Diseño de una instalación fotovoltaica de 6 kW para autoconsumo doméstico

Equation Chapter 1 Section 1 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Diseño de una instalación fotovoltaica de 6 kW para autoconsumo doméstico Autor: Antonio Arquer Fernández Tutor: Miguel Ángel González Cagigal Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 ii iii Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías de Industriales Diseño de una instalación fotovoltaica de 6 kW para autoconsumo doméstico Autor: Antonio Arquer Fernández Tutor: Miguel Ángel González Cagigal Profesor Permanente Laboral Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2025 iv v Trabajo Fin de Grado: Diseño de una instalación fotovoltaica de 6 kW para autoconsumo doméstico Autor: Antonio Arquer Fernández Tutor: Miguel Ángel González Cagigal El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2025 vi El Secretario del Tribunal vii A mi familia A mis profesores viii ix Agradecimientos Quiero agradecer en este trabajo a todas aquellas personas que han formado parte de este camino: a mis padres, que han sabido transmitirme la cultura del esfuerzo y me han facilitado la vida en casa para poder dedicarme en profundidad a mis estudios; a mis amigos, que han sido fuente de motivación para continuar con la carrera a un nivel muy exigente; y, en definitiva, a mis profesores, que han sabido transmitir su conocimiento, ayudándome así a desarrollarme como futuro ingeniero. Antonio Arquer Fernández Estudiante de Ingeniería de las Tecnologías Industriales Sevilla, 2025 xvi 5.4.1 Elección del inversor 22 5.5 Disposición de las placas 23 5.5.1 Cálculo de temperatura máxima y mínima del panel 23 5.5.2 Voltaje a circuito abierto a temperatura mínima (invierno) 24 5.5.3 Corriente de cortocircuito a temperatura máxima (verano) 24 5.5.4 Tensión de máxima potencia a temperatura máxima (verano) y a temperatura mínima (invierno) 25 5.5.5 Intensidad de máxima potencia a temperatura máxima (verano) 25 5.5.6 Disposición en serie 26 5.5.7 Disposición en paralelo 26 5.6 Condiciones a cumplir por el inversor 27 6 Batería 29 6.1 Consumo y Generación mensual 29 6.2 Cálculo y elección de la batería 29 6.2.1 Capacidad de la batería 29 6.2.2 Elección de la batería 30 6.2.3 Cálculo de la capacidad de la batería 30 6.3 Batería virtual 31 7 Cableado y Protecciones 33 7.1 Requisitos técnicos para el cableado de la instalación 33 7.1.1 Condiciones específicas para el cableado 33 7.1.2 Criterios de diseño aplicados 33 7.2 Cableado de la zona de corriente continua 34 7.2.1 Criterio térmico 34 7.2.2 Criterio de caída de tension 37 7.2.3 Criterio de intensidad de cortocircuito 37 7.2.4 Conclusión cableado DC 37 7.3 Cableado de la zona de corriente alterna 38 7.3.1 Datos de salida del inversor 38 7.3.2 Elección del cable AC 38 7.3.3 Criterio térmico 38 7.3.4 Criterio caída de tensión 39 7.3.5 Criterio de intensidad de cortocircuito 40 7.4 Puesta a tierra 41 7.5 Protecciones 42 7.5.1 Protecciones para la parte de continua 42 7.5.2 Protecciones para la parte de alterna 43 8 Estudio Económico 45 8.1 Factura mensual 45 8.2 Rentabilidad del proyecto 46 8.2.1 Instalación con batería virtual 47 8.2.2 Instalación con batería física y virtual 49 8.3 Subvenciones 51 9 Conclusión 53 10 Referencias 55 11 Planos 57 12 Anexos 61 xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1-1. Consumo mensual de energía eléctrica 13 Tabla 4-1. Tipos de paneles fotovoltaicos 18 Tabla 4-2. Comparación dos modelos de paneles 19 Tabla 5-1. Datos del inversor 23 Tabla 5-2. Temperaturas máximas y mínimas en Sevilla últimos 15 años 23 Tabla 6-1. Energía para compensar con baterías 29 Tabla 6-2. Comparativa de batería de plomo y batería de litio 30 Tabla 7-1. Factores de corrección por temperatura ambiente 35 Tabla 7-2. Factor de corrección por agrupamiento 35 Tabla 7-3. Intensidades admisibles Catálogo Top Cable DC 36 Tabla 7-4. Datos de salida del inversor 38 Tabla 7-5. Intensidades admisibles Catálogo Top Cable AC 39 Tabla 8-1. Datos de la factura mensual 45 Tabla 8-2. Factura mensual 45 Tabla 8-3. Gastos fijos de la instalación 46 Tabla 8-4. Rentabilidad de la instalación sin batería física, con batería digital 47 Tabla 8-5. Total de la factura anual sin batería física 48 Tabla 8-6. Rentabilidad de la instalación con batería física, con batería digital 50 Tabla 8-7. Total de la factura anual con batería física 50 xviii xix ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2-1. Energía Solar Fotovoltaica vs Térmica 5 Figura 2-2. Tipos de Radiación 6 Figura 2-3. Mapa Radiación España 7 Figura 2-4. Célula Fotovoltaica 8 Figura 2-5. Célula Fotovoltaica 8 Figura 2-6. Célula Fotovoltaica 9 Figura 2-7. Curva característica I-V 10 Figura 4-1. Tramos Tarifas Luz España 15 Figura 4-2. Ubicación de la instalación fotovoltaica 16 Figura 4-3. Ángulo del panel de máximo rendimiento en invierno con PVsyst 17 Figura 4-4. Panel Fotovoltaico Tensite 19 Figura 5-1. Inversor Híbrido Tensite 6kW Monofásico AH6M-2 23 Figura 7-1. Cable TOPSOLAR PV H1Z2Z2-K 34 Figura 7.2. Cable TOXFREE ZH RZ1-K (AS) 38 Figura 7-3. Seccionador ABB OTDC25U4 42 Figura 7-4. Interruptor automático magnetotérmico Schneider Electric Acti 9 iC60N 43 xx xxi ÍNDICE DE GRÁFICAS Gráfica 1-1. Emisión de Gases de Efecto Invernadero por Gen. Eléctrica Anual (MITECO) 2 Gráfica 4-1. Consumo mensual de energía eléctrica 13 Gráfica 4-2. Consumo de energía eléctrica por horas en invierno 14 Gráfica 4-3. Consumo de energía eléctrica por horas en verano 14 Gráfica 4-4. Radiación solar en Sevilla. Media diaria 17 xxii 1 1 INTRODUCCIÓN ndalucía es una tierra que disfruta de muchas horas de sol con cielos despejados durante la mayor parte del año. Sumado a la creciente tendencia hacia el uso de energías renovables y el aumento del coste de la electricidad, este contexto convierte a la energía solar en una alternativa cada vez más atractiva para el autoconsumo doméstico. 1.1 Contexto y justificación del estudio La abundancia de horas de sol en Andalucía no solo posiciona a la región como un referente en turismo, sino que también abre la puerta a nuevas oportunidades de desarrollo económico e industrial basado en energías renovables. Esta ventaja competitiva puede permitir a España diversificar su modelo productivo y reducir su dependencia energética del exterior. A nivel personal, la disponibilidad de una vivienda unifamiliar crea el escenario ideal para plantear una instalación fotovoltaica de autoconsumo. Este trabajo surge con el objetivo de servir como guía técnica para otros usuarios en circunstancias similares, evaluando su viabilidad real y comprobando si esta alternativa resulta rentable tanto económica como medioambientalmente. 1.1.1 Motivación económica En los últimos años, el precio de la electricidad ha experimentado una tendencia ascendente, afectando significativamente al gasto energético de los hogares. Paralelamente, la reducción del coste de los sistemas fotovoltaicos y, en particular, de las baterías de almacenamiento, ha mejorado notablemente la rentabilidad de este tipo de instalaciones. El autoconsumo permite obtener una tasa de retorno de la inversión atractiva, lo que convierte a las instalaciones solares en una opción económicamente viable para muchas familias. 1.1.2 Motivación medioambiental La instalación de sistemas fotovoltaicos contribuye de forma directa a la reducción de la huella de carbono al generar energía limpia y renovable. Además, disminuye la dependencia de combustibles fósiles, cuya extracción y consumo suponen un fuerte impacto ambiental. Desde una perspectiva geopolítica, esta transición también aporta mayor autonomía energética frente a países exportadores de recursos fósiles, lo cual es especialmente relevante en contextos de inestabilidad internacional. A “No podemos seguir ignorando los daños que estamos causando al planeta. No podemos seguir ignorando los efectos del cambio climático.” - Barack Obama - Introducción 2 2 Gráfica 1-1. Emisión de Gases de Efecto Invernadero por Gen. Eléctrica Anual (MITECO) [1]. En la gráfica 1-1 se pueden ver dos descensos marcados de emisiones anuales de gases de efecto invernadero en España. El primero es en el año 2007, cuando tuvo lugar el auge masivo de instalaciones fotovoltaicas gracias al Real Decreto 661/2007 [2], que estableció un sistema de primas muy generoso para la energía solar fotovoltaica conectada a red, garantizando precios de compra de la electricidad muy por encima del mercado durante 25 años. En 2008 llegaron a instalarse más de 2.500 MW. Este incentivo se redujo con la crisis económica de 2008. El segundo descenso abrupto de emisiones se produjo en 2018, cuando se eliminó el denominado “impuesto al sol”. 1.1.3 Justificación personal y técnica Este estudio se basa en un caso práctico real: la instalación fotovoltaica en una vivienda unifamiliar tipo chalé. Esto permite aplicar de forma directa los conocimientos adquiridos durante la carrera de Ingeniería, especialmente en áreas como el análisis energético, el dimensionamiento de sistemas y la evaluación técnicoeconómica de proyectos. 1.1.4 Marco normativo En los últimos años, España ha llevado a cabo importantes reformas legislativas que favorecen el autoconsumo energético. Entre las más destacadas se encuentran la derogación del denominado "impuesto al sol" [3], la posibilidad de compensar económicamente los excedentes vertidos a la red [4], y la simplificación de los trámites administrativos para este tipo de instalaciones [5]. Estas medidas han impulsado el crecimiento del autoconsumo y han mejorado su viabilidad tanto técnica como económica. 1.2 Objetivos y alcance del trabajo El objetivo principal de este trabajo es diseñar una instalación fotovoltaica de autoconsumo para una vivienda unifamiliar situada en Sevilla, evaluando su viabilidad técnica, económica y medioambiental, con el fin de determinar si se trata de una solución rentable y sostenible. Para ello, se plantean los siguientes objetivos específicos: • Analizar el consumo energético actual de la vivienda y determinar las necesidades de suministro eléctrico. • Seleccionar los componentes más adecuados para la instalación fotovoltaica, considerando criterios técnicos y económicos. 