Revisión y análisis de Instalación Fotovoltaica en Cartuja Qanat

Proyecto Fin de Carrera Grado en Ingeniería de las Energías Revisión y análisis de Instalación Fotovoltaica en Cartuja Qanat Autor: Alejandro Hedo Gallego Tutores: Servando Álvarez Domínguez y José Sánchez Ramos Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 Proyecto Fin de Carrera Grado en Ingeniería de las Energías Revisión y análisis de Instalación Fotovoltaica en Cartuja Qanat Autor: Alejandro Hedo Gallego Tutores: Servando Álvarez Domínguez y José Sánchez Ramos Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2024 AGRADECIMIENTOS Me gustaría dedicar este trabajo fin de grado, que pone la culminación a mi formación universitaria, a todas aquellas personas que a lo largo de estos años me han aportado sus conocimientos, me han permitido acumular experiencias y me han proporcionado la motivación necesaria para finalizar esta carrera de fondo. Agradecer en primer lugar a mis padres, Germán y María Antonia, así como a mi hermana Sara, por toda su comprensión, apoyo y exigencia durante estos años. A mis compañeros de carrera y de fatigas por las horas de estudio y trabajo compartidas. A mi pareja Irene por demostrarme que exigir a quien puede dar es la mayor forma de motivar. Y por último a mis profesores, que me han formado como ingeniero de provecho a lo largo de estos años, con especial énfasis en mi tutor de este proyecto, José Sanchez Ramos. Alejandro Hedo Gallego Sevilla, 2024 RESUMEN Este trabajo tiene como objeto el estudio de la nueva instalación de producción solar fotovoltaica, incluida dentro del proyecto Cartuja Qanat. Esta instalación solar fotovoltaica será ubicada en la cubierta del nuevo zoco, lugar abierto donde la incidencia del sol es notable. A lo largo del trabajo se analizará la producción energética del sistema y se calculará el consumo de un día tipo del espacio Cartuja Qanat, con el fin de comparar producción y consumo. Conociendo la producción solar y la demanda de la instalación se expondrán diversos modelos de autoconsumo, en busca de conseguir una generación que cubra la máxima cantidad posible de la energía demandada. ABSTRACT The purpose of this work is to study the new photovoltaic solar installation, included in the Cartuja Qanat project. This photovoltaic solar installation will be located on the roof of the new souk, an open place where the incidence of the sun is notable. Throughout the work, the energy production of the system will be analysed and the consumption of a typical day of the Cartuja Qanat space will be calculated, in order to compare production and consumption. Knowing the solar production and the demand of the installation, various models of self-consumption will be exposed, in search of achieving a generation that covers the maximum possible amount of the energy demanded. ÍNDICE AGRADECIMIENTOS .................................................................................................... 3 RESUMEN ....................................................................................................................... 4 ABSTRACT ..................................................................................................................... 5 ÍNDICE ............................................................................................................................. 6 ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................... 8 ÍNDICE DE GRÁFICAS ................................................................................................. 9 ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................... 10 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 11 1.1. Antecedentes .................................................................................................... 11 1.2. Electrificación y generación distribuida .......................................................... 13 1.3. Producción eléctrica en espacios urbanos ........................................................ 15 1.4. Generación y consumo en espacios públicos ................................................... 16 1.5. Breve introducción a la energía solar Fotovoltaica.......................................... 17 1.5.1. Energía Solar FV en España y andalucía.................................................. 17 1.5.2. Elementos de instalación fotovoltaica ...................................................... 20 1.5.3. Normativa reguladora del autoconsumo ................................................... 21 1.6. Proyecto Cartuja Qanat y objetivo ................................................................... 22 1.6.1. Infraestructuras que componen el complejo ............................................. 22 1.6.1.1. Anfiteatro .................................................................................................. 24 1.6.1.2. Acueducto ................................................................................................. 25 1.6.1.3. Zoco .......................................................................................................... 26 2. PROYECTO SOLAR FV CARTUJA QANAT...................................................... 28 2.1. Instalación fotovoltaica de Cartuja Qanat ........................................................ 28 2.1.1. Funcionamiento de la instalación fotovoltaica ......................................... 32 2.2. Obtención del recurso solar ............................................................................. 35 2.3. Solución solar fotovoltaica .............................................................................. 37 2.3.1. Producción anual de energía ..................................................................... 37 2.3.2. Diseño y dimensionado de la instalación ................................................. 42 3. Análisis de generación uso y consumo del complejo en base diaria ....................... 46 3.1. Exploración del modelo: .................................................................................. 46 3.1.1. Modos de funcionamiento de la instalación. ............................................ 46 3.1.2. Generación diaria:..................................................................................... 49 3.1.3. Sistemas y funcionamiento diario del complejo ....................................... 51 3.1.4. Modos de funcionamientos intradiarios ................................................... 53 3.1.5. Simulación anual ...................................................................................... 54 3.1.6. Simulación diaria para meses de enero y Julio ......................................... 57 4. Escenarios de actuación .......................................................................................... 59 4.1. Escenario I - Compensación de Excedentes .................................................... 59 4.2. Escenario II - Inclusión de sistema de almacenamiento de energía................. 63 4.2.1. Análisis de consumo y generación actuales ............................................. 64 4.2.2. Estimación de la capacidad de la batería. ................................................. 65 4.2.3. Escenario de desconexión de la red eléctrica ........................................... 67 4.2.4. Sistema conectado a la red con almacenamiento integrado ..................... 68 4.2.5. Caso I: Máximo almacenamiento posible ................................................ 69 4.2.6. Caso II: Capacidad de almacenamiento óptima ....................................... 71 4.2.7. Consideraciones adicionales ..................................................................... 72 5. CONCLUSIONES OBTENIDAS ........................................................................... 74 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 75 7. ANEXO I: Listado equipos Cartuja Qnat ............................................................... 78 8. ANEXO II: Principios funcionamiento excel solar................................................. 81 9. ANEXO III: Principios funcionamiento excel solar ............................................... 85 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Central Nuclear (fuente 6)............................................................................... 12 Figura 2: Estructura de generación a principios de 2022. (Fuente 7) ............................. 13 Figura 3:Generación eléctrica distribuida. (Fuente 8) .................................................... 15 Figura 4:Pérgola adaptada a la generación fotovoltaica. (Fuente 4) .............................. 17 Figura 5: Potencia solar instalada a nivel nacional del 2018 a 2022. (Fuente 9) ........... 18 Figura 6: Generación mensual a nivel nacional del 2018 a 2022. (Fuente 9) ................ 19 Figura 7: Producción solar FV en Andalucía del 2018 al 2022. (Fuente 9) ................... 19 Figura 8: Mapa satélite ubicación Cartuja Qanat. (Fuente11) ........................................ 23 Figura 9: Diseño de la construcción anterior. (Fuente: proyecto Cartuja Qanat) ........... 25 Figura 10: Vista interior de la parte este del anfiteatro. (Fuente: proyecto Cartuja Qanat) ........................................................................................................................................ 25 Figura 11: Vista aérea del nuevo Zoco y su área circundante. (Fuente: Proyecto Cartuja Qanat) ............................................................................................................................. 26 Figura 12: Sección longitudinal del edificio del Zoco. (Fuente: Proyecto Cartuja Qanat) ........................................................................................................................................ 29 Figura 13: Esquema de la instalación solar destinada a autoconsumo. (Fuente: Proyecto Cartuja Qanat)................................................................................................................. 31 Figura 14: Curvas características módulos solares. (Fuente 12) .................................... 33 Figura 15: Variación de voltaje con respecto a la temperatura. (Fuente 12) .................. 34 Figura 16: Datos del recurso solar en la ubicación del proyecto. (Fuente Meteonorm 8.0) ........................................................................................................................................ 35 Figura 17: Característica panel JA SOLAR PERC Wp. Fuente del fabricante .............. 43 Figura 18: Característica panel JA SOLAR PERC Wp. Fuente del fabricante .............. 44 Figura 19: Patrón horario de funcionamiento ................................................................. 47 Figura 20: Patrón diario de funcionamiento ................................................................... 48 Figura 21: Curvas de generación diaria para cada mes tipo ........................................... 54 Figura 22: Tarifas comercializadoras de referencia. Elaboración propia ....................... 60 Figura 23: Mapa conceptual Excel solar ........................................................................ 81 Figura 24: Esquema funcionamiento Excel solar ........................................................... 84 ÍNDICE DE GRÁFICAS Gráfica 1: Datos de generación del sistema FV diariamente para un mes y año promedio. (Fuente propia) .............................................................................................. 