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Repositorio Proyecto Fin de Carrera ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA EN UNA GRANJA DE POLLOS EN EL TÉRMINO MUNICIPAL DE ROBRES Juan Manuel Cleme Escuela Repositorio de la Universidad de Zaragoza http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA EN UNA GRANJA DE POLLOS EN EL TÉRMINO MUNICIPAL DE ROBRES (HUESCA). Autor Juan Manuel Cleme nte- Alloza Lasheras Directores Javier Aguirre de Juana Hugo Malón Litago Escuela Politécnica Superior de Huesca 2013 Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera ESTUDIO DE VIABILIDAD DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA EN UNA GRANJA DE POLLOS EN EL TÉRMINO MUNICIPAL DE ROBRES Alloza Lasheras Repositorio Proyecto Fin de Carrera Juan Manuel Clemente Escuela Repositorio de la Universidad de Zaragoza http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera MEMORIA Autor Juan Manuel Clemente - Alloza Lasheras Directores Javier Aguirre de Juana Hugo Malón Litago Escuela Politécnica Superior de Huesca 2013 Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es Proyecto Fin de Carrera Alloza Lasheras Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) ÍNDICE 1.INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 1 1.1. OBJETIVO ........................................................................................................................ 1 1.2. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO ..................................................................................... 1 1.3. CONSUMO ...................................................................................................................... 3 1.4. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD A DESARROLLAR .......................................................... 3 2. LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA .......................................................................................... 4 2.1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 4 2.2. INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA .................................................... 5 2.2.1. INSTALACIONES AISLADAS DE LA RED ELÉCTRICA ................................................. 5 2.2.2. INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA ............................................ 7 2.3. DESARROLLO HISTÓRICO DEL MERCADO FOTOVOLTAICO ............................................ 8 2.3.1. LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN EL MUNDO ......................................................... 8 2.3.1.1. EVOLUCIÓN HISTÓRICA ................................................................................. 8 2.3.2. LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN EUROPA............................................................ 12 2.3.2.1. EVOLUCIÓN HISTÓRICA ............................................................................... 12 2.3.2.2. EL MERCADO EUROPEO EN 2011 Y PREVISIÓN HASTA 2016 ...................... 15 2.3.3. LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA ............................................................ 17 2.3.3.1. PRINCIPALES LEYES QUE REGULAN LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA ....... 17 2.3.3.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN ESPAÑA ........ 18 2.3.3.3. PREVISIÓN DE FUTURO ................................................................................ 20 2.3.3.4. DISTRIBUCIÓN ACTUAL ................................................................................ 21 3. METODOLOGÍA ........................................................................................................................ 22 3.1. NECESIDADES PREVIAS AL DIMENSIONADO................................................................. 22 3.1.1. CONSUMO DE LA EXPLOTACIÓN ......................................................................... 22 3.1.2. RADIACIÓN DEL LUGAR ....................................................................................... 24 3.2. DIMENSIONADO DE LA EXPLOTACIÓN ......................................................................... 28 3.2.1. ALTERNATIVA 1. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA . 28 3.2.1.1. ELECCIÓN DE LOS MÓDULOS SOLARES ....................................................... 29 3.2.1.2. DISTANCIA ENTRE SEGUIDORES .................................................................. 33 3.2.1.3. ORIENTACIÓN Y SOMBREADO ..................................................................... 35 3.2.1.4. PRODUCCIÓN ............................................................................................... 38 3.2.1.5. CONEXIÓN SERIE-PARALELO DE LOS PANELES ............................................ 39 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 3.2.1.6. ELECCIÓN DEL REGULADOR ......................................................................... 40 3.2.1.7. ELECCIÓN DE LAS BATERÍAS ........................................................................ 41 3.2.1.8. ELECCIÓN DEL INVERSOR ............................................................................ 42 3.2.1.9. GENERADOR AUXILIAR ................................................................................ 43 3.2.1.10. CASETA ELÉCTRICA .................................................................................... 44 3.2.1.10.1. ILUMINACIÓN ................................................................................. 46 3.2.1.10.2. ALUMBRADO DE EMERGENCIA ...................................................... 48 3.2.1.11. SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS .............................................................. 49 3.2.1.12. SIMULACIÓN .............................................................................................. 50 3.2.2. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA . 52 3.2.2.1. ORIENTACIÓN Y SOMBREADO ..................................................................... 52 3.2.2.2. PRODUCCIÓN ............................................................................................... 53 3.2.2.3. ELECCIÓN DEL REGULADOR ......................................................................... 54 3.2.2.4. ELECCIÓN DE LAS BATERÍAS ........................................................................ 55 3.2.2.5. ELECCIÓN DEL INVERSOR ............................................................................ 56 3.2.2.6. CASETA ELÉCTRICA ...................................................................................... 57 3.2.2.6.1. ILUMINACIÓN ................................................................................... 59 3.2.2.6.2. ALUMBRADO DE EMERGENCIA ........................................................ 61 3.2.2.7. SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS ................................................................ 62 3.2.2.8. SIMULACIÓN ................................................................................................ 63 3.2.2. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED............... 64 3.2.3.1. TAMAÑO DE LA INSTALACIÓN ..................................................................... 64 3.2.3.2. CONEXIÓN SERIE-PARALELO DE LOS PANELES ............................................ 64 3.2.3.3. ELECCIÓN DEL INVERSOR ............................................................................ 66 3.2.3.4. CASETA ELÉCTRICA ...................................................................................... 69 3.2.3.4.1. ILUMINACIÓN ................................................................................... 70 3.2.3.4.2. ALUMBRADO DE EMERGENCIA ........................................................ 72 3.2.3.5. SEGURIDAD CONTRA INCENDIOS ................................................................ 73 3.2.3.6. SIMULACIÓN ................................................................................................ 73 3.3. CÁLCULO DE CONDUCTORES Y APARAMENTA DE SEGURIDAD ................................... 74 3.3.1. ALTERNATIVA 1. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA . 78 3.3.1.1. TRAMO SEGUIDORES - REGULADOR ........................................................... 79 3.3.1.2. TRAMO REGULADOR - BATERÍAS ................................................................ 88 3.3.1.3. TRAMO GENERADOR - REGULADOR ........................................................... 90 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 3.3.1.4. TRAMO GENERADOR - CGP ......................................................................... 90 3.3.1.5. TRAMO REGULADOR - INVERSOR................................................................ 91 3.3.1.6. TRAMO INVERSOR - CGP ............................................................................. 94 3.3.1.7. TRAMO CGP - CSMP DE LA GRANJA ............................................................ 95 3.3.1.8. ILUMINACIÓN DE LA CASETA ELÉCTRICA .................................................... 96 3.3.1.9. ALIMENTACIÓN DE LOS SEGUIDORES ......................................................... 99 3.3.1.10. TUBOS PROTECTORES ............................................................................. 100 3.3.1.11. PUESTA A TIERRA ..................................................................................... 101 3.3.2. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA .... 