3 • Dimensionar la capacidad óptima del sistema para maximizar el autoconsumo. • Estimar los costes de la instalación y calcular el periodo de retorno de la inversión. • Evaluar el rendimiento energético y el ahorro económico derivado del sistema. • Analizar los beneficios medioambientales asociados a la reducción de la huella de carbono. • Revisar la normativa vigente en España relacionada con el autoconsumo energético. El alcance de este trabajo se limita al diseño y análisis de una instalación fotovoltaica en un contexto doméstico específico, sin abordar la instalación física ni el mantenimiento posterior. Marco Teórico 10 10 2.2.2.1 Curva característica I-V A temperatura constante, como se ve en la figura 2-7, evoluciona la curva característica de la intensidad por la carga con respecto a la tensión, siendo esta la resta entre la corriente de iluminación (𝐼𝐿) y la corriente de oscuridad (𝐼𝐷). Figura 2-7. Curva característica I-V [6] 11 3 LEGISLACIÓN Y NORMATIVA APLICABLE continuación analizaremos las leyes y normas vigentes por las cuales se regula la instalación fotovoltaica en vivienda unifamiliar a instalar en Sevilla. La ley actual favorece el autoconsumo eléctrico y ha simplificado enormemente la tramitación para este tipo de viviendas. 3.1 Normativa que afecta a instalación fotovoltaica de autoconsumo en chalet • Real Decreto 244/2019, de 5 de abril – por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica. Este decreto regula el autoconsumo con y sin excedentes, en nuestro caso la haremos con excedentes acogidos a compensación. También regula el registro simplificado para instalaciones de menos de 100kW y elimina la necesidad de ser titular de la red para instalar placas. [7] • Real Decreto-Ley 15/2018, de 5 de octubre – de medidas urgentes para la transición energética y la protección de los consumidores. Derogó el ‘Impuesto al sol’ y declaró el derecho de autoconsumo sin cargos ni peajes por la energía producida y consumida. Establece el principio de libertad de instalación sin penalizaciones. [8] • Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre – por el que se establecen las condiciones y el procedimiento para el acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Regula los plazos máximos de respuesta de la distribuidora y las garantías de conexión para instalaciones con excedentes. [9] • Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre -- por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. [10] • Tramitación administrativa en viviendas unifamiliares (<10 kW). Las instalaciones en viviendas unifamiliares con potencia inferior a 10 kW tienen la tramitación administrativa muy simplificada, no necesitan licencia de obra (basta con una declaración responsable) y están exentas de autorización ambiental ni de impacto. En Andalucía, se gestiona a través de la Junta de Andalucía, y las notificaciones se realizan mediante la plataforma telemática. [11] • Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) – Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto. Todas las instalaciones deben cumplir el REBT y es obligatorio que un instalador autorizado certifique y legalice la instalación (boletín eléctrico). [12] • Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021–2030. Define los objetivos de renovables para España: alcanzar el 74 % de generación renovable en 2030. [13] • Ley 7/2021, de 20 de mayo, de Cambio Climático y Transición Energética. Refuerza el autoconsumo y establece objetivos de descarbonización para edificios e infraestructuras. [14] A Legislación y normativa aplicable 12 12 3.2 Bonificaciones fiscales y ayudas El ayuntamiento de Sevilla ofrece bonificaciones en el IBI e ICIO por instalaciones de placas solares. • La bonificación del IBI (Impuesto de Bienes Inmuebles) en Sevilla capital es del 50% de la cuota íntegra del impuesto durante 3 años. • El ICIO (Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras) puede bonificarse hasta un 95%. [15] • Deducciones en el Impuesto de la Renta (IRPF) que puede llegar hasta el 20% del importe de las cantidades invertidas en instalaciones realizadas en la vivienda habitual, la base máxima anual de esta deducción se establece en 8.000 euros. [16] 13 4 ANÁLISIS PREVIO A LA INSTALACIÓN e estudiará ahora las características del emplazamiento y el panel fotovoltaico. 4.1 Evaluación del consumo energético del hogar En la gráfica 4-1 y en la tabla 4-1, que muestran el consumo mensual de energía eléctrica de la vivienda dividido en los tres tramos tarifarios (los cuales se explicarán más adelante), se puede apreciar que el consumo es máximo en los meses de diciembre y enero, debido al uso de calentadores eléctricos. En verano, aunque se utiliza el aire acondicionado, los valores de consumo no son tan elevados, ya que se pasa la mayor parte de ese tiempo fuera de esta vivienda. S Gráfica 4-1. Consumo mensual de energía eléctrica MES Valle Llano Punta Energía total (kWh) ENERO 428 250 147 825 FEBRERO 271 164 118 553 MARZO 230 150 97 477 ABRIL 155 86 67 308 MAYO 129 89 71 289 JUNIO 132 82 68 282 JULIO 115 72 67 254 AGOSTO 109 76 54 239 SEPTIEMBRE 111 73 56 240 OCTUBRE 116 76 56 248 NOVIEMBRE 167 89 63 319 DICIEMBRE 593 256 214 1063 Consumo en KWh Tabla 4-1. Consumo mensual de energía eléctrica Análisis Previo a la Instalación 14 14 En la gráfica 4-2 se representa el consumo de energía eléctrica del día 10 de enero de 2024, uno de los días del año que más energía eléctrica se consumió y en la gráfica 4-3 el día 12 de junio de 2024, un día cualquiera de verano. Gráfica 4-2. Consumo de energía eléctrica por horas en invierno. Fuente: Endesa distribución. Gráfica 4-3. Consumo de energía eléctrica por horas en verano. Fuente: Endesa distribución. 15 La energía eléctrica total consumida en 2024 por la casa fueron 5.097 kWh y la media diaria es de 13,96 kWh de consumo. En las gráficas 4 y 5 se puede ver la gran diferencia de consumo eléctrico entre el invierno y el verano de la casa. 4.1.1 Modalidades de contratación eléctrica aplicables a la vivienda 4.1.1.1 Mercado regulado (PVPC) Este modelo de contratación se caracteriza por tener 3 tramos horarios de facturación en los que varía el precio de la energía dependiendo de en qué franja horaria la estés consumiendo. Los tramos son Punta, Llano y Valle, en orden decreciente según su precio habitual, ya que el coste de la energía varía cada hora. En la figura 4-1 se puede ver los distintos horarios para cada tramo. En la Gráfica 4-1, podemos ver como en los meses de invierno el consumo en Zona Valle es mayor debido al uso de calentadores durante la noche. Figura 4-1. Tramos Tarifas Luz España 4.1.1.2 Mercado libre Esta modalidad de contratación ofrece contratos personalizados: • Tarifa con discriminación horaria en dos periodos: Las horas valles suelen ser de 00:00 a 08:00 con un precio fijo más barato, el resto son horas punta. • Tarifa con discriminación horaria en tres periodos: Esta es similar a la tarifa PVPC mencionada anteriormente, pero con precios fijos por tramo y es la que tiene contratada esta vivienda. • Tarifas especiales: Existen tarifas específicas, como la tarifa solar, que ofrece precios más bajos durante las horas de sol, o la tarifa de fin de semana, en la que la energía es más barata o incluso gratuita durante los fines de semana. Análisis Previo a la Instalación 16 16 4.2 Características y viabilidad de la instalación Este apartado se enfocará en el emplazamiento de las placas solares. La instalación se encuentra ubicada en Sevilla capital, en el barrio de Heliópolis, sobre una cubierta plana. El tejado se orienta hacia el sureste, con un azimut de 155º (S 30º E). Gracias a esta orientación (25º al este del sur geográfico, considerada óptima en Sevilla) la generación será mayor en las horas matutinas y menor en las últimas horas de la tarde. Además, al desplazar parte de la producción a franjas horarias con temperaturas menos extremas, se reduce el estrés térmico de los módulos en verano, cuando las temperaturas pico suelen mermar su rendimiento. Se puede ver en la figura 4-2 una foto vista desde arriba de la casa. La superficie disponible (marcada con un pin rojo) es de 7x6 = 42 𝑚2, con una pequeña superficie afectada por la sombra que da la estructura de la casa en las primeras horas matutinas. Teniendo en cuenta el perfil de consumo de la vivienda, conviene fijar la inclinación de los módulos para maximizar la generación en invierno. Por ello, se establecerá un ángulo que maximice la generación en invierno con el programa PVsyst. Figura 4-2. Ubicación de la instalación fotovoltaica 17 En la figura 4-3, donde se calcula la orientación óptima de los paneles, se concluye que una inclinación de 51º maximiza la generación en invierno, por lo que se optará por instalar los paneles con ese ángulo. En la gráfica 4-4 se muestra la radiación solar media diaria en Sevilla, observándose valores más altos en verano y más bajos en invierno. Por tanto, en verano las placas generarán más electricidad y alcanzarán mayores temperaturas. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Radiación (kWh/m2) Días del año Radiación en Sevilla Gráfica 4-4. Radiación solar en Sevilla. Media diaria. Fuente: Agencia Andaluza de la Energía Figura 4-3. Ángulo del panel de máximo rendimiento en invierno con PVsyst Análisis Previo a la Instalación 18 18 4.3 Comparación de paneles fotovoltaicos Para saber el número de paneles fotovoltaicos que necesitará nuestra instalación, se necesitará saber cuál va a usarse, y para ello se estudiarán a continuación los diferentes tipos que hay. 4.3.1 Tipos de placas fotovoltaicas Como se puede observar en la tabla 4-2, donde se comparan los distintos tipos de paneles que existen para este tipo de instalaciones, el panel fotovoltaico monocristalino es el que mayor rendimiento presenta. Por lo que se elegirán dos tipos de paneles fotovoltaicos monocristalinos para comparar. 