38 Gráfica 2: Datos de generación FV media mensual para un año promedio. (Fuente propia) ............................................................................................................................. 39 Gráfica 3: Datos de generación FV diaria media por meses para las distintas inclinaciones. (Fuente propia) ........................................................................................ 40 Gráfica 4: Datos de generación FV media mensual para un año promedio y distintas inclinaciones. (Fuente propia) ........................................................................................ 41 Gráfica 5: Generación total, anual con cada inclinación. (Fuente propia) ..................... 42 Gráfica 6: Curvas de generación diaria para cada mes tipo ........................................... 51 Gráfica 7: Generación vs saldo excedentes año base ..................................................... 56 Gráfica 8: Generación vs saldo excedentes para años I a III .......................................... 57 Gráfica 9: Balances de entrada salida de energía diaria enero. ...................................... 57 Gráfica 10: Balances de entrada salida de energía diaria julio ....................................... 58 Gráfica 11: Generación vs saldo excedentes año I ......................................................... 62 Gráfica 12: Generación vs saldo excedentes año II ........................................................ 62 Gráfica 13: Generación vs saldo excedentes año III ...................................................... 63 Gráfica 14: Ingresos venta energía ................................................................................. 70 muchas ventajas con la producción eléctrica en espacios urbanos. Las energías que son renovables como es el caso de la solar, micro hidroeléctrica, eólica o geotérmica son opciones con una alta viabilidad de producción en el interior de núcleos urbanos, con el fin de disminuir el consumo de energía proveniente de los límites exteriores de las ciudades, con todas las ventajas y ahorros que esto conlleva [3]. Actualmente, la generación eléctrica en ciudades se encuentra principalmente constituida por producción solar en viviendas unifamiliares o ciertos edificios y construcciones públicas. De manera habitual y debido a problemas de instalación o diseño, integrar sistemas de placas solares en centros urbanos contempla grandes limitaciones por el diseño de los edificios, orientaciones, etc. Por otro lado, la instalación de pequeños aerogeneradores cuenta con un mínimo suministro de viento entre edificios de gran altura o calles estrechas. 1.4. Generación y consumo en espacios públicos La generación y consumo de electricidad en espacios públicos urbanos es un concepto relativamente nuevo, presente en las ciudades modernas que busca aprovechar los espacios públicos urbanos para la instalación de paneles solares fotovoltaicos y consumo de la energía producida in-situ. Se busca aprovechar las superficies disponibles tales como tejados, pérgolas, así como otros elementos de mobiliario urbano distribuidos con el fin de generar energía. Figura 4:Pérgola adaptada a la generación fotovoltaica. (Fuente 4) La energía eléctrica que se genera in situ se consume principalmente en los propios elementos de esa infraestructura urbana, que requieren de iluminación, climatización y otros servicios (semáforos, señales…). De igual modo, esta energía generada puede ser destinada a otros usos como la creciente movilidad eléctrica con carga en las propias calles o a sistemas de almacenamiento de energía con baterías a gran escala para gestionar la demanda energética en momentos de pico. 1.5. Breve introducción a la energía solar Fotovoltaica La energía solar fotovoltaica tiene como base la transformación, de forma directa, de la radiación incidente del sol en electricidad en base al efecto fotovoltaico. Este efecto se manifiesta cuando la radiación solar incide en la superficie receptora de las células fotovoltaicas, también conocidas como módulos solares. Cuando la radiación solar impacta en estas células, genera un gradiente de potencial eléctrico que impulsa la rápida movilización de electrones en el material que compone el módulo solar, originando así una corriente eléctrica continua entre los puntos donde se produce el gradiente eléctrico. 1.5.1. ENERGÍA SOLAR FV EN ESPAÑA Y ANDALUCÍA España cuenta con una situación geográfica privilegiada en lo que a radiación solar respecta. La gran cantidad de horas de sol anuales hacen factible la colocación de módulos solares casi en cualquier punto del país, si bien la mitad sur peninsular cuenta con los mejores registros, superando las 2500 horas anuales. Estos buenos niveles de radiación y horas solares suponen una forma muy atractiva de promover la autonomía energética del país. En el territorio nacional, se puede observar que la potencia instalada de energía solar aumenta, anualmente, de forma considerable. El año 2021 cerró con muy buenos datos de generación con más de 20.000 GWh instalados y de igual modo se espera para este 2022, que actualmente y sin finalizar el año la generación solar casi alcanza los 25.000 GWh instalados [9]. Figura 5: Potencia solar instalada a nivel nacional del 2018 a 2022. (Fuente 9) De igual modo, se puede comprobar como los meses de mayor generación son los situados en las estaciones de primavera y verano. La mayor producción solar en 2022 se produjo en el mes de mayo [9], lo cual, ratifica la importancia de una temperatura adecuada en los módulos solares. Cuando las temperaturas superan los 25 – 30 ºC, el rendimiento de los módulos solares se ve afectado considerablemente, reduciendo por tanto la energía generada por estos. Es por ello, que en años extremadamente calurosos como este 2022 la generación puede verse afectada por las altas temperaturas. Figura 6: Generación mensual a nivel nacional del 2018 a 2022. (Fuente 9) En el caso concreto de Andalucía se puede observar esta caída del rendimiento, principalmente debido a las altas temperaturas. Como se observa en la figura 7, la comunidad mantenía al alza anualmente la generación solar hasta este 2022 donde se observa una gran caída en la producción [9]. Esto es debido, principalmente, a lo anteriormente mencionado. La comunidad ha estado inmersa en una continua ola de calor, con temperaturas superiores a los 45 ºC a la sombra, lo cual ha imposibilitado el correcto trabajo de los módulos solares propiciando una reducción considerable en la generación solar. Figura 7: Producción solar FV en Andalucía del 2018 al 2022. (Fuente 9) 1.5.2. ELEMENTOS DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Un sistema de generación eléctrica, basado en la energía solar fotovoltaica, está compuesto de manera general por los mismos elementos que describirán a continuación. ● Módulo solar fotovoltaico: es el componente fundamental en cualquier instalación fotovoltaica y desempeña la función de captar la radiación solar y transformarla en energía eléctrica utilizable. Está conformado por la agrupación en serie de múltiples células solares de pequeñas dimensiones, fabricadas con materiales semiconductores, siendo el Silicio el más común, aunque también se emplean materiales pertenecientes al grupo de las "tierras raras". La naturaleza del material empleado en las células determina su clasificación en tres tipos: monocristalinas, amorfas o policristalinas. En términos de eficiencia, las células monocristalinas presentan el rendimiento más elevado, mientras que las amorfas exhiben un menor rendimiento. No obstante, es importante señalar que un mayor rendimiento conlleva generalmente un incremento en el costo económico. El módulo solar propiamente dicho representa la estructura que alberga y protege las células solares, habitualmente compuesta por elementos de bajo peso y vidrios templados que confieren resistencia ante impactos y condiciones climáticas adversas. ● Inversor: Es el elemento encargado de transformar la corriente continua (C.C.) generada en los módulos solares en corriente alterna (A.C.); de no producirse esta transformación la energía generada no podría ser consumida en un hogar o fábrica dado que casi la totalidad de maquinaria, electrodomésticos, etc. funcionan con corriente alterna. Es el encargado de gestionar el suministro eléctrico, de modo que a su salida siempre se obtenga una corriente segura y controlada, sin picos en el voltaje o la tensión que pueda dañar la instalación eléctrica. Además, algunos inversores también realizan la optimización del punto de máxima potencia (MPPT) para maximizar la eficiencia de generación. ● Cuadro de protecciones del sistema fotovoltaico. Sistema de varios elementos destinado a la protección eléctrica del sistema solar FV, proporciona control y seguridad ante desviaciones eléctricas y protege a la instalación de los problemas ocasionados en el sistema. ● Elementos de Monitorización: Encargados de contabilizar la energía generada y consumida. Además, contabilizan el excedente generado que no es gastado y lo que se vierte directamente a la red para posteriormente obtener las ganancias. ● Sistemas de almacenamiento (opcional): En algunas instalaciones, se incluyen sistemas de almacenamiento de energía, como baterías, para almacenar el exceso de electricidad generada durante el día y utilizarla en momentos de baja radiación solar o durante la noche. ● Sistema de conexión a Red: Como es el caso de una instalación no aislada, se requiere un sistema de conexión que permita inyectar la electricidad generada en la red. Puede incluir un inversor conectado a la red y sistemas de seguridad y protección. ● Estructura de montaje: Es el soporte físico para colocar y orientar correctamente los paneles solares. Estas pueden ser fijas o con sistema de seguimiento solar, dependiendo de la ubicación y los objetivos de la instalación. Las estructuras de montaje garantizan la correcta exposición de los paneles al sol. 1.5.3. NORMATIVA REGULADORA DEL AUTOCONSUMO La normativa que regula las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica a nivel nacional se reflejan en el Real Decreto 244/2019 del 5 de abril [10]. En ella se definen las principales modalidades de autoconsumo existentes, autoconsumo con y sin excedentes. En el caso de la modalidad sin excedentes se exige la instalación de un mecanismo anti vertido que impida la inyección de energía eléctrica excedentaria a la red eléctrica de transporte o distribución. Para la modalidad de autoconsumo con excedentes las instalaciones de producción que se encuentren próximas o sean asociadas podrán, además de generar y suministrar energía para su autoconsumo, inyectar energía sobrante o excedentaria a las redes de transporte y distribución. En este caso habrá dos tipos de sujetos, el productor y el consumidor. Entre otros muchos artículos, este Real Decreto determina que la fuente de energía primaria con la que se generará la corriente eléctrica deberá de ser de origen renovable y que la potencia total de las instalaciones productoras no podrá superar los 100 kW. 1.6. Proyecto Cartuja Qanat y objetivo Este trabajo tiene como objeto principal el estudio de la instalación fotovoltaica incluida en el Proyecto Cartuja Qanat, el cual ha sido desarrollado con el objetivo de proponer soluciones innovadoras para mejorar la bioclimática en entornos urbanos, adaptando las ciudades al cambio climático de forma local. El proyecto al completo incluye la utilización de diferentes tecnologías con el fin de acondicionar climáticamente la ubicación; para ello se han empleado diversos sistemas de enfriamiento de aire y agua que se encargan de surtir a los equipos encargados del control climático de los recintos que conforman el proyecto y que a lo largo de los siguientes apartados se darán a conocer en profundidad. Este proyecto fin de carrera pretende colocar el foco en la tecnología solar fotovoltaica del propio proyecto Cartuja Qanat, obteniendo tanto la generación como el consumo de energía eléctrica en el complejo, de este modo se dará a conocer la viabilidad y rentabilidad proporcionada por la energía renovable y se evaluará el uso apropiado de esta energía. Además de la posibilidad también, se ha de estudiar un posterior almacenamiento de esta energía generada para su consecuente uso cuando no se disponga de la energía solar. 