 54 Estos datos meteorológicos han sido obtenidos de la base de datos Meteonorm, como se explicará más adelante.  Módulo Fotovoltaico. El módulo escogido para la instalación es el modelo A-230 P de la marca ATERSA de 230 Wp4 de potencia. En la siguiente tabla se muestra las características eléctricas y físicas del módulo: Módulo escogido A-230 P Marca ATERSA Potencia máxima 230 Wp Eficiencia del módulo 14,10% % Tensión potencia máxima 30,2 V Corriente potencia máxima 7,62 A Tensión circuito abierto 37,4 V Corriente cortocircuito 8,12 A Tensión máxima sistema 1000 V Coef.Tª (Isc) 0,05 %/°C Coef.Tª (Voc) -0,35 %/°C Coef.Tª (P) -0,46 %/°C Dimensiones 1645x990x50 mm Peso 23 Kg Tabla 5.3: Hoja de características del módulo A-230 P. Fig. 5.2: Curva característica V-I del módulo ATERSA A-230 P. 4 Wp Vatios pico: Cantidad de los vatios generados cuando el módulo se encuentra en unas condiciones ambientales concretas: Irradiancia 1000 W/m2, temperatura ambiente 25°C y de un espectro que se relacione con la luz del sol que ha pasado a través de la atmósfera (o la masa de aire 1.5). Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 55 Fig. 5.3: Detalle de conexiones del módulo solar ATERSA A-230 P.  Potencia pico de las instalaciones. La potencia pico instalada para las cinco tecnologías será la misma, 116 kWp, con la finalidad de poder comparar los resultados finales de energía generada por cada uno de los sistemas. Dicha potencia se obtendrá mediante la agrupación de módulos de potencia menor. La potencia puede parecer un poco sobredimensionada teniendo en cuenta la potencia nominal de la instalación, 100 kWn. No obstante, debemos tener en cuenta que los módulos fotovoltaicos rara vez alcanzarán su potencia pico, debido a que esta potencia se obtiene en unas condiciones ambientales específicas que no se suelen dar en la realidad. Como es lógico, para este tipo de instalaciones el sobredimensionamiento del generador fotovoltaico suele estar comprendido entre el 10% y el 20% de la potencia nominal final según recomendaciones de los fabricantes de inversores. Destacar que el propósito final de este tipo de instalaciones no es la potencia instalada, sino la energía generada por el campo fotovoltaico.  Potencia nominal de las instalaciones. Viene acotada por la potencia de salida de cada inversor en la zona de baja tensión y por el transformador a instalar en la zona de alta tensión. Cada una de las cinco plantas estará limitada a una potencia de 100 kWn.  Inversores. Para la instalación de módulos sobre estructura fija y el seguidor a un eje horizontal dispondremos de un único inversor de gran tamaño y potencia de 100 kWn. El elegido en este caso para la planta solar es el modelo Ingecon Sun 100 de la marca Ingeteam. En la siguiente tabla se adjuntan las características eléctricas y físicas del inversor: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 56 Inversor escogido Ingecon Sun 100 Marca Ingeteam Entrada DC Rango de tensión MPP 405-750 V Tensión máxima 900 V Corriente máxima 286 A Nº entradas 4 Salida AC Potencia nominal 100 kW Potencia máxima 110 kW Corriente máxima 161 A Tensión nominal 400 V Frecuencia nominal 50/60 Hz Coseno Phi 1 Distorsión armónica <3 % Euroeficiencia 95,7 % Tabla 5.4: Hoja de características del inversor Ingecon Sun 100. Fig. 5.4: Detalle y medidas del inversor Ingecon Sun 100. En el caso de las instalaciones de seguidores solares de dos ejes, eje polar, y eje vertical, optaremos por la implantación de 4 inversores de 25 kWn cada uno que se situarán en la base de los seguidores. Elegimos el modelo Ingecon Sun 25 de la marca Ingeteam. En la siguiente tabla se muestra las características eléctricas y físicas de estos inversores: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 57 Inversor escogido Ingecon Sun 25 Marca Ingeteam Entrada DC Rango de tensión MPP 405-750 V Tensión máxima 900 V Corriente máxima 57 A Nº entradas 10 Salida AC Potencia nominal 20 kW Potencia máxima 22 kW Corriente máxima 37 A Tensión nominal 400 V Frecuencia nominal 50/60 Hz Coseno Phi 1 Distorsión armónica <3 % Euroeficiencia 94,5 % Tabla 5.5: Hoja de características del inversor Ingecon Sun 25. Fig. 5.5: Detalle y medidas del inversor Ingecon Sun 25. Tanto el inversor de 25 como el de 100 kWn disponen de las siguientes protecciones ya incorporadas: o Aislamiento galvánico entre la parte de DC y AC. o Polarizaciones inversas. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 64 Fig. 5.7: Pérdidas generadas por sombreado. Como se puede apreciar, las zonas de color gris oscuro detallarían la existencia de sombras reales ocasionadas por los objetos situados más al sur. Sin embargo, en nuestras simulaciones, tendremos en cuenta la incidencia de estas sombras en el resto de módulos que están conectados en serie (zonas amarillas). Estás pérdidas, habitualmente no consideradas, pueden suponer más de un 1% de error en los datos finales de generación. La primera conclusión interesante que se puede obtener de esto es que es conveniente prever la primera aparición de sombras. Si volvemos a mirar el dibujo, las filas de las estructuras se han utilizado para colocar series de módulos en lugar de utilizar las columnas para seriar. Esto nos hace ver que no sólo la eficiencia de una instalación de estas características reside en el buen dimensionamiento sino también en su posición. Algo similar ocurre con las estructuras de los seguidores. Es interesante agrupar las series en las zonas laterales ya que las sombras son más alargadas de este a oeste y así mientras un lateral de los seguidores se encuentra sombreado el resto puede trabajar un poco más de tiempo a pleno rendimiento. Fig. 5.8: Pérdidas generadas por sombreado. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 65 5.3.3 CÁLCULO DE DISTANCIA ENTRE ESTRUCTURAS Y SEGUIDORES Como se ha comentado anteriormente, la colocación de los paneles condiciona la captación de la radiación, ya que las sombras afectarán a su rendimiento, por lo que las distancias entre ellos son de vital importancia. 5.3.3.1 ESTRUCTURAS FIJAS Y DE UN EJE HORIZONTAL Los módulos se colocarán sobre estructuras con un grado de inclinación de 30° sobre el nivel del terreno. La inclinación viene dada por la situación de la zona, en esta caso corresponde con la inclinación de la localidad de Zaragoza. Cabe destacar que esta inclinación varía en función del fin a conseguir siendo esta distinta si nuestro objetivo fuera obtener la máxima captación posible en verano o en invierno. Como punto de partida, y de amplia utilización en el sector, los cálculos para la obtención de la distancia óptima entre las filas de estructuras se viene realizando a partir de las recomendaciones del IDAE9, mediante la siguiente ecuación: La distancia d, medida existente entre las filas de módulos obstáculo sobre la horizontal. La altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación, deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol entorno al mediodía en el solsticio de invierno. Esa distancia d será superior al valor obtenido a partir de la expresión, en la cual: 9 Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 66 Fig. 5.9: Distancia de separación entre placas solares. Valores que para nuestro en caso concreto, se traducirían en las siguientes distancias: ° m Hay que considerar que estas distancias suponen un mínimo establecido, y que de ninguna manera suponen una distancia óptima. Dichas recomendaciones se tomaron en su día como método de diseño ya que la entidad IDAE, de la mano del ICO10, fue la encargada de administrar las ayudas por medio de subvenciones económicas a fondo perdido o a través de préstamos, estableciendo unos mínimos a cumplir entre los que se encontraba esta medida de diseño. La distancia a considerar tras realizar simulaciones, será de 10 metros entre las filas de módulos. La única diferencia con respecto al seguidor de un eje horizontal es conceptual, ya que la morfología de la planta es idéntica que la de estructuras fijas. Únicamente se añade un ángulo de giro mediante eje horizontal que permitirá aprovechar la radiación adicional con origen estacional. Es decir, en invierno, con el sol más bajo podrá tener hasta una inclinación de 40°, mientras que en verano la inclinación será menor y se dispondrá próxima al nivel horizontal. Aún así las pérdidas por sombras obtenidas mediante simulaciones no son banales: Sistema Distancia filas (m) Pérdidas sombreado (%) Fijas 10 m 2,10% Seguidor eje horizontal 10 m 2,30% Tabla 5.10: Distancia entre filas de paneles y pérdidas producidas por sombreado. 5.3.3.2 SEGUIDORES 2 EJES, 1 EJE VERTICAL Y 1 EJE AZIMUTAL Como indicamos en las hipótesis de partida, para la evaluación de estos sistemas partiremos de los datos establecidos por un seguidor de 2 ejes comercial y a partir de sus dimensiones y características, estableceremos el resto de seguidores. En el caso del seguimiento a dos ejes, eje vertical y eje polar, por la peculiaridad de estos sistemas el fabricante suele aportar unas distancias óptimas entre los diferentes seguidores de una planta fotovoltaica. Para el caso del seguidor escogido ADES 5F-27M, el fabricante recomienda para una latitud de 40°, una implantación en rectángulo con unas distancias Norte- 10 Instituto de crédito oficial Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 67 Sur de 35 metros y Este-Oeste de 35 metros, garantizándose la ausencia de sombras para una altura solar mayor de 20°. Fig. 5.10: Distancia de separación entre seguidores solares. No obstante realizaremos las simulaciones pertinentes. Estas arrojan los siguientes resultados: Sistema Distancia N-S (m) Distancia E-O (m) Pérdidas sombreado (%) Seguidor dos ejes 35 m 35 m 1,80% Seguidor un eje polar 35 m 35 m 2,40% Seguidor un eje vertical 35 m 35 m 0,90% Tabla 5.11: Distancia entre seguidores y pérdidas producidas por sombreado. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 68 5.3.4 CÁLCULO DE CABLEADO Y CANALIZACIONES Para el dimensionamiento de los conductores, se tendrán en cuenta dos factores:  La caída de tensión máxima admisible entre el generador y la Red de Distribución no será superior al 1,5 % según ITC-BT 40 del REBT.  La intensidad soportada por los conductores no será inferior al 125% de la máxima intensidad del generador, según la misma ITC mencionada en el anterior punto. El cálculo de las caídas de tensión de cada una de las instalaciones, estará realizado mediante una hoja Excel creada por el autor del presente proyecto. En ella introduciremos los datos básicos de cada instalación:  Número de módulos en serie.  