4.3.2 Elección de las placas Se compararán ahora estos 2 paneles fotovoltaicos: Longi 580W LR5-72HTH-580M VS Tensite EM600-PH. Los cuales se han elegido de una tienda especializada en energía solar, llamada Autosolar Energy Solutions SLU, por su variedad y precios competitivos. Los valores de la tabla 4-3 están medidos en condiciones estándar de medida (STC), irradiación 1.000 W/m2, espectro AM1.5 y la célula a 25°C. Tabla 4-2. Tipos de paneles fotovoltaicos 19 Se puede comparar en la tabla 4-3 la potencia, la eficiencia y el coste de los dos paneles solares. Se puede apreciar claramente una ganadora: Tensite EM600-PH. La figura 4-4 muestra una foto del panel en cuestión. Tabla 4-3. Comparación dos modelos de paneles Figura 4-4. Panel fotovoltaico Tensite Cálculos, elección del inversor y disposición de los paneles 26 26 5.5.6 Disposición en serie Si se unen dos paneles en serie, significaría mantener la intensidad de la instalación igual a la de una placa, en cambio la tensión de la instalación sería el doble de la tensión de un panel. Si se unen tres, la intensidad se mantiene y la tensión sería el triple a la de un panel. Para determinar cuántos paneles se pueden poner en serie se tienen que cumplir unas condiciones de tensión para no exceder el voltaje soportado por el inversor: • La tensión máxima de funcionamiento del inversor debe ser superior a la tensión máxima del string: 𝑁º𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ≤𝑉𝑚𝑝(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚í𝑛𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙)𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 =530 𝑉 47,306 𝑉=11,2 • La tensión mínima de funcionamiento del inversor debe ser inferior a la tensión mínima del string: 𝑁º𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ≥𝑉𝑚𝑝(𝑚í𝑛)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑚á𝑥𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙)𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 =40 𝑉 36,76 𝑉=1,09 • La tensión máxima del inversor debe ser superior a la tensión en vacío del string: 𝑁º𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 ≤𝑉𝑜𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝑉𝑜𝑐𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 =550 𝑉 52 𝑉 =10,58 Donde: • 𝑉𝑚𝑝(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: tensión a máxima potencia máxima soportada por el inversor • 𝑉𝑚𝑝(𝑚í𝑛)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: tensión a máxima potencia mínima soportada por el inversor • 𝑉𝑜𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: Tensión de circuito abierto máxima soportada por el inversor • 𝑉𝑜𝑐𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜: Tensión de circuito abierto del módulo STC Se puede deducir que el número mínimo de paneles en serie sería de 2 paneles y máximo 10. 5.5.7 Disposición en paralelo Si se unen dos paneles en paralelo, significaría en cambio mantener el voltaje de la instalación igual al de uno de los paneles, pero por otro lado la intensidad sería el doble de la de un panel. Si se unen tres, la tensión se mantiene y la intensidad sería el triple a la de un panel. Esto implicaría cables con secciones mayores y mejores protecciones DC. Se calcula entonces el número de hileras máximas en paralelo • La corriente máxima de la entrada del inversor debe ser superior a la intensidad máxima del string: 𝑁º𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜≤𝐼𝑚á𝑥𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝐼𝑚á𝑥𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 =16 𝐴 14,13 𝐴=1,13 27 • La intensidad máxima de cortocircuito del inversor debe ser mayor a la intensidad máxima de cortocircuito del string: 𝑁º𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜≤𝐼𝑠𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝐼𝑠𝑐(𝑚á𝑥)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 =20 𝐴 14,757 𝐴=1,36 Donde: • 𝐼𝑚á𝑥𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: intensidad máxima de entrada soportada por cada MPPT del inversor • 𝐼𝑚á𝑥𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: intensidad máxima del string (a temperatura máxima) • 𝐼𝑠𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: intensidad de cortocircuito máxima soportada por cada MPPT del inversor • 𝐼𝑠𝑐(𝑚á𝑥)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: intensidad de cortocircuito máxima del string (a temperatura máxima) Se puede concluir que el número máximo de strings en paralelo es 1 por cada mppt, es decir, 2 strings. El MPPT (Seguidor del Punto de Máxima Potencia) es un sistema electrónico del inversor que busca constantemente el punto óptimo de funcionamiento de los paneles, donde producen la máxima potencia posible. En este caso el inversor tiene dos distintos, uno para cada entrada, los cuales buscaran el punto de máxima potencia para cada string independientemente uno del otro. La disposición final será de 2 strings con 5 paneles cada uno. 5.6 Condiciones a cumplir por el inversor Al saber ya que los 10 paneles irán en 2 strings con 5 paneles cada uno en serie, se calcularán las tensiones finales de la instalación a soportar por el inversor: 𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑎𝑚𝑖𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔=5∗𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑎𝑚𝑖𝑛)=5∗55,744 𝑉=278,72 𝑉 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚á𝑥)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔=5∗𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚á𝑥)=5∗36,76 𝑉=183,8 𝑉 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚í𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔=5∗𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚í𝑛)=5∗47,306 𝑉=236,53 𝑉 El inversor tendrá que cumplir las siguientes especificaciones: 𝑉𝑜𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 >𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑎𝑚í𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 550 𝑉>278,72 𝑉 𝐼𝑠𝑐(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 >𝐼𝑠𝑐(𝑇𝑎𝑚á𝑥) 20 𝐴>14,757 𝐴 𝑃𝑚á𝑥𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 >𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 9.000 𝑊>6.000 𝑊 Cálculos, elección del inversor y disposición de los paneles 28 28 𝑉𝑚𝑝(𝑚í𝑛)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 <𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚á𝑥)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 40 𝑉<183,8 𝑉 𝑉𝑚𝑝(𝑚á𝑥)𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 >𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚í𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 530 𝑉>236,53 𝑉 Donde: • 𝑉𝑜𝑐(𝑇𝑎𝑚𝑖𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: tensión a circuito abierto máxima de cada string (a temperatura mínima) • 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚á𝑥)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: tensión en el punto de máxima potencia mínima de cada string (a temperatura máxima) • 𝑉𝑚𝑝(𝑇𝑎𝑚í𝑛)𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔: tensión en el punto de máxima potencia máxima de cada string (a temperatura mínima) • 𝑃𝑚á𝑥𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟: potencia máxima soportada por el inversor 29 6 BATERÍA e verá ahora si es beneficioso y viable instalar baterías. Para ello se analizará el consumo y la generación mensual. 6.1 Consumo y generación mensual Para conocer la producción mensual de la instalación se utilizará el programa PVsyst, que proporciona los siguientes datos (ver informe PVsyst en el Anexo I): Tabla 6-1. Energía para compensar con baterías Se puede ver en la tabla 6-1 la energía eléctrica generada que sobra y no podemos consumir, por lo que sería interesante instalar baterías. 6.2 Cálculo y elección de la batería Se elegirá en este apartado la batería necesaria para nuestra instalación, la cual permitirá a la vivienda consumir los excedentes de producción diurnos durante la noche. Se deberán tener en cuenta varios puntos a la hora de elegir una batería: 6.2.1 Capacidad de la batería Habrá que tener en cuenta: • La energía sobrante mensual que podemos ver en la Tabla 5-1. • Los días de autonomía deseados para que la batería aguante con esa energía acumulada. S Batería 30 30 • Profundidad de la descarga (DoD): para no dañar la batería, esta no se descargará completamente, dependiendo del tipo de batería se descargará un porcentaje mayor o no. • Tensión de la batería: cuanto más alta menores pérdidas y menor sección del cable. 6.2.2 Elección de la batería Hay varios tipos de batería, pero se analizarán 2 tipos: De la tabla 6-2 se puede concluir que la batería de litio (LiFePO4) es mejor opción que la de plomo por las siguientes razones: • Mayor profundidad de descarga (DoD): este parámetro indica el porcentaje del almacenamiento de batería que está disponible, en las de litio se puede descargar hasta un 90% mientras que en las de plomo sólo un 50%. • Mayor número de ciclos de carga: la batería de litio permite cargar y descargar la batería unas diez veces más que las de plomo. • Mayor eficiencia: la eficiencia en las de litio es mayor, por lo que habrá menos pérdidas a la hora de cargar y descargar la batería. • Menos mantenimiento: el mantenimiento de una batería de litio es nulo, mientras que en las de plomo, entre otros mantenimientos, hay que rellenar con agua destilada las baterías. • Mayor coste: la batería de litio es más cara, pero por todas las ventajas previamente mencionadas será la elegida 6.2.3 Cálculo de la capacidad de la batería Para calcular la batería se tendrá en cuenta la energía que sobra. Mirando la tabla 6-1, se aprecia que el consumo entre invierno y verano es muy diferenciado, por lo que no merece la pena sobredimensionar la batería únicamente para abastecer el desmesurado consumo de energía durante 3 meses de invierno. Es por eso por lo que se tendrá en cuenta el resto de los meses que son más homogéneos. Se elegirán los meses de abril a noviembre a la hora de dimensionar la batería para no sobredimensionarla. Se elegirán 200 kWh de energía eléctrica necesaria mensual cuando no hay sol, que es la máxima energía necesaria para cubrir la demanda entre los meses seleccionados. Aparte se buscará que la energía almacenada dure 2 días como mínimo. Tabla 6-2. Comparativa de batería de plomo y batería de litio 31 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟í𝑎 =𝐸𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎𝑛𝑜𝑐ℎ𝑒 ∗𝐷í𝑎𝑠𝑎𝑢𝑡𝑜𝑛𝑜𝑚í𝑎 𝐷𝑜𝐷∗30 𝑑í𝑎𝑠 =205 𝑘𝑊ℎ ∗2 𝑑í𝑎𝑠 0,97∗30 𝑑í𝑎𝑠 =14,09 𝑘𝑊ℎ Donde: • 𝐷𝑜𝐷: profundidad de descarga de la batería La capacidad necesaria para la batería será de 10,3 kWh, es por eso por lo que la Batería de litio Tensite 48V TS-L5000/LV será la elegida. Es un acumulador compatible con el inversor elegido, cuyo fabricante recomienda. Cuenta con un módulo mínimo de 4,8 kWh ampliable. Además, cuenta con un BMS integrado, un sistema de gestión de baterías, esencial en baterías modernas de litio que optimiza el rendimiento y la vida útil de la batería. Gestionando la carga y descarga de una batería y protegiendo contra sobrecargas y cortocircuitos. En nuestro caso elegiremos tres módulos de 4,8 kWh, lo que proporcionará 14,4 kWh de capacidad y una potencia de salida de 3 kW con picos de 6 kW durante 3 segundos. 