1.6.1. INFRAESTRUCTURAS QUE COMPONEN EL COMPLEJO El proyecto se desarrolla en la ciudad de Sevilla, más concretamente en la Isla de la Cartuja. La ubicación exacta se encuentra en la calle Thomas Alva Edison, la calle del Agua y la calle Leonardo da Vinci. Este espacio fue urbanizado con motivo expreso de la Expo 92, en el cual, actualmente se pueden encontrar los elementos que lo formaron entonces como el anfiteatro o el acueducto, además de zonas verdes. La figura 8 proporciona una vista de pájaro de la ubicación. Usando la misma ubicación y sobre las estructuras ya presentes se pretende realizar las obras necesarias para el acondicionamiento bioclimático del entorno urbano, para ello se rehabilitarán y adaptarán las infraestructuras existentes del anfiteatro y se construirá un nuevo edificio, el Zoco. Además, se utilizan Qanats, elementos hidráulicos, instalaciones electromecánicas, de control y monitorización, instalaciones sanitarias y de mantenimiento. Estas nuevas construcciones modificarán los espacios actualmente urbanizados, además, se rehabilitará uno de los parterres situados en la zona más próxima al anfiteatro, recuperando el uso que tenía originalmente como fuente, también, se crearán nuevas zonas verdes y se colocarán servicios de uso público. La prioridad de este proyecto se enmarca en el apartado energético, concretamente en producir un autoconsumo con energía solar fotovoltaica, aun así, es de vital importancia conocer las principales infraestructuras del entorno de modo que se pueda conocer la ubicación exacta del sistema solar, gestión de energía, almacenamiento, etc. Para ello en los siguientes subapartados se desarrollarán cada una de estas infraestructuras. Figura 8: Mapa satélite ubicación Cartuja Qanat. (Fuente11) 1.6.1.1. ANFITEATRO Se trata de una estructura existente, basado en un recinto circular que a su vez se divide en dos zonas por medio de un muro construido en hormigón armado. La parte orientada hacia el oeste hace la función de vestíbulo abierto, mientras que la zona orientada hacia el este sería el propio anfiteatro, esta zona abierta y semiabierta estaría destinado a la representación. La propia construcción se encuentra semienterrada, en depresión con respecto al nivel del suelo de la calle, la parte trasera se encuentra cubierta por una gran masa vegetal dispuesta en forma semi perimetral. En la zona inferior en la parte orientada al oeste se puede encontrar una planta sótano, donde en la construcción anterior se encontraban los aseos, vestuario, etc. Actualmente, en esa zona se emplaza una sala de mantenimiento y de materiales. Las plantas sótano, son ventiladas mediante un patio inglés (espacio semienterrado al aire libre) que cuenta con acceso mediante una escalera desde el exterior. La estructura se encuentra conformada sobre una base de pilares metálicos que a su vez sustentan una pasarela destinada al mantenimiento y una visera metálica formando un anillo. La cubierta del techo es textil formando dos aguas, sujetada mediante una cercha central y una viga en el borde. Actualmente la cubierta textil de la construcción existente se encuentra altamente deteriorada y será sustituida. Figura 9: Diseño de la construcción anterior. (Fuente: proyecto Cartuja Qanat) Figura 10: Vista interior de la parte este del anfiteatro. (Fuente: proyecto Cartuja Qanat) 1.6.1.2. ACUEDUCTO Al igual que con el anfiteatro, la estructura del acueducto ya existía anteriormente. El proyecto también comprende la adecuación del acueducto y su integración útil en el proyecto. El nuevo acueducto discurre desde el anfiteatro hasta el nuevo Zoco. A su alrededor se encontrarán fuentes que serán parte directa de la estrategia bioclimática del proyecto. generados por el sistema, así como para abastecer al complejo con electricidad proveniente de la red en momentos en los que la generación solar no sea suficiente para cubrir el consumo. En lo que respecta a las protecciones eléctricas, la instalación ya cuenta con dispositivos de protección contra sobrecargas, sobretensiones, cortocircuitos y contactos directos e indirectos, siguiendo las normas estándar para instalaciones de baja tensión. Además, para aumentar la seguridad del sistema, se implementará un sistema de protección específico en cada inversor, en cumplimiento con las regulaciones establecidas para la interconexión de auto generadores a la red exterior. 2.1.1. FUNCIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA El funcionamiento de los módulos solares, como se ha comentado en puntos anteriores, se debe al Silicio Policristalino que se encuentran en las células de los módulos, al incidir la radiación solar, se crea una diferencia de potencial entre dos puntos diferenciados, generando de este modo la electricidad. Una única célula genera un potencial muy pequeño, el cual se aumenta al aumentar la cantidad de células interconectadas entre sí. Existe un problema a tener en cuenta en el funcionamiento de las células que forman los módulos solares. La conexión en serie de todas las células aporta la ventaja del aumento de rendimiento al aumentar el número de células interconectadas, pero esto implica una desventaja que puede suponer un gran problema. Este problema, se debe a la posible sobreacumulación de energía debido a los excedentes en la producción; ya que en el caso de acumularse comienzan a realizar un comportamiento resistivo en lugar de comportarse como una fuente de generación de tensión. De este modo, se comienza a generar un calor excesivo que puede llegar incluso a producir la fusión de las células. Este problema, habitualmente, es solucionado con la colocación de diodos tipo Zener, los cuales se encargan de cortocircuitar el circuito en caso de un aumento indeseado de la tensión en las células, protegiendo por lo tanto al módulo de un posible potencial inverso. En definitiva, las células que conforman el módulo se comportan como fuentes de energía eléctrica, la generación de esta fuente dependerá directamente de la irradiancia solar y de la cantidad de células interconectadas. En la siguiente figura se puede apreciar diferentes curvas características de un determinado panel en función de la irradiancia solar recibida. Figura 14: Curvas características módulos solares. (Fuente 12) Como se puede apreciar en la figura anterior, el voltaje generado no es constante de modo que la potencia transformada tampoco lo es. Existe un punto máximo de voltaje, donde también lo será la potencia transformada, el objetivo en una buena instalación es que el módulo opere cerca de dicho punto óptimo. Otro factor a tener en cuenta es la temperatura de funcionamiento, la potencia se puede ver gravemente afectada cuando se presentan temperaturas elevadas, siendo temperaturas reducidas mejores para aumentar el rendimiento de las células. En la figura 15 se puede observar cómo la potencia generada aumenta conforme va decreciendo la temperatura a la que se encuentran trabajando los módulos. Figura 15: Variación de voltaje con respecto a la temperatura. (Fuente 12) La energía eléctrica generada por los módulos solares se procesa a través de los inversores, que la convierten en corriente alterna para adaptarla a la red eléctrica. En situaciones en las que la producción de electricidad es inferior a la capacidad de los inversores, estos no inyectarán energía en la red. Cuando la producción excede el mínimo requerido, los inversores comienzan a funcionar. Los inversores operan en busca del punto de máxima potencia de las células solares, teniendo en cuenta las condiciones ambientales. Sin embargo, esto ocurre siempre y cuando el punto de máxima potencia esté dentro del rango de trabajo del inversor. En situaciones en las que estas condiciones no se cumplen, el inversor operará en una zona cercana a la óptima, pero sin alcanzar una producción máxima. Estos datos resaltan la importancia de seleccionar el inversor adecuado o el conjunto de inversores para la instalación fotovoltaica. De esta manera, se evita la posibilidad de crear un cuello de botella en la producción del sistema debido a la falta de un inversor con las características necesarias. Es de suma importancia que la energía generada por los módulos sea inyectada en la red eléctrica de manera sincronizada y cumpla con los estándares de calidad de onda establecidos en la normativa vigente. En el caso de que se venda la totalidad de la energía generada, esta se registra en el punto de interconexión de la infraestructura y se factura de acuerdo con el contrato de compraventa establecido con la compañía distribuidora, siguiendo la regulación del Real Decreto 244/2019, mencionado en puntos anteriores. Dado que este sistema, en origen, está diseñado para el autoconsumo y no cuenta con almacenamiento en baterías, durante las horas nocturnas no se produce generación de energía. No obstante, el sistema de autoconsumo permite la inyectar a la red cualquier excedente energético que se genere. 2.2. Obtención del recurso solar Para determinar la cantidad de recurso solar disponible, se necesita conocer la ubicación exacta donde se instalará el sistema de generación fotovoltaica. En este caso, se parte de las coordenadas geográficas de la Isla de la Cartuja en la ciudad de Sevilla, con una latitud de 37.4099 y una longitud de -6.0050. La obtención de esta información se realizó utilizando la herramienta Meteonorm 8.0, que proporciona datos interpolados a partir de más de 2500 estaciones meteorológicas en todo el mundo. Debido a la amplia cantidad de estaciones consultadas, el uso de esta aplicación se convierte en una fuente altamente confiable para proyectos de diseño y dimensionamiento de instalaciones fotovoltaicas. Figura 16: Datos del recurso solar en la ubicación del proyecto. (Fuente Meteonorm 8.0) Como se puede observar en la figura 16, los datos obtenidos por la herramienta Meteonorm 8.0 muestran la irradiación media en un año promedio para las coordenadas introducidas. Estos datos serán necesarios para la realización de los futuros cálculos de generación solar fotovoltaica. Además de los datos de irradiación solar, la herramienta proporciona otros datos de gran valor en la realización del proyecto, como temperaturas medias, velocidad del viento y humedad relativa en la zona. 2.3. Solución solar fotovoltaica Basándonos en estos datos, se procede al diseño de la instalación solar fotovoltaica. Se han desarrollado modelos de producción anual, teniendo en cuenta y diferenciando las distintas orientaciones de los conjuntos de módulos solares. 