102 3.3.2.1. TRAMO SEGUIDORES - REGULADOR ......................................................... 103 3.3.2.2. TRAMO REGULADOR - BATERÍAS .............................................................. 108 3.3.2.3. TRAMO REGULADOR - INVERSOR.............................................................. 111 3.3.2.4. TRAMO INVERSOR - CGP ........................................................................... 113 3.3.2.5. TRAMO CGP – CGMP DE LA GRANJA ......................................................... 114 3.3.2.6. ILUMINACIÓN DE LA CASETA ELÉCTRICA .................................................. 115 3.3.2.7. ALIMENTACIÓN DE LOS SEGUIDORES ....................................................... 118 3.3.2.8. TUBOS PROTECTORES ............................................................................... 119 3.3.2.9. PUESTA A TIERRA ....................................................................................... 120 3.3.3. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA 122 3.3.3.1. TRAMO SEGUIDORES - CMP ...................................................................... 122 3.3.3.2. TRAMO CMP - INVERSOR .......................................................................... 129 3.3.3.3. TRAMO INVERSOR - ICP ............................................................................. 130 3.3.3.4. ICP .............................................................................................................. 131 3.3.3.5. TRAMO ICP – CONEXIÓN A RED ................................................................ 131 3.3.3.6. ILUMINACIÓN DE LA CASETA ELÉCTRICA .................................................. 133 3.3.3.7. ALIMENTACIÓN DE LOS SEGUIDORES ....................................................... 135 3.3.3.8. TUBOS PROTECTORES ............................................................................... 136 3.3.3.9. PUESTA A TIERRA ....................................................................................... 137 4. RESULTADOS ......................................................................................................................... 138 4.1. CONSUMO .................................................................................................................. 138 4.2. DIMENSIONADO ......................................................................................................... 140 4.2.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 140 4.2.2. ALTERNATIVA 1. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 140 4.2.3. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 142 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 4.2.4. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA . 144 4.3. PRODUCCIÓN .............................................................................................................. 144 4.3.1. ALTERNATIVA 1. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 144 4.3.1.1. SOBREPRODUCCIÓN .................................................................................. 145 4.3.2. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 145 4.3.2.1. SOBREPRODUCCIÓN .................................................................................. 147 4.3.3. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA . 147 4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................................... 148 4.4.1. TARIFA ELÉCTRICA .................................................................................................... 148 4.4.2. PRÉSTAMO FINANCIERO ........................................................................................... 150 4.4.3. ÍNDICES DE RENTABILIDAD ....................................................................................... 151 4.4.4. ALTERNATIVA 1. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 153 4.4.4.1. ALTERNATIVA 1-1. TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ......................................... 153 4.4.4.1.1. RESUMEN DEL PRESUPUESTO ........................................................ 153 4.4.4.1.2. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 153 4.4.4.1.3. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 153 4.4.4.1.4. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 154 4.4.4.1.5. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 156 4.4.4.2. ALTERNATIVA 1-2. 5% SOBRE LA TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ................... 157 4.4.4.2.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 158 4.4.4.2.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 158 4.4.4.2.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 158 4.4.4.2.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 158 4.4.4.3. ALTERNATIVA 1-3. 10% SOBRE LA TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ................. 159 4.4.4.3.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 160 4.4.4.3.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 160 4.4.4.3.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 160 4.4.4.3.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 160 4.4.4.4. UMBRAL DE RENTABILIDAD ...................................................................... 161 4.4.5. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA ..... 162 4.4.5.1. ALTERNATIVA 2-1. TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ......................................... 162 4.4.5.1.1. RESUMEN DEL PRESUPUESTO ........................................................ 163 4.4.5.1.2. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 163 4.4.5.1.3. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 163 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 4.4.5.1.4. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 164 4.4.5.1.5. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 165 4.4.5.2. ALTERNATIVA 2-2. 5% SOBRE LA TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ................... 166 4.4.5.2.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 166 4.4.5.2.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 166 4.4.5.2.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 166 4.4.5.2.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 167 4.4.5.3. ALTERNATIVA 2-3. 10% SOBRE LA TARIFA ELÉCTRICA ACTUAL ................. 168 4.4.5.3.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 168 4.4.5.3.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 168 4.4.5.3.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 168 4.4.5.3.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 169 4.4.5.4. UMBRAL DE RENTABILIDAD ...................................................................... 170 4.4.6. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA . 171 4.4.6.1. ALTERNATIVA 3-1. RETRIBUCIÓN POR KWH ACTUAL................................ 171 4.4.6.1.1. RESUMEN DEL PRESUPUESTO ........................................................ 172 4.4.6.1.2. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 173 4.4.6.1.3. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 173 4.4.6.1.4. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 174 4.4.6.1.5. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 174 4.4.6.2. ALTERNATIVA 3-2. 5% SOBRE LA RETRIBUCIÓN ACTUAL .......................... 175 4.4.6.2.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 175 4.4.6.2.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 176 4.4.6.2.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 176 4.4.6.2.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 176 4.4.6.3. ALTERNATIVA 3-3. 10% SOBRE LA RETRIBUCIÓN ACTUAL ........................ 177 4.4.6.3.1. COBROS ORDINARIOS ..................................................................... 177 4.4.6.3.2. SUBVENCIONES Y AYUDAS .............................................................. 178 4.4.6.3.3. PAGOS ORDINARIOS ....................................................................... 178 4.4.6.3.4. ANÁLISIS DE LA INVERSIÓN ............................................................. 178 4.4.6.4. UMBRAL DE RENTABILIDAD ...................................................................... 179 5. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 181 6. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 184 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Parcela. Sigpac. ............................................................................................................ 2 Figura 1.2. Accesos a la explotación .............................................................................................. 2 Figura 1.3. Consumo mensual de la explotación (I) ...................................................................... 3 Figura 1.4. Interior de la explotación ............................................................................................ 3 Figura 2.1. Esquema de una instalación aislada ............................................................................ 6 Figura 2.2. Instalación aislada. Estación de bombeo .................................................................... 7 Figura 2.3. Esquema de una instalación conectada a red ............................................................. 7 Figura 2.4. Instalaciones conectadas a red. Huerto solar y edificio fotovoltaico ......................... 8 Figura 2.5. Evolución de la potencia acumulada en el mundo. EPIA ............................................ 9 Figura 2.6. Evolución de las nuevas instalaciones en el mundo. EPIA ........................................ 