Número de ramas por caja.  Distancias. El conductor a utilizar en la instalación variará según la aplicación de éste:  La unión entre módulos se realizará mediante los propios conectores y conductores incluidos en el módulo. En caso de ser necesario llevar uno de los dos polos hasta la caja de conexión más cercana o inversor, este tendrá las características siguientes ZZ-F (AS) 1,8 kV DC - 0,6/1 kV AC cuya característica principal es el aumento de resistencia ante los rayos ultravioletas.  Para los conductores enterrados bajo tubo, valdría con cualquier tipo de conductor unipolar 0,6/ 1 kV. No obstante, en caso de instalarse en zonas rurales, una opción interesante sería la instalación de conductor XZ1FA3Z-K (AS) 1,8 kV DC - 0,6/1 kV AC resistente a las mordeduras de roedores.  En la zona interior del centro de transformación, el conductor a utilizar será libre de halógenos con aislamiento 0,6/ 1 kV. Las fórmulas básicas empleadas en la elaboración de esta tabla son las siguientes: Tensión continua: Tensión alterna trifásica: Corriente continua: Corriente alterna trifásica: Potencia expresada en voltios-amperios (VA), tensión expresada en voltios. Caída de tensión en baja tensión: Caída de tensión en alta tensión: Se adjunta listado con caídas de tensión e intensidades. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 69 Para el cálculo de las canalizaciones, se ha desarrollado otra aplicación en Excel la cual dimensiona las canalizaciones en función de los conductores que las atraviesan, según se explica en la ITC-BT 21 del REBT. Así pues para menos de 10 conductores, se aplicará la Tabla nº9 de dicha ITC mientras que para más de 10 conductores se elegirá el diámetro de aquel tubo cuya sección interior sea como mínimo igual a 4 veces la sección ocupada por los conductores. A continuación se pasa a mostrar los datos obtenidos: Circuito Nº PARALELOS DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión Parcial % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) % Intensidad ITC-BT 40 Nº Conductore s Sección (mm2) DESDE MODULO A CAJA NIVEL I 1 DC 2 673,2 1 5466,384 8,12 3,3 28 0,223% 0,041% 53 653% 2,000 1X6 OK FILA 1 CAJA NIVEL I A CAJA NIVEL II 4 DC 2 673,2 1 21865,536 32,48 3,3 6 0,191% 0,232% 53 163% 2,000 1X6 OK FILA 2 CAJA NIVEL I A CAJA NIVEL II 6 DC 2 673,2 1 32798,304 48,72 1,21 16 0,280% 0,321% 91 187% 2,000 1X16 OK FILA 3 CAJA NIVEL I A CAJA NIVEL II 6 DC 2 673,2 1 32798,304 48,72 1,21 26 0,455% 0,497% 91 187% 2,000 1X16 OK FILA 4 CAJA NIVEL I A CAJA NIVEL II 6 DC 2 673,2 1 32798,304 48,72 0,78 36 0,406% 0,448% 116 238% 2,000 1X25 OK FILA 5 CAJA NIVEL I A CAJA NIVEL II 6 DC 2 673,2 1 32798,304 48,72 0,78 46 0,519% 0,752% 116 238% 2,000 1X25 OK CAJA NIVEL II A INVERSOR 25 DC 2 673,2 1 120260,448 178,64 0,2 24 0,255% 1,006% 241 135% 2,000 1X95 OK Circuito nº DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) Nº Conductore s Sección (mm2) INVERSOR A CPM/CGP 1 AC 3400 1110000 158,77 0,27 50,09% 1,10% 204 128% 3,000 1X70 OK ESTRUCTURAS FIJAS / SEGUIDOR EJE HORIZONTAL CAIDAS DE TENSION DE INVERSOR A CT Circuito Nº PARALELOS DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión Parcial % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) % Intensidad ITC-BT 40 Nº Conductore s Sección (mm2) DESDE MODULO A CPT 1 DC 2 673,2 1 5466,384 8,12 3,3 28 0,223% 0,041% 53 653% 2,000 1X6 OK DESDE CPT A INVERSOR 7 DC 2 673,2 1 38264,688 56,84 1,21 2 0,041% 0,000% 91 160% 2,000 1X16 OK DESDE INVERSOR 1 A CSP 4 AC 3400 127500 39,69 0,554 61 0,58% 0,622% 140 353% 3,000 1X35 OK DESDE INVERSOR 2 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 0,554 61 0,58% 0,622% 140 353% 3,000 1X35 OK DESDE INVERSOR 3 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 1,21 27 0,56% 0,603% 91 229% 3,000 1X16 OK DESDE INVERSOR 4 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 1,21 27 0,56% 0,603% 91 229% 3,000 1X16 OK Circuito nº DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) Nº Conductore s Sección (mm2) CSP A CPM/CGP 1 AC 3400 1110000 158,77 0,27 38 0,71% 1,33% 204 128% 3,000 1X70 OK SEGUIDORES 2 EJES / 1 EJE VERTICAL CAIDAS DE TENSION DE CSP A CPM Circuito Nº PARALELOS DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión Parcial % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) % Intensidad ITC-BT 40 Nº Conductore s Sección (mm2) DESDE MODULO A CPT 1 DC 2 673,2 1 5466,384 8,12 3,3 28 0,223% 0,041% 53 653% 2,000 1X6 OK DESDE CPT A INVERSOR 7 DC 2 673,2 1 38264,688 56,84 1,21 2 0,041% 0,000% 91 160% 2,000 1X16 OK DESDE INVERSOR 1 A CSP 4 AC 3400 127500 39,69 0,554 31 0,30% 0,337% 140 353% 3,000 1X35 OK DESDE INVERSOR 2 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 0,554 31 0,30% 0,337% 140 353% 3,000 1X35 OK DESDE INVERSOR 3 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 0,554 31 0,30% 0,337% 140 353% 3,000 1X35 OK DESDE INVERSOR 4 A CSP 6 AC 3400 127500 39,69 0,554 31 0,30% 0,337% 140 353% 3,000 1X35 OK Circuito nº DC/AC 1F/3F Tensión (V) Cos φPotencia (W) Inten. (A) R (Ohm/km) Long (m) % Caída Tensión % Caída Tensión Acumulada Intensidad admisible (A) Nº Conductore s Sección (mm2) CSP A CPM/CGP 1 AC 3400 1110000 158,77 0,16 103 1,13% 1,47% 230 145% 3,000 1X120 OK SEGUIDORES 