6.3 Batería virtual Existe la opción de contratar una batería virtual, es un servicio ofrecido por algunas comercializadoras eléctricas que permite aprovechar los excedentes solares que se generan con instalaciones fotovoltaicas y que no pueden ser compensadas el mismo mes. Con el no poder ser compensadas el mismo mes me refiero a la ley RD 244/2019 [4] que permite compensar los excedentes de energía eléctrica no consumidas en la vivienda. Ofrecen una retribución económica por Wh pero sólo hasta el total del consumo de ese mes, es decir, hasta que la factura de ese mes no sea negativa. A partir de ahí es donde la batería virtual cobra sentido. En este caso se estudiará la batería virtual que ofrece la comercializadora contratada por la vivienda: Naturgy. La batería virtual de Naturgy guarda ese excedente de energía eléctrica, una vez no se permite compensar más energía, como saldo económico acumulado. Las ventajas son el ahorro de la instalación y de la vida útil de los materiales. En el caso de Naturgy ofrece muy buenas condiciones [22]: • Sin permanencia. • Compensación de 0,07 €/kWh sin IVA. • Posibilidad de usar la energía acumulada en otras viviendas. • Saldo por excedentes guardado hasta 5 años. Batería 32 32 33 7 CABLEADO Y PROTECCIONES En este apartado se dimensionará el cableado y las protecciones de la instalación. 7.1 Requisitos técnicos para el cableado de la instalación La instalación debe cumplir con lo establecido en el documento acreditado de instalaciones eléctricas conectadas a red del IDAE, así como con las disposiciones del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y las normas UNE aplicables. En particular, se distinguen dos tramos diferenciados: • Un tramo de corriente continua (DC), que conecta el campo fotovoltaico con el inversor híbrido. • Un tramo de corriente alterna (AC), que conecta el inversor con el cuadro de distribución general y, desde este, con el punto de interconexión a red. 7.1.1 Condiciones específicas para el cableado El diseño y ejecución del sistema de cableado respetará las siguientes condiciones técnicas, conforme al documento acreditado del IDAE [5]: • Los conductores positivos y negativos de cada string fotovoltaico deben disponerse de forma separada y debidamente protegidos, evitando el contacto directo entre ellos y reduciendo el riesgo de cortocircuito. • Todos los conductores utilizados serán de cobre y con sección adecuada, tanto desde el punto de vista de la intensidad que soportan como para limitar la caída de tensión a un máximo del 1,5 % en cualquier condición de operación. Para ello se ha seguido la metodología definida en la norma UNEHD 60364-5-52 [17]. • El cable deberá tener una longitud ajustada, evitando tanto esfuerzos mecánicos en las conexiones como tramos colgantes o accesibles que puedan suponer riesgo por enganche accidental o deterioro por tránsito de personas. • Todo el cableado de corriente continua será de doble aislamiento, de tipo H1Z2Z2-K o equivalente, y apto para instalación en intemperie, bandejas al aire o enterrado, cumpliendo los requisitos de la norma UNE 21123-4 [18]. 7.1.2 Criterios de diseño aplicados Para el dimensionado del cableado, cumpliendo el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) [19], se ha tenido en cuenta: • Criterio térmico (intensidad máxima admisible o de calentamiento): La sección del conductor debe ser suficiente para soportar la intensidad de corriente prevista sin que se supere la temperatura máxima del aislamiento. Para ello se consideran el tipo de conductor (cobre o aluminio), el tipo de instalación (enterrado, en tubo, al aire) y la temperatura ambiente de diseño. • Criterio de caída de tensión: La caída de tensión en el conductor debe ser inferior al límite reglamentario, que para instalaciones de generación conectadas a red se suele fijar en un máximo del 1,5 % para todo el sistema. Este valor se reparte entre los diferentes tramos (1 % en DC, 2–3 % en AC) y se calcula mediante las expresiones definidas en la norma UNE-HD 60364-5-52. Cableado y Protecciones 34 34 • Criterio de intensidad de cortocircuito: La sección debe permitir soportar las intensidades de cortocircuito previsibles durante el tiempo que tarda en actuar el dispositivo de protección (fusible, magnetotérmico), sin que se produzca deterioro térmico o mecánico del conductor. Estos criterios garantizan la seguridad, durabilidad y eficiencia del sistema, así como evitar posibles sobrecalentamientos en condiciones normales, pérdidas energéticas excesivas y posible deterioro en caso de fallo. 7.2 Cableado de la zona de corriente continua Se empezará calculando el cableado de la zona de corriente continua, desde los paneles fotovoltaicos hasta el inversor. Como se usarán las dos entradas del inversor y en cada entrada entran 5 paneles, los dos cables serán idénticos. Hemos elegido la marca Top Cable por contar con todas las normas de referencia. En concreto el cable es el TOPSOLAR® PV H1Z2Z2-K, el cual se puede ver en la figura 7-1. Está certificado por TÜV según la norma EN 50618 y por AENOR según la norma IEC 62930. Es adecuado para instalaciones solares fijas y móviles. Figura 7-1. Cable TOPSOLAR PV H1Z2Z2-K Su construcción: • Conductor: cobre electrolítico recocido y estañado, clase 5 (flexible) según UNEEN 60228 e IEC 60228 • Aislamiento: aislamiento de goma reticulada de baja emisión de humos y libre de halógenos (LSHF). Aislamiento según tabla B1, Anexo B de norma EN 50618 e IEC 62930. • Cubierta: goma flexible de baja emisión de humos y libre de halógeno (LSHF), según tabla B1, Anexo B de norma EN 50618 e IEC 62930. 7.2.1 Criterio térmico Se calculará en este apartado la sección del cable por su intensidad máxima admisible. Teniendo en cuenta que habrá una parte que vaya a la intemperie y otra que irá por interior hasta el inversor, tendremos que calcular diferentes secciones para los dos tramos: 35 6-1 1º Tramo: La intensidad de diseño (𝐼𝑑) debe ser menor o igual a la intensidad máxima admisible del conductor corregida con los respectivos factores de conexión. Como intensidad de diseño se suele coger la corriente de máxima potencia del generador fotovoltaico (𝐼𝑚𝑝𝑚á𝑥). No obstante, en esta instalación sin fusible individual del string y como criterio de sobredimensionamiento, algunos fabricantes o normativas recomiendan emplear un valor igual o superior al 125% de la corriente de cortocircuito(𝐼𝑠𝑐𝑆𝑇𝐶) [20] para garantizar la seguridad del conductor en condiciones extremas. 𝐼𝑇𝑎𝑏𝑙𝑎𝐷𝐶 ≥1,25∗𝐼𝑠𝑐𝑆𝑇𝐶 𝑘1∗𝑘2∗𝑘3 Entre los factores de corrección (𝑘𝑛): - Por Temperatura: al ser el cable utilizado de tipo H1Z2Z2-K, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE), conforme a la norma UNE 21123-4. Este tipo de aislamiento se clasifica como tipo P según la nomenclatura del REBT y soporta una temperatura de servicio continuo de hasta 90 °C. Por lo que el factor de corrección para 50º que puede hacer en Sevilla, siendo conservadores, será 𝑘1=0,82. [21] Se ve en la tabla 7-1. Este factor no se contemplará porque la tabla 9 está calculada con temperaturas de 60 ºC. - Por acción solar directa (ITC-06, apartado 4.2.2.1): en este caso será 𝑘2=0,9. - Por agrupamiento [21]: son dos cables los que salen de las placas fotovoltaicas, viendo la tabla 7-2, será 𝑘3=0,9. Tabla 7-1. Factores de corrección por temperatura ambiente Tabla 7-2. Factor de corrección por agrupamiento Cableado y Protecciones 42 42 Estas exigencias se hacen con el fin de evitar transferencias de defectos hacia la red y garantizar la correcta actuación de los sistemas de protección. 7.5 Protecciones En este apartado se describen los elementos de protección que se han seleccionado para la parte de corriente continua y alterna de la instalación fotovoltaica. 7.5.1 Protecciones para la parte de continua La instalación consta de dos strings independientes de cinco módulos fotovoltaicos cada una, conectadas a los dos MPPT del inversor. Se calcularán las protecciones de continua conforme a lo establecido en la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) y en las normas UNE-HD 60364-7-712 e IEC 609473. 7.5.1.1 Seccionador en corriente continua Para garantizar el seccionamiento seguro de los conductores activos en caso de mantenimiento o emergencia, se ha incorporado un seccionador específico para corriente continua. Esta protección es obligatoria según ITC-BT40, tenemos la opción de usar uno general de cuatro polos que corte ambos MPPT o dos individuales de dos polos (uno por string). Debe cumplir estas dos condiciones: 𝑇𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙>1,2 ∗ 𝑉𝑜𝑐𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 ∗ 5 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠=1,2 ∗ 52 𝑉∗ 5 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠=312 𝑉 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙>1,25∗𝐼𝑠𝑐 =1,25∗14,44 𝐴=18,05 𝐴 Donde: • 𝑉𝑜𝑐𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙: tensión de circuito abierto de cada panel • 𝐼𝑠𝑐: intensidad de cortocircuito de cada string Se ha seleccionado el modelo ABB OTDC25U4, un seccionador de 4 polos, 25A y 660Vdc que cumple con las normativas IEC 60947-1 y 60947-3, y cuenta con marcado CE, así que normativamente es válido en España. Al tratarse de un seccionador de cuatro polos, permite interrumpir simultáneamente los dos strings conectados a los MPPT del inversor, seccionando tanto el polo positivo como el negativo de cada uno. De este modo, con un único dispositivo se garantiza el aislamiento completo de toda la parte en corriente continua mediante un único accionamiento de la palanca. Figura 7-3. Seccionador ABB OTDC25U4 43 7.5.2 Protecciones para la parte de alterna La parte de corriente alterna de la instalación se encuentra entre la salida del inversor y el cuadro general de la vivienda (CGMP). A continuación, se detallan las protecciones seleccionadas, conforme a la ITC-BT-40 del REBT y a la norma UNE-HD 60364. 