Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Autor: Pedro Zarza León Tutor: Miguel Ángel González Cagigal Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 20 2 5 iii Trabajo Fin de Grado en Ingeniería de las Tecnologías Industriales Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Autor: Pedro Zarza León Tutor: Miguel Ángel González Cagigal Profesor Permanente Laboral Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 v Trabajo Fin de Grado: Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Autor: Pedro Zarza León Tutor: Miguel Ángel González Cagigal El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2025 El Secretario del Tribunal vii Agradecimientos A mi familia, por brindarme un apoyo incondicional en cada momento y ser mi pilar fundamental durante todo este arduo camino. A mis amigos, por compartir almuerzos, risas y por ayudarme a sobrellevar las interminables jornadas de 12 horas en la ETSI; entre prácticas y clases, siempre es reconfortante contar con buena compañía que hace que cada día valga la pena. A mis compañeros del Colegio Mayor San Juan Bosco, por abrirme las puertas en Sevilla y ofrecerme un ambiente acogedor y de amistad, lo cual ha contribuido enormemente a mi crecimiento personal y profesional. En especial a Jose María, Álvaro, Diego, Goyo y Jorge. Pedro Zarza León Sevilla, 2025 ix Resumen Este Trabajo de Fin de Grado, titulado "Diseño de una instalación fotovoltaica con almacenamiento en el término municipal de Beas", presenta de forma integral el desarrollo teórico y práctico de un proyecto de autoconsumo eléctrico basado en energía solar. En él se aborda desde la introducción de los fundamentos de las energías renovables y el impacto de la transición energética en España, hasta la selección y dimensionamiento de todos los componentes de la instalación fotovoltaica a realizar así como su impacto económico. El contenido se estructura en varias secciones: en primer lugar, se analiza el panorama energético nacional, destacando el creciente aporte de las energías renovables, especialmente la solar fotovoltaica, y se explican aspectos básicos como el efecto fotovoltaico, la radiación solar y la importancia de la orientación e inclinación de los paneles. Posteriormente, se presenta la memoria del proyecto, en la cual se describen el emplazamiento, el consumo energético de la vivienda y la simulación de diferentes configuraciones de potencia instalada, utilizando herramientas como PVsyst para obtener rendimientos anuales y estacionales. Asimismo, el documento detalla de forma minuciosa la composición de la instalación, abarcando desde la selección de los paneles solares (como los módulos monocristalinos de JASolar), la elección del inversor (Solax X1-HYBRID 5.0D G4) y la batería de almacenamiento (Solax Triple Power T58 5.8kWh HV Master V2.1), hasta el cableado, los soportes estructurales y las protecciones eléctricas, haciendo especial hincapié en el cumplimiento de la normativa vigente. Se exponen también los criterios de dimensionamiento de conductores, caídas de tensión y protección contra cortocircuitos, demostrando la rigurosidad técnica aplicada en el proyecto. Finalmente, el documento aborda los aspectos legales y administrativos relativos a la conexión a red y la legalización de la instalación, complementando así una visión global que integra tanto la parte técnica como la normativa y contractual. Además, de analizar económicamente el impacto económico que llega a tener la instalación en 10 años realizándose grandes ahorros en la factura para la familia. En resumen, este trabajo de fin de grado ofrece una visión completa y detallada que demuestra cómo la implementación de una instalación fotovoltaica con almacenamiento en una vivienda obtiene beneficios en la factura de la luz a lo largo de los años, resaltando la reducción de gastos energéticos en dicha vivienda. ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1. Potencia instalada (MW) | Sistema eléctrico: Nacional. 1 Figura 1-2. Objetivos de potencia renovable a 2030. 2 Figura 1-3. Demanda a lo largo de un día. 2 Figura 1-4. Diagrama efecto fotovoltaico 4 Figura 1-5. Mapa radiación solar Europa. 5 Figura 1-6. Orientación e Inclinación de un Panel Solar. 6 Figura 1-7. Tipo de paneles Solares. 7 Figura 1-8. Topología inversores fotovoltaicos. 7 Figura 2-1. Localización. 11 Figura 2-2: Consumo mensual de la vivienda a lo largo de 1 año 12 Figura 2-3: Horas de Luz a lo largo de un año en Huelva 12 Figura 2-4: Nubosidad a lo largo de un año en Huelva 13 Figura 2-5: Horas de Sol en Andalucía a lo largo de un año. 13 Figura 2-6. Datos meteorológicos mensuales donde se realiza la instalación. 14 Figura 2-7. Modelo 3d de la vivienda junto con la instalación 14 Figura 2-8. Desviación acimutal 15 Figura 2-9. Rendimiento de los paneles según su inclinación y orientación. 15 Figura 2-10. Rendimiento Anual PVsyst 15 Figura 2-11. Rendimiento por Estaciones PVsyst 16 Figura 2-12. Diagrama de sombras de la instalación fotovoltaica 16 Figura 2-13. Comparación de consumos respecto energía generada mediante instalaciones de diferente potencia 17 Figura 2-14. Panel fotovoltaico de JASolar JAM66S30-505/MR 18 Figura 2-15. Hoja característica del Panel 18 Figura 2-16. Estructura para el montaje de paneles 20 Figura 2-17. Representación Instalación Generalista 21 Figura 2-18. Tabla de Intensidades admisibles (A) al aire 40 ºC. N.º de conductores con carga y naturaleza del aislamiento 22 Figura 2-19. Tabla corrección por agrupamiento 23 Figura 2-20. Tabla corrección por temperatura 23 Figura 2-21. Intensidad de cortocircuito admisible (A) para conductores de Cu con aislamiento XLPE, máximo 250ºC en cortocircuito. (Icc = 143∙S/√t) 24 Figura 2-22. Cable PRYSMIAN PRYSOLAR designación H1Z2Z2-K 25 Figura 2-23. Cable Afumex Class 1000V (AS) monopolar 25 Figura 2-24. Tipos de magnetotérmicos según la intensidad de disparo magnético. 27 xvii Figura 2-25. Tabla ZA.1 – Valores admisibles de I2t (disipada) para interruptores automáticos de tipo B con corriente asignada hasta 63 A inclusive 27 Figura 2-26. Tabla ZA.2 – Valores admisibles de I2t (disipada) para interruptores automáticos de tipo C con corriente asignada hasta 63 A inclusive. 28 Figura 2-27. Esquema Unifilar Genérico 29 Figura 2-28. Resumen Tramitación con excedente 30 Figura 4-1. Peso económico de cada apartado sobre la instalación 37 Figura 4-2. Balance Instalación fotovoltaica de 5050 Wp con Batería 40 Figura 4-3. Balance Instalación fotovoltaica de 5050 Wp sin Batería. 40 Figura 4-4. Balance Instalación fotovoltaica de 6060 Wp. 41 Notación sen Función seno Tg Función tangente arctg Función arco tangente sen Función seno : Tal que < Menor o igual > W MW m m2 mm kg Voc Isc Ppmp α β ɣ STC kWh Wp Mayor o igual Vatios Megavatios Metros Metros Cuadrados Milímetros Kilogramos Tensión a circuito abierto Corriente cortocircuito Potencia punto máximo Coeficiente temperatura voltaje Coeficiente temperatura intensidad Coeficiente temperatura potencia Standart Test Conditions Kilowatios hora Vatios pico 1 1 INTRODUCCIÓN n un contexto marcado por el creciente impacto del cambio climático y la imperiosa necesidad de garantizar la seguridad energética, la integración de las energías renovables se erige como un pilar fundamental para avanzar hacia un futuro sostenible. En España podemos observar como este cambio ya está presente, ya que de los 128. 419 MW de potencia total instalada las energías renovables suponen el 66 % (84. 639 MW), destacando sobre todo la eólica y la solar fotovoltaica, que cubren casi el 50% de la potencia instalada total tal y como se observa en la Figura 1-1. [1] Figura 1-1. Potencia instalada (MW) | Sistema eléctrico: Nacional. Fuente: REE La potencia instalada representa la capacidad máxima con la que nuestro sistema eléctrico puede generar energía, siendo un indicador crucial del potencial tecnológico y de inversión en infraestructuras renovables y tradicionales. En este contexto el PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) fija un objetivo de más de 122 GW de generación renovable para 2030, donde prevé una potencia instalada fotovoltaica de 39 GW añadiendo que el autoconsumo deberá contribuir al cumplimiento de estos objetivos. El PNIEC tiene como objetivo que la potencia renovable en 2030 quede distribuida tal y como se muestra en la Figura 1-2. Por otra parte, para tener una visión completa del funcionamiento del sistema, es igualmente importante analizar la demanda de electricidad, que refleja el consumo real de energía en el país en cada momento. 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 E ¨La electricidad es el alma del Universo¨ - John Wesley Introducción 2 Figura 1-2. Objetivos de potencia renovable a 2030 [2] Entender la relación entre la potencia instalada y la demanda es esencial para garantizar la seguridad y la estabilidad del suministro eléctrico. Mientras que la potencia instalada nos muestra el “techo” de generación que se ha alcanzado a través de proyectos e inversiones, la demanda responde a los patrones de consumo de hogares, industrias y otros sectores económicos, influida por factores como el crecimiento económico, cambios en el clima y mejoras en la eficiencia energética. En las siguientes secciones, exploraremos cómo se comporta la demanda de electricidad en España, analizando su evolución histórica y los desafíos actuales para equilibrar la generación con el consumo, asegurando así un sistema eléctrico robusto y adaptable a las necesidades futuras. La demanda suele seguir unos patrones característicos. A la curva que se produce se le conoce como ‘curva de pato’. En la figura 1-3 se visualiza como con los máximos y mínimos de la demanda se asemejan al pato. Además, esta curva difiere día a día y sobre todo entre estaciones. En España los máximos históricos que se han producido han sido en invierno un máximo de 45.455 MW a las 18:50 h el 17 de Diciembre del 2007 y el récord en verano de 41.318 MW a las 13:26 h el 19 de Julio del 2010. [3] Figura 1-3. Demanda a lo largo de un día. Fuente: REE 3 3 Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas 1.1 Impacto de las Energías Renovables Aunque ya se ha adelantado en la introducción, el impacto de las energías renovables en el sistema eléctrico abarca numerosos aspectos. Como es evidente, la razón principal detrás de esta transición energética es la reducción de la contaminación, impulsada por la creciente presión social para disminuir las emisiones diarias generadas por el uso de fuentes no renovables. La integración de tecnologías como la fotovoltaica y la eólica ha transformado radicalmente el modo en que satisfacemos la demanda eléctrica en España. Por un lado, estas fuentes han impulsado una generación más descentralizada, permitiendo que la producción se distribuya geográficamente y reduciendo la dependencia de grandes centrales centralizadas. Este cambio ha contribuido a una mayor flexibilidad en la respuesta del sistema, pero también ha introducido nuevos retos. Entre ellos, destaca la