10 Figura 2.7. Potencia acumulada por habitante (MW). EPIA ....................................................... 11 Figura 2.8. Potencia acumulada en el mundo por países. EPIA .................................................. 11 Figura 2.9. Evolución de la potencia acumulada en Europa. EPIA .............................................. 12 Figura 2.10. Evolución de las nuevas instalaciones en Europa. EPIA .......................................... 13 Figura 2.11. Potencia acumulada por habitante (MW). EPIA ..................................................... 14 Figura 2.12. Mercado europeo a 2011. EPIA ............................................................................... 15 Figura 2.13. Segmentación del mercado europeo en cuanto a instalaciones. EPIA ................... 15 Figura 2.14. Segmentación del mercado europeo en cuanto a potencia instalada. EPIA .......... 16 Figura 2.15. Previsión del mercado europeo hasta 2016. Nuevas conexiones. EPIA ................. 16 Figura 2.16. Previsión del mercado europeo hasta 2016. Potencia acumulada. EPIA ................ 17 Figura 2.17. Evolución de la potencia instalada en España. EPIA ............................................... 19 Figura 2.18. Previsión de futuro en España. EPIA ....................................................................... 21 Figura 2.19. Distribución de potencia en España. EPIA ............................................................... 21 Figura 3.1. Consumo mensual de la explotación (II) ................................................................... 22 Figura 3.2. Consumo diario total (I)............................................................................................. 23 Figura 3.3. Página principal de la base de datos de radiación PVGIS. ......................................... 24 Figura 3.4. Datos obtenidos del PVGIS. ....................................................................................... 25 Figura 3.5. Página principal del PVsyst (I). .................................................................................. 25 Figura 3.6. Página herramientas del PVsyst. ............................................................................... 26 Figura 3.7. Importación de los datos climatológicos. .................................................................. 26 Figura 3.8. Datos introducidos en el programa. .......................................................................... 27 Figura 3.9. Gráfica trayectoria solar. ........................................................................................... 27 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) Figura 3.10. Pantalla principal PVsyst (II). ................................................................................... 28 Figura 3.11. Pantalla de opciones del proyecto aislado (I). ........................................................ 28 Figura 3.12. Seguidor solar. ......................................................................................................... 29 Figura 3.13. Pantalla de orientación. .......................................................................................... 29 Figura 3.14. Definición de las horas de pico solar. ...................................................................... 30 Figura 3.15. Pantalla principal PVGIS. ......................................................................................... 31 Figura 3.16. Radiación solar diaria media para un ángulo de inclinación óptimo. ..................... 31 Figura 3.17. Paneles solares. ....................................................................................................... 32 Figura 3.17. Número de módulos................................................................................................ 32 Figura 3.17. Dimensiones de los módulos................................................................................... 33 Figura 3.18. Superficie modular del seguidor. ............................................................................ 33 Figura 3.19. Altura del seguidor. ................................................................................................. 34 Figura 3.20. Altura del seguidor en función de la inclinación. .................................................... 34 Figura 3.21. Ángulo óptimo de inclinación. ................................................................................. 35 Figura 3.22. Pantalla de opciones del proyecto aislado (II). ....................................................... 36 Figura 3.23. Pantalla de sombreado cercano .............................................................................. 36 Figura 3.24. Diseño de la instalación. Alternativa 1 (I) ................................................................ 37 Figura 3.25. Gráfica factor de sombreado. Alternativa 1. ........................................................... 38 Figura 3.26. Diagrama de pérdidas por sombreado para el 15/12 ............................................. 38 Figura 3.27. Esquema de la conexión de los paneles solares por seguidor ................................ 40 Figura 3.28. Regulador de carga. Alternativa 1 ........................................................................... 40 Figura 3.29. Acumulador solar (I) ................................................................................................ 41 Figura 3.30. Datos del cliente (I) ................................................................................................. 42 Figura 3.31. Inversor solar. Alternativa 1 .................................................................................... 43 Figura 3.32. Diseño de la instalación. Alternativa 1 (II) ............................................................... 44 Figura 3.33. Detalle autocad caseta (I) ........................................................................................ 45 Figura 3.34. Caseta prefabricada de hormigón. Instalación aislada (I) ....................................... 46 Figura 3.35. Detalle autocad caseta (II) ....................................................................................... 46 Figura 3.36. Instalación eléctrica (I) ............................................................................................ 48 Figura 3.37. Plano de situación de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (I) ....................... 49 Figura 3.38. Resultado de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (I)..................................... 49 Figura 3.39. Pantalla de opciones del proyecto aislado (III) ....................................................... 50 Figura 3.40. Pantalla de consumos (I). ........................................................................................ 50 Figura 3.41. Pantalla de opciones del proyecto aislado (IV) ....................................................... 51 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 1 1. INTRODUCCIÓN 1.1. OBJETIVO El presente proyecto tiene como objetivo analizar la viabilidad de una instalación solar fotovoltaica capaz de abastecer una granja de cebo de pollos formada por dos naves de 100 x 14 metros, las cuales albergan 20.000 animales cada una. Dicha granja se ubica en el término municipal de Robres, Huesca. El objetivo es examinar la viabilidad del proyecto dimensionando tres tipos de instalaciones. Una instalación aislada capaz de abastecer ella misma a toda la explotación, una instalación aislada de menores dimensiones, capaz de abastecer a la explotación durante casi todos los meses del año, comprando la energía restante durante los meses menos productivos; y una instalación conectada a red, vendiendo la energía producida y comprándola para abastecernos. En los tres casos se emplearán seguidores solares de dos ejes para conseguir la mayor eficiencia posible en la captación de la energía solar y producir así mayor cantidad de energía eléctrica. Por otro lado también tienen un mayor coste de inversión así como de mantenimien- to. La instalación autónoma constará además de una fuente de alimentación adicional mediante equipo electrógeno de gasoil para solventar posibles fallos de la instalación o periodos en los que la instalación no pueda abastecer al 100 por 100 las necesidades de la granja. A partir de los datos de consumos eléctricos proporcionados por el dueño de la explotación se han determinado las necesidades energéticas de las naves. Con estas necesidades se ha dimensionado la instalación, tanto aislada como conectada a red, y a partir de dicho dimensionado se ha presupuestado. Finalmente se ha analizado el rendimiento económico en base al coste de ejecución de la obra y las tarifas de venta de energía a la red y de compra de energía, teniendo en cuenta la tendencia actual en la evolución de los precios. 1.2. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO A la hora de dimensionar la instalación es de vital importancia conocer el emplazamiento exacto de la parcela donde se van a situar los módulos fotovoltaicos dado que de esto depende la orientación y la radiación incidente. Parcela afectada Término municipal: Robres (Huesca) Polígono: 19 Parcela: 2-14 Superficie: 2- 0,6354 ha 14- 0,5504 ha Coordenadas U.T.M.: 2- X: 710.446,97 Y: 4.638.679,77 HUSO: 30 Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 2 14- X: 710.361,39 Y: 4.638.400,73 HUSO: 30 Clasificación del terreno: Rústico. Figura 1.1. Parcela. Sigpac. En la parcela número dos, situada más al sur, de color amarillo en la figura anterior, se procederá a la instalación de los seguidores solares y la caseta de baterías y automatismos, así como el grupo electrógeno; mientras que la número 19 es la parcela donde se encuentra la explotación. Ésta se encuentra aproximadamente a unos 500 metros del núcleo urbano, y se accede a ella por el camino de los barrancos, desde la A-1211 o bien desde la A-1214. Figura 1.2. Accesos a la explotación. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 3 1.3. CONSUMO Los datos de consumo eléctrico han sido suministrados por el propietario de la granja, y se muestran en la siguiente figura. Figura 1.3. Consumo mensual de la explotación (I). 1.4. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD A DESARROLLAR Se trata de una explotación de cebo de pollos. Está formada por dos naves de 100 x 14 metros cada una y tiene capacidad para engordar a 40.000 pollos, 20.000 en cada nave. Se llevan a cabo ciclos de engorde muy cortos (40-45 días), con una elevada densidad de población y un sistema todo dentro - todo fuera. Figura 1.4. Interior de la explotación. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 4 2. LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 2.1. INTRODUCCIÓN Hoy en día, tanto a nivel europeo como mundial, se está apostando por fuentes de producción de electricidad que no contribuyan al cambio climático, a la emisión de sustancias nocivas como el CO 2 , ni a la dependencia del petróleo. Ahí entran en juego las energías renovables, ya que se busca un modelo sostenible, limpio e inagotable, que garantice el acceso a la energía eléctrica a todo el mundo. Dentro de este grupo, es la energía fotovoltaica por la que más se ha apostado, debido a que España tiene un alto nivel de irradiación comparado con otros países europeos. Dado que esta fuente de energía no es todavía rentable por sí sola, su empleo se ha subvencionado en gran medida, provocando la apuesta por este mercado por parte de la iniciativa privada. Gracias a las subvenciones estatales, fue posible obtener una buena rentabilidad mediante la inversión en instalación fotovoltaica, a lo que se sumando los motivos medioambientales explican el crecimiento del desarrollo de este tipo de instalaciones. La energía solar fotovoltaica permite tanto satisfacer la demanda energética de aquellos que no disponen de red eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos aislados, como generar energía para su posterior venta a la red eléctrica mediante sistemas conectados a red. Por tanto, a día de hoy, la energía solar se ha convertido en la fuente más versátil y social de todas, contribuyendo tanto al desarrollo de zonas rurales aisladas como al de aplicaciones tecnológicamente más complejas. Su funcionamiento se basa en la obtención de la energía emitida por la luz y el calor que irradia el Sol. Aquí radica su principal ventaja, ya que el Sol es una fuente de energía limpia, inagotable, abundante y disponible en casi toda la superficie del planeta. Para más información sobre el funcionamiento de la energía solar, anejo I. En una instalación solar fotovoltaica son necesarios los siguientes elementos: • Estructuras soporte: Sirven para el soporte de los módulos fotovoltaicos (Anexo II). Éstas pueden ser: - Estructuras fijas - Seguidores solares  De dos ejes  De un eje polar  De un eje este-oeste horizontal  De un eje azimutal • Célula solar: Es el elemento principal de cualquier instalación de energía solar. Convierte directamente en electricidad los fotones provenientes de la luz del sol. Su funcionamiento se basa en el efecto fotovoltaico (Anexo I). • Paneles solares: Conjunto de células solares, conectadas eléctricamente, encapsuladas, y montadas sobre una estructura de soporte o marco (Anexo III). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 5 • Regulador: Se coloca entre los paneles y las baterías con el fin de garantizar una carga suficiente al acumulador y evitar las situaciones de sobrecarga (Anexo IV). • Baterías: Su misión es almacenar energía durante un determinado número de días (Anexo V). • Inversor: Se encarga de convertir la corriente continua de la instalación en corriente alterna, igual a la utilizada en la red eléctrica (Anexo VI). • Protecciones, cableado y puesta a tierra. 2.2. INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Las instalaciones solares fotovoltaicas se pueden dividir entre aquellas que están aisladas de la red eléctrica y las que están conectadas a ella. 2.2.1. INSTALACIONES AISLADAS DE LA RED ELÉCTRICA Este tipo de instalaciones suministra energía eléctrica a zonas que no tienen acceso a la red. La ausencia de necesidad de combustible, su mantenimiento sencillo y de bajo coste, y su versatilidad de uso, pudiéndose instalar en casi cualquier lugar, son sus grandes ventajas. Los elementos necesarios para este tipo de instalaciones son los módulos solares, las baterías y un regulador electrónico que controle la carga de las baterías desde el panel fotovoltaico, así como un inversor que transforme la corriente continua en alterna. En primer lugar la luz solar incide en los paneles o módulos solares formados por un material semiconductor de silicio cristalino que posee efecto fotoeléctrico, es decir, transforma la luz solar en energía eléctrica continua. Posteriormente, esa electricidad debe acumularse en baterías para disponer de energía durante periodos nocturnos o de poca irradiación (días nublados o con niebla). Entre los paneles solares y las baterías es necesario incluir un regulador de carga de modo que cuando las baterías estén cargadas el regulador cierre el aporte energético desde los paneles a las baterías, para impedir una sobrecarga de éstas y por tanto el acortamiento de su vida útil. Finalmente, la energía acumulada por la batería en forma de corriente continua puede emplearse como tal en luminarias y otros equipos, aunque lo más habitual es transformarla, por medio de un inversor, en corriente alterna a 230 V y 50 Hz en forma de onda senoidal pura que es el estándar eléctrico en España, pudiendo alimentar otro tipo de equipos que trabajen con corriente alterna (frigoríficos, televisores, etc.). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 6 Figura 2.1. Esquema de una instalación aislada Las principales aplicaciones de las instalaciones autónomas son las siguientes: • Aplicaciones espaciales: sirven para proporcionar energía eléctrica a elementos colocados por el ser humano en el espacio, tales como satélites de comunicaciones, la Estación Espacial Internacional, etc. La investigación en esta área propició el desarrollo de los equipos fotovoltaicos tal y como los conocemos en la actualidad. • Aplicaciones terrestres, en las que cabe destacar las profesionales: - Telecomunicaciones: telefonía rural, vía radio; repetidores (de telefonía, televisión, etc.). - Electrificación de zonas rurales y aisladas: estas instalaciones, que se pueden realizar en cualquier lugar, están pensadas para países y regiones en desarrollo y todas aquellas zonas en que no existe acceso a la red eléctrica comercial. - Señalización: se aplica, por ejemplo, a señales de tráfico luminosas, formadas por diodos LED, alimentadas por un panel solar y una batería. - Alumbrado público: se utiliza en zonas en las que resulta complicado llevar una línea eléctrica convencional. - Bombeo de agua: estas instalaciones están pensadas para lugares tales como granjas, ranchos, etc. Se pueden realizar en cualquier lugar. Su uso puede ser tanto para agua potable como para riego. - Redes VSAT: redes privadas de comunicación (para una empresa, un organismo oficial, etc.) que actúan a través de satélite. La energía solar se utiliza para alimentar las estaciones de la red. - Telemetría: permite realizar medidas sobre variables físicas y transmitir la información a una central (p. ej. Control de la pluviometría de la cuenca de un río). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 7 Figura 2.2. Instalación aislada. Estación de bombeo. 2.2.2. INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA Se trata de la gran mayoría. Estas instalaciones están conectadas a la red eléctrica y vierten en ella su producción energética. No precisan baterías, por lo tanto son instalaciones más directas y eficientes, ya que se evitan las pérdidas por descarga de las baterías. Sin embargo, precisan de inversores, que transforman la corriente continua proveniente de los paneles solares en corriente alterna para poder inyectarla a la red eléctrica. Este tipo de instalaciones pueden estar tanto en suelo como insertadas en un edificio. En primer lugar la luz solar incide en los paneles o módulos solares formados por un material semiconductor de silicio cristalino que posee efecto fotoeléctrico, es decir, transforma la luz solar en energía eléctrica continua. Esta corriente continua es transformada, por medio de un inversor, en corriente alterna a 230 V y 50 Hz en forma de onda senoidal pura que es el estándar eléctrico en España, incorporándose a la red eléctrica. Para más información sobre los elementos que forman la instalación, anexos II, III y IV. Figura 2.3. Esquema de una instalación conectada a red Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 8 Debido a la política de fomento de este tipo de energía, las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica han experimentado un crecimiento mayor que las instalaciones de generación aisladas. Cabe distinguir entre: • Centrales fotovoltaicas y huertos solares: recintos en los que se concentra un número determinado de instalaciones fotovoltaicas de diferentes propietarios con el fin de vender la electricidad producida a la compañía eléctrica con la cual se haya establecido el contra- to. • Edificios fotovoltaicos: es una de las últimas aplicaciones desarrolladas para el uso de la energía fotovoltaica. La rápida evolución en los productos de este tipo ha permitido el uso de los módulos como material constructivo en cerramientos, cubiertas y fachadas de gran valor visual. Además, la energía fotovoltaica es el sistema de energías renovables más adecuado para la generación de electricidad en zonas urbanas sin provocar efectos ambientales adversos. La integración arquitectónica consiste en combinar la doble función de los módulos fotovoltaicos, como elemento constructivo y como productor de electricidad. Figura 2.4. Instalaciones conectadas a red. Huerto solar y edificio fotovoltaico. 