2.3.1. PRODUCCIÓN ANUAL DE ENERGÍA Para iniciar el estudio de producción, se ha realizado una primera estimación de la energía eléctrica generada por la instalación fotovoltaica sujeta a análisis en este trabajo. Se ha empleado la herramienta PVGIS, desarrollada por la Unión Europea, la cual proporciona estimaciones de producción solar fotovoltaica al proporcionar los datos necesarios. Los datos requeridos en este caso son la ubicación de los módulos solares, la potencia pico de la instalación, así como la inclinación y orientación de los módulos solares instalados. El resumen de estos datos de entrada se puede ver en la siguiente tabla. DATOS DE ENTRADA PVGIS Coordenadas 37.410, -6.005 Potencia nominal 77,90 kWp Azimut 19,91 ° Base datos PVGIS-SARAH2 Tecnología FV Silicio cristalino Pérdidas sistema [%] 14 Inclinaciones 20° / 30° / 40° Tabla 3: Datos entrantes herramienta PVGIS. (Fuente propia) A la herramienta PVGIS se le proporcionan los datos anteriormente nombrados, además del Azimut o desviación con respecto al sur. Con todos estos datos se realizan las simulaciones pertinentes para cada una de las 3 distintas orientaciones de los módulos. Orientación Nº Módulos Potencia instalada 20 º 84 34,4 kWp 30 º 70 28,7 kWp 40 º 36 14,8 kWp Total 190 77,9 kWp Tabla 4: Potencia y módulos en cada una de las tres orientaciones. (Fuente propia) Una vez introducidos los datos de entrada en la herramienta PVGIS, esta recopiló información histórica de su base de datos. Utilizando la irradiancia promedio en la ubicación deseada y los datos de potencia de los módulos, se obtuvieron inicialmente los valores medios de generación diaria mensual a lo largo de un año típico para las diversas inclinaciones de los módulos disponibles. Gráfica 1: Datos de generación del sistema FV diariamente para un mes y año promedio. (Fuente propia) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Generación media diaria por meses (kWh) Incl 20 Incl. 30 Incl. 40 Al analizar los resultados presentados en este primer gráfico, se destaca la importancia de la correcta inclinación en la disposición de los paneles solares. De manera evidente, se puede observar que los días de mayor generación solar se concentran en los meses de primavera y verano, coincidiendo con la época de mayor radiación solar diaria. De manera similar, se puede concluir que la inclinación óptima para la colocación de los módulos se sitúa en un rango de 30° a 40°, ya que en esta franja se obtienen los mejores resultados de potencia generada. En contraste, los resultados obtenidos con una inclinación de 20° son notablemente más bajos, lo que demuestra que esta inclinación se encuentra lejos de ser óptima. Gráfica 2: Datos de generación FV media mensual para un año promedio. (Fuente propia) Observando la gráfica de generación mensual se obtienen similares conclusiones que para la generación diaria. Se observa como la producción se duplica en los meses de julio o agosto con respecto a los meses de invierno, de igual modo la inclinación sigue 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Generación media mensual en un año promedio (kWh) Incl. 20 Incl. 30 Incl. 40 suponiendo un punto clave, ya que los módulos instalados a 20° apenas alcanzan el 30% de su máximo potencial. Incluso en meses de verano, donde las temperaturas son extremadamente altas para la óptima funcionalidad de las placas, se obtienen mejores resultados que en cualquier otro mes del año. Esto se debe principalmente a la cantidad tan extensa de horas de sol diarias de “buena” calidad en comparación con los meses de invierno donde, aunque el sol esté de fuera, la inclinación de incidencia de la luz solar no es la óptima para la generación FV. Las gráficas muestran los datos en valores absolutos, es decir, no se muestra una generación individual por panel, si no por potencia instalada por cada grupo de paneles dependiendo de la inclinación en su instalación. Por tanto, para tener datos de una correcta simulación se han llevado a cabo diferentes simulaciones adicionales, de este modo se han considerado todos los paneles con la misma inclinación con respecto al sol. Se han realizado simulaciones contando con todos los paneles inclinados a 20, 30 y 40°, además, se ha incluido una cuarta inclinación considerada como óptima para todo el año de 34°. De este modo y con esta inclinación se optimiza la generación y se maximiza la producción a lo largo de todo el año. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Generación diaria medida para distintas inclinaciones (kWh) 34 20 30 40 Gráfica 3: Datos de generación FV diaria media por meses para las distintas inclinaciones. (Fuente propia) Como se aprecia en la Gráfica 3, la orientación considerada como óptima muestra una mayor uniformidad a lo largo de la producción anual, lo cual es el objetivo fundamental, ya que se busca crear un sistema de generación para el autoconsumo durante cualquier mes del año. Sin embargo, se puede notar que la inclinación de 20° genera la mayor producción en verano, pero su rendimiento disminuye notablemente en los meses invernales, lo que afecta significativamente a la producción promedio anual en esa orientación. De igual modo ocurre con las medias mensuales, la gráfica 4 manifiesta la viabilidad de ángulos bajos de inclinación en verano, pero en meses otoñales o invernales la generación producida por estos cae en picado. Igualmente, el ángulo de 34° sigue manteniendo la constancia deseada durante cada uno de los meses a lo largo del año. 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 Generación mensual para distintas inclinaciones kWh 34 20 30 40 Gráfica 4: Datos de generación FV media mensual para un año promedio y distintas inclinaciones. (Fuente propia) Figura 20: Patrón diario de funcionamiento Por último, consideraremos 3 años tipo para realizar las simulaciones, combinando los elementos definidos: ● Año 1: Para este primer año vamos a considerar un uso alto de la instalación para el mes de junio, esto implica que para este mes tendremos semana tipo 3 y día uso alto. Para el resto del año vamos a considerar que vamos a continuar con una semana tipo 3 pero con un día perfil bajo. ● Año 2: Para el segundo año de simulación consideraremos un uso mayoritariamente bajo. Esto es semana de tipo 1 y día tipo bajo. ● Año 3: La semana tipo irá alternando según un patrón definido (tipo 1 / tipo 3 / tipo 1 / tipo 2). El uso general diario que vamos a considerar es medio. Para el mes de junio consideraremos uso alto, mientras que para julio y agosto vamos a considerar uso bajo. Como consideración adicional, a fin de ajustarnos al uso esperable real de la instalación, para los meses de julio y agosto, debido a la dureza del verano en la ubicación del proyecto vamos a considerar que por las tardes (14h en adelante) la instalación no va a tener uso para ningún año. Así pues, de cara a definir en base diaria si la instalación está activa para cada día del año emplearemos la siguiente función en Excel: 3.1.2. GENERACIÓN DIARIA: Se han obtenido los datos de generación media mensual y diaria para distintas inclinaciones de los paneles instalados, utilizando PVGIS/PVSyst como herramienta. Con base en estos datos iniciales, se ha recurrido al histórico de generación correspondiente a la ubicación del proyecto, descargando los datos para el año 2022. Para cada mes de dicho año, se ha generado un día promedio (hora a hora) siguiendo el siguiente procedimiento: 1. Selección de Días Representativos: En cada mes, se han identificado aquellos días cuya generación diaria tiene la menor desviación posible respecto a la media de generación diaria para dicho mes. Por ejemplo, para enero, se ha seleccionado el día 14 debido a su proximidad a la generación media. 2. Datos Históricos Detallados: Al disponer de datos históricos medidos, se cuenta con la generación hora a hora para el día seleccionado. Se ha calculado el porcentaje de generación correspondiente a cada hora dividiendo la energía generada en cada hora entre la generación total del día. 3. Generación Promedio Estimada: Utilizando los porcentajes obtenidos en el paso anterior, se ha calculado la generación promedio hora a hora para el día promedio de cada mes. Este proceso se ha repetido para todos los meses del año. Los resultados de este análisis se presentan en la siguiente tabla, que incluye la generación para los tres grupos de paneles fotovoltaicos según sus inclinaciones, así como la generación total de la instalación, obtenida al sumar las contribuciones de los tres grupos de paneles. Tabla 5: Generación promedio día tipo por mes para 20º Tabla 6: Generación promedio día tipo por mes para 30º Tabla 7: Generación promedio día tipo por mes para 40º Tabla 8: Generación promedio día tipo por mes para la instalación En la siguiente gráfica pueden verse representadas las curvas de generación diaria de estos días tipo que hemos generado mes a mes: Gráfica 6: Curvas de generación diaria para cada mes tipo 3.1.3. SISTEMAS Y FUNCIONAMIENTO DIARIO DEL COMPLEJO El funcionamiento diario del complejo se caracteriza por un consumo de energía irregular en el tiempo. Como se mencionó anteriormente, este sistema exhibe un patrón de uso no uniforme a lo largo de los días. Señalar que existen ciertos consumos residuales asociados a sistemas de medición y seguridad, si bien, debido a su magnitud insignificante, se considerarán despreciables para efectos prácticos. Además, se observa que los consumos relacionados con la iluminación y las tomas de fuerza son constantes y no varían en función del día específico que se esté considerando. La instalación se compone de aproximadamente 70 equipos, detallados en la tabla del ANEXO I, cada uno con su respectiva potencia. Cada uno de estos equipos pertenece a uno de los diversos sistemas presentes en la instalación, y su puesta en funcionamiento depende del horario y de las necesidades particulares existentes. Cabe destacar que los sistemas hidráulicos representan la mayor fuente de consumo de energía en la instalación. A pesar de que la potencia total de los equipos instalados asciende a 174,26 kW, es importante señalar que nunca todos los equipos operarán simultáneamente ni lo harán a su capacidad máxima. En este sentido, se asume un consumo máximo simultáneo de 80 kW, lo que nos proporciona un coeficiente de simultaneidad del 0,46. En relación con los sistemas hidráulicos proyectados para el funcionamiento y/o el respaldo de los sistemas de acondicionamiento de aire contemplados en el proyecto, se detallan a continuación: ● Sistema de disipación evaporativa sobre estanque (DIS-1). ● Sistema de disipación evaporativo sobre acueducto (DIS-2) ● Sistema de disipación de lámina descendente sobre cubierta zoco (DIS-3) ● Sistema de enfriamiento de agua del Qanat mediante intercambio con bomba de calor (SIS–4) ● Sistema de control de la temperatura superficial interior de la cubierta del zoco (SIS–5). ● Sistema de reducción de la temperatura superficial de la cubierta textil del anfiteatro (SIS-6) ● Sistema de enfriamiento evaporativo para barreras lado oeste zoco inferior (SIS- 7). ● Sistema de filtración y homogeneización (SIS–8) En la sección correspondiente se presenta un resumen detallado de cada uno de los sistemas mencionados, describiendo su funcionamiento y especificando los equipos o grupos que los conforman. A partir del conocimiento detallado de estos equipos y sus modos de operación, podemos determinar el día tipo de consumo más desfavorable: • Día de consumo más desfavorable: Se basa en el escenario más hostil. Consideraremos que la temperatura sobrepasa los 35 grados centígrados más de 6 horas del día. Zoco y anfiteatro tienen uso y se requiere ayuda constante de la bomba de calor de apoyo para su climatización. Consideraremos que este día se repite durante 2 semanas de uso continuado y se evalúan los resultados el último día para que así establezcamos unas condiciones de uso críticas que consideran recalentamientos e inercias entre los elementos. Para este día de diseño se impone un uso alto, es decir una operación continuada de 09:00h a 23:00h. lo cual hace que los sistemas de enfriamiento trabajen a tiempo completo. Nótese que este día corresponde al percentil 90, esto es, el 90% de los días van a tener condiciones menos demandantes que este. En la práctica este día no se va a producir, ya que, en principio no esperamos uso de la instalación en los meses de julio y agosto por la tarde. Especialmente en temporada no estival se eliminarán los consumos de la BdC de Apoyo, así como buena parte de los consumos en transporte de fluidos. 