variabilidad inherente de la generación renovable: la producción fotovoltaica depende directamente de la radiación solar y la eólica de la velocidad del viento, lo que ocasiona fluctuaciones en la oferta. Estas variaciones se traducen, a su vez, en cambios en la dinámica de los precios en el mercado eléctrico, generando subidas y bajadas que requieren estrategias de gestión y mecanismos de ajuste sofisticados por parte de los operadores del sistema. Además, la incorporación masiva de energías renovables ha alterado características fundamentales del sistema eléctrico. Por ejemplo, la presencia reducida de inercia –tradicionalmente aportada por plantas térmicas y nucleares– afecta la capacidad del sistema para amortiguar las variaciones en la frecuencia de la red. Esto obliga a la implementación de soluciones adicionales, como sistemas de almacenamiento de energía o la utilización de tecnologías de control avanzadas, para garantizar la estabilidad y seguridad del suministro. Elementos como los condensadores síncronos pueden ayudar a solventar este tipo de problemas. Otro desafío técnico es la generación de armónicos, que son distorsiones en la forma de onda de la electricidad, a menudo causados por la proliferación de aparatos electrónicos conectados a la red. Estos armónicos pueden deteriorar la calidad de la energía y afectar el rendimiento de los equipos, lo que exige medidas específicas de filtrado y corrección. En resumen, la incorporación de fuentes renovables no solo responde a la urgente necesidad de reducir emisiones y combatir la contaminación, sino que también está redefiniendo el paradigma de generación y distribución de energía en España. Este proceso de transición energética, al tiempo que abre nuevas oportunidades para una economía más sostenible, plantea desafíos técnicos y de mercado que requieren soluciones innovadoras para asegurar un suministro eléctrico estable y eficiente en el futuro. 1.2 Efecto fotovoltaico, radiación solar y orientación e inclinación La energía solar fotovoltaica se destaca actualmente como una de las principales fuentes renovables, desempeñando un papel crucial en la transición hacia sistemas energéticos más sostenibles. Al aprovechar una fuente inagotable, la luz del sol, y combinándose con la alta eficiencia de la electrónica de potencia, esta tecnología impulsa el desarrollo de economías limpias que reducen el impacto ambiental. El efecto fotovoltaico es el proceso por el que podemos convertir la luz del Sol en electricidad. Este efecto se produce cuando la luz incide sobre un semiconductor, los fotones con suficiente energía son absorbidos, lo que provoca la excitación de electrones desde la banda de valencia a la banda de conducción. Esta transición genera pares electrón-hueco, y mediante la aplicación de un campo eléctrico interno, se separan las cargas, produciendo una corriente continua. Este proceso se ilustra en la figura 1.4. Este fenómeno constituye la base del funcionamiento de las celdas solares, cuya eficiencia depende de factores intrínsecos al material (como el coeficiente de absorción y la movilidad de los portadores) y del diseño del dispositivo. La investigación en materiales y la optimización de las estructuras celulares han permitido avances significativos en la conversión de energía, haciendo que la tecnología fotovoltaica sea cada vez más competitiva y rentable. Introducción 4 Figura 1-4. Diagrama efecto fotovoltaico. [4] La radiación solar es la energía que emite el sol en forma de ondas electromagnéticas, y es el recurso primario que alimenta a los sistemas fotovoltaicos. Esta radiación se mide en vatios por metro cuadrado (W/m²) y varía en función de diversos factores, como la ubicación geográfica, la altitud, la hora del día, la estación del año y las condiciones atmosféricas. En el diseño de sistemas fotovoltaicos, es crucial evaluar la cantidad de radiación solar incidente en la superficie de captación, ya que determina el potencial energético del sitio. En nuestro caso tal y como se muestra en la figura 1-5 en España es el país de la Unión Europea donde más radiación hay. 5 5 Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Figura 1-5. Mapa radiación solar Europa. [5] La orientación e inclinación de los módulos fotovoltaicos son parámetros clave para maximizar la absorción de radiación solar.  Orientación: Se refiere al ángulo respecto al norte (en el hemisferio norte) que presenta la superficie del panel. La orientación óptima para maximizar la captación de energía es aquella que permite que la radiación solar incida de forma perpendicular durante la mayor parte del día. En España, en general, se recomienda una orientación hacia el sur, ya que permite aprovechar al máximo la trayectoria del sol.  Inclinación: Es el ángulo que forma la superficie del panel respecto a la horizontal. Este parámetro se ajusta para compensar la variabilidad de la altura del sol a lo largo del año. Un ángulo de inclinación óptimo suele estar cerca de la latitud del lugar, aunque puede modificarse para favorecer la producción en determinadas estaciones o para ajustarse a condiciones locales específicas, como la presencia de sombras o la variación del clima. La combinación adecuada de orientación e inclinación permite maximizar la captación de energía solar, aumentando la eficiencia global del sistema fotovoltaico. Estudios y simulaciones indican que pequeños ajustes en estos parámetros pueden resultar en incrementos significativos de la producción energética anual. En la figura 1-6 podemos ver una representación de como puede cambiar el panel al cambiar su orientación e inclinación. Introducción 6 Figura 1-6. Orientación e Inclinación de un Panel Solar. [6] 1.3 Tipos de instalaciones La energía solar fotovoltaica se instala de dos maneras fundamentales, cada una adaptada a necesidades y contextos distintos: las instalaciones conectadas a la red y las instalaciones aisladas. Ambas configuraciones aprovechan el efecto fotovoltaico para convertir la radiación solar en electricidad, pero difieren en su estructura, componentes y aplicaciones. 1.3.1 Instalaciones conectadas a red En las instalaciones conectadas a la red (on-grid) los paneles fotovoltaicos generan electricidad que se utiliza directamente en el consumo local, y cualquier exceso se inyecta a la red eléctrica. Este tipo de sistema permite el autoconsumo y, a través de mecanismos de compensación como el net metering, se pueden obtener beneficios económicos al reducir la factura eléctrica. La ausencia de baterías en muchos casos simplifica la instalación y reduce costes, ya que el sistema se apoya en la red para equilibrar la variabilidad en la generación. Sin embargo, estas instalaciones deben cumplir rigurosos requisitos de seguridad, como la protección anti-islanding, para evitar que, en caso de fallo de la red, sigan inyectando energía, lo que podría poner en riesgo a los trabajadores de reparación. Además, la integración de renovables en la red exige la implementación de sistemas de gestión y control avanzados para garantizar la estabilidad y la calidad de la energía. 1.3.2 Instalaciones aisladas Por otro lado, las instalaciones aisladas (off-grid) son sistemas autónomos que no dependen de la red eléctrica. Se emplean en zonas remotas o en lugares donde la conexión a la red resulta inviable o costosa. Estos sistemas deben incorporar soluciones de almacenamiento, como baterías, para garantizar un suministro continuo de energía durante períodos sin radiación solar (por ejemplo, en días nublados o durante la noche). Asimismo, cuentan con reguladores de carga e inversores que adaptan la energía almacenada para su uso en aplicaciones de corriente alterna. El dimensionamiento de estos sistemas es crucial, ya que debe asegurar la capacidad suficiente para cubrir las demandas energéticas del usuario, teniendo en cuenta las variaciones estacionales y las posibles pérdidas en el proceso de conversión y almacenamiento. 7 7 Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas 1.4 Elementos de la Instalación 1.4.1 Panel Solar Los paneles solares fotovoltaicos se clasifican según el tipo de material semiconductor con el que están fabricados, lo que influye en su eficiencia, coste y aplicaciones En la figura 1-7 se muestra una imagen de cada uno. Los principales tipos son monocristalinos, policristalinos y amorfos.  Monocristalinos: Tienen un alto rendimiento entre el 18% y 22%. Además, su desempeño es mejor en condiciones de baja radiación solar y altas temperaturas, ya que tienen un coeficiente térmico más bajo en comparación con otros paneles. En contra, son los más caros y difíciles de fabricar. Se caracterizan por su color azul y conexionado visible.  Policristalinos: Su eficiencia es menor, situándose entre el 15% y el 18%. La fabricación de estos paneles es más sencilla y económica. A diferencia de los monocristalinos, los paneles policristalinos están formados por múltiples cristales de silicio fundidos juntos. Tiene varios tonos de azules y una textura irregular en sus células.  Amorfo: Su eficiencia es considerablemente menor situándose entre el 8% y el 12%. A diferencia de los monocristalinos y policristalinos, el silicio amorfo no tiene una estructura cristalina definida, sino que se deposita en capas sobre sustrato de vidrio o plástico. Figura 1-7. Tipo de paneles Solares. [7] 1.4.2 Inversor Transforma la corriente continua en corriente alterna. Existen varias topologías como se puede observar en la Figura 1-8. Además, tienen un algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Figura 1-8. Topología inversores fotovoltaicos. Fuente: Apuntes de la asignatura IER Universidad Sevilla Memoria 14 Figura 2-6. Datos meteorológicos mensuales donde se realiza la instalación. Fuente: PVsyst Para nuestra instalación el tejado que se va a emplear es el más al Sur donde se puede observar que en ningún momento se produce sombra lo que hace que se aproveche la máxima energía del Sol. En la figura 2-7 se puede observar un modelo 3d de como quedaría el resultado. Mientras que en la figura 2-8 vemos su ubicación además de la inclinación acimutal. Figura 2-7. Modelo 3d de la vivienda junto con la instalación 15 Figura 2-8. Desviación acimutal Una vez definidos la desviación acimutal -18º y la inclinación de 10º usamos la figura 2-9. En ella podemos obtener un rendimiento anual de nuestra instalación respecto lo ideal. En nuestro caso como podemos observar vamos a tener un rendimiento entre 90% -95%. No obstante, vamos a usar PVsyst para obtener un resultado más exacto. Tal y como se demuestra en la figura 2-10, el rendimiento es del 92% tal y como habíamos adelantado en la figura 2-9. Podemos ver como este rendimiento difiere a lo largo del año ya que el Sol no siempre se encuentra a la misma altura. En la figura 2-11 vemos que en verano nos acercamos mucho al óptimo con un 99,1% mientras que en invierno tenemos un rendimiento del 72,6%. Figura 2-9. Rendimiento de los paneles según su inclinación y orientación. Fuente: IDAE Figura 