2.3. DESARROLLO HISTÓRICO DEL MERCADO FOTOVOLTAICO 2.3.1. LA ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN EL MUNDO 2.3.1.1. Evolución histórica Durante la última década, la tecnología fotovoltaica ha demostrado el potencial que tiene para convertirse en la principal fuente para generar potencia, con sólidos y continuos crecimientos incluso durante tiempos de crisis económica y financiera. Se trata de una fuente de energía fiable, inagotable, limpia, segura y no genera residuos, por lo que el mercado fotovoltaico ha crecido a un ritmo superior al 35% en los últimos años. Se espera que este creci- Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 9 miento continúe a la vez que aumente la conciencia social acerca de las ventajas de la energía fotovoltaica. Al final del año 2009, la potencia acumulada en todo el mundo era aproximadamente de 23 GW. Un año después era de 40 GW. En 2011, había instalados más de 69 GW en todo el globo con los que se podría producir 85 TWh de electricidad cada año. Esta cantidad de energía sería suficiente para cubrir las necesidades de potencia anuales de 20 millones de hogares. La energía fotovoltaica es ahora, después de la hidroeléctrica y la eólica, la tercera energía renovable más importante en términos de capacidad global instalada. La tasa de crecimiento durante 2011 alcanzó casi el 70%, un nivel sobresaliente entre todas las energías renovables. En términos de capacidad acumulada, Europa sigue en la vanguardia con más de 51 GW instalados en 2011. Esto representa aproximadamente el 75% de la capacidad acumulada en todo el mundo. A continuación en el ranking está Japón (5GW) y EE.UU., (4,4 GW), seguidos por China (3,1 GW). Muchos de los mercados fuera de Europa, en particular China, EE.UU., y Japón, pero también Australia (1,3 GW) e India (0,46 GW), han abordado únicamente una pequeña parte de su enorme potencial. Incluso así, la potencia instalada fuera de Europa casi se dobló entre 2010 y 2011, demostrando la puesta en marcha del reequilibrio entre Europa y el resto del mundo y reflejando más de cerca los patrones del consumo de electricidad. Figura 2.5. Evolución de la potencia acumulada en el mundo.EPIA. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 10 Figura 2.6. Evolución de las nuevas instalaciones en el mundo. EPIA. Europa ha pasado de un mercado anual de menos de 1 GW en 2003 a un mercado de más de 13 GW en 2010 y de 21,9 GW en 2011. Dadas las difíciles circunstancias económicas y los cambiantes niveles de oposición a la energía fotovoltaica en algunos países, muchos esperaban una estabilización de los mercados fotovoltaicos en 2011 comparado con 2010. Mirando a la nueva capacidad instalada en 2011, uno puede considerar que el mercado FV ha sobrepasado otra vez todas las expectativas. Sin embargo, debido a los retrasos en conectar los sistemas FV a la red, que dependen de cada país, muchas instalaciones del 2010 no fueron conectadas hasta 2011. Esto tiene un importante impacto en la percepción del mercado. Por primera vez, Italia fue en 2011 líder del mercado FV, con 9,3 GW instalados; Alemania fue segunda con 7,5 GW. Juntas, Italia y Alemania representaron cerca del 60% del crecimiento global del mercado durante el último año. Estos dos mercados fueron seguidos por Francia (1,7 GW) y Reino Unido (784 MW), los cuales mostraron un sorprendente fuerte crecimiento en 2011. Muchos otros mercados han comenzado a mostrar un significativo desarrollo. Por zonas, Europa es seguida por la zona formada por Asia y el Pacífico, que además de Japón y China incluye Corea, Australia (con más de 750 MW instalados en un año), Taiwán y Tailandia. La tercera zona a la cabeza es América del norte, con Canadá desarrollándose a la par que EE.UU. Por otra parte, Oriente medio y el norte de África representan un potencial sin explotar a medio plazo. La energía FV también muestra un gran potencial en América del sur y Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 17 Figura 2.16. Previsión del mercado europeo hasta 2016. Potencia acumulada. EPIA. Como ya se ha indicado previamente, en términos de sistemas conectados, el crecimiento del mercado fotovoltaico durante 2010 se repitió en el 2011. En términos de nuevas instalaciones el nivel se mantuvo bastante estable. El crecimiento observado durante el principio de 2012 sugiere que el mercado podría seguir funcionando igual de bien en términos de nueva capacidad instalada. Pero el futuro es incierto, ya que entramos en una era de eliminación y drástica reducción de algunos programas de ayudas, así como de modificación de las tarifas eléctricas. Esta previsión de los próximos cinco años está basada en un análisis realizado por EPIA (European Photovoltaic Industry Association), a partir de datos procedentes de de la industria, asociaciones nacionales, agencias gubernamentales y empresas eléctricas. 2.3.3. LA ENERGÍA FOTOVOLTACA EN ESPAÑA 2.3.3.1. Principales leyes que regulan la generación fotovoltaica Las principales leyes que regulan la generación fotovoltaica en España se recogen a continuación: • Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. • 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. • Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 18 • Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. • Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social. • Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica. • Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. 2.3.3.2. Evolución histórica de la energía fotovoltaica en España Antes del año 2000 apenas había desarrollo de la energía solar fotovoltaica, y su venta a la red estaba fomentada mediante primas que cobraban los productores por cada kWh inyectado a la red sobre el precio del mercado. En el año 2004 la energía solar fotovoltaica suponía aproximadamente un 6,5% del consumo de energía primaria, representando una parte muy pequeña del conjunto de las renovables. Desde el año 2000 la instalación de placas fotovoltaicas fue creciendo un 40% cada año, con la ayuda de la aprobación del Plan de Fomento de Energías Renovables en 1999. El objetivo era llegar a los 143.000 kilovatios instalados en 2010, cubriendo al menos el 12% del consumo de energía primaria mediante energías renovables. En el 2005, por generar esta electricidad limpia el propietario cobraba una tarifa bonificada a la compañía distribuidora. Durante los primeros 25 años de vida de la instalación el cliente recibía el 575% (casi 6 veces más) de la tarifa medida de referencia. Esta fue fijada por el Gobierno en 7,3 céntimos de euro el kWh (para 2005). Pasados los 25 años, percibe el 80%. Entre 2004 y 2007, el consumo de energía a partir de renovables se incrementó en un 10%. La industria fotovoltaica aportó un 0,62% del PIB entre 2006 y 2008, y mantuvo a 93.000 personas empleadas durante 2009. Durante el año 2008 España se convirtió en el primer mercado fotovoltaico del mundo, con más de 2.500 MW instalados, superando con ello a Alemania, tradicional líder internacional en implantación de la energía solar. Sin embargo, a diferencia de lo que ha ocurrido en Alemania, el crecimiento en España no se ha producido de un modo sostenible: si el Gobierno quería conectar 371 MW solares a la red en 2010, en el 2012 había en España casi 10 veces más potencia instalada, puesto que se superan los 3.300 MW. Como resultado, el Gobierno recortó su política de ayudas al aprobar el Real Decreto 1578/2008. Esto llegó casi a paralizar el sector fotovoltaico español a causa de los cambios de regulación. Este recorte paralizó el mercado durante más de seis meses por el cambio regulatorio, redujo la retribución por la energía producida un 30%, introdujo una reducción progresiva de la retribución que puede superar el 10% anual, estableció un límite máximo anual de 500 MW durante los próximos años, con un nuevo registro para adjudicar Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 19 esta potencia que complica la tramitación administrativa de los proyectos; y dividió el mercado en dos segmentos, uno para plantas solares en suelo y otro para instalaciones solares incorporadas a la edificación, cuando más del 95% del mercado estaba orientado al suelo. Figura 2.17. Evolución de la potencia instalada en España. EPIA. En el año 2010 se promulgó el Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Éste fue llamado “ley anti-fotovoltaica”. Se aplicó