2 EJES / 1 EJE VERTICAL CAIDAS DE TENSION DE CSP A CPM Tabla 5.12: Cálculo de secciones para estructuras fijas/seguidor horizontal (primera), seguidor de dos ejes y eje vertical (segunda), seguidor de eje polar (tercera) y canalizaciones resultantes (cuarta). SECCION ELEGIDA 6 mm 10 mm 16 mm 25 mm 35 mm 50 mm 70 mm 95 mm 120 mm 150 mm 240 mm DIAM EXT S Int CUMPLE A-A 2 2 2 4 686,4 2745,8 75 2980,25 OK B-B 2 2 4 605,0 2420,0 75 2980,25 OK C-C 2 4 499,4 1997,6 63 2042,83 OK D-D 4 366,4 1465,7 63 2042,83 OK E-E 2 183,2 732,9 40 754,77 OK F-F 2 382,3 1529,1 75 2980,25 OK G-G 3 333,7 1334,6 63 2042,83 OK H-H 6 667,3 2669,3 75 2980,25 OK I-I 3 199,4 797,7 50 1256,64 OK J-J 6 6 1066,2 4264,7 90 4347,47 OK K-K 3 573,4 2293,6 75 2980,25 OK L-L 3 841,7 3366,6 90 4347,47 OK M-M 6 3 1988,5 7953,9 125 8741,70 OK N-N 0,0 0,0 40 754,77 OK SECCION TUBOS SECCION SECCION Smin TUBOS SECCION CABLES 75 75 63 63 40 75 63 75 50 90 75 40 90 125 5.3.5 CAJAS NIVEL I Y II Durante el diseño de este proyecto, se ha considerado la implantación de cajas de nivel Telergon intermedias cuya función es la de agrupar series de 18 módulos con el fin de salir de dicha caja con dos únicos conductores, uno positivo y otro negativo. Se ha denominado, cajas de nivel I, a aquellas cajas más próximas a los módulos fotovoltaicos, si bien es cierto que su morfología y finalidad no se diferencia de las cajas de nivel II. Dicha morfología puede apreciarse en la siguiente imagen: Fig. 5.11: Interior de cajas de nivel I y II. Como se puede observar en la imagen, en la parte inferior de la caja se dispone de bases portafusibles para las distintas ramas (o paralelos) de las instalaciones. Todas ellas son agrupadas y salen de la caja con dos únicos conductores, precedido todo ello por un interruptor de corte en carga. No deja de ser curioso que la comercialización de este tipo de cajas tan extendidas no tenga una aplicación clara definida. Si bien es cierto que el seccionamiento de las instalaciones es necesario, la inclusión de fusibles en la parte de continua no tiene un cometido muy claro. Esto es así, debido a que si se observa las características de los módulos, nos podemos dar cuenta que la intensidad de cortocircuito de éstos es sensiblemente superior a su intensidad nominal, por lo que el dimensionamiento de éstos se queda en una mera anécdota ya que los fusibles actuales no dan servicio en un rango de intensidades tan fino. Según lo comentado el dimensionado del fusible será el inmediatamente superior a la intensidad definida en los cuadros anteriores. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 73 Queda claro entonces, que lo más interesante de estas cajas es saber elegir la intensidad máxima de salida, que en nuestro caso quedará definida como 175 A y 200 A, ya que el amperaje inmediatamente inferior es de 40 A, insuficiente para cortar la intensidad de cortocircuito de nuestras agrupaciones. 5.3.6 ASP Estas cajas son de seccionamiento y protección, y se utilizan para agrupar circuitos de líneas trifásicas en alterna. En este proyecto las hemos usado para agrupar los conductores que provienen de los inversores de los seguidores de 25 kWn. De esta manera, ahorramos en metros de conductor y canalización, al mismo tiempo que dotamos a las líneas de un sistema de seccionamiento y protección mediante fusibles. Los fusibles serán de tipo NH1 y variarán según la sección del conductor que se conecte a la caja. En la siguiente tabla se puede ver las distintas secciones, con sus correspondientes fusibles de protección: Sección mm2 Fusibles (A) 10 50 16 80 25 100 35 125 50 125 70 160 95 200 120 250 150 300 Tabla 5.13: Secciones con su correspondiente fusible de protección. 5.3.7 CAJA DE SECCIONAMIENTO DE PUESTA A TIERRA Como se ha comentado en anteriores capítulos, existe un “diferencial de continua” que evita los posibles accidentes derivados de un contacto indirecto en la zona de continua. Así pues, este aparato está compuesto principalmente por una caja con un seccionador con motor que lleva acoplado un detector de aislamiento. En caso de detectarse una fuga, el detector de aislamiento actuaría sobre el seccionador y haría que todos los polos que llegan hasta ese cuadro se cortocircuitasen a tierra, eliminando la diferencia de tensión con tierra evitaría la derivación de la fuga a través de una persona. En la siguiente imagen, podemos apreciar en detalle la caja. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 80 5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO Como se mencionó en la introducción de este proyecto fin de carrera, el objetivo de este no radica en el análisis de rentabilidad de las instalaciones proyectadas sino que el objetivo que se perseguía era más bien técnico. No obstante, y como se puede apreciar en la lectura de anteriores capítulos, se expresaría poca sinceridad el hecho de obviar que la evolución y aplicación de la tecnología fotovoltaica va acompañada de un análisis de viabilidad y una rentabilidad asociada a cada proyecto. Es por eso que a continuación se exponen, a partir de datos de partida de costes aproximados, las rentabilidades de los sistemas expuestos en este proyecto. Como se habrá deducido, sobre todo del capítulo 4, la rentabilidad de estos tipos de sistemas es