2-10. Rendimiento Anual PVsyst Memoria 16 Figura 2-11. Rendimiento por Estaciones PVsyst Como nuestro mayor consumo se realiza en verano esta configuración nos viene bien. Además, al estar aprovechando la propia pendiente del tejado reducimos coste de estructuras. Ahora vamos a ver el diagrama de sombreado de la placa realizado en PVsyst. Esta es la figura 2-12, en él visualizamos con una línea azul la limitación de sombra que dice ‘behind de plane’ lo que nos quiere decir que a esa hora, aunque haya salido el sol no le da a nuestra instalación por su ubicación. Por otra parte, aparecen también unas líneas en negro con diferentes estilos la cual nos indica las diferentes pérdidas que sufre nuestra instalación en esos momentos debido a sombras por la edificación. Figura 2-12. Diagrama de sombras de la instalación fotovoltaica Una vez visto como es nuestro sistema, realizamos simulaciones para ver que potencia instalada es la mejor para satisfacer nuestra demanda. Esto queda reflejado en la figura 2-13. En ella vemos como nuestra instalación es conveniente que esté conectada a red ya que la energía demandada en el mes de agosto para satisfacerla la instalación fotovoltaica estaría muy sobredimensionada. Considerando que toda la energía generada es consumida nos sale un balance anual para el caso de 4000Wp nos faltarían 453,1 kWh, para 5000Wp nos sobra 17 1213,1 kWh y para 6000Wp nos sobrarían 2893kWh. Todo este descuadre sería demandado o vertido a la red. Además, simulando un rendimiento de un 85% que es lo que tiene el panel a los 20 años debido al envejecimiento la instalación de 5000Wp sigue satisfaciendo aproximadamente esta demanda con un balance de 26,665 que tendríamos que demandar a la red. Por todo esto, se opta por realizar la instalación de 5050Wp para conseguir esa energía que falta y así garantizarnos de tener un balance favorable. También se añadirán unas baterías para poder flexibilizar el consumo de la energía generada para uso propio en vez de que se vierta a la red. Figura 2-13. Comparación de consumos respecto energía generada mediante instalaciones de diferente potencia 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1357911 Energía [kwh] Meses de un año Comparación de Consumos respecto potencia instalada de fotovoltaica a lo largo de un año Consumos Instalación 4000Wp Instalación 5000Wp Instalación 6000Wp Polinómica (Consumos) Polinómica (Instalación 4000Wp) Polinómica (Instalación 5000Wp) Polinómica (Instalación 6000Wp) Memoria 18 2.3.1 Placas Solares Figura 2-14. Panel fotovoltaico de JASolar JAM66S30-505/MR [11] Las placas solares que se van a emplear van a ser de 505Wp Monocristalina de JASolar cuyas dimensiones son 2093x1134x30mm con un peso de 25,2 kg y una eficiencia del 21.1%. En la figura 2-14 podemos apreciar el panel. Para la instalación de 5050Wp se van a instalar 10 placas. La hoja de características completa está en el Anexo, sin embargo, en la figura 2-15 podemos ver los parámetros del panel bajo las condiciones STC. Las condiciones STC ‘Standart Test Conditions’ son las condiciones de laboratorio bajo las cuales se prueban los paneles solares. Estas condiciones específicas son: Irradiancia 1000W/m2, Temperatura de la celda 25°C y masa de aire 1,5. Otro parámetro que se emplea son las NOCT ‘Nominal Operating Cell Temperature’ representan condiciones más cercanas a las del mundo real y sirven para estimar la temperatura real del panel en operación. Estas condiciones son: Irradiancia 800W/m2, Temperatura ambiente 20°C, velocidad del viento 1m/s y panel en operación en circuito abierto. Figura 2-15. Hoja característica del Panel Sin embargo, ninguna de estas especificaciones son las propias del terreno. Estas son unas condiciones establecidas de las cuales mediante las siguientes ecuaciones extraemos los datos propios para nuestra instalación. Para la elección del panel primero garantizamos que siempre trabaje dentro del rango de funcionamiento de temperatura. Para ello se emplea la siguiente ecuación: 19 𝑇  = 𝑇  + 𝑇𝑂𝑁𝐶 − 20 800 ∙ 𝐼 (2–1) Una vez visto que nuestro panel trabaja dentro del rango de temperatura para garantizar un funcionamiento correcto. Realizamos los cálculos ahora para saber la potencia, intensidad y tensión real que van a tener las placas solares en las condiciones de la localización. Para ello recurrimos a la hoja de características de la placa solar y a los valores atmosféricos que se dan en el lugar de emplazamiento (Navahermosa de Beas). El método de obtención de estos valores va a ser el lineal tal y como se indica en las siguientes ecuaciones. 𝑉  (  ) = 𝑉  (  ) ∙ ( 1 + 𝛽 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) (2–2) 𝑉  (  ) = 𝑉  (  ) ∙ ( 1 + 𝛽 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) (2–3) 𝑃  (  ) = 𝑃  (  ) ∙ ( 1 + 𝛾 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) (2–4) 𝐼  (  ) = 𝐼  (  ) ∙ ( 1 + 𝛼 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) (2–5) 2.3.2 Inversor Para la elección del inversor debemos garantizar que se cumplen las siguientes condiciones respecto los paneles: Vmppt min Inversor < Vmppt (STC.T min) Vmppt máx Inversor >Vmppt (STC.T máx) VOC máx Inversor > VOC (STC.T min) Pmppt máx Inversor > Pmppt (STC) Imáx Inversor > ISCT máx Pinversor > Pinstalada Cumpliendo con todas estas condiciones se ha optado por el inversor Solax X1-HYBRID 5.0D G4 – 5kW. Este es un inversor monofásico de 5 kW de Potencia en la parte de alterna. Cuenta con 2 mppt y se puede llegar a instalar 10 kWp de potencia por parte de los paneles. Además, se ha optado por este inversor ya que es un inversor híbrido es decir puede funcionar tanto ongrid como offgrid pudiéndosele instalar baterías para el almacenamiento de la energía. Por otra parte, cuenta con una pantalla que hace más intuitivo su configuración y tiene un factor de potencia variable entre 0,8 inductivo y 0,8 capacitivo. Una vez que tenemos ya el inversor y los paneles que se van a emplear su configuración debe ser tal que cumpla las siguientes condiciones: 𝑁  _  ≤ 𝑉   (  á  ) 𝑉   (  í  ) (2–6) 𝑁  _  ≤ 𝑉   (  á  ) 𝑉  (  í  ) (2–7) 𝑁  _  ≥ 𝑉   ( í ) 𝑉   (  á  ) (2–8) 𝑁   ≥ 𝐼  ( á ) 𝐼  á   (2–9) 𝑁   ≥ 𝐼   ( á ) 𝐼   á   (2–10) Memoria 20 La configuración que se va a emplear va a ser 1 string formado por 5 paneles en cada entrada del mppt. Esta cumple con todas las condiciones anteriormente nombradas. 2.3.3 Baterías Para tener una mayor flexibilidad y no verter toda la energía a la red sino almacenarla para su uso posterior. Se va a instalar una batería de litio Solax Triple Power T58 5.8kWh HV Master V2.1. Se trata de una batería de alta tensión realizada por el mismo fabricante que el inversor como es SolaX. Esta batería tiene una capacidad de 5,8 kWh y trae consigo el BMS al tratarse de la Master. Además, la batería es escalable hasta los 4 módulos con 23,2 kWh. Al tratarse de una batería de alta tensión, las pérdidas por efecto Joule son menores y se le puede extraer mayor rendimiento a la batería. 2.4 Soporte Paneles Utilizaremos un sistema de montaje de fijación coplanar, el cual consiste en la utilización de carriles metálicos (aluminio o características similares) que irán anclados a la cubierta. Los módulos fotovoltaicos se dispondrán sobre los carriles en dos filas a lo largo de la cubierta inclinada. De esta forma se conseguirá una integración arquitectónica con el edificio dando a los paneles la inclinación y orientación del mismo. La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas de viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en el Código Técnico de la Edificación y demás normativas aplicables. Se adjunta en el Anexo la ficha técnica. En la figura 2-16 vemos como se integra con el tejado. Figura 2-16. Estructura para el montaje de paneles. 2.5 Cableado Nuestra instalación cuenta con una parte en corriente continua y otra en corriente alterna, estando ambas delimitadas por el inversor. En el lado de corriente continua, se identifican dos tramos principales: el tramo paneles-inversor y el tramo batería-inversor. Las dos cadenas o strings de paneles solares se conectan a cada una de las entradas del inversor, permitiendo que cada cadena disponga de su propio MPPT. La potencia de entrada pico será de 5050 Wp. La Figura 2-17 muestra la representación de la instalación, donde se observa la conexión de ambas cadenas de paneles al inversor, además de la instalación de la batería. Siguiendo la normativa UNE-HD 60364-7-712, en el lado de corriente continua debe aplicarse aislamiento doble o reforzado. Además, los cables y la caja de conexión en el lado de continua del inversor deben contar con aislamiento de clase II o equivalente. De acuerdo con la norma UNE-EN 61730-1, cada parte conductora expuesta del módulo que sea accesible durante el uso normal debe estar puesta a tierra de forma conjunta. En el lado de corriente alterna, se encuentra el tramo que conecta el inversor con el Cuadro General de Protección y Maniobra (CGPM). La instalación se ha diseñado para permitir un backup completo, considerando que la potencia limitante en este modo es de 5 kW. 21 El dimensionado del cableado se ha realizado conforme a la normativa vigente, garantizando el cumplimiento de los estándares de seguridad y eficiencia. Se muestra a continuación su realización siguiendo los criterios de diseño siguientes: Figura 2-17. Representación Instalación Criterio Térmico: Recurrimos a la figura 2-18 del REBT [13] para el correcto dimensionamiento. La instalación corresponde con la forma B de la figura ya que se encuentran los cables aislados en tubos en montaje superficial o empotrados en obra. Memoria 22 Figura 2-18. Tabla de Intensidades admisibles (A) al aire 40 ºC. N.º de conductores con carga y naturaleza del aislamiento. Fuente: REBT Intensidad max admisible 𝐼  ≥ 𝐼  𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑖 ó 𝑛 (2–11) Factores de corrección: Agrupamiento: 0.8 (UNE-HD 60364-5-52) como se ve en la figura 2-19. Por Acción solar directa: 0.9 (ITC-06 apartado 4.2.2.1) Por corrección de temperatura: 0.9 (REBT). Se puede observar en la figura 2-20. 