retroactividad suprimiendo el derecho a la percepción de prima equivalente para las instalaciones fotovoltaicas a los 25 años de vida útil, así como se redujo la tarifa fotovoltaica en un 5% para instalaciones de techo pequeño, 25% para las instalaciones de techo medianas y un 45% para las instalaciones de suelo. El déficit tarifario se define como la diferencia entre el coste real de producir la energía y el precio que se cobra realmente por ella, originado principalmente por los costes regulados. Este concepto surgió en el año 2000 en España, cuando el Gobierno decidió no aplicar al precio de la electricidad la súbita subida del precio del petróleo. Este déficit está originado, en cierta medida, porque los precios que se fijan para cobrar al cliente final son previsiones sobre el futuro, y por tanto como previsiones que son, a veces poseen desviaciones entre lo real y lo estimado. Este tipo de errores tendría que crear unos años una situación de déficit, mientras que otros una situación de superávit. Pero se ha dado la circunstancia que las diferentes tarifas aprobadas por los diversos Gobiernos desde el año 2000 no han conseguido paliar esa situación de déficit. Esto puede haber ocurrido debido a que el precio de los materiales para producir la energía se ha incrementado bastante más de lo que se creía. Basándose en la compleja situación económica y financiera, y en la necesidad de seguir luchando contra el déficit tarifario se justificó la necesidad de aprobar el Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 20 Éste toma dos medidas con carácter temporal que no afectarán a las instalaciones en marcha ni a aquellas ya inscritas en el Registro de preasignación. La primera es la supresión de los incentivos económicos (tarifas reguladas, primas, límites, complemento por eficiencia, complemento por energía reactiva) para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y para instalaciones de régimen ordinario de tecnologías asimilables a las incluidas en el régimen especial. La segunda, consecuencia de la primera, es la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución de instalaciones en régimen especial. Aunque en la Exposición de Motivos se expresa que las medidas adoptadas son de carácter temporal, la supresión del otorgamiento de incentivos económicos hace pensar lo contrario. Sobre todo, cuando se apunta un método alternativo para la obtención de los objetivos de consumo de energía renovable previstos para el año 2020 (el autoconsumo, mediante el llamado balance neto de electricidad). Cabe suponer que las medidas ahora impuestas se levantarán (o se regularán otras alternativas) en el caso de que se prevea que no van a cumplirse los objetivos citados o cuando deje de producirse nuevo déficit tarifario. De ser un país puntero con compañías pioneras en el sector, la industria fotovoltaica se dirige sin vuelta atrás hacia la destrucción de empleo y la quiebra de algunas compañías. En la actualidad la práctica totalidad de los fabricantes de paneles fotovoltaicos españoles tienen algún ERE en marcha. Según estimaciones de la patronal fotovoltaica, se prevé que durante 2012 y principios de 2013 se hayan perdido el 83,3% del empleo directo de la industria en tan solo cuatro o cinco años. Por tanto, ante esta situación lo que están haciendo las empresas del Sector Fotovoltaico nacional es intensificar la salida hacia otros mercados exteriores para desarrollar su actividad, ya que la situación en España no se corresponde con lo que sucede más allá de nuestras fronteras. Aproximadamente el 50% de los promotores e instaladores ya están trabajando en otros países, mientras que los fabricantes vienen exportando el 70% de los paneles que fabrican. 2.3.3.3. Previsión de futuro Pese a que la perspectiva del futuro mercado fotovoltaico no es muy optimista la EPIA (Asociación de la Industria Europea Fotovoltaica) prevé un ligero incremento de la potencia acumulada en España durante los próximos años. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 21 Figura 2.18. Previsión de futuro en España. EPIA. 2.3.3.4. Distribución actual Actualmente, la mayor parte de la potencia instalada en España se conecta a red. Las instalaciones no se distribuyen equitativamente por comunidades autónomas, ni por insolación de la zona. Navarra ha sido la comunidad de referencia, aunque cada vez menos respecto a otras zonas de mayor recurso solar, como Valencia, Murcia o Castilla la Mancha. Destacar a Extremadura, pues es la comunidad donde se localiza el crecimiento más acelerado. Figura 2.19. Distribución de potencia en España. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 22 3. METODOLOGÍA A continuación se va a proceder al dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas. Como hemos descrito previamente vamos a comparar la rentabilidad de tres alternativas diferentes. Dos instalaciones aisladas de la red eléctrica, una que cubra completamente las necesidades energéticas de la granja y otra que cubra únicamente las necesidades de los meses más productivos, comprando la energía restante; y una instalación conectada a la red eléctrica. Este tipo instalación se calcula totalmente ajena a las necesidades de la granja, su único fin es valorar la rentabilidad respecto a las instalaciones aisladas. La explotación se abastecerá de la red de manera independiente a la central solar, y esta inyectará su energía a la red sin pasar por la granja, solo se tendrá en cuenta el dimensionado del número de paneles y distribución de la aislada para valorar adecuadamente las diferencias de rentabilidad entre un tipo de instalación y otro. Para el dimensionado de las instalaciones solares se van a emplear los soportes informáticos PVGIS y PVsyst, además de realizarse determinados cálculos manuales. Hoy en día PVsyst es el programa de cálculo de instalaciones fotovoltaicas aisladas y conectadas a la red más usada en el mundo empresarial ya que es sencilla de usar además de tener una precisión excelente y un gran abanico de posibilidades de cálculo y de opciones de simulación. PVGIS es una de las más completas bases de datos que hay en la red, de libre acceso, y tiene la posibilidad de exportar los datos directamente a PVsyst. 3.1. NECESIDADES PREVIAS AL DIMENSIONADO Antes de llevar a cabo el dimensionado de los elementos de la instalación es necesario conocer tanto el consumo eléctrico de la explotación, como los datos de radiación de la ubicación del proyecto. 3.1.1. CONSUMO DE LA EXPLOTACIÓN Los datos han sido suministrados por el propietario de la granja. Figura 3.1. Consumo mensual de la explotación. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 23 A partir de estos datos mensuales se obtiene el consumo diario. Cabe destacar que los seguidores solares también tienen su propio consumo que se ha de tener en cuenta. Este consumo aparece en la ficha técnica de los seguidores empleados (16 kWh/año), anejo VII. Como posteriormente se expondrá, la instalación constará de 4 seguidores. Suponemos un consumo igual de los seguidores durante todos los días del año. Según Pareja Aparicio, M. (2010), el valor calculado de consumo hay que aumentarlo para mantener un consumo aceptable de la instalación generadora. A dicho aumento se le denomina margen de seguridad, aunque en ciertas documentaciones se denomina como factor de seguridad. El autor señala que un valor típico es el 20%, aunque otros autores indican valores diferentes (10%, 15% o 25%). El técnico que diseñe la instalación decidirá el margen de seguridad, y en este caso se elige un 20%. Mes Consumo mensual granja (kWh) Consumo diario granja (kWh) Consumo diario seguidores (kWh) Margen de seguridad (%) Consumo total diario (kWh) ENE 2.710,5 87,44 0,18 20 % 105,13 FEB 2.710,5 96,80 0,18 20 % 116,37 MAR 2.460 79,35 0,18 20 % 95,44 ABR 2.460 82,00 0,18 20 % 98,61 MAY 1.613 52,03 0,18 20 % 62,65 JUN 1.613 53,77 0,18 20 % 64,73 JUL 2.666,5 86,02 0,18 20 % 103,43 AGO 2.666,5 86,02 0,18 20 % 103,43 SEP 2.458 81,93 0,18 20 % 98,53 OCT 2.458 79,29 0,18 20 % 95,36 NOV 2.544 84,80 0,18 20 % 101,97 DIC 2.544 82,06 0,18 20 % 98,69 Tabla 3.1. Consumo total (I). Figura 3.2. Consumo diario total (I). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 24 3.1.2. RADIACIÓN DEL LUGAR El PVsyst dispone de los datos de radiación de un gran número de ciudades y pueblos, sin embargo Robres no es uno de ellos. Por tanto, para comenzar el dimensionado de la instalación estos datos han de ser introducidos. En este caso se empleará la base de datos PVGIS. Para obtener los datos necesarios se localiza la parcela donde se llevará a cabo la instalación, se marcan las casillas que se muestran en la imagen, radiación horizontal y temperatura media, y se pulsa el botón calcular. Figura 3.3. Página principal de la base de datos de radiación PVGIS. Los datos obtenidos son los siguientes: Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 25 Figura 3.4. Datos obtenidos del PVGIS. Una vez obtenidos los datos necesarios paso a introducirlos en el programa. Para ello se elige la opción “herramientas”, donde se encuentran todas las opciones para ampliar la base de datos del programa. Figura 3.5. Página principal del PVsyst (I). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 26 El siguiente paso consiste en elegir la opción “importación base clima”, para así introducir los datos de Robres. Figura 3.6. Página herramientas del PVsyst. A continuación se introducirán los datos climatológicos, ya que el programa permite importarlos directamente desde la base de datos PVGIS. Figura 3.7. Importación de los datos climatológicos. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 33 Figura 3.17. Dimensiones de los módulos. Figura 3.18. Superficie modular del seguidor. Cada módulo tiene una superficie de 1,65 x 0,992 m. Como se puede observar en la figura anterior las medidas de la superficie modular serán de 11,55 x 5,95 m (68,7 m 2 ), por lo que cumple a la perfección con las medidas máximas soportadas por el seguidor. Una vez conocidos el número y tamaño de los seguidores hay que establecer la distancia mínima entre ellos para que no se produzca un sombreado excesivo, pero que no sea demasiado grande para que el gasto en cableado no resulte desmesurado. 3.2.1.2. Distancia entre seguidores Para calcular la distancia entre seguidores es necesario conocer la altura de los mismos. Pero dicha altura variará en función de la inclinación y del tamaño. Para calcular la altura (h) en función de la inclinación (β) y del tamaño del seguidor (a) en metros, se utiliza la siguiente ecuación: Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 34 h = a x sin β Figura 3.19. Altura del seguidor. Figura 3.20. Altura del seguidor en función de la inclinación. Como se acaba de indicar, el seguidor estará formado a lo ancho por seis paneles de 0,99 metros cada uno. Pero los paneles no se apoyan directamente sobre el suelo, si no que están elevados unos metros por el mástil del seguidor. La longitud del mástil puede oscilar entre 4 y 8 metros como se puede observar en la ficha técnica, anexo VII, por lo que para los cálculos tomamos 6 metros como medida de referencia. Pero el mástil se une a la zona media por lo que la anchura final será de: a = 6 m + (6/2) m = 9 metros Por tanto se toma como valor de anchura 9 metros. Para calcular la altura (h) del seguidor es preciso conocer el ángulo de inclinación del mismo. Éste permite un ángulo de elevación de 10° a 90°. En la siguiente figura podemos observar el ángulo de inclinación óptimo los módulos a lo largo de los doce meses del año, para la ubicación de la explotación. Este dato ha sido obtenido a partir de la base de datos PVGIS. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 35 Figura 3.21. Ángulo óptimo de inclinación. Para determinar la altura se ha empleado el ángulo más desfavorable, es decir, 90°, que es la posición del seguidor durante las primeras y últimas horas del día. h = a x sin β = 9 m x sin 90° = 9 metros Finalmente se establece la distancia mínima entre los seguidores solares a partir de la siguiente expresión: d = h x k Donde k es una constante que depende de la latitud del lugar. Tabla 3.3. Coeficiente adimensional k. Dicha constante adimensional k se obtiene a partir de la siguiente expresión: K = 1 / tg (61° - latitud) La latitud de la finca donde se desarrolla el proyecto es de 41° 52’, por lo que k = 2,9; por tanto: d = h x k = 9 x 2,9 = 26 metros 3.2.1.3. Orientación y sombreado El siguiente paso es conocer el sombreado de los seguidores, el cual se va a determinar con ayuda del PVsyst. Para ello se clica en la pestaña “Sombras cercanas” de la pantalla de opciones del programa. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 36 Figura 3.22. Pantalla de opciones del proyecto aislado (II). Para poder obtener las pérdidas por sombreado se precisa del diseño de la instalación, teniendo en cuenta las dos naves que forman la explotación. Figura 3.23. Pantalla de sombreado cercano Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 37 Figura 3.24. Diseño de la instalación. Alternativa 1 (I) Una vez se ha diseñado la instalación, el programa calcula automáticamente el factor de sombreado y las pérdidas causadas por el mismo. Tabla 3.4. Factor de sombreado. Alternativa 1. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 38 Figura 3.25. Gráfica factor de sombreado. Alternativa 1. Figura 3.26. Diagrama de pérdidas por sombreado para el 15/12 3.2.1.4. Producción Una vez determinado el número de módulos solares que comprenderá la instalación se procede al cálculo de la energía generada por los mismos. Este cálculo lo realiza el soporte informático PVsyst de forma automática. Mes Seguidores E generada ( k Wh) E requerida ( k Wh) % Sobreproducción ENE 4 3.885 3.259 19,21 % FEB 4 6.566 3.258 101,53 % MAR 4 9.480 2. 959 220,38 % ABR 4 9.121 2.958 208,35 % MAY 4 11.512 1.942 492,79 % JUN 4 13.032 1.942 571,06 % JUL 4 11.634 3.206 262,88 % AGO 4 10.194 3.206 217,97 % SEP 4 8.372 2.956 183,22 % OCT 4 6.269 2.956 112,08 % NOV 4 4.346 3.059 42,07 % D IC 4 3.717 3.0 59 21,51 % Tabla 3.5. Energía generada mes a mes. Alternativa 1. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 39 Según el CTE, el dimensionado de la instalación aislada de la red eléctrica estará limitado por el cumplimiento de la condición de que en ningún mes del año la energía producida por la instalación podrá superar el 110 % de la demanda energética. Como se puede observar en más de un mes existe una sobreproducción de más del 110 % de la energía consumida, por lo que no cumplimos con las especificaciones del CTE. Para cumplir con este requisito se deberán mantener tapados con una lona reflectante algunos seguidores durante los meses de mayor producción energética. En la siguiente figura podemos observar el número de seguidores en uso durante cada mes y su producción. Mes Seguidores E generada ( k Wh ) E requerida ( k Wh) % Sobreproducción ENE 4 3.885 3.259 19,21 % FEB 2 3.283 3.258 0,77 % MAR 2 4.740 2.959 60,19 % ABR 2 4.561 2.958 54,18 % MAY 1 2.878 1.942 48,20 % JUN 1 3.258 1.942 67,77 % JUL 2 5.817 3.206 81,44 % AGO 2 5.097 3.206 58,98 % SEP 2 4.186 2.956 41,61 % OCT 2 3.135 2.956 6,04 % NOV 3 3.260 3.059 6,55 % D IC 4 3.717 3.059 21,51 % Tabla 3.6. Seguidores solares en uso. Alternativa 1. Así surge la segunda alternativa de la cual se analizará su rentabilidad. Consiste en abastecer totalmente a la explotación solamente los meses más productivos, es decir de febrero a octubre. Así se evita la instalación de dos seguidores con sus correspondientes 84 paneles solares, que únicamente estarían activos durante tres meses al año. Como veremos más adelante esto supone un importante ahorro económico. 3.2.1.5. Conexión serie-paralelo de los paneles En la mayoría de las instalaciones, dependiendo de la potencia de la instalación, es necesario asociar varios paneles en serie o paralelo para obtener los niveles de tensión y corriente adecuados. En una conexión en paralelo se conectan todos los polos positivos y, por separado, todos los polos negativos, consiguiendo aumentar la corriente generada y manteniendo un mismo valor de tensión. La corriente generada es igual a la suma de todas las corrientes generadas por cada módulo. En una conexión en serie se conecta el polo positivo de un módulo con el polo negativo del siguiente, aumentando la tensión y manteniendo el mismo valor de corriente generada. La tensión generada es igual a la suma de todas las tensiones generadas por cada módulo. Mi instalación va a ser mixta, es decir, se va a conectar tanto en serie como en paralelo. Conectando más paneles en serie se aumenta la tensión del sistema, disminuyendo la intensidad transportada, lo que redunda en un menor gasto en cableado. La tensión de ali- Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 40 mentación de los inversores solares para instalaciones aisladas tiene valores típicos de 12, 24 y 48 voltios. Por tanto, teniendo en cuenta estos dos aspectos se va a establecer la tensión del sistema en 48 V. La tensión del campo solar no podrá ser nunca superior a la del sistema, por lo que dividiendo la tensión del sistema entre la tensión nominal de los módulos escogidos se obtiene el número de paneles solares que podemos conectar en serie. PS = ó ó =   = 2 paneles en serie Figura 3.27. Esquema de la conexión de los paneles solares por seguidor. 3.2.1.6. Elección del regulador Para determinar el regulador de carga adecuado se debe calcular la corriente del regulador a partir de la corriente de cortocircuito de los paneles. I CAMPO FOTOVOLTAICO = 1,25 * I SC * Número de paneles en paralelo I CAMPO FOTOVOLTAICO = 876,75 A Se instalarán 5 reguladores LQTRADE SSCP-48-200A conectados en serie. Figura 3.28. Regulador de carga. Alternativa 1. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 41 3.2.1.7. Elección de las baterías Para calcular el número de baterías necesarias es preciso determinar la capacidad (A·h) necesaria del banco de baterías. Para ello resulta necesario conocer los Ah necesarios al día, obtenidos a partir de la potencia generada por los paneles solares. Se decide dimensionar la instalación para una autonomía de tres días. El cálculo del número de baterías necesarias se realiza mediante el uso de las siguientes expresiones. Capacidad necesaria al día (A·h) =  0 10 ó   Capacidad necesaria (A·h) = 2 0  í ×34 (5 í) 04  01 (6,8) Una vez obtenida la capacidad del banco de baterías únicamente hay que dividir esta capacidad entre la capacidad nominal de la batería para obtener el número de acumuladores a conectar en paralelo. BP = ; 0 ;   <0í Dividiendo la tensión del sistema entre la tensión de las baterías (12 V), véase ficha técnica, anejo VII, se obtiene el número de acumuladores que debemos conectar en serie. BS = ó   ó   <0í Se van a emplear baterías CONCORDE PVX-2580L. Figura 3.29. Acumulador solar (I) Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 42 Mes Energía generada (W·h) Capaci dad necesaria (A·h) Baterías en serie Baterías en paralelo Baterías t otales ENE 126.226 11.270 4 44 176 FEB 177.375 15.837 4 62 248 MAR 153.242 13.682 4 54 216 ABR 154.117 13.760 4 54 216 MAY 91.669 8.185 4 32 128 JUN 106.175 9.480 4 37 148 JUL 185 .161 16.532 4 65 260 AGO 163.645 14.611 4 57 228 SEP 140.433 12.539 4 49 196 OCT 102.016 9.109 4 36 144 NOV 146.967 13.122 4 51 204 DIC 120.613 10.769 4 42 168 Tabla 3.7. Cálculo de las baterías. Alternativa 1. Como podemos observar en la figura anterior, el mes en el que más carga hay que acumular es julio. Durante este mes necesitamos un total de 260 acumuladores, divididos en 5 grupos de 52. En cada grupo se conectarán 4 baterías en serie y 13 en paralelo. 