estacionaria y por lo tanto, el análisis que se haga a día de hoy, servirá de poco en un plazo breve de tiempo. Esto se debe a la variabilidad de la legislación y sobre todo de los módulos fotovoltaicos. Para obtener los resultados que a continuación se exponen, se parten de los siguientes costes iniciales de inversión 11para cada tipología de seguimiento: Estructura Ratio (€/Wp) Inversión inicial (€) 2 ejes 5,2 603.200 € Un eje polar 5,05 585.800 € Un eje acimutal 4,95 574.200 € 1 eje horizontal 4,05 469.800 € Estructura fija 3,85 446.600 € Tabla 5.15: Costes iniciales aproximados para cada una de las tecnologías empleadas. Además se añaden las siguientes premisas, comunes para los cinco sistemas:  Método de financiación; consideraremos que el promotor aporta el 80% del capital necesario para llevar a cabo el desembolso inicial. El resto lo aportaría una entidad financiera. El tipo de préstamos será de Leasing12 a 15 años con 2 años de carencia. El interés de partida medio adoptado será del 3,55 %.  Periodo de análisis; el análisis se realizará a 25 años pese a que las instalaciones tienen más años de vida.  IPC; Según RD 661/2007, se aplicará al precio de tarifa la variación del IPC previsto menos 0,25% hasta el 2012 y menos 0,5% hasta los 25. Como hipótesis de partida se considera una tasa de inflación fija (IPC) alrededor al 2,5% aunque actualmente es inferior. 11 Datos obtenidos según consulta a diversas ingenierías. 12 El leasing consiste en financiar un bien, el cual no pasa a ser propiedad del inversor hasta que no finaliza su amortización. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 81  Gastos de mantenimiento; Se considera un gasto de mantenimiento sobre la producción de un 3% en el caso de estructuras fijas, de un 6% en el caso de seguidores a un eje y de un 9% para los seguidores de 2 ejes.  Gastos de terreno; se considera que el terreno es propiedad del promotor y que por lo tanto no debe de pagar ningún tipo de alquiler.  Depreciación de la instalación; se considera una depreciación a efectos de producción del 1 % que coincide con el compromiso de fabricantes de módulos de garantizar el 80% de la potencia nominal a los 20 años de vida de éstos.  Tasa de descuento; se considera una tasa del 4% en tipos de producto a largo plazo. Servirá para comparar la rentabilidad de la instalación.  Tarifa; se parte de una tarifa de salida de 0,2586 €/kWh que corresponde a la tarifa del cuarto trimestre del 2010 publicada por el Ministerio de Industria Tecnología y Ciencia.  Impuestos; se debe tributar el 30% por el impuesto de sociedades y también se han de contar las desgravaciones. Según el RD 4/2004 las instalaciones fotovoltaicas se consideran como inversiones medio ambientales y se podría deducir el 10% de la inversión. Pero la Ley 35/2006 establece que las deducciones para instalaciones fotovoltaicas desde el 1 de enero de 2009 se multiplican por un factor 0,4, por lo que se puede desgravar un 4% de la inversión material hasta el año 2010, considerando como plazo máximo de desgravación los 10 años siguientes a su puesta en marcha. El impuesto de sociedades sobre la base imponible de impuestos no se empezará a cobrar hasta que existan beneficios. Una vez establecidas las premisas del análisis, se pasa a completar una hoja Excel especializada13 en el análisis de los principales parámetros de viabilidad a considerar para el análisis de viabilidad. Estos son:  VAN; (Valor Actualizado Neto) permite determinar si un proyecto tendrá ganancias, calculando el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros debidos a una inversión inicial. Se descuentan al momento actual todos los flujos de caja futuros del proyecto, es decir descontando la tasa de interés prevista que será la propuesta para la inflación.  TIR; Cuando el VAN toma un valor igual a 0 pasa a llamarse TIR (tasa interna de retorno) este parámetro indica la rentabilidad que proporciona el proyecto. Cuanta más alta sea la TIR mejor será realizar la inversión, porque hay más posibilidades de generar riqueza.  PAYBACK; Representa el periodo, en años, de retorno de la inversión. 13 Esta hoja no ha sido realizada por el autor. Se puede descargar en los foros de la página web solarweb.net Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 82 Introduciendo los correspondientes datos, los resultados obtenidos son los siguientes: Estructura VAN (€) TIR (€) PAYBACK (años) 2 ejes 115.472 8,47 19 Un eje polar 129.528 9,29 18 Un eje acimutal 138.468 9,86 18 1 eje horizontal 141.174 11,57 13 Estructura fija 158.327 13,2 11 Tabla 5.16: Estudio de financiación para cada una de las tecnologías empleadas. 5.5.1 CONCLUSIONES TECNICO-ECONÓMICAS Puede producir cierto desconcierto los resultados expuestos ya que se presupone de partida que los seguidores de 2 ejes deberían de prevalecer sobre el resto de estructuras. No obstante se debe de considerar dos conclusiones principales: 1. El desajuste entre el incremento de la producción y el precio de partida de las instalaciones. A modo de ejemplo, el incremento de producción de la instalación con seguidores, alrededor de un 25%, no justifica la diferencia de las inversiones iniciales, sobre un 35%, además de unos gastos de mantenimiento superiores. 