7.5.2.1 Protección contra sobrecorrientes Se dimensionará esta protección teniendo en cuenta la corriente máxima del inversor 𝐼𝐵≤𝐼𝑛≤𝐼𝑍 𝐼2≤1,45∗𝐼𝑍 27,3 𝐴≤𝐼𝑛≤68 𝐴 𝐼2≤1,45∗68 𝐴=98,6 𝐴 Donde: • 𝐼𝐵: intensidad de ajuste de actuación de la protección • 𝐼𝑛: intensidad de ajuste de actuación de la protección • 𝐼𝑍: intensidad máxima admisible que soporta el conductor • 𝐼2: intensidad que asegura el funcionamiento de la protección Se utilizará el interruptor automático magnetotérmico Schneider Electric Acti 9 iC60N, referencia A9F74240, con las características: - Código de curva: C - Intensidad nominal: 40 A - PdC: 6kA - Bipolar La curva C ha sido elegida por ser la más habitual en instalaciones domésticas o terciarias, ya que permite tolerar pequeñas sobreintensidades debidas a arranques o picos transitorios, sin disparos innecesarios. Figura 7-4. Interruptor automático magnetotérmico Schneider Electric Acti 9 iC60N Cableado y Protecciones 44 44 7.5.2.2 Protección diferencial Según el manual de usuario del fabricante del inversor, hay que instalar un interrumptor diferencial tipo B con una ratio de corriente residual de 100 mA o más [24]. Este tipo de diferencial es capaz de detectar todo tipo de corrientes de fuga: alternas, pulsantes y continuas puras, lo cual es imprescindible en instalaciones fotovoltaicas con inversores conectados a red. Además, la sensibilidad de 100 mA evita disparos intempestivos, ya que el propio inversor incluye internamente una unidad de vigilancia de corriente residual (RCMU) que actúa en caso de fuga superior a 30 mA. Este diferencial se instala aguas abajo del magnetotérmico y sería el modelo ABB F202 B-40/0.3, de 2 polos, 40 A, tipo B, sensibilidad 300 mA y poder de corte 6 kA, conforme a la norma UNE-EN 62423. 45 8 ESTUDIO ECONÓMICO e afrontará el estudio económico del proyecto. Para ello se utilizará el método del Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). Para estudiar la viabilidad económica del proyecto se estudiarán distintos escenarios para ver cuál es el más favorable: • Instalación con batería virtual • Instalación con batería física y virtual 8.1 Factura mensual Primero se calculará cuanto se está pagando mensualmente por electricidad y se desglosará la factura. La tabla 8-1 muestra los términos y cargos que se aplican en la factura eléctrica según la modalidad contratada por el propietario de la vivienda y su comercializadora. S Tabla 8-1. Datos de la factura mensual Tabla 8-2. Factura mensual Estudio Económico 46 46 En la tabla 8-2 se ha calculado lo que paga la vivienda por el consumo de electricidad del año 2024 como referencia. Fórmulas de la tabla 8-2: 𝑆𝑢𝑏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙1=𝑁º 𝐷í𝑎𝑠∗𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑛𝑜𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎∗𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑑𝑎+𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑛𝑜𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎∗𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 𝑆𝑢𝑏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙2=𝑆𝑢𝑏𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙1+𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑+𝐴𝑙𝑞𝑢𝑖𝑙𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 El impuesto de electricidad se aplica únicamente sobre la energía eléctrica consumida, el IVA se aplica sobre Subtotal2 y el TOTAL es Subtotal2 más el IVA. 8.2 Rentabilidad del proyecto Se estudiará primero cuáles serán los gastos fijos iniciales de la instalación La tabla 8-3 recoge los gastos fijos asociados a la instalación fotovoltaica en concepto de materiales. Haremos uso de la fórmula del VAN para estudiar los diferentes casos: 𝑉𝐴𝑁=−𝐶0+∑ 𝐶𝑖 (1+𝑟)𝑛 𝑛 𝑖=1 Donde: • 𝐶0: inversión inicial • 𝐶𝑖: flujo de caja en el año i • 𝑛: número de años • 𝑟: tasa de descuento Tabla 8-3. Gastos fijos de la instalación 47 Ahora se evaluarán los costes anuales o variables que pueden actuar en la inversión: - Descenso del rendimiento de la placa: 𝑟=1−(𝜂30 𝑎ñ𝑜𝑠 𝜂𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙)𝑛−1=1−(87,4% 100%)30−1 =0,46% - Inflación anual: 2% Donde: • 𝜂30 𝑎ñ𝑜𝑠: rendimiento de la placa a los 30 años • 𝜂𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙: rendimiento inicial de la placa • 𝑛: años de diferencia entre rendimientos El descenso anual del rendimiento de las placas afecta directamente a la producción y por tanto al autoconsumo de la instalación fotovoltaica. No se tendrá en cuenta la inflación, ya que se usarán valores reales, es decir, no se tendrá en cuenta tampoco la subida de precios de la energía solar o de los costes de mantenimiento durante los años. Se considerará también unos costes de mantenimiento anuales del 1% de la inversión anual (limpieza, recambios…). Se ha aplicado una tasa de descuento del 4 % para el cálculo del Valor Actual Neto (VAN), ya que representa el coste de oportunidad del capital en un contexto económico estable. Esta tasa se ha estimado considerando los tipos de interés de referencia del Banco Central Europeo, que se sitúan en torno al 3 %, y añadiendo un margen adicional que tiene en cuenta el riesgo y la incertidumbre propios de una inversión doméstica en autoconsumo fotovoltaico. De este modo, se busca reflejar una rentabilidad mínima exigida para que el proyecto sea considerado económicamente viable. 8.2.1 Instalación con batería virtual Se estudiará ahora cómo sería la rentabilidad de la instalación fotovoltaica sin batería física, lo que afecta significativamente al coste inicial de la instalación. También consideraremos que contratamos la batería digital al ser este servicio gratuito con nuestra comercializadora. Los datos expuestos en la tabla 8-4 han sido extraídos del programa de simulación PVsyst, que se puede encontrar al final del documento. Tabla 8-4. Rentabilidad de la instalación sin batería física, con batería digital Estudio Económico 48 48 Se va a explicar por qué se puede aprovechar el 100% del saldo obtenido de la energía eléctrica vertida a red (excedente): la comercializadora eléctrica paga el valor económico de toda la energía excedentaria vertida a red hasta cubrir el coste de la energía consumida en factura. A partir de ahí el excedente económico no utilizado se acumula como saldo positivo sin caducidad y se puede aplicar en los meses siguientes (gracias a la batería virtual). Con este servicio de la batería virtual, este saldo sí puede ser utilizado para pagar los costes fijos de la factura hasta dejarla en cero euros como mínimo. Así en verano se acumula un saldo alto que se utilizará progresivamente en los meses de menor producción, como invierno. El ahorro en la factura eléctrica se ha calculado como la energía consumida del autoconsumo que consumimos anualmente multiplicado por el término de energía. En cuanto a la remuneración por excedentes, se ha tomado un valor de 0,07€/kWh, que es el precio de compensación que la comercializadora paga por cada kWh vertido a red, tanto para la batería virtual como para compensación por excedentes. Con todo esto se comprobará cuanto se pagaría anualmente a la comercializadora: En la tabla 8-5, el coste de término fijo de la factura engloba lo que se paga por potencia contratada y alquiler de contador con IVA incluido y el coste por energía consumida de la red también incluye el impuesto de electricidad e IVA. El total a pagar anualmente a partir de ahora serían 408,77€, vemos en la tabla 8-2 que hasta ahora se pagaban 1948,835€. Es un ahorro del 79% de la factura anual el primer año. Calculando el VAN: 𝑉𝐴𝑁5 𝑎ñ𝑜𝑠 =2.255€>0 𝑉𝐴𝑁10 𝑎ñ𝑜𝑠 =5.661,28€>0 𝑉𝐴𝑁15 𝑎ñ𝑜𝑠 =8.395,77€>0 El VAN es positivo a partir del tercer año, es decir, del tercer año en adelante el proyecto será rentable. Tabla 8-5. Total de la factura anual sin batería física 49 Se calculará ahora la TIR, que es la rentabilidad efectiva del proyecto. Esta tiene que ser superior a la tasa de descuento aplicada y se calcula con la siguiente expresión: 𝑉𝐴𝑁=−𝐶0+∑ 𝐶𝑖 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑛 𝑛 𝑖=1 =0 Datos: • 𝐶0: inversión inicial • 𝐶𝑖: flujo de caja en el año i • 𝑛: número de años • 𝑇𝐼𝑅: tasa interna de retorno Calculando la TIR se comprueba que la rentabilidad del proyecto se alcanza rápidamente: 𝑇𝐼𝑅5 𝑎ñ𝑜𝑠 =78%>4% 𝑇𝐼𝑅10 𝑎ñ𝑜𝑠 =86%>4% 𝑇𝐼𝑅15 𝑎ñ𝑜𝑠 =86%>4% 8.2.2 Instalación con batería física y virtual Se estudiará cómo sería la rentabilidad de la instalación fotovoltaica con batería física, lo que afecta significativamente al coste inicial de la instalación. También se considerará que se contrata simultáneamente la batería digital, al ser este servicio gratuito con nuestra comercializadora. Los datos expuestos en la tabla 8-6 han sido extraídos del programa de simulación PVsyst, que se puede encontrar al final del documento. Tabla 8-6. Rentabilidad de la instalación con batería física, con batería digital Estudio Económico 50 50 Con todo esto se comprobará cuanto se pagaría anualmente a la comercializadora: El total a pagar anualmente a partir de ahora con batería física serían 203,57€, como se ve en la tabla 8-7. Mirando la tabla 8-2, se ve que hasta ahora se pagaban 1948,835€. Es un ahorro del 89,55% de la factura anual el primer año. Calculando el VAN: 𝑉𝐴𝑁5 𝑎ñ𝑜𝑠 =−662,99€<0 