23 Figura 2-19. Tabla corrección por agrupamiento Figura 2-20. Tabla corrección por temperatura Tramo Paneles Inversor Para las instalaciones fotovoltaicas como indica la ITC 40 se aplica una tolerancia de 1,25 a la Isc del panel. Por lo tanto, Isc_max= 14∙1,25=17,5 A. Aplicando todas las correcciones Iz = 27 A viendo la figura 2-17 la sección debe de ser de 2,5 mm2 sin embargo al estar muy cerca se opta por instalar la sección de 4 mm2. Tramo Inversor Baterías Tomamos como intensidad la máxima corriente de operación que nos da el inversor 30 A mayorada por 1,25. El conductor vuelve a ser según la figura 2-17 el de tipo B. Al tratarse ya de una zona de interior, no tener agrupamiento y la temperatura ambiente no va a superar los 40 ºC no se aplica ningún factor de corrección. Por lo que se va a emplear protección XLPE de 4 mm2. Tramo Inversor CGBT (Cuadro General Baja Tensión). Es la única parte de la instalación en alterna. La instalación es de interior en tubo empotrado en obra luego según la figura 2-17 corresponde con el B2. La intensidad máxima es de 23,9 A de salida del inversor y de 40 A de entrada de corriente alterna. Además, de salida EPS es de 21,7 A. Como en nuestra instalación vamos a emplear el mismo cable para entrada salida y EPS lo dimensionamos para la mayor corriente la cual es de 40 A. Por otra parte, al tratarse de interior e ir ese cable solo no se aplican factores de corrección salvo el de temperatura que va a ser menor de 40 ºC que juega a nuestro favor por tanto consideramos que es 1,05 para 35ºC. Aplicamos la mayoración de 1,25. Esto nos da una intensidad de 47,62 A que según la tabla correspondería con una sección de 6 mm2 con aislamiento XLPE. Criterio Caída de Tensión ∆ 𝑈 = 2 ∙ 𝐿 ∙ 𝐼 𝛾 ∙ 𝑆 (2–12) Tramo Paneles Inversor Para este cálculo se coge el Impp que son 13,11 A y la tensión del máximo punto de potencia Umpp=5∙38,53=192,65V. Para el parámetro 𝛾 que es la conductividad del material voy a considerar la del cobre a 90 ° C que es la más desfavorable 45,5 MS/m. Viendo en el Plano del Layout General podemos apreciar que la longitud del cable del panel más lejano es de 14 m. Con todo esto se produce una caída de tensión de 2 V que equivale a un 1,05%. Memoria 30 Figura 2-28. Resumen Tramitación con excedente. Fuente: IDAE 31 3 CÁLCULOS En el presente apartado se recogen de forma clara y estructurada todos los cálculos técnicos realizados durante el desarrollo del proyecto de instalación fotovoltaica. Se incluyen los cálculos relacionados con el dimensionamiento de los componentes principales, como el inversor, los paneles solares y la batería, así como el cableado, las protecciones eléctricas y el cuadro de distribución. También se justifica la elección de secciones de conductor, intensidades, caídas de tensión permitidas y parámetros eléctricos relevantes, todo ello conforme a la normativa vigente. Fórmulas Generales Sistema Monofásico y Corriente Continua: I = Pc / U · Cos𝜑 = amp (A) e = 2 · I[(L · Cos𝜑 / k · S · n) + (Xu · L · Sen𝜑 / 1000 · n)] = voltios (V) Donde: Pc = Potencia de Cálculo en Watios. L = Longitud de Cálculo en metros. e = Caída de tensión en Voltios. K = Conductividad. I = Intensidad en Amperios. U = Tensión de Servicio en Voltios (Trifásica o Monofásica). S = Sección del conductor en mm². Cos 𝜑 = Coseno de fi. Factor de potencia. En Corriente continua, cos 𝜑= 1. n = Nº de conductores por fase. Xu = Reactancia por unidad de longitud en mΩ/m. Fórmula Conductividad Eléctrica K = 1/𝜌 𝜌 = 𝜌 20[1+ ∝ (T-20)] T = T0 + [(Tmax-T0) (I/Imax)²] Siendo, K = Conductividad del conductor a la temperatura T. 𝜌 = Resistividad del conductor a la temperatura T. 𝜌 20 = Resistividad del conductor a 20ºC. Cu = 0.017241 ohmiosxmm²/m Al = 0.028262 ohmiosxmm²/m ∝ = Coeficiente de temperatura: Cu = 0.00392 Al = 0.00403 T = Temperatura del conductor (ºC). Cálculos 32 T0 = Temperatura ambiente (ºC): Cables enterrados = 25ºC Cables al aire = 40ºC Tmax = Temperatura máxima admisible del conductor (ºC): XLPE, EPR = 90ºC PVC = 70ºC I = Intensidad prevista por el conductor (A). Imax = Intensidad máxima admisible del conductor (A). Instalación Fotovoltaica Conectada a Red Eg = Pp · Np · R · HSP · Nd / 1000 Siendo, Eg: Energía mensual generada (kWh/mes). Pp: Potencia máxima (pico) módulos fotovoltaicos (W). Np: Nº módulos fotovoltaicos instalados. R: Rendimiento global anual de la instalación (%/100). HSP: Recurso fotovoltaico, Horas Sol Pico mes en estudio (h/día). Nd: Nº días mes en estudio. Comprobación funcionamiento string con inversor Parámetros Panel STC uds Pmax 505 Wp Voc 45,72 V Isc 14 A Vmp 38,53 V Imp 13,11 A NOCT 45 °C Coef Isc 0,045 %/°C Coef Voc -0,275 %/°C Coef Pmax -0,35 %/°C Inversor Vmppt max 550 V Vmppt min 70 V I máx 16 A Isc máx 20 A Voc 600 V 𝑉  (  ) = 𝑉  (  ) ∙ ( 1 + 𝛽 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) 𝑉  (  ) = 𝑉  (  ) ∙ ( 1 + 𝛽 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) 𝑃  (  ) = 𝑃  (  ) ∙ ( 1 + 𝛾 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) 𝐼  (  ) = 𝐼  (  ) ∙ ( 1 + 𝛼 ∙ ( 𝑇  − 𝑇  ) ) Para la temperatura cogemos los extremos que nos permite el panel Tmin = -40°C y Tmax = 85°C 33 𝑁  _  ≤ 𝑉   (  á  ) 𝑉   (  í  ) 𝑁  _  ≤ 𝑉   (  á  ) 𝑉  (  í  ) 𝑁  _  ≥ 𝑉   ( í ) 𝑉   (  á  ) 𝑁   ≥ 𝐼  ( á ) 𝐼  á   𝑁   ≥ 𝐼   ( á ) 𝐼   á   Con todo esto realizamos los cálculos y nos sale: Vmp (Tmin) 45,4172375 V Vmp (Tmax) 32,17255 V Nserie_max 12,1099395 Nserie_max 10,2055112 Nserie_min 2,17576785 Voc(Tmin) 53,89245 V Nparalelo_max 1,18835678 Nparalelo_max 1,39101405 Ipm máx->(Tmáx) 13,46397 A Isc máx (Tmáx) 14,378 A Cogiendo las condiciones más restrictivas: Nseriemax 10,2055112 Nseriemin 2,17576785 Nparalelomax 1,18835678 Para nuestra instalación escogemos Instalación Np serie 5 Np paralelo 2 Ntotal 10 Teniendo las siguientes características Pmáx 6198,875 Wp Pmin 3989,5 Wp Vmp (Tmín) 227,086188 V Vmp (Tmáx) 160,86275 V P_stc 5050 Wp Vmp_stc 192,65 V Con todo esto vemos si cumplimos las restricciones de compatibilidad y vemos que cumple todas. Vmppt min Inversor < Vmppt (STC.T min) 70 V < 227 V Cálculos 34 Vmppt máx Inversor >Vmppt (STC.T máx) 550 V > 160,86 V VOC máx Inversor > VOC (STC.T min) 600 V > 53,89 V Pmppt máx Inversor > Pmppt (STC) 7500 Wp > 2525 Wp Imáx Inversor > ISCT máx20 A > 14 A Pinversor > Pinstalada 10000 Wp > 5050 Wp Seccionamiento Cableado Criterio Térmico 𝐼≥𝐼 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑖ó𝑛 Tramo Panel-Inversor 𝐼≥∙, ,∙,∙, =27𝐴  38 A > 27 A  Sección = 4 mm2 Tramo Batería-Inversor 𝐼≥∙, =37,5𝐴  38 A > 37,5 A  Sección = 4 mm2 Tramo Inversor-CGBT 𝐼≥∙, , =47,62𝐴  49 A > 47,62 A  Sección = 6 mm2 Criterio Caída de Tensión 𝑆 =2∙𝐿∙𝐼 𝛾∙∆𝑈 Tramo Panel-Inversor Longitud 14 m Inominal 13,11 A Conductividad 45,5 MS/m Sección 4 mm^2 U Nominal 192,65 V ΔU 2,01692308 V Porcentaje 1,04693645 % Tramo Batería-Inversor Longitud 1,5 m Inominal 30 A Conductividad 45,5 MS/m Sección 4 mm^2 U Nominal 115,2 V ΔU 0,49450549 V Porcentaje 0,42925824 % 35 Tramo Inversor-CGBT Longitud 3 m Inominal 40 A Conductividad 45,5 MS/m Sección 6 mm^2 U Nominal 230 V ΔU 0,87912088 V Porcentaje 0,38222647 % Aparamenta 𝐼≤𝐼≤𝐼 Tramo Panel-Inversor Ib 14 A In 16 A Iz 38 A Para este tramo es más limitante la intensidad de entrada del inversor de los paneles no puede ser superior a 16A. Tramo Batería-Inversor Ib 30 A In 32 A Iz 38 A Tramo Inversor-CGBT Ib 40 A In 40 A Iz 49 A Cálculos 36 37 4 MEDICIONES Y PRESUPUESTO En el presente apartado se detallan las mediciones y presupuestos necesarios para la instalación fotovoltaica, proporcionando un desglose preciso de los materiales, equipos y costos asociados. El objetivo de este análisis es ofrecer una visión clara del alcance económico del proyecto, permitiendo evaluar su viabilidad técnica y financiera. Para ello, se ha realizado un Anejo donde se exhiben todos los gastos que requiere la instalación. Estos a su vez los hemos separado en diferentes categorías, que son:  Componentes principales: Se incluyen los elementos fundamentales para la instalación el inversor, las placas solares y las baterías.  Cableado: Aquí se detalla cada conductor que se va a emplear.  Aparamenta: Donde se indica todas las protecciones necesarias que requiere nuestra instalación.  Elementos Auxiliares: Se incluyen diferentes materiales que son necesarios en el sistema.  Soporte Paneles: Toda la estructura relacionada con la colocación de las placas en la superficie del tejado. Tras hacer el Anejo se hace una representación porcentual con que punto de los anteriores tiene un mayor peso económico en el proyecto. Viéndose este reflejado en la figura 4-1. Figura 4-1. Peso económico de cada apartado sobre la instalación. Además del presupuesto detallado, se realiza un estudio financiero basado en los siguientes indicadores:  Valor Actual Neto (VAN): Permite evaluar la rentabilidad del proyecto considerando el flujo de caja a lo largo de su vida útil, descontando el valor del dinero en el tiempo. 𝑉𝐴𝑁 = − 𝐶𝑜 +  𝐶  ( 1 + 𝑘 )      (4-1) 𝐶i→𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑗𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜 𝑖. 𝐶o →𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝑖=0). 𝑛→𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜. k→𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜. 86% 2% 4% 2%6% INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Componentes Principales Cableado Aparamenta Elementos Auxiliares Soporte Paneles Mediciones y Presupuesto 38  Tasa Interna de Retorno (TIR): Indica la rentabilidad del proyecto en términos porcentuales, permitiendo compararlo con otras inversiones. 𝑉𝐴𝑁 = − 𝐶𝑜 +  𝐶  ( 1 + 𝑇𝐼𝑅 )  = 0     (4-2)  Periodo de Retorno de la Inversión (Payback): Calcula el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial a partir del ahorro en la factura eléctrica. Este análisis integral permitirá valorar la conveniencia económica del proyecto, asegurando que la inversión en energía solar sea una opción sostenible y rentable a largo plazo. Para empezar, debemos saber cómo se compone la factura de la luz. Esta se compone por diferentes gastos: la energía consumida la cual es variable y depende de lo que se haya consumido, la potencia contratada la cual es un valor fijo mensual pero que a su vez depende de la cantidad de potencia que contrates pudiendo así conectar más o menos equipos, costes fijos como son el Bono Social y el alquiler de equipos. Además de pagar los correspondientes impuestos de la electricidad y el Impuesto sobre el Valor añadido (IVA). Todo esto que viene reflejado en la tarifa 2.0TD debemos de añadir al realizar la instalación de las placas solares la valoración simplificada de excedentes además de que diferentes comercializadoras se oferta ahora una batería virtual a través de un precio fijo mensual por la que los excedentes que se vierten a la red en vez de recibir una compensación inmediata en la factura, el importe de esos excedentes se acumula en un saldo virtual el cual se puede usar en facturas futuras. En la tabla 4-1 se puede observar como es el coste de nuestras facturas de luz en un año sin tener generación fotovoltaica es de 1610,76 € mientras que con la instalación fotovoltaica de 5050 Wp con un precio de excedente de 0,07 €/kWh y tras realizar un balance de energía y añadirle los gastos fijos nos da que al año debemos de pagar 445,96 € suponiendo un ahorro de 1.164,81 € anuales. Todo esto se puede observar en la tabla 4-2. Conseguimos de esta manera que el payback sea a los 4,12 años es decir a los 4 años y 1 mes y medio. Realizando la TIR hasta los 10 años que es cuando cumple la garantía de los componentes principales de la instalación nos da como resultado una TIR del 20,54 %. Esta es considerablemente elevada ya que la inversión es baja con respecto las ganancias. Por otra parte, calculamos el VAN considerando una tasa de descuento del 7 % nos sale que es de 5.903,16 €. Meses Consumos (kWh) Coste (€) Enero 358 93,38 € Febrero 267 77,19 € Marzo 427 105,65 € Abril 317 86,09 € Mayo 475 114,19 € Junio 595 135,53 € Julio 892 188,36 € Agosto 1354 270,54 € Septiembre 903 190,32 € Octubre 476 114,37 € Noviembre 451 109,92 € Diciembre 537 125,22 € Total 7052 1.610,76 € Tabla 4-1. Coste anual de luz de la vivienda. 