2. El hecho de que el ajuste de la tarifa, ha hecho que el precio del módulo fotovoltaico caiga de manera considerable. No obstante, se puede deducir que dicha reducción no ha afectado de la misma forma al mercado de seguidores, que dependen de otros mercados, como puede ser el del acero, no hayan seguido la misma trayectoria. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 83 5.6 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO [1] Miguel Alonso Abella: Sistemas Fotovoltaicos. Era Solar., 2005. [2] IDAE. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, 2002. [3] INGETEAM. Catálogo Energía Solar Fotovoltaica., 2010. [4] ATERSA. Catálogo Energía Solar Fotovoltaica., 2010. [5] PRONUTEC. Catálogo Armarios de medida y conexión a la red de distribución en instalaciones fotovoltaicas, 2010. [6] TELERGON. Catálogo Energías Renovables Fotovoltaica, 2010. [7] ADES. Catálogo seguidores solares, 2009. [8] Miguel Alonso Abella y Faustino Chenlo. Estimación de la energía generada por un sistema fotovoltaico conectado a red. Ciemar. 2004 Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 84 CAPÍTULO 6 6 DISEÑO DE LAS INSTALACIONES DE EVACUACIÓN EN ALTA TENSIÓN Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 85 6.1 INTRODUCCIÓN Una vez definido el generador fotovoltaico en baja tensión, y después de haber transformado la energía generada de corriente continua a alterna, queda por último definir la evacuación en alta tensión de dicha energía generada. El centro de transformación14 utilizado para este tipo de fines, comparte muchas de las características a efectos de dimensionamiento, con los centros de transformación que usualmente se utilizan para las redes de distribución urbanas. No obstante existen ciertas particularidades que pasamos a enumerar:  Armario de relés; es obligatorio el uso de estos armarios los cuales mandarán disparar el interruptor automático en caso de alteraciones que más adelante comentaremos.  Medida en alta tensión; se utilizará como “totalizador” de la energía generada y cedida a la red de distribución.  Servicios auxiliares; además de los propios del centro de transformación, serán necesarios unos servicios adicionales.  Alojamiento inversores; si recordamos, existen dos inversores de 100 kWn que se alojarán en el mismo espacio del propio centro de transformación, por lo que habrá que tener en cuenta este hecho a la hora de dimensionar la ventilación adecuada mediante rejillas. Así pues, en los sucesivos apartados se irán desarrollando tanto las hipótesis de partida como la justificación técnica de los equipos escogidos, intentando en la manera de lo posible, describir las posibles soluciones reales existentes en el mercado. 6.2 HIPÓTESIS INICIALES Para desarrollar el diseño del centro de transformación, utilizaremos las siguientes hipótesis iniciales:  Supondremos que nuestro punto de conexión será una torre de media tensión que la empresa distribuidora tiene a menos de 20 metros de distancia del centro de transformación.  La resistividad del terreno (ρ) se fijará a 100 Ω.m.  La potencia de cortocircuito propuesta por la compañía distribuidora será de 350 MVA.  La tensión de conexión en media tensión será de 15 kV.  El régimen de neutro en alta tensión será neutro aislado.  La medida individual en baja tensión de cada planta se situará en el exterior de los prefabricados, como se comentó en anteriores capítulos. Estas premisas, condicionarán los cálculos del centro de transformación al mismo tiempo que afectarán a su morfología. 6.3 DISEÑO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN El centro de transformación propuesto se alojará en un edificio prefabricado de hormigón. Antes de decidir las dimensiones de este edificio, debemos de concretar los elementos que 14 Este tipo de centros se suelen denominar también centros de seccionamiento y medida. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 86 contendrá. Parece sensato considerar en primer lugar los elementos que vayan a necesitar de más espacio, como son: el transformador, las celdas y los inversores. No obstante, es preciso tener en cuenta para su dimensionamiento, las condiciones requeridas por la compañía distribuidora en la zona de Aragón. 6.3.1 REQUISITOS COMPAÑÍA DISTRIBUIDORA. ARMARIO DE PROTECCIONES. Para la conexión de la central a la red de alta tensión se exige por parte de la compañía distribuidora una serie de protecciones que garanticen la no distorsión en la red por parte de la central. Para ello es necesaria la colocación de un armario de protecciones indirectas que actúen sobre el interruptor automático frontera con la red de distribución: En particular, las protecciones requeridas son las siguientes:  Relés de mínima tensión instantáneos (entre fases): 3x(2x27)  Relé de máxima tensión 3x59  Relé de máxima tensión homopolar 59N  Relé de máxima y mínima frecuencia (81m/81M)  Relé de máxima intensidad (entre fases) 3x(50/51)  Relé de máxima intensidad de fases (50N/51N). En el caso de red con neutro aislado, la protección debe de ser direccional 67N.  Relé direccional de potencia (32) En particular, lo que se intenta evitar es la desincronización de la central con la red de distribución. Para ello se fijan una serie de valores, que son los siguientes:  Las caídas de tensión tanto mínimas como máximas, se fijan al 8 % de la tensión nominal.  