3.1.4. MODOS DE FUNCIONAMIENTOS INTRADIARIOS Modo noche: Durante el periodo comprendido entre las 0:00 h y las 8:00 h, se implementará el modo nocturno de operación que involucra el funcionamiento de los siguientes sistemas: • Sistemas de disipación nocturna: Se utilizarán boquillas pulverizadoras a lo largo del acueducto disponible (DIS-2) y una lámina de agua sobre los paneles fotovoltaicos de la cubierta del zoco (DIS-3) para lograr una evaporación eficiente. • Sistema de regeneración térmica del terreno: Se aprovecharán los conductos enterrados del Qanat para llevar a cabo la regeneración térmica del terreno, contribuyendo así a la eficiencia térmica del sistema. • Sistema de homogeneización y filtración del agua: El sistema (SIS8) se encargará de la homogeneización y filtración del agua en el sistema, garantizando la calidad y uniformidad del recurso hídrico empleado durante este periodo nocturno de operación. Modo arranque-día: En el periodo comprendido entre las 9:00 h y las 12:00 h, se activará el modo arranque-día, el cual opera bajo la premisa de que los espacios anfiteatro y/o zoco no estarán operativos. En caso de que estos espacios estén en funcionamiento, no será necesario activar los sistemas de adecuación del aire en ninguno de los dos. Durante este modo de operación, se anticipa el funcionamiento del sistema de enfriamiento de agua de los Qanat mediante una bomba de calor, contribuyendo así a la preparación del sistema para las horas de mayor demanda térmica a lo largo del día. Modo de día: Durante el periodo comprendido entre las 13:00h y las 23:00h, se implementará un modo de operación que incluye el funcionamiento de los siguientes sistemas: • Sistema de adecuación de aire en el anfiteatro mediante una Unidad de Tratamiento de Aire (UTA). • Sistema de disipación evaporativa en la fuente (DIS 1). • Sistema de control de temperatura superficial en la cubierta textil del anfiteatro (DIS 2). • Sistema de adecuación de aire en el zoco a través de conductos sumergidos y conductos enterrados. • Sistema de control de temperatura superficial en la cubierta del zoco (DIS 3). • Preenfriamiento de la temperatura del aire de entrada al zoco mediante un sistema de micronización de agua a alta presión en la fachada oeste (SIS 7). Estos modos de operación se sustentan en la premisa del acondicionamiento térmico de los espacios zoco y anfiteatro, aplicando diversas estrategias innovadoras. El acondicionamiento de los espacios se contempla cuando la temperatura interior supera los 28 grados centígrados (la temperatura de confort se establece en 27ºC), utilizando una temperatura exterior de diseño para la Unidad de Tratamiento de Aire (UTA) de 37ºC. Con base en los perfiles de funcionamiento definidos, la siguiente tabla ilustra el funcionamiento de los diferentes sistemas, agrupados en hidráulica, ventilación y bomba de calor, así como el consumo aproximado para el día tipo más desfavorable: 3.1.5. SIMULACIÓN ANUAL Usando toda esta información como punto de partida se configura el método de simulación que permite obtener los resultados relevantes para el estudio del proyecto. Se definen los 365 días de año en la hora Excel, cada uno de ellos con su correspondiente día de la semana, la semana tipo de funcionamiento, el uso tipo esperable, si la temperatura es mayor de 35 grados C (dato relevante para saber si la bomba de calor auxiliar entrará en funcionamiento) y el estado de la instalación (On/OFF, en función de si se espera uso del complejo ese día o no). Del mismo modo, para obtener la generación diaria de energía eléctrica, usamos los datos calculados previamente para cada inclinación. Para además darle cierto valor de aleatoriedad a esta generación diaria, se procede a multiplicar el valor de la generación total de cada día por un multiplicador generado aleatoriamente y que oscila entre 0.6 y 1.3, de esta forma obtenemos para cada día una generación con una desviación entre un 60% y 130% respecto a la generación promedio para cada mes del año. Figura 21: Curvas de generación diaria para cada mes tipo En cuanto a los consumos de energía, se incluyen desglosados en los siguientes grupos: • Hidráulica: Comprende los sistemas DIS1-P01, DIS2-P01, DIS2-P01, DIS-3 P01, DIS-3 P01, DIS-3 P0, DIS-7 P01 y SIS-8 P01. • Ventilación: Definido por el V-SIS-04 • Bomba de Calor: Definido por el sistema UTA compuesto por BdC1 y BdC2. • Iluminación: Se define un valor fijo de 4 horas de funcionamiento por la potencia de iluminación instalada, a saber 6.83kW • Consumo total: Siendo la suma de los conceptos anteriores. El cálculo de los consumos para cada día se basa en el tipo mensual, por el cual para cada mes del año se definen unas horas de funcionamiento equivalente por sistema para el caso más desfavorable. Estas horas se obtienen a partir del diagrama de funcionamiento temporal mostrado en apartados anteriores. Se replica esta tabla de horas de funcionamiento para los tres escenarios de uso bajo, medio y alto, adaptando el número de horas de funcionamiento equivalente, considerando siempre que nunca pueden superar las del escenario más desfavorable. Esta tabla se emplea para obtener los consumos por bloque multiplicando la potencia instalada en cada uno de ellos por las horas de funcionamiento equivalente correspondiente al uso y mes tipo. El excelente de energía eléctrica se obtiene de restar a la generación la energía consumida por el complejo en el día correspondiente. En el caso de que el consumo supere a la generación, el complejo tendrá un excedente negativo, que indica que ha sido necesario importar energía de la red eléctrica. El campo autoconsumo consiste en el porcentaje del consumo del complejo que ha sido cubierto con energía eléctrica de origen renovable. En el caso de que la generación haya superado al consumo, es decir, que se haya presentado un excedente mayor de 0 kWh, se considera que el autoconsumo ha sido del 100%. El campo exportación proporciona el porcentaje de energía generada que no ha sido consumida en el propio complejo y que ha sido vertida a la red. El valor del Saldo monetario diario se calcula por balance de energía entrante y saliente en base diaria. Al ser las tarifas de exportación e importación diferentes en €/kWh, se multiplica este campo por 0.176 €/kWh en el caso de que el balance Exportación/Importación sea positivo y en caso contrario, se multiplica por -0.225 €/kWh. Estos valores pueden ser modificados para analizar distintos escenarios y comercializadoras Con estos datos y realizando la simulación para el primer año, se obtienen los siguientes resultados: Tabla 9: Curvas de generación diaria para cada mes tipo Gráfica 7: Generación vs saldo excedentes año base Repitiendo la simulación para los otros dos escenarios de año definido en apartados anteriores, encontramos la siguiente representación: Gráfica 8: Generación vs saldo excedentes para años I a III 3.1.6. SIMULACIÓN DIARIA PARA MESES DE ENERO Y JULIO No solo resulta interesante conocer el balance energético diario, sino que también resulta útil conocer las curvas de generación y consumo diarias. Al ser superpuestas las curvas, tanto para los meses de verano como los de invierno, se evidencian tramos en los cuales la energía generada excede significativamente los niveles de consumo, así como momentos en los que la demanda supera la capacidad de generación. Puede verse en las siguientes gráficas generadas para un día tipo de enero y otro de julio. Gráfica 9: Balances de entrada salida de energía diaria enero. directamente el beneficio económico de la factura, la cuestión clave se desplaza hacia el aprovechamiento de la energía acumulada excedente. La posibilidad planteada es utilizar este excedente de energía acumulada para venderlo a otros sistemas, como puede ser la recarga de vehículos eléctricos o incluso suministrar energía a edificaciones cercanas. La viabilidad de esta opción radica en determinar si la instalación de baterías para el almacenamiento de energía es económicamente viable. Este enfoque expande la consideración más allá del ámbito interno de la instalación, buscando oportunidades externas para maximizar la utilidad de la energía generada. La rentabilidad de la instalación de baterías dependerá no solo de la eficiencia y el costo de almacenamiento, sino también de la demanda y la capacidad de venta de energía excedente a otras infraestructuras cercanas. Por tanto, el análisis de la rentabilidad se concentrará en evaluar si la inversión en baterías, además de cumplir con los objetivos de sostenibilidad, puede traducirse en beneficios económicos adicionales mediante la venta estratégica de la energía acumulada a sistemas externos. 