𝑉𝐴𝑁10 𝑎ñ𝑜𝑠 =2.637,16€>0 𝑉𝐴𝑁15 𝑎ñ𝑜𝑠 =5.284,43€>0 El VAN es positivo a partir del sexto año, es decir, del sexto año en adelante el proyecto será rentable. Se calculará ahora la TIR: 𝑇𝐼𝑅5 𝑎ñ𝑜𝑠 =−4%<4% 𝑇𝐼𝑅10 𝑎ñ𝑜𝑠 =17%>4% 𝑇𝐼𝑅15 𝑎ñ𝑜𝑠 =21%>4% La rentabilidad del proyecto supera a la mínima exigida en el periodo de tiempo deseado por el financiador y beneficiario del proyecto, que son 15 años. Se concluye, por tanto, que la instalación que se llevará a cabo será sin batería física, ya que el VAN a los 15 años de explotación es superior en el caso sin batería, al igual que la rentabilidad obtenida. Tabla 8-7. Total de la factura anual con batería física 51 8.3 Subvenciones Gracias al compromiso europeo y nacional con la transición hacia fuentes de energía verdes y renovables, existen actualmente diversos incentivos económicos destinados a fomentar este tipo de proyectos. A continuación, se analizarán las ayudas y subvenciones aplicables a nuestro caso concreto: • Bonificación sobre el Impuesto sobre bienes inmuebles (IBI): Bonificación del 50%, para inmuebles de uso residencial en los que se instalen sistemas de aprovechamiento de la energía solar, en los tres períodos impositivos siguientes a su instalación. Debe solicitarse su reconocimiento inicial antes del 1 de marzo del periodo impositivo en que haya de surtir efecto, aportando, en el caso de instalaciones térmicas certificado de instalación del equipo, emitido por un instalador autorizado conforme al artículo 23 del Real Decreto 1027/2007, de 20 de julio por el que se aprueba el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE). [25]. • Deducción IRPF: Bonificación del 60% por obras de rehabilitación energética de edificios de uso predominantemente residencial. Requisitos: - La instalación se tiene que haber completado antes del 31 de diciembre de 2025. - La reducción del consumo de energía primaria no renovable sea de, al menos, un 30%, o si la calificación energética del edificio pasa a ser A o B. - El nuevo certificado tendrá que haberse expedido antes del 1 de enero de 2026. La base máxima es de 5.000 euros al año, o 15.000 euros repartidos entre los cuatro siguientes ejercicios. [26][27]. • Subvenciones de la Agencia Andaluza de la Energía: La Agencia Andaluza de la Energía, financiada por fondos FEDER, gestiona ayudas al autoconsumo en viviendas [28]. Detalles: -Ayuda para paneles solares: entre 300 y 600€ por kWp instalado para instalación fotovoltaica de autoconsumo en vivienda unifamiliar. -Ayuda para baterías de almacenamiento: entre 140 y 490€ por kWh para instalación fotovoltaica de autoconsumo en vivienda unifamiliar. -Régimen de concurrencia simple: se conceden en orden de entrada hasta agotar los fondos (presupuesto global estimado: 37 millones de euros). -Requiere tramitación previa a la ejecución de la instalación. PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 15:05 with V8.0.13 61 12 ANEXOS Anexo I. Simulación PVsyst instalación 6kW sin baterías Anexo II. Simulación PVsyst instalación 6kW con baterías Anexo III. Ficha técnica placa fotovoltaica Tensite EM600-PH Anexo IV. Ficha técnica placa fotovoltaica Longi 580W LR5-72HTH-580M HIMO6 E Anexo V. Ficha técnica inversor híbrido monofásico Tensite AH6M-2 Anexo VI. Lista de compatibilidad de inversor híbrido monofásico Tensite AH6M-2 con baterías Anexo VII. Ficha técnica batería Tensite TS-L5000/LV Anexo VIII. Ficha técnica cable Top Cable TOPSOLAR PV H1Z2Z2-K Anexo IX. Ficha técnica cable Top Cable TOXFREE ZH RZ1-K (AS) Anexo I. Simulación PVsyst instalación 6kW sin baterías PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.13 PVsyst - Simulation report Grid-Connected System Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor No 3D scene defined, no shadings System power: 6.00 kWp Heliopolis - Spain Author PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 15:05 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Project summary Geographical Site Heliopolis España Situation Latitude Longitude Altitude Time zone 37.35 -5.98 14 UTC+1 °(N) °(W) m Project settings Albedo 0.20 Weather data Heliopolis Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=100% - Sintético System summary Grid-Connected System No 3D scene defined, no shadings Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 51 / -25 ° Near Shadings no Shadings User's needs Monthly values System information PV Array Nb. of modules Pnom total 10 6.00 units kWp Inverters Nb. of units Total power Pnom ratio 1 6 1.00 unit kWac Results summary Produced Energy Used Energy 10330 5097 kWh/year kWh/year Specific production 1722 kWh/kWp/year Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 86.17 39.84 % % Table of contents Project and results summary General parameters, PV Array Characteristics, System losses Main results Loss diagram Predef. graphs P50 - P90 evaluation Single-line diagram CO₂ Emission Balance 2 3 4 5 6 7 8 9 Page 2/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 15:05 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode General parameters Grid-Connected System No 3D scene defined, no shadings Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 51 / -25 ° Models used Transposition Diffuse Circumsolar Perez Perez, Meteonorm separate Horizon Free Horizon Near Shadings no Shadings User's needs Monthly values MWh/mth Jan. 0.83 Feb. 0.55 Mar. 0.48 Apr. 0.31 May 0.29 June 0.28 July 0.25 Aug. 0.24 Sep. 0.24 Oct. 0.25 Nov. 0.32 Dec. 1.06 Year 5.10 PV Array Characteristics PV module Manufacturer Model Generic Tensite 6kW EM600-PH (Custom parameters definition) Tensite 6kW EM600-PH.PAN Unit Nom. Power 600 Wp Number of PV modules Nominal (STC) Modules 10 6.00 2 string x 5 units kWp In series At operating cond. (50°C) Pmpp U mpp I mpp 5.57 201 28 kWp V A Inverter Manufacturer Model Generic Tensite Híbrido Monofásico AH6M-2 (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 6.00 kWac Number of inverters Total power 2 * MPPT 50% 1 6.0 unit kWac Operating voltage Pnom ratio (DC:AC) No power sharing between MPPTs 40-530 1.00 V Total PV power Nominal (STC) Total Module area Cell area 6 10 25.8 23.8 kWp modules m² m² Total inverter power Total power Number of inverters Pnom ratio 6 1 1.00 kWac unit Array losses Thermal Loss factor Module temperature according to irradiance Uc (const) Uv (wind) 20.0 0.0 W/m²K W/m²K/m/s DC wiring losses Global array res. Loss Fraction 119 1.50 mΩ % at STC Module Quality Loss Loss Fraction -0.75 % Module mismatch losses Loss Fraction 2.00 % at MPP IAM loss factor Incidence effect (IAM): Fresnel, AR coating, n(glass)=1.526, n(AR)=1.290 0° 1.000 30° 0.999 50° 0.987 60° 0.963 70° 0.892 75° 0.814 80° 0.679 85° 0.438 90° 0.000 Page 3/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 15:05 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Main results System Production Produced Energy Used Energy 10330 5097 kWh/year kWh/year Specific production Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 1722 86.17 39.84 kWh/kWp/year % % Normalized productions (per installed kWp) Performance Ratio PR Balances and main results GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh January 78.8 30.85 10.62 136.4 134.5 759 825 279 457 546 February 96.1 36.61 12.03 136.1 133.9 749 553 203 522 350 March 144.2 55.28 15.10 170.8 167.8 930 477 201 700 276 April 171.2 67.88 17.40 170.5 166.7 918 308 146 743 162 May 217.5 71.31 21.77 185.7 180.5 982 289 147 804 142 June 230.1 72.84 25.69 182.5 176.9 952 282 148 774 134 July 243.5 59.86 28.35 199.6 193.7 1027 254 132 863 122 August 211.9 65.34 28.61 199.8 194.9 1032 239 123 876 116 September 163.4 52.10 24.66 182.8 179.4 958 240 107 821 133 October 122.8 44.35 20.77 166.2 163.4 889 248 103 758 145 November 83.5 29.20 14.42 136.5 134.3 745 319 114 607 205 December 71.4 25.19 11.51 131.0 129.0 726 1063 328 375 735 Year 1834.3 610.81 19.29 1997.9 1955.0 10667 5097 2031 8299 3066 Legends GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff Global horizontal irradiation Horizontal diffuse irradiation Ambient Temperature Global incident in coll. plane Effective Global, corr. for IAM and shadings EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid Effective energy at the output of the array Energy supplied to the user Energy from the sun Energy injected into grid Energy from the grid Page 4/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 15:05 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Loss diagram Global horizontal irradiation 1834 kWh/m² +8.9% Global incident in coll. plane -2.1% IAM factor on global Effective irradiation on collectors 1955 kWh/m² * 26 m² coll. efficiency at STC = 23.24% PV conversion Array nominal energy (at STC effic.)11737 kWh -0.5% PV loss due to irradiance level -6.4% PV loss due to temperature +0.7% Module quality loss -2.0% Module array mismatch loss -1.1% Ohmic wiring loss Array virtual energy at MPP10667 kWh -3.1% Inverter Loss during operation (efficiency) 0.0% Inverter Loss over nominal inv. power 0.0% Inverter Loss due to max. input current 0.0% Inverter Loss over nominal inv. voltage 0.0% Inverter Loss due to power threshold 0.0% Inverter Loss due to voltage threshold -0.1% Night consumption Available Energy at Inverter Output10330 kWh to grid Dispatch: user and grid reinjection8299 kWh2031 to user from solar 3066 to user from grid grid consumption Page 5/9 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Project summary Geographical Site Heliopolis España Situation Latitude Longitude Altitude Time zone 37.35 -5.98 14 UTC+1 °(N) °(W) m Project settings Albedo 0.20 Weather data Heliopolis Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=100% - Sintético System summary Grid-Connected System No 3D scene defined, no shadings Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 51 / -25 ° Near Shadings no Shadings User's needs Monthly values System information PV Array Nb. of modules Pnom total 10 6.00 units kWp Inverters Nb. of units Total power Pnom ratio 1 6 1.00 unit kWac Battery pack Storage strategy: Self-consumption Nb. of units Voltage Capacity 3 48 300 units V Ah Results summary Produced Energy Used Energy 9919.6 