La diferencia de presencia se fija con una variación de 1 Hz.  La potencia se fija al 102% de la potencia nominal de las instalaciones. Mención especial merece el relé direccional. Este relé tiene su origen en la naturaleza de la red de distribución, neutro aislado. En el gráfico de a continuación se muestra el comportamiento de las corrientes homopolares en un sistema de distribución con neutro aislado ante una falla a tierra. Como se puede apreciar, en la línea con la fuga a tierra existe una corriente desde la barra de la subestación hacia la fuga. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 87 Fig. 6.1: Esquema de conexión de un relé direccional Debido a que la conexión en triángulo del transformador de potencia aísla al transformador del sistema de distribución, ya que recordemos que el neutro se encuentra aislado, según la ley de Kirchoff esta corriente tiene que regresar a la barra de la subestación a través de las otras líneas que salen de la subestación y de sus capacidades homopolares, teniendo una dirección contraria; es decir, ante un falla a tierra de una línea, en todas las líneas de la subestación circularán corrientes homopolares siendo la dirección de la corriente homopolar en la línea con fuga en un sentido y en sentido contrario en todas las otras líneas. Por consiguiente, con la finalidad de que la detección de la fuga sea selectiva, se hace necesaria la implantación de relés direccionales de sobrecorriente homopolar en cada línea, en caso de utilizar relés no direccionales, todos los relés del resto de líneas actuarían. Como hemos comentado, este armario de relés actuará sobre la celda de automático en alta tensión en caso de encontrar anomalías. Al tratarse de una protección importante, debe de alimentarse mediante un sistema de alimentación ininterrumpida (SAI) para que en caso de desconexión pueda seguir funcionando. 6.3.2 TRANSFORMADOR Una vez definidas las condiciones de la compañía distribuidora, podemos dimensionar el transformador. Como hemos comentado, la conexión será Dyn11. En cuanto a la potencia del transformador, recordemos que se fijaba en el 102% de la nominal. En anteriores capítulos, definíamos la potencia nominal como la suma de la potencia nominal de sus inversores. Para nuestra instalación será de 500kWn. Por lo tanto la potencia del centro de transformación será como mínimo de: Según la norma UNE 21428, la potencia normalizada del transformador pasaría de 400 kVA a 630 kVA, por lo tanto, será esta última la potencia elegida. Las características del transformador elegido son las siguientes: Fabricante Tipo Potencia (kVA) Tensión primario (V) Tensión secundario (V) Regul. BT LayBox Dyn11 630 kVA 15.000 V 420 V ±2,5% ±5% Tabla 6.1: Características del transformador escogido. 6.3.3 CELDAS Una vez definido el transformador, en particular la potencia del transformador, pasaremos a definir las celdas que componen el centro de transformación. Para seleccionar dichas celdas, deberemos en primer lugar, establecer las exigencias en cuanto a nivel de tensión y de intensidad. El nivel de aislamiento de la aparamenta es el siguiente: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 88 Tensión eficaz (kV) Tensión soportada a 50 Hz (Valor eficaz kV 1 min) Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo (Valor cresta kV) Nominal de red Más elevada para el material A tierra y entre fases A distancia de Seccionamiento A tierra y entre fases A distancia de Seccionamiento < 20 24 50 60 125 145 >20 ≤ 30 36 70 80 170 195 Tabla 6.2: Relación de tensión de aislamiento escogida con la tensión nominal de la red. Por lo tanto el nivel de aislamiento será de 24 kV. Intensidad asignada. En un transformador trifásico la intensidad del circuito primario Ip viene dada por la expresión: Siendo:  S: Potencia del transformador en kVA.  Up: Tensión compuesta primaria en kV.  Ip: Intensidad primaria en A. Sustituyendo valores obtenemos una intensidad de primario de 24,25 A. Por otro lado, debemos de obtener la intensidad de cortocircuito de primario con el fin de apreciar si las celdas son apropiadas para nuestra instalación: Donde:  Scc: Potencia de cortocircuito de la red en MVA.  Up: Tensión compuesta primaria en kV.  Iccp: Intensidad de cortocircuito primaria en kA. Tomando la potencia de cortocircuito de nuestras hipótesis iniciales, obtenemos una intensidad de cortocircuito de 13,47 kA. Una vez que sabemos las características que deben de tener las celdas, elegiremos las celdas que más nos convienen: Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 89  Celda de línea; será la última celda del centro de transformación. De aquí se deberá de partir a la hipotética torre de alta tensión donde se debería de realizar el entronque aéreo-subterráneo. La celda de línea escogida será la siguiente: Fabricante Referencia Tensión (kV) Intensidad (A) Int. Corta duración (kA) Ormazabal CGMCOSMOS-L 24 kV 400 A 16 kA Tabla 6.3: Características de la celda de línea empleada.  Celda de protección de transformador; será la celda encargada de proteger el transformador. Estará formada por una celda con fusibles. La celda de protección de transformador escogida será la siguiente: Fabricante Referencia Tensión (kV) Intensidad (A) Int. Corta duración (kA) Ormazabal CGMCOSMOS-P 24 kV 400 A 16 kA Tabla 6.4: Características de la celda de protección empleada. Los fusibles asignados serán de 63 A.  