4.2.1. ANÁLISIS DE CONSUMO Y GENERACIÓN ACTUALES La primera fase de estudio consiste en una evaluación detallada de los patrones de consumo y generación de energía en el complejo. Como se ha documentado en secciones anteriores, hemos observado una consistente capacidad de generación solar que supera los requerimientos de consumo diario del complejo, teniendo un interesante excedente de energía para todos los meses del año. Se corrobora que prácticamente todos los días se registra un excedente de energía generado por el sistema fotovoltaico. Este análisis ha permitido identificar las horas del día con mayor producción y aquellas en las que el consumo interno alcanza su punto máximo. Este entendimiento detallado de los perfiles de consumo y generación sienta las bases para la consideración de estrategias avanzadas, como el almacenamiento de excedentes, con el objetivo de optimizar la gestión energética del complejo. En este contexto, se procederá a explorar la viabilidad y los beneficios potenciales de la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía. 4.2.2. ESTIMACIÓN DE LA CAPACIDAD DE LA BATERÍA. En este punto se busca calcular la capacidad de almacenamiento de energía requerida para los excedentes generados. Este cálculo se basará en el análisis de los patrones de generación y consumo, así como en las necesidades identificadas para el uso del excedente. Para llevar a cabo esta estimación, se considerarán varios factores clave, como la variabilidad estacional en la generación solar y las posibles fluctuaciones en la demanda energética. Este análisis permitirá dimensionar el equipo de almacenamiento requerido para garantizar que se pueda capturar y utilizar de manera efectiva la energía excedente generada, contribuyendo así a la eficiencia global del sistema fotovoltaico. DOD (%) Resulta necesario incluir el concepto de grado de descarga DOD (%) por sus siglas en inglés. Se trata de uno de los parámetros más relevantes en el dimensionamiento de baterías; representa la fracción de la capacidad total de una batería que ha sido descargada en un ciclo específico, siendo un indicador clave de cuanta energía se ha extraído una batería en comparación con su capacidad máxima. DOD (%) = (1−(Carga restante/Capacidad nominal ) ×100 La importancia del DOD se ve en su impacto sobre la vida útil y el rendimiento de las baterías. A mayor DOD, es decir, cuanto más profunda sea la descarga de la batería en cada ciclo, mayor será el desgaste que sufrirá la batería. Por lo tanto, DOD menores nos proporcionan una descarga de batería a menor profundidad, resultando en una mayor eficiencia energética durante el ciclo de carga y descarga ya que esta se reduce a debido a pérdidas asociadas a reacciones menos eficientes y más calentamiento de las baterías. A efectos del presente proyecto, se usará un valor de DOD estándar para la mayor parte de baterías de litio, esto es un 80%. Puede ser objeto de análisis de futuros proyectos el investigar a cerca del DOD óptimo. La elección de la batería para el sistema depende de múltiples factores. Normalmente, al diseñar una instalación fotovoltaica, en el punto de partida se sabe si se va a incluir o no sistemas de almacenamiento para cubrir la demanda en días que no pueda generarse energía suficiente vía radiación solar, y a partir de la suma de consumo diario más la capacidad de los sistemas de almacenamiento instalado, se instala el número de paneles solares necesario. En este caso general, como aproximación se calculan los consumos del sistema, en kWh/día y se definen el número de días de autonomía requeridos. La capacidad neta de la batería será por tanto el consumo diario multiplicado por el número de días de autonomía. Esta capacidad definida es la capacidad neta o aprovechable, pero debemos tener en cuenta el DOD (%) que hemos definido con anterioridad. Para obtener la capacidad bruta de la batería bastaría con dividir esta capacidad neta entre el DOD. Sin embargo, la situación de partida del proyecto es distinta, ya que el número de paneles solares es un dato fijo, dependiente de la superficie de cubierta sobre la cual podemos instalar los paneles. Teniendo determinado el número de paneles, tenemos también determinada la generación, y conociendo los consumos, disponemos también de los excedentes diarios. Así pues, la elección del sistema de almacenamiento viene determinada por la forma de aprovechar ese excedente de energía de la forma más rentable posible. Podemos usar la simulación de Año 3, que proporcionaba un superávit de más de 8.000€ en energía bruta excedentaria. Existe un gran número de baterías en el mercado, pero para este análisis se escogerá un modelo que cumpla ciertas características, como capacidad escalable, precio competitivo y potencia de salida. Para este caso, podemos usar las Battery-box premium LVS, una batería de litio de uso comercial/residencial escalable desde 4 kWh (1 módulo) a 256 kWh (16 módulos), con un coste de aproximadamente 500€/kWh. Otro de los motivos de la elección de esta batería es su alta compatibilidad con la mayor parte de inversores del mercado y su corriente máxima de salida hasta 65A. Por último, para cerrar la lista de motivos de elección por una batería de litio en lugar de una de plomo-ácido es su durabilidad; mientras que las de plomo-acido tienen una vida útil de 3-5 años, las de litio pueden durar unos 20 años con un correcto uso y mantenimiento. Con una mayor vida útil, podemos esperar un mayor ROI (Return of Investment) al aumentar el número de años que la batería va a proporcionar ingresos. Por lo tanto, la horquilla de precios de esta batería oscila entre los 2.000€ para 4kWh hasta los 128.000€ para los 256 kWh. Analizando los datos de la energía excedentaria para el año 3, podemos observar que si bien hay días en los que el excedente de energía a la red es de hasta 420 kWh en días de alta generación y no uso del complejo, el excedente promedio para el mes de enero es de 150 kWh y 100 kWh en Julio. Del mismo modo para ambos meses existen días en los que el sistema no genera la energía demandada y consume hasta 48 kWh de la red en enero y hasta 321 kWh en el mes de julio. Así pues, la elección de la capacidad de la batería debe ser un compromiso entre el desembolso económico y su tiempo de amortización, evitando a su vez que el balance energético mensual de la instalación haga que el termino de energía de la factura resulte a pagar. Como se ha comprobado en el apartado 3, para el año 3 tras realizar el balance económico de los excedentes/consumos de red, tenemos un saldo de 8.929,59 €. Esta cantidad de dinero es un beneficio económico que se deja de percibir, ya que como se describió en apartados anteriores, mediante las tarifas de compensación de excedentes solo es posible reducir a 0 el término de energía de la factura eléctrica mensual, siendo imposible cobrar por la energía que sobrepase el total autoconsumo. 4.2.3. ESCENARIO DE DESCONEXIÓN DE LA RED ELÉCTRICA En vista de esta energía excedentaria “desperdiciada” cabe preguntarse si es posible desconectar la instalación de la red eléctrica de manera que sea totalmente independiente, y no sea necesario pagar factura eléctrica alguna por los términos de peajes y potencia. Desafortunadamente este escenario no resulta factible técnica ni económicamente dada la naturaleza de uso y consumo del complejo. Para que el complejo pudiera desacoplarse de la red eléctrica, el sistema fotovoltaico debe ser capaz de generar la energía consumida por el sistema en el día más desfavorable y además la energía a almacenar de manera que pueda cubrirse la demanda durante un número de días n que se definan. Supongamos que el número de días de autonomía requeridos es n=2. Por lo tanto, debemos multiplicar el consumo del día más desfavorable 604,95 kWh para el 15 de junio por dos, resultando en 1209,9kWh de capacidad neta de almacenamiento, que resulta, aplicado un DOD (%) del 80% en 1512,38 kWh. Si bien existen baterías de iones de litio de esta capacidad y que los precios de estas han disminuido en los últimos años aún pueden variar significativamente. En general, el rango de precios se encuentra entre 200€ y 500€ por kilovatio-hora (kWh). Para sistemas a gran escala, los precios tienden a estar en el extremo inferior de este rango o incluso por debajo, especialmente para instalaciones comerciales o industriales. Considerando un precio en el margen inferior de 200€, estaríamos hablando de que el coste en baterías ascendería a 302.475,00 €, Por otro lado, la máxima generación de energía mediante fuente fotovoltaica es de 513,23 kWh, que aún resulta inferior del consumo del día más desfavorable (604,95 kWh), necesitándose en este caso energía almacenada de días anteriores o importar energía de la red. Por lo tanto, debido a las limitaciones en la generación y al elevado coste económico que supondría la implantación de baterías de tal capacidad, queda descartada la hipótesis de desconectar completamente el sistema de la red eléctrica. 4.2.4. SISTEMA CONECTADO A LA RED CON ALMACENAMIENTO INTEGRADO Tras comprobar la no viabilidad de aislar el complejo de la red eléctrica, se procede a explorar una solución intermedia entre ambos modelos, que permita seguir conectado a la red para poder satisfacer los días con mayor demanda y al mismo tiempo obtener el máximo beneficio económico de la energía eléctrica excedentaria. Puesto que tenemos una gran cantidad de excedentes sin aprovechar, ya que la compañía eléctrica no pagará por ellos, la idea es poder contar con un sistema de almacenamiento que nos permita vender esta energía a otros usos, obteniendo ingresos adicionales. En un contexto en el que la movilidad eléctrica está a la orden del día, podemos plantear la posibilidad de que el excedente de energía del sistema se use para la recarga de motos eléctricas. Para el año 3 analizado en apartados anteriores se comprueba que la energía excedentaria promedio es de 146,41 kWh/día. Si ponemos como caso de uso una moto eléctrica estándar que ya ha circulado por Sevilla durante varios años, la TORROT MUVI L3 (equivalente a una moto de cilindrada 125 cc), comprobamos en su ficha técnica que su almacenamiento consta de dos baterías de 1690 Wh, es decir 3,38 kWh. Por lo tanto, con la energía excedentaria promedio tendríamos suficiente energía para cargar de 0 a 100% hasta 43 vehículos de estas características. La realidad es que no toda la energía excedentaria es aprovechable debido a factores como el mencionado DOD de las baterías y la degradación que sufren las mismas a lo largo del tiempo. Cada fabricante garantiza un número de ciclos para los cuales el rendimiento no será inferior a un valor. Este valor oscila entre el 70-80% y el número de ciclos entre los 4.000-6.000. Para este análisis vamos a suponer que los primeros 4.000 ciclos para los cuales el producto del DOD (%) y rendimiento de la batería proporciona un aprovechamiento del 80% de la energía. A partir de estos 4.000 ciclos, que equivale a 10,96 años, tomaremos como hipótesis una pérdida lineal de la capacidad efectiva de un 2.5% anual. Con estas premisas, analizaremos distintas capacidades de almacenamiento. 4.2.5. CASO I: MÁXIMO ALMACENAMIENTO POSIBLE En vista de los excedentes producidos por el sistema, cabe analizar la viabilidad de almacenar y vender la máxima energía posible. Como se ha descrito anteriormente, para la batería escogida, la escalabilidad de la misma permite ir desde los 4 a los 256 kWh. En este escenario se escogerá el modelo de 256 kWh, con un desembolso inicial de 128.000€. La lógica de simulación se basa en las siguientes premisas: • Energía producida es la energía generada por el campo solar (en kWh). • Energía consumida: es la energía consumida por el complejo (en kWh). • Excedente es la diferencia entre la energía producida y la energía consumida (en kWh) • Capacidad batería: es la capacidad máxima de almacenamiento (en kWh) • Importación/Exportación de Red Eléctrica: Energía entrante o saliente que se debe comprar o vender a la comercializadora en kWh. Lógica del algoritmo • Si Excedente (Eprod – Econs) < 0, entonces: Importación Red Electrica = Econs – Eprod Almacenamiento bateria= 0 • Si Excedente (Eprod – Econs) >= 0, entonces: Si Excedente < Capacidad bateria: Almacenamiento batería = Excedente Si Excedente > Capacidad batería: Almacenamiento batería = Capacidad batería Exportación a red eléctrica = Excedente – Capacidad batería Se implementa la lógica en la hoja de cálculo para el año 3, obteniéndose los resultados siguientes: Desembolso inicial batería = 128.000 € Ingresos por venta de energía: Se empleará el método del TIR para ver la rentabilidad de acometer esta inversión. • Siendo Ft el flujo neto de efectivo en el año t. • TIR la tasa interna de retorno Cap. Util Coste inic. 128.000,00 € 80,0% Año 1 11.551,37 € 80,0% Año 2 11.551,37 € 80,0% Año 3 11.551,37 € 80,0% Año 4 11.551,37 € 80,0% Año 5 11.551,37 € 80,0% Año 6 11.551,37 € 80,0% Año 7 11.551,37 € 80,0% Año 8 11.551,37 € 80,0% Año 9 11.551,37 € 80,0% Año 10 11.551,37 € 77,5% Año 11 11.190,39 € 75,0% Año 12 10.829,41 € 72,5% Año 13 10.468,43 € 70,0% Año 14 10.107,45 € 67,5% Año 15 9.746,47 € 65,0% Año 16 9.385,49 € 62,5% Año 17 9.024,51 € 60,0% Año 18 8.663,53 € 57,5% Año 19 8.302,55 € 55,0% Año 20 7.941,57 € 0,00 € 2.000,00 € 4.000,00 € 6.000,00 € 8.000,00 € 10.000,00 € 12.000,00 € 14.000,00 € Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20 Gráfica 14: Ingresos venta energía Para esta inversión inicial estos flujos de efectivo se obtiene un TIR de 5,7 %. Este porcentaje nos será útil para comparar esta inversión con respecto de otras capacidades de batería que serán calculadas a continuación. Del mismo modo puede comprobarse que el Periodo de Retorno de la inversión es de 11,08 años, un tiempo elevado que toma la mitad de la vida útil de las baterías. Además, atendiendo a la simulación anterior, también se observa que, para una batería de esta capacidad, el aprovechamiento promedio de la misma es tan solo de 55%, es decir, en términos anuales, prácticamente el 45% de la capacidad de la batería no sería aprovechada. 