5097.0 kWh/year kWh/year Specific production 1653 kWh/kWp/year Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 82.75 83.51 % % Table of contents Project and results summary General parameters, PV Array Characteristics, System losses Main results Loss diagram Predef. graphs P50 - P90 evaluation Single-line diagram CO₂ Emission Balance 2 3 5 6 7 8 9 10 Page 2/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode General parameters Grid-Connected System No 3D scene defined, no shadings Orientation #1 Fixed plane Tilt/Azimuth 51 / -25 ° Models used Transposition Diffuse Circumsolar Perez Perez, Meteonorm separate Horizon Free Horizon Near Shadings no Shadings Storage Kind Self-consumption Charging strategy When excess solar power is available Discharging strategy As soon as power is needed User's needs Monthly values MWh/mth Jan. 0.83 Feb. 0.55 Mar. 0.48 Apr. 0.31 May 0.29 June 0.28 July 0.25 Aug. 0.24 Sep. 0.24 Oct. 0.25 Nov. 0.32 Dec. 1.06 Year 5.10 PV Array Characteristics PV module Manufacturer Model Generic Tensite 6kW EM600-PH (Custom parameters definition) Tensite 6kW EM600-PH.PAN Unit Nom. Power 600 Wp Number of PV modules Nominal (STC) Modules 10 6.00 2 string x 5 units kWp In series At operating cond. (50°C) Pmpp U mpp I mpp 5.57 201 28 kWp V A Inverter Manufacturer Model Generic Tensite Híbrido Monofásico AH6M-2 (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 6.00 kWac Number of inverters Total power 2 * MPPT 50% 1 6.0 unit kWac Operating voltage Pnom ratio (DC:AC) No power sharing between MPPTs 40-530 1.00 V Total PV power Nominal (STC) Total Module area Cell area 6 10 25.8 23.8 kWp modules m² m² Total inverter power Total power Number of inverters Pnom ratio 6 1 1.00 kWac unit Battery Storage Battery Manufacturer Model Generic Batería Litio Tensite 48V TS-L5000/LV Battery pack Nb. of units Discharging min. SOC Stored energy 3 20.0 11.5 in parallel % kWh Battery Pack Characteristics Voltage Nominal Capacity Temperature 48 300 Fixed 20 V Ah (C10) °C Battery input charger Model Max. charg. power Max./Euro effic. Generic 3.0 97.0/95.0 kWdc % Battery to Grid inverter Model Max. disch. power Max./Euro effic. Generic 3.0 97.0/95.0 kWac % Page 3/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Array losses Thermal Loss factor Module temperature according to irradiance Uc (const) Uv (wind) 20.0 0.0 W/m²K W/m²K/m/s DC wiring losses Global array res. Loss Fraction 119 1.50 mΩ % at STC Module Quality Loss Loss Fraction -0.75 % Module mismatch losses Loss Fraction 2.00 % at MPP IAM loss factor Incidence effect (IAM): Fresnel, AR coating, n(glass)=1.526, n(AR)=1.290 0° 1.000 30° 0.999 50° 0.987 60° 0.963 70° 0.892 75° 0.814 80° 0.679 85° 0.438 90° 0.000 Page 4/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Main results System Production Produced Energy Used Energy 9919.6 5097.0 kWh/year kWh/year Specific production Perf. Ratio PR Solar Fraction SF 1653 82.75 83.51 kWh/kWp/year % % Battery ageing (State of Wear) Cycles SOW Static SOW 95.0 90.0 % % Normalized productions (per installed kWp) Performance Ratio PR Balances and main results GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² kWh kWh kWh kWh kWh January 78.8 30.85 10.62 136.4 134.5 759 825 567 132 258.5 February 96.1 36.61 12.03 136.1 133.9 749 553 476 204 77.4 March 144.2 55.28 15.10 170.8 167.8 930 477 472 384 5.4 April 171.2 67.88 17.40 170.5 166.7 918 308 308 545 0.0 May 217.5 71.31 21.77 185.7 180.5 982 289 289 631 0.0 June 230.1 72.84 25.69 182.5 176.9 952 282 282 610 0.0 July 243.5 59.86 28.35 199.6 193.7 1027 254 254 711 0.0 August 211.9 65.34 28.61 199.8 194.9 1032 239 239 732 0.0 September 163.4 52.10 24.66 182.8 179.4 958 240 240 657 0.0 October 122.8 44.35 20.77 166.2 163.4 889 248 248 580 0.0 November 83.5 29.20 14.42 136.5 134.3 745 319 304 381 15.5 December 71.4 25.19 11.51 131.0 129.0 726 1063 579 96 483.6 Year 1834.3 610.81 19.29 1997.9 1955.0 10667 5097 4257 5663 840.4 Legends GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff Global horizontal irradiation Horizontal diffuse irradiation Ambient Temperature Global incident in coll. plane Effective Global, corr. for IAM and shadings EArray E_User E_Solar E_Grid EFrGrid Effective energy at the output of the array Energy supplied to the user Energy from the sun Energy injected into grid Energy from the grid Page 5/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Loss diagram Global horizontal irradiation 1834 kWh/m² +8.9% Global incident in coll. plane -2.1% IAM factor on global Effective irradiation on collectors 1955 kWh/m² * 26 m² coll. efficiency at STC = 23.24% PV conversion Array nominal energy (at STC effic.)11737 kWh -0.5% PV loss due to irradiance level -6.4% PV loss due to temperature +0.7% Module quality loss -2.0% Module array mismatch loss -1.1% Ohmic wiring loss Array virtual energy at MPP10667 kWh -3.1% Inverter Loss during operation (efficiency) 0.0% Inverter Loss over nominal inv. power 0.0% Inverter Loss due to max. input current 0.0% Inverter Loss over nominal inv. voltage 0.0% Inverter Loss due to power threshold 0.0% Inverter Loss due to voltage threshold -0.1% Night consumption Available Energy at Inverter Output10330 kWh -1.1% Battery IN, charger loss +0.0% Battery Stored Energy balance Battery Storage Stored Direct use 25.6% 74.4% -1.2% Battery global loss (4.8% of the battery contribution) -1.8% Battery OUT, inverter loss to grid Dispatch: user and grid reinjection5663 kWh4257 to user from solar 840 to user from grid grid consumption 8.5% of time Page 6/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode Predef. graphs Daily Input/Output diagram System Output Power Distribution Page 7/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode P50 - P90 evaluation Weather data Source Kind Sintético - Multi-year average Year-to-year variability(Variance) Meteonorm 8.2 (2001-2020), Sat=100% Monthly averages 2.6 % Specified Deviation Climate change 0.0 % Simulation and parameters uncertainties PV module modelling/parameters Inverter efficiency uncertainty Soiling and mismatch uncertainties Degradation uncertainty 1.0 0.5 1.0 1.0 % % % % Global variability (weather data + system) Variability (Quadratic sum) 3.2 % Annual production probability Variability P50 P90 P95 314 9920 9517 9403 kWh kWh kWh kWh Probability distribution Page 8/10 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL PVsyst TRIAL 29/06/25 PVsyst V8.0.13 VC0, Simulation date: 29/06/25 16:03 with V8.0.13 Project: TFG_PLACAS_ANTONIO_ARQUER Variant: Tensite placas_Tensite_inversor PVsyst Evaluation mode CO₂ Emission Balance Total: 66.5 tCO₂ Generated emissions Total: Source: Detailed calculation from table below 10.66 tCO₂ Replaced Emissions Total: 88.9 tCO₂ System production: Grid Lifecycle Emissions: Source: Country: Lifetime: Annual degradation: 10.33 287 IEA List Spain 30 1.0 MWh/yr gCO₂/kWh years % Saved CO₂ Emission vs. Time System Lifecycle Emissions Details Item LCE Quantity Subtotal [kgCO₂] Modules Supports Inverters 1713 kgCO2/kWp 1.91 kgCO2/kg 190 kgCO2/ 6.00 kWp 100.0 kg 1.00 10276 191 190 Page 10/10 Anexo III. Ficha técnica placa fotovoltaica Tensite EM600-PH Patrocinador oficial de V-ES-1 10 Tensite [email protected] www.tensite-energy.com AH6M-2 Confiable Fácil de usar Fácil instalación Años de garantía del producto 483 mm 455 mm 193.5 mm DIMENSIONES Patrocinador oficial de V-ES-1 AH6M-2 Tensite [email protected] www.tensite-energy.com Características estándar Características opcionales - No disponible Entrada Fotovoltaica Máx. potencia del conjunto fotovoltaico 9000 Wp STC Tensión de entrada máx. 550 V Rango de tensión MPPT/ Tensión nominal de entrada 40 V a 530 V / 380 V Tensión mínima de entrada/ Tensión de arranque 40 V / 50 V Nº de rastreadores MPPT independientes/cadenas por entrada MPPT 2/1 Corriente de entrada máx. por MPPT 16 A Corriente de cortocircuito por MPPT 20 A Entrada de la batería Tensión nominal de la batería 48 V Rango de tensión de la batería 40 V a 60 V Corriente de carga máx./Corriente de descarga máx. 100 A / 100 A Tipo de batería Li-Ion Salida de CA Tensión nominal de CA / Rango de tensión de CA 230 V / 180 V a 280 V Frecuencia nominal de la red de CA 50Hz / 60Hz Rango de frecuencia de la red de CA 50 Hz/45 Hz a 55 Hz | 60 Hz/ 45 Hz a 55 Hz Potencia activa nominal 6000 W Potencia aparente nominal 6000 VA Potencia aparente máx. 6000 VA Corriente nominal de salida de la red (@230V) 26.1 A Corriente máx. de salida de la red 27.3 A Armónicos THDi (potencia nominal) < 3% Entrada de CA Tensión nominal de la red a.c. 230 V Frecuencia nominal de la red 50Hz / 60Hz Potencia aparente nominal 6000 VA Potencia aparente de entrada máx. desde la red 6000 VA Corriente nominal de entrada desde la red a.c. 26.1 A Corriente máx. de entrada desde la red a.c. 27.3 A Producción de EPS Tensión nominal de salida 230 V Frecuencia nominal de salida 50Hz / 60Hz Potencia aparente nominal 5000 VA Potencia aparente de salida máx. 5000 VA Pico de potencia aparente de salida 7500 VA, 10s Corriente nominal (a 230 V) 21.7 A Corriente de salida máx. 21.7 A Tiempo máx. de conmutación ≤10 ms THDi de salida (a carga lineal) < 3% Eficiencia Eficiencia del MPPT 99.9% Eficiencia máx. / Eficiencia europea 97.6% / 97% Eficiencia máx. de la batería con respecto a la carga 94.7% Protección de Seguridad Dispositivo de desconexión del lado de CC Protección de polaridad inversa de la entrada de la batería / cadena fotovoltaica / Unidad de monitoreo de corriente residual omnipolar Protección anti-islas Protección contra fallos de tierra Protección de la polaridad inversa de la entrada de la batería/ cadena fotovoltaica / Protección contra sobretensión de CA Clase de protección (según IEC 62109-1) / Categoría de sobretensión (según IEC 62109-1) I / CA: III; CC: II Datos Generales Factor de potencia a potencia nominal/ desplazamiento ajustable ≥0.99/0.8 capacitivo - 0.8 inductivo Dimensiones (ancho/alto/largo/) 483 / 455 / 193.5 mm Peso del dispositivo 25.1 kg Rango de temperaturas de funcionamiento -25oC ... +60oC Emisiones acústicas (típicas) 30 dB (A) Consumo en espera < 10 W Concepto de enfriamiento