Celda de medida; será la celda encargada de realizar la medida en alta tensión así como de medir los valores de tensión e intensidad que necesita el armario de protecciones. En su interior se alojarán los siguientes transformadores: o 3 Transformadores de intensidad con relación 30/5-5 A. Se utilizan dos devanados secundarios, uno para medida y otro para protecciones. Medida: Pp=15 VA. Clase 0,5. Protección: Pp=30VA. Clase 5P10. o 3 Transformadores de tensión con relación 16500:V3 / 110:V3 Medida: Pp=50 VA. Clase 0,5. Protección: Pp=25 VA. Clase 3P. Fabricante Referencia Tensión (kV) Intensidad (A) Ormazabal CGMCOSMOS-M 24 kV 400 A Tabla 6.5: Características de la celda de medida empleada.  Celda de protección con automático; será la encargada de realizar las maniobras del armario de protecciones. Es interesante que esta celda incorpore un motor para su rearme automático. Fabricante Referencia Tensión (kV) Intensidad (A) Int. Corta duración (kA) Ormazabal CGMCOSMOS-V 24 kV 400 A 16 kA Tabla 6.6: Características de la celda de protección empleada. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 96 6.4 BIBLIOGRAFÍA CAPÍTULO [1] RD 3275/82. Reglamento Centrales eléctricas y Centros de Transformación, BOE Nº1, 1982. [2] RD 842/2002. Reglamento electrotécnico para baja tensión, BOE Nº224, 2002. [3] ORMAZABAL. Catálogo de aparamenta de media tensión. Distribución secundaria. 2010. [4] LAYBOX. Catálogo de transformadores de distribución. 2010. [5] PRONUTEC. Catálogo de cuadros de baja tensión. 2010. [6] ENDESA DISTRIBUCIÓN. Guía técnica sobre suministros en media tensión. 2003. [7] RD 1110/2007. Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. BOE Nº 224, 2007. [8] UNESA. Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a redes de tercera categoría. Asociación electrotécnica y electrónica española. 1989. Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 97 CAPÍTULO 7 7 CONCLUSIONES Diseño y análisis de instalación fotovoltaica conectada a red de 500 kWn 98 Una vez realizado todo el proceso de cálculos y el diseño de la instalación fotovoltaica se puede llegar a la conclusión de que, entre las cinco tecnologías de seguimiento solar escogidas inicialmente, el seguidor a dos ejes es el que logra mejores resultados en cuestión de términos energéticos anuales. El seguidor polar sería la segunda mejor opción, seguido de cerca por el seguidor de un eje acimutal. Mientras que las estructuras fijas y el seguidor horizontal lograrían los peores resultados energéticos. Cabe destacar, que a pesar de no ser el tema objeto de este proyecto, es conveniente aclarar que al igual que la tecnología de seguimiento por dos ejes es la más productiva, también es la opción más cara dentro de estas cinco tipologías. Por lo tanto, es adecuado antes de proceder a una instalación tener en cuenta este factor, y según los intereses finales, elegir la tecnología que más se ajuste a la situación y objetivos del instalador. El desarrollo de este proyecto me ha permitido investigar en profundidad la situación actual de la energía fotovoltaica en España. He llegado a la conclusión de que este tipo de energía puede ser muy necesaria y útil en un futuro, pero para ello sería necesario un planteamiento político más firme en cuestiones de primas y leyes. Los continuos cambios, sobre todo en términos económicos, hacen de la energía fotovoltaica una energía limpia, pero a su vez “débil”. Su futuro desarrollo está, a día de hoy, ligado a las subvenciones públicas. También, el resultado de la elaboración de esta memoria ha sido totalmente constructivo a niveles de aprendizaje. He podido estudiar el proceso de desarrollo que conlleva esta tecnología, desde la obtención del silicio que forma parte de la célula energética hasta el desarrollo del centro de transformación que evacúa la energía generada. Durante la elección de los elementos que constituyen las plantas, he aprendido a consultar diferentes catálogos y realizar estudios comparativos de los diferentes componentes atendiendo a sus principales características. La parte destinada a la simulación de mi instalación, me ha permitido aprender el funcionamiento del software PvSyst, el cual mediante un interfaz muy simple e intuitivo, permite diferentes alternativas de diseño y cálculos. Mientras que, en la construcción del centro de transformación me ha sido posible entender las diferentes normativas de seguridad que exigen las compañías eléctricas para la correcta instalación a red. El camino recorrido durante la elaboración de este texto me ha servido para poder estudiar las diferentes eficiencias de estas tecnologías, así como para adentrarme en el mundo de la energía solar. Finalizando, en mi opinión, una línea futura de investigación interesante sería el estudio de una instalación, por ejemplo la que ocupa este proyecto, asociada al almacenamiento de la energía fotovoltaica generada por esta. Explorar y buscar nuevas alternativas, o desarrollar ideas como el uso de pilas de combustible, como el hidrógeno, con el objetivo de acumular altas cantidades de energía.