4.2.6. CASO II: CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO ÓPTIMA Se procede a repetir el proceso presentado en el apartado anterior para nuevas capacidades de batería. Ya se ha buscado aprovechar la máxima capacidad posible; en el presente apartado se buscará un enfoque óptimo en términos de rendimiento económico. Empleando la herramienta Solver, se busca el valor u horquilla de valores en las cuales la capacidad de la batería maximice el TIR y reduzca el tiempo de recuperación de la inversión lo máximo posible. Esta horquilla de valores se encuentra entre los 90 y 100 kWh brutos. Tabla 10: Análisis económico para 3 capacidades En la tabla puede comprobarse como el punto óptimo se encuentra en los 90 kWh, tanto en periodo de retorno, como en TIR. Al ser las capacidades reales de la batería múltiplo de 4 kWh por módulo, la capacidad óptima instalable se sitúa en los 92 kWh con un tiempo de retorno de 9,85 años y un TIR de 7,54. Estos valores son del mismo modo, superiores a los obtenidos en el apartado anterior para la máxima capacidad de almacenamiento de 256 kWh. 4.2.7. CONSIDERACIONES ADICIONALES Además del análisis económico realizado, cabe tener en cuenta algunas consideraciones para determinar la capacidad a instalar. La primera de ellas es el espacio para instalar ese almacenamiento. Al encontrarse situado en un entorno relativamente pequeño, puede resultar difícil albergar los 64 90 kWh 92 kWh 100 kWh Cap. Util Coste 45.000,00 € 46.000,00 € 50.000,00 € 80,0% Año 1 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 2 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 3 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 4 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 5 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 6 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 7 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 8 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 9 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 80,0% Año 10 4.671,78 € 4.764,06 € 5.130,73 € 77,5% Año 11 4.525,78 € 4.615,19 € 4.970,40 € 75,0% Año 12 4.379,79 € 4.466,31 € 4.810,06 € 72,5% Año 13 4.233,80 € 4.317,43 € 4.649,73 € 70,0% Año 14 4.087,80 € 4.168,56 € 4.489,39 € 67,5% Año 15 3.941,81 € 4.019,68 € 4.329,06 € 65,0% Año 16 3.795,82 € 3.870,80 € 4.168,72 € 62,5% Año 17 3.681,80 € 3.721,93 € 4.008,39 € 60,0% Año 18 3.503,83 € 3.573,05 € 3.848,05 € 57,5% Año 19 3.427,26 € 3.424,17 € 3.687,71 € 55,0% Año 20 3.211,85 € 3.275,29 € 3.527,38 € TIR Tiempo Ret. Cap. Usada 90 kWh 7,58% 9,63 63,00% 100 kWh 7,41% 10,70 63,00% 92 kWh 7,54% 9,85 63,00% módulos de 4kWh. Este sería un punto a favor de instalar una capacidad menor, ya que con 92 kWh tan solo sería necesario instalar y albergar 23 módulos. El segundo de ellos es la posibilidad real de vender la energía para movilidad eléctrica u otros edificios. Comprobamos que para un almacenamiento de 256 kWh se podrían cargar hasta 43 motos eléctricas al día, número demasiado ambicioso desde el punto de vista práctico; mientras que con 92 kWh este número se reduciría hasta los 23 vehículos. Tener demasiada energía almacenada sin poder venderla, repercutiría en menores ingresos y una menor rentabilidad de la inversión. Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba recirculación Thermatop SIS5 Bomba 230 V 0,18 kW Bomba de distribución agua climatización a batería de unidad de tratamiento de aire SIS4 Bomba 230 V 0,18 kW Tratamiento cloración antilegionella Zoco MANT Seguridad y salubridad 0 V 0,10 kW Tratamiento cloración antilegionella Anfiteatro MANT Seguridad y salubridad 0 V 0,10 kW Bomba de distribución agua climatización a intercambiador QANAT 1 SIS4 Bomba 230 V 0,09 kW Bomba de distribución agua climatización a intercambiador QANAT 2 SIS4 Bomba 230 V 0,09 kW Ventilación de aseos sala técnica MANT Ventilación 230 V 0,06 kW Ventilación de aseos Anfiteatro MANT Ventilación 230 V 0,06 kW Estación meteorológica CONT Control 230 V 0,04 kW 8. ANEXO II: PRINCIPIOS FUNCIONAMIENTO EXCEL SOLAR El principal motor de cálculo del presente proyecto se basa en una hoja Excel que se alimenta de una partida de datos confiables recogidos de distintas fuentes. Empleando estos datos de partida y siguiendo los cálculos y simplificaciones determinadas en otros apartados de esta memoria, se obtienen los correspondientes resultados, siendo los más notables los balances energéticos que permiten obtener las curvas de generación de energía diaria, los consumos del sistema completo por días, autoconsumo, excedentes y valoración económica de los mismos para distintos escenarios. El siguiente mapa muestra, a modo esquemático, las entradas y salidas de dicha hora Excel Figura 23: Mapa conceptual Excel solar Entradas de información Listado de equipos: Procedente de la memoria inicial del proyecto, se obtiene un listado detallado de los equipos que componen los distintos sistemas de consumo del complejo con sus respectivas potencias expresadas en kW. Se realiza una agrupación de los mismos en función de su funcionalidad (hidráulica, ventilación, iluminación…). El listado completo de equipos puede encontrarse en el Anexo I de la presente memoria. Principios de funcionamiento de los equipos/sistemas: Cada uno de los equipos agrupados en sistemas tienen una serie de horarios y patrones de funcionamiento. Los mismos se extraen igualmente de la memoria inicial del proyecto, permitiendo diseñar un cronograma diario con los tramos horarios que marcan el funcionamiento de los equipos. El detalle de funcionamiento puede verse en detalle en el apartado “Análisis de generación uso y consumo del complejo en base diaria” Radiación y generación solar horaria: Procedente de la herramienta PVGIS. Avalado por la Comisión Europea, se trata de un software de cálculo fotovoltaico online gratuito con que puede obtenerse la energía solar fotovoltaica producida por cualquier sistema fotovoltaico ubicado en cualquier punto de la geografía española. Estos datos son usados como base para los cálculos de la hoja Excel. Para más detalle, véase apartado “Generación diaria” Precios: A fin de tener una base económica realista para los cálculos, se ha consultado distintas fuentes de información (comercializadoras/fabricantes) de manera que se disponen de valores de compra/venta de energía y equipos actuales, pudiendo hacer estimaciones realistas en términos económicos. Funcionamiento: El Excel de trabajo tiene como objetivo último realizar las correspondientes simulaciones para distintos años tipo, de manera que puedan analizarse escenarios distintos y poder valorar la posibilidad de incluir mejoras de almacenamiento y/o nuevos usos del excedente energético si lo hubiera. Para cada año, se realiza la simulación de 365 registros correspondientes a cada día del año. Las columnas definidas para dicha simulación se detallan a continuación: Columnas correspondientes al día: Incluyen el mes, fecha y día de la semana. Resultan necesarias para identificar el comportamiento de la instalación, ya que, según el patrón de uso definido, para cada día de la semana tendremos distintos consumos. Semana tipo: Como definido en el apartado “Análisis de generación uso y consumo del complejo en base diaria” se considerarán 3 semanas tipo de uso, que marcarán qué días de la semana la instalación estará en uso y cuáles no. Uso tipo: Bajo/Medio/Alto. Nos indica el horario de uso para cada día tal como se ha definido en el apartado anterior. T>35C: Basada en datos históricos, se establece el valor 1/0 en función de si el día correspondiente se espera que la temperatura exterior sobrepase los 35 grados Celsius durante más de 1 hora. En ese caso se considerará que la bomba de calor debe activarse para complementar a las otras tecnologías de enfriamiento presentes en el complejo. Estado de la instalación: ON/OFF. Este campo lee de la semana tipo y el correspondiente día de la semana para determinar si el complejo tendrá uso o no. Generación media por inclinaciones y total: Para cada mes e inclinación (20/30/40º) se incluyen los valores promedios de generación diaria calculados en el apartado “Generación diaria”. Estos valores de generación ya han tenido en cuenta el número de paneles por inclinación, así que la generación total resulta de sumar la generación de las tres inclinaciones. Multiplicador de generación: A fin de aleatorizar la generación, la generación diaria se multiplica por un valor aleatorio comprendido entre 0.6 y 1.3 diferente para cada día del año. De esta forma se pretende añadir un grado más de variabilidad climática. Consumos: Se incluyen columnas con los consumos diarios de los conjuntos de hidráulica, ventilación, bomba de calor e iluminación, así como el consumo total. Puede comprobarse el detalle de consumos en el apartado “Simulación Anual”. Excedente: Cantidad de energía expresada en kWh que resulta de la diferencia entre la generación fotovoltaica y el consumo del sistema, es decir es la energía producida no consumida. Un valor positivo muestra mayor producción solar que consumo, vertiendo energía a la red, mientras que uno negativo muestra la energía necesaria que es importada de la red para cubrir la demanda. Excedente a red: Solo para simulación con baterías. Cantidad de energía expresada en kWh que resulta de la diferencia entre la generación fotovoltaica, el consumo del sistema y la energía destinada al almacenamiento en baterías. Autoconsumo: Valor porcentual de cobertura del consumo eléctrico del complejo mediante la energía generada in-situ. En el caso de que exista exportación de energía a la red, se considerará que el autoconsumo es del 100%. Exportación: Valor porcentual (positivo o negativo) que expresa el tanto por ciento de la energía producida que se exporta/importa de la red. Saldo Excedentes: Muestra el valor económico diario que resulta de multiplicar el excedente o déficit de energía diario por el correspondiente valor de precio de compra/venta por kWh. De la suma de los 365 valores anuales se obtiene el balance económico anual. Figura 24: Esquema funcionamiento Excel solar A partir de los resultados obtenidos en la hoja Excel, se realizan las consideraciones y análisis expresados en los apartados 3 y 4 de esta memoria. 