39 Meses E_Solar (kWh) E_Grid (kWh) Efr_Grid (kWh) Balance Energía € Total Enero 324,6 77,7 33,4 -0,77 € 28,73 € Febrero 258,3 221,1 8,7 -14,26 € 11,56 € Marzo 398,5 269,5 28,5 -14,88 € 10,78 € Abril 317 426,3 0 -29,84 € -8,25 € Mayo 454,2 398,7 20,8 -25,00 € -2,09 € Junio 500,5 352,1 94,5 -11,43 € 15,16 € Julio 630,9 262,4 261,1 18,15 € 52,78 € Agosto 780,5 63,9 573,5 75,73 € 126,02 € Septiembre 561,9 142,6 341,1 37,72 € 77,68 € Octubre 394 172 82 -0,57 € 28,97 € Noviembre 340,6 76,1 110,4 10,11 € 42,56 € Diciembre 341,7 26,8 195,3 25,44 € 62,05 € Total 5302,7 2489,2 1749,3 70,40 € 445,96 € Tabla 4-2. Facturas de la luz con la instalación fotovoltaica 5050 Wp con Batería. Por otra parte, realizamos un estudio sobre el impacto que tendría nuestra batería física. Para ello hemos tenido en cuenta el coste del kWh de la comercializadora en 0,13985 kWh/€ y el excedente en 0,07 €/kWh. Nuestra batería consta con una capacidad de 5,8 kWh y en el anexo se puede observar como indica que se pueden realizar más de 6000 ciclos. Para este estudio, lo hemos fijado en 6000 ciclos. Dado el coste de la batería de 2.178 € y el beneficio por autoconsumo diferido de 0,06985 €/kWh nos sale un beneficio de 252,78 €. Lo cual empieza a ser algo significante además de que hoy en día se están instalando muchísima fotovoltaica por lo que el precio en el tramo de actuación de fotovoltaica es menor lo que se ve como las comercializadoras han bajado el precio de compensación por nuestro excedente por lo que el tener una batería física resultaría ser más beneficioso. Además, el uso de esta nos ayuda a controlar las diferentes sobretensiones que pueda tener nuestra red. Por otro lado, se ha realizado una simulación en PVsyst considerando que no tuviésemos batería. Los datos obtenidos son los siguientes: El periodo de retorno se ve reducido siendo este 2,64 años (2 años y 8 meses), obteniendo una TIR del 36,21 % sin embargo el VAN es un poco menor siendo este de 5.692,59 €. Lo cual significaría que si nuestro impedimento fuese el capital inicial este sería la mejor opción. Sin embargo, al añadirle la batería en global estaríamos ganando más dinero. Meses E_Solar (kWh) E_Grid (kWh) Efr_Grid (kWh) Balance Energía € Total Enero 126 308,2 232 10,87 € 43,53 € Febrero 102,4 404,5 164,6 -5,30 € 22,97 € Marzo 185,1 513,5 241,9 -2,12 € 27,01 € Abril 151,7 618,8 165,3 -20,20 € 4,01 € Mayo 233,5 649,5 241,5 -11,69 € 14,83 € Junio 286,5 593,4 308,5 1,61 € 31,74 € Julio 410,1 511 481,9 31,62 € 69,92 € Agosto 571,6 306,2 782,4 87,98 € 141,61 € Septiembre 364,6 367,6 538,5 49,58 € 92,76 € Octubre 188,3 410,5 287,7 11,50 € 44,33 € Noviembre 155,1 288,7 295,9 21,17 € 56,63 € Diciembre 172,1 219,8 365 35,66 € 75,06 € Total 2947 5191,7 4105,2 210,69 € 624,40 € Tabla 4-3. Facturas de la luz con la instalación fotovoltaica 5050 Wp sin Batería. 1 2 345678 1234 5 6 78 A B C D E F A B C D E F Título Fecha Número de identificación Promotor Hoja Pedro Zarza León Localización y emplazamiento PL01 1 10/02/2025 Escala Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Título del documento S EO S EO 1 2 34 5 678 1234 5 6 78 A B C D E F A B C D E F Título Fecha Número de identificación Promotor Hoja Pedro Zarza León Layout General PL02 2 5/03/2025 Escala Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Título del documento 1,14 2,09 6,12 4,38 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 1/100 18° CGBT Contador bidireccional homologado Fusible de seguridad CPM en límite exterior de parcela Red de distribución en viario público INVERSOR HÍBRIDO Solax X1-HYBRID 5.0D G45kW Monofásico Instalación Fotovoltaica 5,05 kWp 10 módulos JASolar JAM66S30-505/MR 505 Wp 10º inclinación +18º de orientación sur Baterías Solax Triple Power T58 5,8kWh Cu PRYSMIAN PRYSOLAR 2x4 mm² 13,11A /192 V (STC) String 1 INVERSOR Solax X1-HYBRID 5.0D G4 5 kW Protecciones DC I. AUT II In=50A, C PdeC: 6 kA Rele y transf. Ind=40A 30 mA, AC Sobretensiones transitorias Tipo 2 Iccmáx:40 kA Icu:2 kV String 2 2,525 kWp CONTADOR HOMOLOGADO BIDIRECCIONAL CPM 1-T CPM CUADRO IF 1.1 2.1 JASolar JAM66S30-505/MR 505Wp I. AUT IV DC In=16A, C PdeC: 6 kA Sobretensiones transitorias dc Tipo 2 Iccmáx:40 kA Icu:4,2 kV x2 Protecciones AC 1.5 2.5 JASolar JAM66S30-505/MR 505Wp CUADRO GENERAL DE BAJA TENSIÓN Instalación interior Cu XLPE+Pol, RZ1-K (AS) 2x6 mm² + TTx6 mm² 0,6/1 kV Punto de conexión 2,525 kWp Baterías Solax Triple Power T58 5,8 kWh I. AUT II DC In=32A, C PdeC: 6 kA Sobretensiones transitorias dc Tipo 2 Iccmáx:40 kA Icu:4,2 kV Cu XLPE+Pol, RZ1-K (AS) 2x4 mm² 0,6/1 kV 1 2 34 5 678 1234 5 6 78 A B C D E F A B C D E F Título Fecha Número de identificación Promotor Hoja Pedro Zarza León Esquema Unifilar PL03 3 25/03/2025 Escala Diseño de una instalación fotovoltaica de autoconsumo con almacenamiento en el término municipal de Beas Título del documento - 49 7 ANEXOS Anexo I: Ficha Técnica Panel Solar JAsolar Anexo II: Ficha Técnica Inversor Solax X1-Hybrid-G4 Anexo III: Ficha Técnica Batería Solax T58 Anexo IV: Sujeción de las placas Anexo V: Ficha Técnica Cable Prysmian Prysolar Anexo VI: Ficha Técnica Cable Afumex Class 1000V RZ1-KC Anexo VII: Presupuesto de la Instalación Anexo VIII: Justificación de los precios Anexo IX: Simulación instalación PVsyst 5050Wp con Baterías Anexo X: Simulación instalación PVsyst 5050Wp sin Baterías Anexo XI: Simulación instalación PVsyst 6060Wp Anexo I. Ficha Técnica Panel Solar JAsolar Anexo II: Ficha Técnica Inversor Solax X1-Hybrid-G4 www.solaxpower.com Mundial: +86 57156260008 AUSTRALIA: +61 1300 476529 ALEMANIA: +49 6142 4091664 REINO UNIDO: +44 2476 586998 PAÍSES BAJOS: +31 (0) 852 737932 • 200 % de potencia FV sobredimensionada y hasta 110 % de sobrecarga de CA • Mayor eficiencia de carga y descarga, hasta el 97,0%. • Función de seguimiento de sombras integrada • Corriente de entrada CC de 16A, compatible con paneles solares de alta potencia • Hasta un 150 % de energía fotovoltaica • Almacena el excedente de energía fotovoltaica en la batería • La baja tensión de salida de arranque prolonga el tiempo de funcionamiento del inversor • Menor pérdida de energía de la batería al inversor • Hasta el 120% de salida EPS durante 1hora • Tiempo de conmutación <10ms • Configuración rápida con U-disk • Compatible con baterías de iones de litio y plomo-ácido • Compatible con TC, las cargas responden en 0,3s • Gestión inteligente de cargas (por ejemplo, bomba de calor) • Función en paralelo dentro y fuera de la red, hasta 15kW • 5modos de trabajo, 2periodos de carga disponibles • Preparado para VPP, servicio auxiliar en el mercado eléctrico • Nivel de protección IP65 • SPD integrado Prestaciones Alta eficiencia Económico Inteligente Seguro X1-Hybrid G4 3,0kW/3,7kW/4,6kW/ 5,0kW/6,0kW/7,5kW NOVEDAD DE SOLAX X1-HYBRID G4 Para más información, póngase en contacto con nosotros. [email protected] [email protected] X1-HYBRID G4 (MONOFÁSICO) X1-HYBRID-3.0-D X1-HYBRID-3.0-M X1-HYBRID-3.7-D X1-HYBRID-3.7-M X1-HYBRID-4.6-D X1-HYBRID-4.6-M X1-HYBRID-5.0-D X1-HYBRID-5.0-M X1-HYBRID-6.0-D X1-HYBRID-6.0-M X1-HYBRID-7.5-D X1-HYBRID-7.5-M ENTRADA CC ENTRADA Y SALIDA DE CA INFORMACIÓN SOBRE LA BATERÍA SALIDA EPS (SIN RED O DE RESERVA) (CON BATERÍA) ENTRADA CC CONSUMO ELÉCTRICO NORMATIVA Potencia máx. del conjunto FV [Wp] Potencia nominal de salida de CA [W] Potencia máx. aparente de salida de CA [VA] Corriente máx. de salida de CA [A] Potencia máx. aparente de entrada de CA [VA] Corriente máx. de entrada de CA [A] Tensión CA nominal [V] Frecuencia nominal de la red [Hz] Factor de potencia de desplazamiento THDi (potencia nominal) [%] Tipo de batería Rango de tensión de la batería [V] Corriente máxima continua de carga/descarga [A] Potencia nominal de salida [W] Potencia aparente máxima [VA] Corriente máx. continua [A] Tensión nominal [V]; Frecuencia [Hz] Tiempo de conmutación [ms] Funcionamiento en paralelo Eficiencia máxima [%] Eficiencia Euro [%] Eficiencia de carga / descarga de la batería [%] Grado de protección Rango de temperatura de trabajo [°C] Altitud máxima de funcionamiento [m] Humedad relativa [%] Emisión de ruido habitual [dB] Temperatura de almacenamiento [°C] Dimensiones (anchura x altura x profundidad) [mm] Peso neto [kg] Concepto de refrigeración Interfaces de comunicación Consumo interno (por la noche) [W] Seguridad EMC Certificación Tensión de entrada nominal [V] Tensión máx. de entrada FV [V] N.º de rastreadores MPPT / Cadenas por rastreador MPP Potencia máx. de entrada FV (FV1+FV2) [Wp] Rango de tensión MPPT [V] Tensión de salida inicial [V] Corriente máx. de entrada (entrada FV1 / entrada FV2) [A] Corriente máx. de cortocircuito (entrada FV1 / entrada FV2) [A] 6000 3000 4500 3300 600 14,4 90 6300 360 27,4 70 ~550 2 (1 /1) 3000 16 /16 3600, 1h 20 /20 13 9200 4600 6900 4999 (Alemania 4600) 600 90 9200 360 40 70 ~550 2 (1 /1) 4600 16 /16 5520, 1h 20 /20 21,7 12000 6000 9000 6600 600 28,6 90 9200 360 40 70 ~550 2 (1 /1) 6000 16 /16 7200, 10 min 20 /20 26,1 7400 3680 5500 3680 600 16 90 7360 360 32 70 ~550 2 (1 /1) 3680 16 /16 4416, 1h 20 /20 16 10000 7500 600 90 9200 360 40 70 ~550 2 (1 /1) 5000 16 /16 6000, 1h 20 /20 21,7 230 / 240 50/60 0,8 de adelantado - 0,8 retrasado Batería de iones de litio / Batería de plomo y ácido 230; 50 / 60 97,6 IP65 80~480 <10 97,0 De -35 a +60 (reducción de potencia por encima de +45) 30 SÍ 97,0 / 97,0 <3000 0 ~ 100 -40 ~ +65 482×417×181 CT/Medidor (opcional), Control externo RS485, Wifi de bolsillo (opcional: LAN/4G de bolsillo), DRM, actualización USB, NTC (opcional) <17W en espera, <2,7W en ralentí EN/IEC62109-1/-2 EN61000-6-1/2/3/4; EN61000-3-2/3/11/12 VDE4105, G99, G98, AS4777, EN50549, CEI 0-21, IEC61727, RD1699, NRS 097-2-1, PEA/MEA, VFR2019, C10/11 <30 24 Refrigeración natural <45 25 Refrigeración inteligente <2 15000 7500 10000 7500 600 32,6 90 9200 360 40 70 ~550 2 (1 /1) 7500 16 /16 7500 20 /20 32,6 21.7 (Alemania 20) 5000 (Alemania 4600, AU 4999) 5500 (4600 para VDE4105, 4999 para AS4777) 23,9 (Alemania 20, AU 21,7) : Indica que el límite superior de potencia de entrada de todos los modelos FV1 y FV2 es de 5000 W. [La restricción «Potencia de entrada FV máx. (FV1+FV2)» tiene prioridad]. : Eficiencia máxima de FV a batería: 97,0%; eficiencia máxima de batería a CA: 97,0% V2.4. La información puede estar sujeta a modificaciones sin previo aviso. 