Convección natural Grado de protección (según IEC 60529) IP66 Categoría climática (según IEC 60721-3-4) 4K4H Valor máx. admisible de humedad relativa (sin condensación) 100% Altitud máx. en funcionamiento 4000 m (> 3000 m reducción de potencia) Características Interfaz de usuario LED y aplicación Comunicación con BMS RS485 / CAN Comunicación con meter RS485 Comunicación con el portal Dongle Wi-Fi Otra comunicación DRM Control de potencia integrado / Vertido cero / Control de sombras Anexo VI. Lista de compatibilidad de inversor híbrido monofásico Tensite AH6M-2 con baterías Lista de Compatibilidad INVERSOR HÍBRIDO MONOFÁSICO TENSITE AH3M-2/AH4M-2/AH5M-2/AH6M-2 BATTERYS OLAR Marca Modelo Batería Comunicación Cable entre inversor y batería Selección en App Tensite TS-L5000 CAN Cable RJ45 directo Tensite > Tensite-A SW4 CANL: 5; SW5 CANH: 4 TS-L5000/LV CAN SW4: 5 ; SW5: 4 Pylontech US2000/US3000 CAN Cable RJ45 directo PYLONTECH > PYLON_LV Force-L1 CAN Dyness B4850 CAN Cable SMA DYNESS > DYNESS-L DIP 3: ON (bat. maestra) BX51100 CAN DIP 3: ON (bat. maestra) DC Solar Energy DC-L5000/LV CAN Cable RJ45 directo Solplanet > ASW2.5S-LB-G1 Protocolo 01 (en batería) NOTA: La lista de compatibilidad se actualizará irregularmente y está sujeta a cambios, si hay algún modelo de batería necesario para ser compatible no incluido en la lista, por favor contacte con Tensite para confirmarlo. [email protected] www.tensite-energy.com Anexo VII. Ficha técnica batería Tensite TS-L5000/LV Patrocinador oficial de Tensite [email protected] www.tensite-energy.com V-ES-2 TS-L5000/LV Seguro >6000 ciclos al 80% DOD Fácil instalación DIMENSIONES 442mm 520mm 442mm 133mm Patrocinador oficial de Tensite [email protected] www.tensite-energy.com V-ES-2 TS-L5000/LV ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Tipo de batería Litio LiFePO4 Energía total* 4,8 kWh Energía utilizable (DC)* 4,3 kWh Potencia nominal de carga/descarga 3,0 kW Potencia máxima (solo descarga) 6 kW por 3s Voltaje 45~54Vdc Corriente constante (solo descarga) 100 A Voltaje nominal 48 Vdc Corriente nominal 60 A Voltaje de carga máxima 54,75 Vd.c Peso 43kg Dimensiones (mm) 442*133*520mm DOD máximo recomendado 97% Condición de uso Interior Temperatura de carga de 0~50oC Temperatura de descarga de -10~55oC Rango de frecuencia WiFi 2400MHz~2483MHz Humedad < 60% (sin agua condensada) Categoría de sobrevoltaje II Tipo de enfriamiento Enfriamiento natural Material de caja Metal Color Blanco o negro Instalación Montaje en pared / Instalación en suelo Clasificación del IP IP 20 Clase protectora I Máx. Número de conexiones en paralelo 16P Garantía 5 años Tiempo de vida > 15 años Comunicación CAN / RS485 Modo de protección Doble protección de hardware Protección de la batería Sobrecorriente/Sobrevoltaje/Cortocircuito/Bajo voltaje/Sobretemperatura Seguridad Cell UL 1973 CE/ TUV Clasificación de material peligroso 9 Transporte UN 38.3 Certificado UL CE TUV Condiciones de prueba basadas en una temperatura de 25oC al comienzo de su vida útil. *Energía total/Energía utilizable medida en condiciones específicas de Tensite 0.2 CC-VC LISTA DE COMPATIBILIDAD AH-(3-6)M-2 / 5200 MPPT / One 48V, Beast 48V Mino / Hero / Lite / Magnum SPF ES Multiplu I/II / Quattro VM III/IV ; Axpert King / Rack / MAX 3-6TL-Sun Storage TAB / Deye SUN 3K-5K-SG03LP1 Anexo VIII. Ficha técnica cable Top Cable TOPSOLAR PV H1Z2Z2-K 105 Norma de referencia EN 50618/ IEC 62930 / UTE C 32-502 Certificaciones TÜV (desde 2,5 hasta 25 mm 2 en rojo y negro) / RETIE / AENOR / RoHS / CE CPR (Reglamento de Productos de la Construcción) C ca -s1b, d2, a1 TOPSOLAR ® PV H1Z2Z2-K Cable solar certificado TÜV. NORMAS DE REFERENCIA: EN 50618/ IEC 62930 / UTE C 32-502 NORMAS / CERTIFICACIONES [email protected] | www.topcable.com © 2021 Top Cable - Revisión 13 - 11.10.2021 | Emitido por DVC Top Cable se reserva el derecho de realizar cualquier modificación en las fichas técnicas sin previo aviso. Todos los rendimientos, especificaciones y datos de pesos, tamaños y dimensiones contenidos en esta documentación son meramente indicativos y no serán vinculantes para Top Cable. Cca APLICACIÓN El cable TOPSOLAR® PV H1Z2Z2-K está certificado por TÜV según la norma EN 50618 y por AENOR según la norma IEC 62930. Es adecuado para instalaciones solares fijas y móviles (huertos solares, instalaciones solares en tejados, autoconsumo y plantas flotantes). Se trata de un cable muy flexible especialmente indicado para la conexión entre paneles fotovoltaicos, y desde los paneles al inversor. Es compatible con la mayoría de los conectores. Gracias a las prestaciones de sus materiales puede ser instalado a la intemperie o directamente enterrado en plenas garantías. CONSTRUCCIÓN Conductor Cobre electrolítico recocido y estañado, clase 5 (flexible) según UNEEN 60228 e IEC 60228. Aislamiento Aislamiento de goma reticulada de baja emisión de humos y libre de halógenos (LSHF). Aislamiento según tabla B1, A nexo B de norma EN 50618 e IEC 62930. Cubierta Goma flexible de baja emisión de humos y libre de halógeno (LSHF), según tabla B1, Anexo B de norma EN 50618 e IEC 62930. Color rojo o negro. CARACTERÍSTICAS Características eléctricas Baja tensión: 1,5/1,5 (1,8) kV DC. 1,0/1,0 kV AC. Características térmicas Temperatura máxima del conductor: 120 °C durante 20.000 h. Temperatura máxima en cortocircuito: 250 °C (máximo 5 s). Temperatura mínima de servicio: - 40 °C (estático con protección). Características frente al fuego No propagador de la llama según UNE-EN 60332-1-2 / IEC 60332-1-2. No propagador del incendio según EN 50399. Reacción al fuego CPR: C ca s1b, d2, a1, según EN 50575. Libre de halógenos según UNE-EN 60754-1 / IEC 60754-1. Baja emisión de humos según UNE-EN 61034 / IEC 61034: Transmitancia luminosa > 60%. Baja emisión de gases corrosivos según UNE-EN 60754-2 / IEC 607542. Características mecánicas Radio de curvatura: 4x diámetro de cable (diámetro de cable ≤ 8 mm) 5x diámetro del cable (8 < diámetro del cable ≤ 12 mm). 6x diámetro de cable (diámetro de cable > 12 mm). Resistencia a los impactos: AG2 Medio. Características medioambientales Resistencia a grasas y aceites: Excelente. Resistencia a los ataques químicos: Excelente. Resistente al ozono según EN 50618. Resistencia a los rayos ultravioleta según EN 50618. Presencia de agua AD8 Su mer sión . Condiciones de instalación Al aire. Enterrado. Entubado. 106 TOPSOLAR ® PV H1Z2Z2 - K [email protected] | www.topcable.com © 2021 Top Cable - Revisión 13 - 11.10.2021 | Emitido por DVC Top Cable se reserva el derecho de realizar cualquier modificación en las fichas técnicas sin previo aviso. Todos los rendimientos, especificaciones y datos de pesos, tamaños y dimensiones contenidos en esta documentación son meramente indicativos y no serán vinculantes para Top Cable. DIMENSIONES E INTENSIDADES ADMISIBLES Sección (mm 2 ) Diámetro (mm) Peso (kg/km) Int. Aire (A) Int. sobre Superficie (A) Int. adyacente a superficies (A) Caída tensión (V/A · km) 1 x 1,5 4,5 35 30 29 24 38,1 1 x 2,5 5,0 45 41 39 33 22,8 1 x 4 5,4 60 55 52 44 14,3 1 x 6 6,0 80 70 67 57 9,49 1 x 10 7,0 120 98 93 79 5,46 1 x 16 8,2 180 132 125 107 3,47 1 x 25 10,2 280 176 167 142 2,23 1 x 35 11,5 375 218 207 176 1,58 1 x 50 13,3 525 276 262 221 1,10 1 x 70 15,0 720 347 330 278 0,772 1 x 95 17,0 930 416 395 333 0,585 1 x 120 18,7 1.175 488 464 390 0,457 1 x 150 21,0 1.475 566 538 453 0,368 1 x 185 23,5 1.805 644 612 515 0,301 1 x 240 26,3 2.345 775 736 620 0,228 Las tolerancias de los diámetros exteriores nominales son: Cables con diámetro exterior d ≤ 7 mm. → -0,1 +0,2 mm Cables con diámetro exterior 7 < d < 10 mm. → -0,1 +0,3 mm Cables con diámetro exterior d ≥ 10 mm. → -0,2 +0,4 mm Las capacidades de conducción de corriente, en amperios, son según EN 50618 (temperatura ambiente de 60 º C). En todos los casos se supone un circuito de corriente continua. La caída de tensión se calcula con una temperatura del conductor de 120 º C. Norma de referencia IEC 60502-1 Certificaciones CE / RoHS CPR (Reglamento de Productos de la Construcción) E ca . TOPSOLAR ® PV Al 1500 V Cable de aluminio para instalaciones fotovoltaicas. NORMAS DE REFERENCIA: IEC 60502-1 NORMAS / CERTIFICACIONES [email protected] | www.topcable.com © 2021 Top Cable - Revisión 15 - 09.06.2021 | Emitido por JAM Top Cable se reserva el derecho de realizar cualquier modificación en las fichas técnicas sin previo aviso. Todos los rendimientos, especificaciones y datos de pesos, tamaños y dimensiones contenidos en esta documentación son meramente indicativos y no serán vinculantes para Top Cable. Eca APLICACIÓN El cable de alimentación de Aluminio Topsolar ® PV AL 1500 V es adecuado para todo tipo de instalaciones solares. Este cable se recomienda para conexiones entre string box e inversor central y también entre string inverter y centro de transformación. • Instalaciones fotovoltaicas. • También disponible las versiones armadas y resistentes a los impactos. CONSTRUCCIÓN Conductor Aluminio, clase 2 según UNE - EN 60228 e IEC 60228. Aislamiento Polietileno reticulado tipo XLPE según IEC 60502-1. Color natural. Cubierta PVC especial resistente a los rayos UV del tipo ST2 según IEC 605021. C olor negro. CARACTERÍSTICAS Características eléctricas Baja tensión: 1,5/1,5 (1,8) kV CC según EN 50618. 1,8/3 (3,6) kV AC según IEC 60502 - 1. Características térmicas Temperatura máxima del conductor: 90°C. Temperatura máxima en cortocircuito: 250°C (máximo 5 s). Temperatura mínima de servicio: -40°C (estático con protección). Temperatura mínima de instalación y manipulación: 0 º C. Características frente al fuego No propagación de la llama según UNE-EN 60332-1 / IEC 60332-1. Reacción al fuego CPR: E ca , según EN 50575. Reducida emisión de halógenos. Cloro < 15%. Características mecánicas Radio de curvatura: 5x diámetro exterior. Resistencia a los impactos: AG2 Medio. Características medioambientales Resistencia a grasas y aceites: Buena. Resistencia a los ataques químicos: Buena. Resistencia a los rayos ultravioleta según EN 50618 y HD 605/ A1. Presencia de agua: AD8 S umer sión . Condiciones de instalación Al aire. Enterrado. Entubado.