9. ANEXO III: PRINCIPIOS FUNCIONAMIENTO EXCEL SOLAR Como se ha mencionado anteriormente, la energía solar fotovoltaica se ha convertido en una alternativa cada vez más popular para la generación de electricidad limpia y renovable. Las instalaciones de paneles solares están diseñadas para durar décadas, pero al igual que cualquier otra infraestructura, requieren mantenimiento periódico para asegurar su funcionamiento óptimo y prolongar su vida útil. En este sentido, el mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica es esencial para maximizar su eficiencia y rentabilidad a largo plazo de forma que la energía producida por el sistema se acerque lo máximo posible a la que obtenemos en los modelos matemáticos. En este apartado, hablaremos sobre los aspectos más importantes que deben considerarse al llevar a cabo un mantenimiento adecuado de las instalaciones solares. El mantenimiento preventivo es aquel que tiene por objetivo primero el minimizar las posibilidades de fallos o averías en el sistema. Se trata de evitar las averías antes de que se produzcan. Con ello alargaremos la vida útil de la instalación, maximizando el rendimiento económico de la misma al disminuir el coste por reparaciones. Por otro lado, el mantenimiento correctivo es aquel que realizamos de forma periódica en la instalación para garantizar que el funcionamiento de la misma se ajusta a las condiciones de operación. Por ello es importante elaborar un correcto plan de mantenimiento preventivo y correctivo de la instalación fotovoltaica. Debe realizarse un seguimiento de los distintos puntos del mismo a modo de checklist para alcanzar los objetivos que se definan. Labores de mantenimiento preventivo: Limpieza de los módulos fotovoltaicos: La limpieza regular de los paneles fotovoltaicos es un aspecto fundamental del mantenimiento de estas instalaciones. A medida que los paneles acumulan suciedad, polvo, hojas, excrementos de aves y otros tipos de contaminación, su capacidad de absorber la radiación solar disminuye, lo que puede afectar significativamente la producción de energía eléctrica. Incluso una pequeña cantidad de suciedad o polvo en la superficie de los paneles puede causar una pérdida de eficiencia, reduciendo la cantidad de energía que se puede generar. Estudios de NREL desvelan que las pérdidas anuales por ensuciamiento de la energía fotovoltaica pueden oscilar entre el 0% y el 7% en Estados Unidos y llegar hasta el 50% en algunas partes del mundo (https://www.nrel.gov/news/features/2021/scientists-studying-solar-try-solving-a-dusty- problem.html), y ello solo hace referencia al ensuciamiento por partículas; a ello hemos de sumarle el ensuciamiento provocado por hojas y/o excrementos de aves, altamente plausibles en nuestro escenario. La suciedad también puede provocar una acumulación de calor en la superficie de los paneles, lo que puede provocar daños en los componentes eléctricos y acortar la vida útil del sistema. Además, la acumulación de suciedad en los paneles puede afectar la garantía del fabricante, ya que muchos paneles solares requieren un mantenimiento regular para cumplir con los términos de la garantía. Por lo tanto, es importante programar la limpieza regular de los paneles solares para mantenerlos en óptimas condiciones de funcionamiento y asegurar que produzcan la mayor cantidad de energía posible. La frecuencia de limpieza depende de varios factores, como la ubicación geográfica de la instalación, el clima y la cantidad de contaminación ambiental. En este caso nos encontramos en una zona urbana, con unos paneles puestos en una altura relativamente baja en términos urbanísticos, en una zona con alta cantidad de vegetación, paso de vehículos en las cercanías y en una ciudad como Sevilla en la que es posible encontramos con fenómenos atmosféricos como calima, con lo cual podemos esperar que los paneles se van a ensuciar con relativa frecuencia. Podemos esperar que con una limpieza cuatrimestral sea suficiente para mantener una eficiencia adecuada de la instalación. Una correcta limpieza evitará muchos de los posibles riesgos en términos de pérdidas de rendimiento. Respecto al cómo realizar la limpieza, es un proceso sencillo, pero requiere cuidado y atención para evitar daños en los paneles o en los componentes eléctricos del sistema: - La limpieza debe programarse preferentemente en un día nublado o temprano en la mañana para evitar daños en los paneles debidos al choque térmico, causado por los cambios bruscos de temperatura. - La limpieza evitará siempre productos físicos o químicos que puedan resultar abrasivos para los módulos fotovoltaicos. Revisión visual del sistema: Mediante la inspección visual del sistema se procederá a comprobar que los paneles se encuentran en correctas condiciones, revisando: - Los módulos fotovoltaicos no reciben sombras no deseadas. Se comprobará que la vegetación cercana a la instalación, por su crecimiento natural, no interfiere sombreando los paneles. - Inspección visual para detectar roturas en el cristal. Choques térmicos, caída de granizo, vandalismo u otros factores pueden haber provocado la rotura del cristal de uno o varios paneles. - Revisión del estado de los tornillos de fijación y soportes de montaje, procediendo en caso de necesidad a su ajuste. Es importante para evitar posibles caídas de los paneles o la variación de su inclinación con respecto a la de diseño. - No se observan señales de corrosión en las barras colectoras de las células. La corrosión se produce cuando la humedad penetra en las barras colectoras y comienza a corroer el metal. La humedad puede infiltrarse en los paneles solares debido a una variedad de factores, como una mala calidad del encapsulante, daños en el panel durante el transporte o la instalación, o una ventilación inadecuada del panel. La corrosión en las barras colectoras puede reducir la eficiencia del panel solar y, en casos graves, puede causar la falla del sistema ya que esta corrosión puede aumentar la resistencia en el circuito eléctrico. - Revisión de posibles quemaduras en la lámina posterior de los paneles fotovoltaicos. Estas son daños causados por una acumulación excesiva de calor en el lado posterior de los paneles solares. Esto puede ocurrir cuando la energía solar no se convierte en electricidad de manera eficiente y se disipa como calor en la superficie posterior de los paneles. Las causas más comunes de las quemaduras en la lámina posterior de los paneles fotovoltaicos incluyen una mala ventilación, un tamaño inadecuado de los conductos eléctricos, una falta de limpieza regular de los paneles, una mala ubicación de los paneles solares o una mala calidad del encapsulante. Las quemaduras pueden resultar en daños irreparables en los paneles solares y reducir significativamente la producción de energía. Además, la presencia de quemaduras también puede afectar la garantía del fabricante, ya que se considera como un signo de uso inadecuado. Para prevenir las quemaduras en la lámina posterior de los paneles fotovoltaicos, es importante asegurarse de que los paneles estén correctamente instalados y ventilados para permitir una adecuada disipación de calor. También es importante mantener los paneles limpios y en buenas condiciones de funcionamiento para garantizar una eficiencia óptima. En caso de observar quemaduras en la lámina posterior de los paneles, se debe contactar a un técnico especializado para que realice una evaluación y determinar las acciones necesarias para solucionar el problema. - Se debe verificar la inexistencia de evidencia de roedores u otros tipos de fauna que puedan causar daños a la instalación. Revisión termográfica También deben llevarse a cabo inspecciones en los paneles solares utilizando cámaras termográficas para verificar que todas las áreas del panel se encuentren dentro del rango de temperatura permitido por el fabricante. Estas inspecciones son particularmente importantes durante los meses más cálidos del año, más aún en una localización como Sevilla, que con elevada frecuencia supera los 40 grados C. de temperatura en los meses de verano. La termografía solar es una herramienta altamente efectiva en el mantenimiento preventivo, ya que permite identificar de manera precisa los defectos en los módulos y en la instalación. Suele hacerse cada tres meses. Revisión de cableado y conectores El cableado y las conexiones son componentes críticos de una instalación fotovoltaica y, por lo tanto, deben ser inspeccionados y mantenidos regularmente para garantizar un rendimiento óptimo y la seguridad de la instalación. El mantenimiento del cableado y las conexiones de la instalación fotovoltaica incluye la inspección visual de las conexiones para detectar signos de corrosión, daño físico o cualquier otro problema. También se debe verificar la tensión de los terminales para asegurarse de que estén ajustados correctamente y que no haya conexiones sueltas. Además, es importante asegurarse de que los cables estén correctamente identificados, para que puedan ser fácilmente identificados y solucionados en caso de un problema. También se deben revisar los puntos de empalme de los cables y asegurarse de que estén debidamente sellados para evitar la entrada de humedad y corrosión. El mantenimiento preventivo del cableado y las conexiones de una instalación fotovoltaica es fundamental para garantizar una producción eficiente y segura de energía solar. Se recomienda realizar inspecciones y mantenimientos de forma regular, idealmente cada seis meses o según las recomendaciones del fabricante. Mantenimiento preventivo de los inversores: El mantenimiento preventivo de los inversores es vital ya que de él depende la correcta conversión de corriente continua a alterna e incluye la inspección visual y la limpieza regular de los ventiladores y los filtros para garantizar un flujo de aire adecuado y evitar el sobrecalentamiento del equipo. También se debe verificar la tensión de los terminales de entrada y salida, así como la correcta conexión del equipo y los dispositivos de protección (fallos de aislamiento). Igualmente se realizarán pruebas de arranque-parada. Otra tarea importante es monitorear el rendimiento de los inversores y analizar los datos de la instalación fotovoltaica para detectar cualquier irregularidad en la producción de energía. Además, se recomienda verificar regularmente el software de los inversores y mantenerlo actualizado para asegurarse de que esté funcionando correctamente. Mantenimiento preventivo y correctivo de los sistemas de monitorización remota: La monitorización remota es una herramienta muy útil en el mantenimiento preventivo de instalaciones fotovoltaicas, ya que permite a los operadores supervisar y controlar el rendimiento de la instalación en tiempo real, lo que permite identificar cualquier problema en la producción de energía y tomar medidas para solucionarlo antes de que se convierta en un problema mayor. El mantenimiento preventivo en la monitorización remota incluye la verificación regular de los datos del sistema y la comparación con los parámetros establecidos para detectar cualquier desviación del rendimiento normal. También se deben revisar los registros de errores y alertas del sistema y tomar medidas para solucionarlos lo antes posible. Además, es importante realizar actualizaciones periódicas del software del sistema de monitorización para asegurarse de que esté funcionando correctamente y que se estén recibiendo los datos de manera adecuada. También se debe verificar la conexión de la red y el sistema de comunicación para garantizar una comunicación fiable entre los componentes del sistema.