650.00009.00 Anexo V: Ficha Técnica Cable Prysmian Prysolar Fotovoltaicos Baja tensión Reacción al fuego Prestaciones frente al fuego en la Unión Europea: • Clase de reacción al fuego (CPR): Eca. • Requerimientos de fuego: UNE-EN 50575:2015 + A1:2016. • Clasificación respecto al fuego: UNE-EN 13501-6. • Aplicación de los resultados: CLC/TS 50576. • Métodos de ensayo: UNE-EN 60332-1-2. Libre de halógenos IEC 62821-1 UNE-EN 50525-1 DESCÁRGATE la DoP (declaración de prestaciones) https://es.prysmiangroup.com/dop Nº DoP 1017844 Cable flexibleResistencia al frío Máxima Resistencia al agua en dc (AD8 + test especial WET-I 1500) No propagación de la llama UNE-EN 60332-1-2 IEC 60332-1-2 NFC 32070-C2 Baja opacidad de humos UNE-EN 61034-2 IEC 61034-2 Normativa de fuego completa (incluídas normas aplicables a países no pertenecientes a la Unión Europea): • No propagación de la llama: UNE-EN 60332-1-2; IEC 60332-1-2; NFC 32070-C2. • Libre de halógenos: IEC 62821-1 Anexo B, UNE-EN 50525-1 Anexo B. • Baja opacidad de humos: UNE-EN 61034-2; IEC 61034-2. • Temperatura de servicio: -40 ºC, +90 ºC (Cable termoestable), +120ºC (20 000h). • Ensayo de tensión durante 5 min: 6500 Vac / 15000 Vdc. Resistencia a los rayos ultravioleta F ca CPR Eca Resistencia a los agentes químicos Resistencia al ozono Resistencia a los golpes Resistencia al calor húmedo PRYSMIAN PRYSOLAR® - H1Z2Z2-K Tensión asignada: 1,0/1,0 kVac, 1,5/1,5 kVdc (1,2/1,2 kVac máx.) (1,8/1,8 kVdc máx.) Norma diseño: UNE-EN 50618 / IEC 62930 Designación genérica: H1Z2Z2-K WET-I 1500 Test Prysmian Group para asegurar el comportamiento del cable inmerso en agua por periodos prolongados. Simula una situación similar a la que el cable está expuesto en una planta FV. Condiciones del test: • 1800 V DC (Máx voltaje) • Agua a 70 ºC • > 1500 ciclos NUEVO Fotovoltaicos Baja tensión Ensayos adicionales cable PRYSMIAN PRYSOLAR Construcción 1. Conductor Metal: cobre recocido estañado. Flexibilidad: flexible, clase 5, según UNE EN 60228. Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC (120 ºC, por 20 000 h). 250 ºC en cortocircuito. 2. Aislamiento Material: compuesto reticulado libre de halógenos según tabla B.1 de anexo B de EN 50618. 3. Cubierta Material: compuesto reticulado libre de halógenos según tabla B.1 de anexo B de EN 50618. Colores: negro o rojo. Aplicaciones Especialmente diseñado para instalaciones solares fotovoltaicas interiores, exteriores, industriales, agrícolas, fijas o móviles (con seguidores...). Pueden ser instalados en bandejas, conductos y equipos. Especialmente resistente a la acción del agua (AD8 + test especial para corriente continua WET-I 1500), en instalaciones subterráneas bajo tubo o conducto. Indicado para el lado de corriente contínua en instalaciones de autoconsumo solar fotovoltaico. Sistemas de corriente continua (ITC-BT 53 ,UNE-HD 60364-7-712). Ver esquemas de aplicación en apartado: 2.25. y ejemplos de cálculo en apartados: 2.17., 2.18., 2.19. y 3. Vida estimada 30 años * Protección frente al agua AD8 (test ac) ** EN 50525-2-21 WET-I 1500 Ensayo mejorado de Prysmian Group específico FV: > 1500 ciclos sumergido en agua a 70 ºC con la máxima tensión continua (1800 Vdc) Resistencia a los rayos UVA IEC 62930 Anexo E; UNE-EN 50618 Anexo E 720 h (360 ciclos) Certificación TÜV Rheinland Servicios móviles Sí Doble aislamiento (clase II) Sí Temperatura máxima del conductor 90 °C (120 °C 20 000 h) 250 ºC (cortocircuito) Adecuado para sistemas anti-PID Tensión máxima eficaz: 1200 V (>906 V) Tensión máxima de pico: 1697 V (>1468 V) Máxima tensión de tracción 50 N/mm2 durante el tendido 15 N/mm2 en operación (instalado) Resistencia al ozono IEC 62930 Tab.3 según IEC 60811-403; UNE-EN 50618 Tab.2 según UNE-EN 50396 tipo de prueba B Resistencia a ácidos y bases IEC 62930 y UNE-EN 50618 Anexo B 7 días, 23 ºC N-ácido oxálico, N-hidróxido sódico (según IEC 60811-404; UNE-EN 60811-404). Prueba de contracción IEC 62930 Tab. 2 según IEC 60811-503;UNE-EN 50618 Tab. 2 según UNE-EN 60811-503 (máxima contracción 2 %) Resistencia al calor húmedo IEC 62930 Tab.2 y UNE-EN 50618 Tab.2 1000 h a 90 ºC y 85 % de humedad para IEC 60068-2-78, UNE-EN60068-2-78 Resistencia de aislamiento a largo plazo (dc) IEC 62821-2; UNE-EN 50395-9 (240 h/85 ºC agua /1,8 kVdc) Respetuoso con el medio ambiente Directiva RoHS 2011/65/UE de la Unión Europea Ensayo de penetración dinámica IEC 62930 Anexo D; UNE-EN 50618 AnexoD Doblado a baja temperatura Doblado y alargamiento a -40 ºC según IEC 60811-504 y -505 y UNE-EN 60811-504 y -505 Resistencia al impacto en frío Resistencia al impacto a -40 ºC según IEC 62930 Anexo C según IEC 60811-506 y UNE-EN 50618 Anexo C según UNE-EN 60811-506 Durabilidad del marcado IEC 62930; UNE-EN 50396 PRYSMIAN PRYSOLAR® - H1Z2Z2-K Tensión asignada: 1,0/1,0 kVac, 1,5/1,5 kVdc (1,2/1,2 kVac máx.) (1,8/1,8 kVdc máx.) Norma diseño: UNE-EN 50618 / IEC 62930 Designación genérica: H1Z2Z2-K * Para la estimación de la vida del cable se utilizado el ensayo de endurancia térmica según la IEC 60216. ** La condición AD8 habitual es una autodeclaración de fabricante sin norma de referencia. Declara la posibilidad de funcionamiento del cable permanentemente sumergido pero el ensayo habitual está pensado para corriente alterna y hasta 450/750 V de tensión asignada del cable. Situación muy alejada de la realidad de las instalaciones fotovoltaicas. Los cables de Prysmian superan el ensayo especial WET-I 1500 a 1800 V en corriente continua. Fotovoltaicos Baja tensión Datos técnicos Número de conductores x sección (mm2) Diámetro máximo del conductor (mm) (1) Diámetro exterior del cable (valor máximo) (mm) Radio mínimo de curvatura dinámico (mm) Radio mínimo de curvatura estático (mm) Peso (kg/km) (1) Resistencia del conductor a 20 ºC (W/km) Intensidad admisible al aire (2) (A) Intensidad admisible al aire. T ambiente 60 ºC y T conductor 120 ºC (3) Intensidad admisible bajo tubo enterrado (4) (A) Caída de tensión (V/A km) (2) 1 x 1,5 1,8 5,4 22 16 33 13,7 24 30 24 27,4 1 x 2,5 2,4 5,9 24 18 45 8,21 34 41 32 16,42 1 x 4 3,0 6,6 26 20 61 5,09 46 55 42 10,18 1x 6 3,9 7,4 30 22 80 3,39 59 70 53 6,78 1 x 10 5,1 8,8 35 26 124 1,95 82 98 70 3,90 1 x 16 6,3 10,1 40 30 186 1,24 110 132 91 2,48 1 x 25 7, 8 12,5 63 50 286 0,795 140 176 116 1,59 1 x 35 9,2 14,0 70 56 390 0,565 182 218 140 1,13 1 x 50 11,0 16,3 82 65 542 0,393 220 276 166 0,786 1 x 70 13,1 18,7 94 75 742 0,277 282 347 204 0,554 1 x 95 15,1 20,8 125 83 953 0,210 343 416 241 0,42 1 x 120 1 7,0 22,8 137 91 1206 0,164 397 488 275 0,328 1 x 150 19,0 25,5 153 102 1500 0,132 458 566 311 0,264 1 x 185 21,0 28,5 171 114 1843 0,108 523 644 348 0,216 1 x 240 24,0 32,1 193 128 2304 0,0817 617 775 402 0,1634 (1) Valores aproximados. (2) Instalación monofásica o corriente continua en bandeja perforada al aire (40 ºC). Con exposición directa al sol, multiplicar la corriente por 0,85. XLPE2 con instalación tipo F columna 13. (UNE-HD 60364-5-52 e IEC 60364-5-52). (3) Instalación de conductores separados con renovación eficaz del aire en toda su cubierta (cables suspendidos). Temperatura ambiente 60 ºC (a la sombra) y temperatura máxima en el conductor 120 ºC. Valor que puede soportar el cable, 20 000 h a lo largo de su vida estimada (30 años) EN 50618 (tabla A.3). (4) Instalación bajo tubo enterrada con resistividad térmica del terreno estándar de 2,5 K·m/W y temperatura del terreno 25 ºC. XLPE2 con instalación tipo D1 (Cu) (monofofásica o continua). PRYSMIAN PRYSOLAR® - H1Z2Z2-K Tensión asignada: 1,0/1,0 kVac, 1,5/1,5 kVdc (1,2/1,2 kVac máx.) (1,8/1,8 kVdc máx.) Norma diseño: UNE-EN 50618 / IEC 62930 Designación genérica: H1Z2Z2-K Anexo VI: Ficha Técnica Cable Afumex Class 1000V RZ1-KC Afumex Baja tensión AFUMEX CLASS 1000 V (AS) - RZ1-K (AS) Tensión asignada: 0,6/1 kV Norma diseño: UNE 21123-4 Designación genérica: RZ1-K (AS) Reducido Desprendimiento De gotas / partículas Inflamadas UNE-EN 50399 Baja emisión de gases corrosivos UNE-EN 60754-2 IEC 60754-2 NFC 20453 Baja emisión de calor UNE-EN 50399 Reacción al fuego Prestaciones frente al fuego en la Unión Europea: • Clase de reacción al fuego (CPR): Cca-s1b,d1,a1. • Requerimientos de fuego: UNE-EN 50575:2014 + A1:2016. • Clasificación respecto al fuego: UNE-EN 13501-6. • Aplicación de los resultados: CLC/TS 50576. • Métodos de ensayo: UNE-EN 60332-1-2; UNE-EN 50399; UNE-EN 60754-2; UNE-EN 61034-2. Normativa de fuego completa (incluídas normas aplicables a países no pertenecientes a la Unión Europea): • No propagación de la llama: Libre de halógenos UNE-EN 60754-2 UNE-EN 60754-1 IEC 60754-2 IEC 60754-1 Baja emisión de gases tóxicos UNE-EN 60754-2 NFC 20454. It= 1 DEF-STAN 02-713 DESCÁRGATE la DoP (declaración de prestaciones) https://es.prysmiangroup.com/dop Nº DoP 1003875 Cca CPR Cca-s1b,d1,a1 Cable flexibleResistencia al frío Resistencia a la absorción del agua No propagación de incendio UNE-EN 50399 UNE-EN 60332-3-24 IEC 60332-3-24 No propagación de la llama UNE-EN 60332-1-2 IEC 60332-1-2 Baja emisión de humos UNE-EN 50399 Baja opacidad de humos UNE-EN 61034-2 IEC 61034-2 UNE-EN 60332-1-2; IEC 60332-1-2 • No propagación del incendio: UNE-EN 50399; UNE-EN 60332-3-24; IEC 60332-3-24. • Libre de halógenos: UNE-EN 60754-2; UNE-EN 60754-1; IEC 60754-2; IEC 60754-1. • Reducida emisión de gases tóxicos: UNE-EN 60754-2; NFC 20454; DEF STAN 02-713. • Baja emisión de humos: UNE-EN 50399. • Baja opacidad de humos: UNE-EN 61034-2; IEC 61034-2. • Baja emisión de gases corrosivos: UNE-EN 60754-2; IEC 60754-2; NFC 20453. • Baja emisión de calor: UNE-EN 50399. • Reducido desprendimiento de gotas/partículas inflamadas: EN 50399. • Temperatura de servicio: -25 ºC, +90 ºC. (Cable termoestable). • Ensayo de tensión alterna durante 5 min: 3500 V. Alta seguridadResistencia a los rayos ultravioleta Afumex Baja tensión AFUMEX CLASS 1000 V (AS) - RZ1-K (AS) Tensión asignada: 0,6/1 kV Norma diseño: UNE 21123-4 Designación genérica: RZ1-K (AS) Máxima pelabilidad Gracias a la capa especial antiadherente se puede retirar la cubierta fácil y rápidamente. Un importante ahorro de tiempo de instalación. Limpio y ecológico La ausencia de talco y aceites de silicona permite un ambiente de trabajo más límpio y con menos partículas contaminantes. Construcción 1. Conductor Metal: cobre recocido. Flexibilidad: flexible, clase 5, según UNE EN 60228. Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en cortocircuito. 2. Aislamiento Material: mezcla de polietileno reticulado (XLPE), tipo DIX3 según UNE HD 603-1. Colores: marrón, negro, gris, azul, amarillo/verde según UNE 21089-1. Unipolares color natural. 3. Elemento separador Capa especial antiadherente. 4. Relleno (si aplica) Material: mezcla LSOH libre de halógenos. 5. Cubierta Material: mezcla especial libre de halógenos tipo AFUMEX UNE 21123-4. Color: verde. Aplicaciones Cable de fácil pelado especialmente adecuado para instalaciones en locales de pública concurrencia: salas de espectáculos, centros comerciales, escuelas, hospitales, edificios de oficinas, pabellones deportivos, etc. En centros informáticos, aeropuertos, naves industriales, parkings y túneles de carreteras, locales de difícil ventilación y/o evacuación, etc. En toda instalación donde el riesgo de incendio no sea despreciable: instalaciones en montaje superficial, canalizaciones verticales en edificios o sobre bandejas, etc., o donde se requieran las mejores propiedades frente al fuego y/o la ecología de los productos en edificios o sobre bandejas, etc., o donde se requieran las mejores propiedades frente al fuego y/o la ecología de los productos de construcción. Líneas generales de alimentación (ITC-BT 14). -Derivaciones individuales ITC-BT 15) -Instalaciones interiores o receptoras (ITC-BT 20). -Locales de pública concurrencia (ITC-BT 28). -Locales con riesgo de incendio o explosión (adecuadamente canalizado) (ITC-BT 29). -Industrias (Reglamento de Seguridad contra Incendios en los Establecimientos Industriales R.D. 2267/2004. -Edificios en general (Código técnico de la Edificación, R.D. 314/2006, art. 11). NOTA: para tuneles ferroviarios consultar a Prysmian. La normativa europea exige clase B2ca -s1a, d1, a1. Afumex Baja tensión AFUMEX CLASS 1000 V (AS) - RZ1-K (AS) Tensión asignada: 0,6/1 kV Norma diseño: UNE 21123-4 Designación genérica: RZ1-K (AS) Datos técnicos Número de conductores x sección (mm2) Espesor de aislamiento (mm) (1) Diámetro exterior (mm) (1) Peso (kg/km) (1) Resistencia del conductor a 20 ºC W/km Intensidad admisible al aire (2) (A) Intensidad admisible enterrado (3) (A) Caída de tensión (V/A km) (2) cos Φ = 1 cos Φ = 0,8 1 x 1,5 0,7 767 13,3 21 21 26,5 21,36 1 x 2,5 0,7 7,5 79 7,98 30 27 15,92 12,88 1 x 4 0,7 8 97 4,95 40 35 9,96 8,1 1 x 6 0,7 8,5 120 3,3 52 44 6,74 5,51 1 x 10 0,7 9,6 167 1,91 72 58 4 3,31 1 x 16 0,7 10,6 226 1,21 97 75 2,51 2,12 1 x 25 0,9 12,3 321 0,78 122 96 1,59 1,37 1 x 35 0,9 13,8 421 0,55 153 117 1,15 1,01 1 x 50 1 15,4 579 0,38 188 138 0,85 0,77 1 x 70 1,1 1 7, 3 780 0,27 243 170 0,59 0,56 1 x 95 1,1 19,2 995 0,20 298 202 0,42 0,43 1 x 120 1,2 21,3 1240 0,16 350 230 0,34 0,36 1 x 150 1,4 23,4 1529 0,12 401 260 0,27 0,31 1 x 185 1,6 25,6 1826 0,10 460 291 0,22 0,26 1 x 240 1,7 28,6 2383 0,08 545 336 0,17 0,22 1 x 300 1,8 31,3 2942 0,06 630 380 0,14 0,19 1 x 400 2 36 3921 0,05 446 0,11 0,17 2 x 1,5 0,7 10 134 13,3 23 24 30,98 24,92 2 x 2,5 0,7 10,9 169 7,98 32 32 18,66 15,07 2 x 4 0,7 11,8 213 4,95 44 42 11,68 9,46 2 x 6 0,7 12,9 271 3,3 57 53 7,90 6,42 2 x 10 0,7 15,2 399 1,91 78 70 4,67 3,84 2 x 16 0,7 1 7, 7 566 1,21 104 91 2,94 2,45 2 x 25 0,9 Consultar Consultar 0,78 135 116 1,86 1,59 2 x 35 0,9 Consultar Consultar 0,55 168 140 1,34 1,16 2 x 50 1 Consultar Consultar 0,38 204 166 0,99 0,88 3 G 1,5 0,7 10,4 150 13,3 23 24 30,98 24,92 3 G 2,5 0,7 11,4 193 7,98 32 32 18,66 15,07 3 G 4 0,7 12,4 250 4,95 44 42 11,68 9,46 3 G 6 0,7 13,6 324 3,3 57 53 7,90 6,42 3 G 10 0,7 16 486 1,91 78 70 4,67 3,84 3 G 16 0,7 18,7 696 1,21 104 91 2,94 2,45 3 x 25 0,9 Consultar Consultar 0,78 115 96 1,62 1,38 3 x 35 0,9 Consultar Consultar 0,55 143 117 1,17 1,01 3 x 50 1 Consultar Consultar 0,38 174 138 0,86 0,77 3 x 70 1,1 Consultar Consultar 0,27 223 170 0,6 0,56 3 x 95 1,1 Consultar Consultar 0,20 271 202 0,43 0,42 3 x 120 1,2 Consultar Consultar 0,16 314 230 0,34 0,35 3 x 150 1,4 Consultar Consultar 0,12 359 260 0,28 0,3 3 x 185 1,6 Consultar Consultar 0,10 409 291 0,22 0,26 3 x 240 1,7 Consultar Consultar 0,08 489 336 0,17 0,21 3 x 300 1,8 Consultar Consultar 0,06 549 380 0,14 0,18.../... (1) Valores aproximados. (2) Instalación en bandeja al aire (40 ºC). XLP3 con instalación tipo F columna 11 (1x trifásica). XLP2 con instalación tipo E columna 12 (2x, 3G monofásica). XLP3 con instalación tipo E columna 10b (3x, 4G, 4x, 5G trifásica). (3) Instalación enterrada, directamente o bajo tubo con resistividad térmica del terreno estándar de 2,5 K.m /W. XLPE3 con instalación tipo Método D1/D2 (Cu) 1x, 3x, 4G, 4x, 5G trifásica. XLPE2 con instalación tipo D1/D2 (Cu) 2x, 3G monofásica. Según UNE-HD 60364-5-52 e IEC 60364-5-52. AFUMEX CLASS 1000 V (AS) - RZ1-K (AS) Tensión asignada: 0,6/1 kV Norma diseño: UNE 21123-4 Designación genérica: RZ1-K (AS) Datos técnicos Número de conductores x sección (mm2) Espesor de aislamiento (mm) (1) Diámetro exterior (mm) (1) Peso (kg/km) (1) Resistencia del conductor a 20 ºC (W/km) Intensidad admisible al aire (2) (A) Intensidad admisible enterrado (3) (A) Caída de tensión (V/A km) (2) y (3) cos Φ = 1 cos Φ = 0,8 .../... 3 x 25/16 0,9/0,7 Consultar Consultar 0,780/1,21 115 96 1,62 1,38 3 x 35/16 0,9/0,7 Consultar Consultar 0,554/1,21 143 117 1,17 1,01 3 x 50/25 1,0/0,9 Consultar Consultar 0,386/0,780 174 138 0,86 0,77 3 x 70/35 1,1/0,9 Consultar Consultar 0,272/0,554 223 170 0,6 0,56 3 x 95/50 1,1/1,0 Consultar Consultar 0,206/0,386 271 202 0,43 0,42 3 x 120/70 1,2/1,1 Consultar Consultar 0,161/0,272 314 230 0,34 0,35 3 x 150/70 1,4/1,1 Consultar Consultar 0,129/0,272 359 260 0,28 0,3 3 x 185/95 1,6/1,1 Consultar Consultar 0,106/0,206 409 291 0,22 0,26 3 x 240/120 1,7/1,2 Consultar Consultar 0,0801/0,161 489 336 0,17 0,21 3 x 300/150 1,8/1,4 Consultar Consultar 0,0641/0,129 549 380 0,14 0,18 4 G 1,5 0,7 11,2 173 13,3 20 21 26,94 21,67 4 G 2,5 0,7 12,3 227 7,98 28 27 16,23 13,1 4 G 4 0,7 13,4 298 4,95 38 35 10,16 8,23 4 G 6 0,7 14,7 391 3,3 49 44 6,87 5,59 4 G 10 0,7 1 7, 5 593 1,91 68 58 4,06 3,34 4 G 16 0,7 20,4 855 1,21 91 75 2,56 2,13 4 x 25 0,9 24,3 1267 0,78 115 96 1,62 1,38 4 x 35 0,9 28,4 1792 0,55 143 117 1,17 1,01 4 x 50 1,0 32,5 2439 0,38 174 138 0,86 0,77 4 x 70 1,1 3 7,1 3359 0,27 223 170 0,6 0,56 4 x 95 1,1 41,2 4276 0,20 271 202 0,43 0,42 4 x 120 1,2 46,7 5500 0,16 314 230 0,34 0,35 4 x 150 1,4 51,8 6750 0,12 359 260 0,28 0,3 4 x 185 1,6 5 7,6 8172 0,10 409 291 0,22 0,26 4 x 240 1,7 64,4 10642 0,08 489 336 0,17 0,21 5 G 1,5 0,7 12 202 13,3 20 21 26,94 21,67 5 G 2,5 0,7 13,3 266 7,98 28 27 16,23 13,1 5 G 4 0,7 14,5 351 4,95 38 35 10,16 8,23 5 G 6 0,7 16 467 3,3 49 44 6,87 5,59 5 G 10 0,7 19 711 1,91 68 58 4,06 3,34 5 G 16 0,7 22,2 1028 1,21 91 75 2,56 2,13 5 G 25 0,9 26,6 1529 0,78 115 96 1,62 1,38 5 G 35 0,9 31,4 2169 0,55 143 117 1,17 1,01 5 G 50 1,0 35,2 2969 0,38 174 138 - - (1) Valores aproximados. (2) Instalación en bandeja al aire (40 ºC). XLP3 con instalación tipo F columna 11 (1x trifásica). XLP2 con instalación tipo E columna 12 (2x, 3G monofásica). XLP3 con instalación tipo E columna 10b (3x, 4G, 4x, 5G trifásica). (3) Instalación enterrada, directamente o bajo tubo con resistividad térmica del terreno estándar de 2,5 K.m /W. XLPE3 con instalación tipo Método D1/D2 (Cu) 1x, 3x, 4G, 4x, 5G trifásica. XLPE2 con instalación tipo D1/D2 (Cu) 2x, 3G monofásica. Según UNE-HD 60364-5-52 e IEC 60364-5-52. Anexo IX: Simulación instalación PVsyst 5050Wp con Baterías PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.9 PVsyst - Simulation report Grid-Connected System Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica Tables on a building System power: 5.05 kWp Navahermosa de Beas - Spain Author PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Project summary Geographical Site Navahermosa de Beas España Situation Latitude Longitude Altitude Time zone 37.50 -6.78 211 UTC+1 °(N) °(W) m Project settings Albedo 0.20 Weather data Navahermosa de Beas Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=84% - Sintético System summary Grid-Connected System Tables on a building Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 10 / -18 ° Near Shadings Linear shadings : Fast (table) User's needs Monthly values System information PV Array Nb. of modules Pnom total 10 5.05 units kWp Inverters Nb. of units Total power Pnom ratio 1 5 1.01 unit kWac Battery pack Storage strategy: Self-consumption Nb. of units Voltage Capacity 2 96 100 units V Ah Results summary Produced Energy Used Energy 7792.0 7052.0 kWh/year kWh/year Specific production 1543 kWh/kWp/year Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 76.09 75.19 % % Table of contents Project and results summary General parameters, PV Array Characteristics, System losses Near shading definition - Iso-shadings diagram Main results Loss diagram Predef. graphs P50 - P90 evaluation Single-line diagram 2 3 5 6 7 8 9 10 Page 2/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode General parameters Grid-Connected System Tables on a building Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 10 / -18 ° Sheds configuration Nb. of sheds Single table 1 Unit Shading limit angle Limit profile angle ° Sizes Sheds spacing Collector width Average GCR Top inactive band Bottom inactive band 0.00 2.29 0.02 0.02 m m % m m Models used Transposition Diffuse Circumsolar Perez Perez, Meteonorm separate Horizon Free Horizon Near Shadings Linear shadings : Fast (table) Storage Kind Self-consumption Charging strategy When excess solar power is available Discharging strategy As soon as power is needed User's needs Monthly values MWh Jan. 0.36 Feb. 0.27 Mar. 0.43 Apr. 0.32 May 0.48 June 0.60 July 0.89 Aug. 1.35 Sep. 0.90 Oct. 0.48 Nov. 0.45 Dec. 0.54 Year 7.05 PV Array Characteristics PV module Manufacturer Model Generic JAM66S30-505/MR (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 505 Wp Number of PV modules Nominal (STC) Modules 10 5.05 2 string x 5 units kWp In series At operating cond. (50°C) Pmpp U mpp I mpp 4628 173 27 Wp V A Inverter Manufacturer Model Generic X1-Hybrid-5.0kW (Original PVsyst database) Unit Nom. Power 5.00 kWac Number of inverters Total power 2 * MPPT 50% 1 5.0 unit kWac Operating voltage Pnom ratio (DC:AC) No power sharing between MPPTs 125-550 1.01 V Total PV power Nominal (STC) Total Module area 5 10 23.7 kWp modules m² Total inverter power Total power Number of inverters Pnom ratio 5 1 1.01 kWac unit Battery Storage Battery Manufacturer Model Generic Luna2000-5-SO, with inverter 2.5 kW Battery pack Nb. of units Discharging min. SOC Stored energy 2 20.0 7.7 in series % kWh Battery Pack Characteristics Voltage Nominal Capacity Temperature 96 100 Fixed 20 V Ah (C10) °C Page 3/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode PV Array Characteristics Battery Storage Battery input charger Model Max. charg. power Max./Euro effic. Generic 4.4 97.0/95.0 kWdc % Battery to Grid inverter Model Max. disch. power Max./Euro effic. Generic 1.9 97.0/95.0 kWac % Array losses Thermal Loss factor Module temperature according to irradiance Uc (const) Uv (wind) 20.0 0.0 W/m²K W/m²K/m/s DC wiring losses Global array res. Loss Fraction 107 1.5 mΩ % at STC Module Quality Loss Loss Fraction -0.8 % Module mismatch losses Loss Fraction 2.0 % at MPP IAM loss factor Incidence effect (IAM): User defined profile 0° 1.000 25° 1.000 45° 0.995 60° 0.962 65° 0.936 70° 0.903 75° 0.851 80° 0.754 90° 0.000 Page 4/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Near shadings parameter Perspective of the PV-field and surrounding shading scene Iso-shadings diagram Orientation #1 - Fixed plane, Tilts/azimuths: 10°/ -18° Page 5/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Main results System Production Produced Energy Used Energy 7792.0 7052.0 kWh/year kWh/year Specific production Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 1543 76.09 75.19 kWh/kWp/year % % Battery aging (State of Wear) Cycles SOW Static SOW 93.2 90.0 % % Normalized productions (per installed kWp) Performance Ratio PR Balances and main results GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh January 80.3 28.65 9.89 99.4 92.2 448.1 358.0 324.6 77.7 33.4 February 100.0 33.01 11.05 116.4 109.6 522.1 267.0 258.3 221.1 8.7 March 149.5 50.07 14.09 164.7 155.4 718.2 427.0 398.5 269.5 28.5 April 176.8 72.81 16.23 185.9 173.7 792.1 317.0 317.0 426.3 0.0 May 224.3 68.77 20.49 227.9 210.9 907.0 475.0 454.2 398.7 20.8 June 235.5 63.97 24.34 236.4 216.9 904.4 595.0 500.5 352.1 94.5 July 249.5 51.62 26.88 251.6 233.0 946.2 892.0 630.9 262.4 261.1 August 220.7 52.74 27.28 229.3 216.9 901.3 1354.0 780.5 63.9 573.5 September 167.0 46.38 23.61 181.1 172.4 752.5 903.0 561.9 142.6 341.1 October 124.0 42.33 19.85 141.9 133.8 616.4 476.0 394.0 172.0 82.0 November 85.3 30.32 13.60 102.8 95.9 458.1 451.0 340.6 76.1 110.4 December 71.9 25.01 10.82 90.4 83.5 405.1 537.0 341.7 26.8 195.3 Year 1884.8 565.69 18.22 2027.7 1894.2 8371.6 7052.0 5302.7 2489.3 1749.3 Legends GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff Global horizontal irradiation Horizontal diffuse irradiation Ambient Temperature Global incident in coll. plane Effective Global, corr. for IAM and shadings EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid Effective energy at the output of the array Energy supplied to the user Energy from the sun Energy injected into grid Energy from the grid Page 6/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Loss diagram Global horizontal irradiation 1885 kWh/m² +7.6% Global incident in coll. plane -4.8% Near Shadings: irradiance loss -1.9% IAM factor on global Effective irradiation on collectors 1894 kWh/m² * 24 m² coll. efficiency at STC = 21.31% PV conversion Array nominal energy (at STC effic.)9583.5 kWh -0.4% PV loss due to irradiance level -7.5% PV loss due to temperature +0.8% Module quality loss -2.0% Module array mismatch loss -1.1% Ohmic wiring loss Array virtual energy at MPP8621.0 kWh -2.6% Inverter Loss during operation (efficiency) 0.0% Inverter Loss over nominal inv. power -3.0% Inverter Loss due to max. input current 0.0% Inverter Loss over nominal inv. voltage 0.0% Inverter Loss due to power threshold 0.0% Inverter Loss due to voltage threshold -0.1% Night consumption Available Energy at Inverter Output8138.4 kWh -1.4% Battery IN, charger loss +0.0% Battery Stored Energy balance Battery Storage Stored Direct use 33.3% 66.7% -1.6% Battery global loss (5.1% of the battery contribution) -1.3% Battery OUT, inverter loss to grid Dispatch: user and grid reinjection2489.3 kWh5302.7 to user from solar 1749.3 to user from grid grid consumption 21.0% of time Page 7/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Predef. graphs Diagrama entrada/salida diaria Distribución de potencia de salida del sistema Page 8/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 16/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 16/04/25 17:09 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode P50 - P90 evaluation Weather data Source Kind Year-to-year variability(Variance) Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=84% Not defined 0.0 % Specified Deviation Simulation and parameters uncertainties PV module modelling/parameters Inverter efficiency uncertainty Soiling and mismatch uncertainties Degradation uncertainty 1.0 0.5 1.0 1.0 % % % % Global variability (weather data + system) Variability (Quadratic sum) 1.8 % Annual production probability Variability P50 P90 P95 140 7792 7612 7561 kWh kWh kWh kWh Probability distribution Page 9/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 15/04/25 13:11 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Main results System Production Produced Energy Used Energy 8138.4 7052.0 kWh/year kWh/year Specific production Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 1612 79.48 41.79 kWh/kWp/year % % Normalized productions (per installed kWp) Performance Ratio PR Balances and main results GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh January 80.3 28.65 9.89 99.4 92.2 448.1 358.0 126.0 308.2 232.0 February 100.0 33.01 11.05 116.4 109.6 522.1 267.0 102.4 404.5 164.6 March 149.5 50.07 14.09 164.7 155.4 718.2 427.0 185.1 513.5 241.9 April 176.8 72.81 16.23 185.9 173.7 792.1 317.0 151.7 618.8 165.3 May 224.3 68.77 20.49 227.9 210.9 907.0 475.0 233.5 649.5 241.5 June 235.5 63.97 24.34 236.4 216.9 904.4 595.0 286.5 593.4 308.5 July 249.5 51.62 26.88 251.6 233.0 946.2 892.0 410.1 511.0 481.9 August 220.7 52.74 27.28 229.3 216.9 901.3 1354.0 571.5 306.2 782.5 September 167.0 46.38 23.61 181.1 172.4 752.5 903.0 364.5 367.6 538.5 October 124.0 42.33 19.85 141.9 133.8 616.4 476.0 188.3 410.5 287.7 November 85.3 30.32 13.60 102.8 95.9 458.1 451.0 155.1 288.7 295.9 December 71.9 25.01 10.82 90.4 83.5 405.1 537.0 172.0 219.8 365.0 Year 1884.8 565.69 18.22 2027.7 1894.2 8371.6 7052.0 2946.8 5191.6 4105.2 Legends GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff Global horizontal irradiation Horizontal diffuse irradiation Ambient Temperature Global incident in coll. plane Effective Global, corr. for IAM and shadings EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid Effective energy at the output of the array Energy supplied to the user Energy from the sun Energy injected into grid Energy from the grid Page 5/8 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 15/04/25 13:11 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Loss diagram Global horizontal irradiation 1885 kWh/m² +7.6% Global incident in coll. plane -4.8% Near Shadings: irradiance loss -1.9% IAM factor on global Effective irradiation on collectors 1894 kWh/m² * 24 m² coll. efficiency at STC = 21.31% PV conversion Array nominal energy (at STC effic.)9583.5 kWh -0.4% PV loss due to irradiance level -7.5% PV loss due to temperature +0.8% Module quality loss -2.0% Module array mismatch loss -1.1% Ohmic wiring loss Array virtual energy at MPP8621.0 kWh -2.6% Inverter Loss during operation (efficiency) 0.0% Inverter Loss over nominal inv. power -3.0% Inverter Loss due to max. input current 0.0% Inverter Loss over nominal inv. voltage 0.0% Inverter Loss due to power threshold 0.0% Inverter Loss due to voltage threshold -0.1% Night consumption Available Energy at Inverter Output8138.4 kWh to grid Dispatch: user and grid reinjection5191.6 kWh2946.8 to user from solar 4105.2 to user from grid grid consumption Page 6/8 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 15/04/25 13:11 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Predef. graphs Diagrama entrada/salida diaria Distribución de potencia de salida del sistema Page 7/8 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.9 VCA, Simulation date: 15/04/25 13:11 with V8.0.9 Anexo XI: Simulación instalación PVsyst 6060Wp PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.9 PVsyst - Simulation report Grid-Connected System Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica Tables on a building System power: 6.06 kWp Navahermosa de Beas - Spain Author PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VC8, Simulation date: 15/04/25 14:18 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Project summary Geographical Site Navahermosa de Beas España Situation Latitude Longitude Altitude Time zone 37.50 -6.78 211 UTC+1 °(N) °(W) m Project settings Albedo 0.20 Weather data Navahermosa de Beas Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=84% - Sintético System summary Grid-Connected System Tables on a building Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 10 / -18 ° Near Shadings Linear shadings : Fast (table) User's needs Monthly values System information PV Array Nb. of modules Pnom total 12 6.06 units kWp Inverters Nb. of units Total power Pnom ratio 1 5 1.21 unit kWac Battery pack Storage strategy: Self-consumption Nb. of units Voltage Capacity 2 48 200 units V Ah Results summary Produced Energy Used Energy 9470.5 7052.0 kWh/year kWh/year Specific production 1563 kWh/kWp/year Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 77.07 77.14 % % Table of contents Project and results summary General parameters, PV Array Characteristics, System losses Near shading definition - Iso-shadings diagram Main results Loss diagram Predef. graphs Single-line diagram 2 3 5 6 7 8 9 Page 2/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VC8, Simulation date: 15/04/25 14:18 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode General parameters Grid-Connected System Tables on a building Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 10 / -18 ° Sheds configuration Nb. of sheds Single table 1 Unit Shading limit angle Limit profile angle ° Sizes Sheds spacing Collector width Average GCR Top inactive band Bottom inactive band 0.00 2.29 0.02 0.02 m m % m m Models used Transposition Diffuse Circumsolar Perez Perez, Meteonorm separate Horizon Free Horizon Near Shadings Linear shadings : Fast (table) Storage Kind Self-consumption Charging strategy When excess solar power is available Discharging strategy As soon as power is needed User's needs Monthly values MWh/mth Jan. 0.36 Feb. 0.27 Mar. 0.43 Apr. 0.32 May 0.48 June 0.60 July 0.89 Aug. 1.35 Sep. 0.90 Oct. 0.48 Nov. 0.45 Dec. 0.54 Year 7.05 PV Array Characteristics PV module Manufacturer Model Generic JAM66S30-505/MR (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 505 Wp Number of PV modules Nominal (STC) Modules 12 6.06 2 string x 6 units kWp In series At operating cond. (50°C) Pmpp U mpp I mpp 5.55 208 27 kWp V A Inverter Manufacturer Model Generic X1-Hybrid-5.0kW (Original PVsyst database) Unit Nom. Power 5.00 kWac Number of inverters Total power 2 * MPPT 50% 1 5.0 unit kWac Operating voltage Pnom ratio (DC:AC) No power sharing between MPPTs 125-550 1.21 V Total PV power Nominal (STC) Total Module area 6 12 28.5 kWp modules m² Total inverter power Total power Number of inverters Pnom ratio 5 1 1.21 kWac unit Battery Storage Battery Manufacturer Model Generic Luna2000-5-SO, with inverter 2.5 kW Battery pack Nb. of units Discharging min. SOC Stored energy 2 20.0 7.7 in parallel % kWh Battery Pack Characteristics Voltage Nominal Capacity Temperature 48 200 Fixed 20 V Ah (C10) °C Page 3/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VC8, Simulation date: 15/04/25 14:18 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode PV Array Characteristics Battery Storage Battery input charger Model Max. charg. power Max./Euro effic. Generic 4.0 97.0/95.0 kWdc % Battery to Grid inverter Model Max. disch. power Max./Euro effic. Generic 1.9 97.0/95.0 kWac % Array losses Thermal Loss factor Module temperature according to irradiance Uc (const) Uv (wind) 20.0 0.0 W/m²K W/m²K/m/s DC wiring losses Global array res. Loss Fraction 107 1.2 mΩ % at STC Module Quality Loss Loss Fraction -0.8 % Module mismatch losses Loss Fraction 2.0 % at MPP IAM loss factor Incidence effect (IAM): User defined profile 0° 1.000 25° 1.000 45° 0.995 60° 0.962 65° 0.936 70° 0.903 75° 0.851 80° 0.754 90° 0.000 Page 4/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 15/04/25 PVsyst V8.0.9 VC8, Simulation date: 15/04/25 14:18 with V8.0.9 Project: TFG Variant: Instalación Fotovoltaica PVsyst Evaluation mode Near shadings parameter Perspective of the PV-field and surrounding shading scene Iso-shadings diagram Orientation #1 - Fixed plane, Tilts/azimuths: 10°/ -18° Page 5/9