3.2.1.8. Elección del inversor En instalaciones fotovoltaicas aisladas se emplean los inversores para convertir la corriente continua, proveniente de las placas solares, en energía aceptada por los equipos consumidores finales. La tensión de alimentación de los inversores solares para instalaciones aisladas tiene valores típicos de 12, 24 y 48 voltios. Por tanto, con el objetivo de disminuir el gasto en la instalación del cableado se decide emplear la mayor tensión posible, y así disminuir la intensidad transportada por los conductores y, por tanto, el diámetro de los mismos y su coste. Se emplean inversores solares de tensión nominal 48 V. Una vez determinada la tensión se procede a determinar la potencia del inversor. Para ello hay que elegir el inversor cuya potencia de salida sea inmediatamente superior a la potencia de todos los equipos conectados. Como no se conoce la potencia de todos los equipos conectados se ha empleado como dato la potencia contratada, que como podemos observar en la siguiente figura es de 15 kW. Figura 3.30. Datos del cliente (I). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 49 Se instalará una luminaria DAISALUX HYDRA N5 de 215 lúmenes de flujo luminoso. En las siguientes figuras podemos observar la situación de los puntos de seguridad y cuadros eléctricos y la iluminancia que les llega. Figura 3.37. Plano de situación de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (I). Figura 3.38. Resultado de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (I). 3.2.1.11. Seguridad contra incendios. En las salas de baterías no se considera necesaria la instalación de un sistema de extinción automática de incendios. Por tanto, se instalará un extintor móvil, que estará lo más cerca posible de la puerta de acceso. Además se ubicará un extintor por cada seguidor, en la base de los mismos. Se dispondrá en toda la instalación de la señalización pertinente. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 50 3.2.1.12. Simulación Una vez tenemos la instalación dimensionada volvemos al PVsyst para observar los resultados obtenidos. Para ello tengo que entrar en la pestaña “sistema” del menú principal del proyecto. Figura 3.39. Pantalla de opciones del proyecto aislado (III). Una vez ahí, únicamente introduzco los datos de consumo y los elementos de la instalación. Figura 3.40. Pantalla de consumos (I). Ahora ya tengo definida toda la instalación. Sólo queda volver al menú principal y presionar la pestaña “simulación”. El programa genera de manera automática un informe con todos los datos de producción, consumos, pérdidas, etc., que se adjunta en el anexo VIII. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 51 Figura 3.41. Pantalla de opciones del proyecto aislado (IV). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 52 3.2.2. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADOS DE LA RED ELÉCTRICA Como se ha indicado previamente, según el CTE, no se puede producir más del 110% de la energía consumida, por lo que nos obliga a tapar dos de los cuatro seguidores durante buena parte de año. De aquí surge esta segunda alternativa, instalar únicamente dos seguidores, para que cubra el consumo energético de la explotación durante los meses más productivos, surgiendo la necesidad de conectarse a la red eléctrica para abastecerse los meses de menor producción. La instalación estará compuesta por 84 paneles solares, 42 en cada seguidor, 2 conectados en serie y el resto en paralelo. Los seguidores solares estarán separados una distancia de 26 metros. 3.2.2.1. Orientación y sombreado El siguiente paso es conocer el sombreado de los seguidores, el cual se va a determinar siguiendo el mismo procedimiento que para la primera alternativa. Figura 3.42. Diseño de la instalación. Alternativa 2 (I). Una vez diseñada la instalación, el programa calcula automáticamente el factor de sombreado y las pérdidas causadas por el mismo. Tabla 3.9. Factor de sombreado. Alternativa 2. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 53 Figura 3.43. Gráfica factor de sombreado. Alternativa 2. 3.2.2.2. Producción Conocido el número de módulos solares que comprenderá la instalación se estima la energía que generarán. Este cálculo lo realiza el soporte informático PVsyst de forma automática. Mes Seguidores E generada (kWh) E requerida (kWh) % Sobreproducción ENE 2 1.760 3.259 -46,00 % FEB 2 2.859 3.258 -12,25 % MAR 2 4.376 2.959 47,89 % ABR 2 4.169 2.958 40,94 % MAY 2 5.270 1.942 171,37 % JUN 2 5.888 1.942 203,19 % JUL 2 5.112 3.206 59,45 % AGO 2 4.446 3.206 38,68 % SEP 2 3.662 2.956 23,88 % OCT 2 2.755 2.956 -6,80 % NOV 2 1.919 3.059 -37,27 % DIC 2 1.601 3.059 -47,66 % Tabla 3.10. Energía generada mes a mes. Alternativa 2. Según el CTE, el dimensionado de la instalación aislada de la red eléctrica estará limitado por el cumplimiento de la condición de que en ningún mes del año la energía producida por la instalación podrá superar el 110 % de la demanda energética. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 54 Como se puede observar durante los meses de mayo y junio existe una sobreproducción de más del 110 % de la energía consumida, por lo que no cumplimos con las especificaciones del CTE. Para cumplir con este requisito debe permanecer tapado con una lona reflectante uno de los dos seguidores. En la siguiente figura podemos observar el número de seguidores en uso durante cada mes y su producción. Mes Seguidores E generada (Wh) E requerida (Wh) % Sobreproducción ENE 2 1.760 3.259 -46,00 % FEB 2 2.859 3.258 -12,25 % MAR 2 4.376 2.959 47,89 % ABR 2 4.169 2.958 40,94 % MAY 1 2.635 1.942 35,68 % JUN 1 2.944 1.942 51,6 % JUL 2 5.112 3.206 59,45 % AGO 2 4.446 3.206 38,68 % SEP 2 3.662 2.956 23,88 % OCT 2 2.755 2.956 -6,80 % NOV 2 1.919 3.059 -37,27 % DIC 2 1.601 3.059 -47,66 % Tabla 3.11. Seguidores solares en uso. Alternativa 2. 3.2.2.3. Elección del regulador Para determinar el regulador de carga adecuado debe calcularse la corriente del regulador a partir de la corriente de cortocircuito de los paneles. I CAMPO FOTOVOLTAICO = 1,25 * I SC * Número de paneles en paralelo I CAMPO FOTOVOLTAICO = 438,4 A Se emplearán 5 reguladores EPSOLAR IPS48-100H conectados en serie. Figura 3.44. Regulador de carga. Alternativa 2. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 55 3.2.2.4. Elección de las baterías Para calcular el número de baterías que requiere la instalación tengo que determinar la capacidad (A·h) necesaria del banco de éstas. Para ello es preciso conocer los Ah necesarios al día, obtenidos a partir de la potencia generada por los paneles solares. Se va a dimensionar la explotación con una autonomía de tres días. Esto se realiza mediante el uso de las siguientes expresiones. Capacidad necesaria al día (A·h) =  0 10 ó   Capacidad necesaria (A·h) = 2 0  í ×34 (5 í) 04  01 (6,8) Una vez disponga de la capacidad del banco de baterías únicamente hay que dividir esta capacidad entre la capacidad nominal de la batería para obtener el número de las mismas que hay que conectar en paralelo. BP = ; 0 ;   <0í Dividiendo la tensión del sistema entre la tensión de las baterías (12 V) se obtiene el número de acumuladores que deben conectarse en serie. BS = ó   ó   <0í Se van a utilizar baterías CONCORDE PVX-2580L 12 V 255 AH. Figura 3.45. Acumulador solar (II). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 56 Mes Energía generada (W·h) Capacidad necesaria (A·h) Bat erías en serie Baterías en paralelo Baterías t otales ENE 62.097 7.392 4 22 88 FEB 104.214 12.406 4 37 148 MAR 140.935 16.778 4 49 196 ABR 138.800 16.524 4 49 196 MAY 81.016 9.645 4 29 116 JUN 92.783 11.046 4 33 132 JUL 170.258 20.269 4 59 236 AGO 155.194 18.475 4 54 216 SEP 119.467 14.222 4 42 168 OCT 88.161 10.495 4 31 124 NOV 66.800 7.952 4 24 96 DIC 55.968 6.663 4 20 80 Tabla 3.12. Cálculo de las baterías. Alternativa 2. Como podemos observar en la figura anterior, el mes en el que más carga hay que acumular es julio. Durante este mes necesitamos un total de 236 acumuladores, 59 en paralelo y 4 en serie. Para facilitar el dimensionado se instalarán 240 acumuladores, divididos en 5 grupos de 48, uno por regulador, 4 en serie y 12 en paralelo. 3.2.2.5. Elección del inversor Conocida la tensión del sistema (48 V) se ha de determinar la potencia del inversor. Para ello hay que elegir el inversor cuya potencia de salida sea inmediatamente superior a la potencia de todos los equipos conectados. Como no se conoce la potencia de todos los equipos conectados se ha empleado como dato la potencia contratada, que como podemos observar en la siguiente figura es de 15 kW. Figura 3.46. Datos del cliente (II). Por tanto se instalarán tres inversores SMA SI 5048. La potencia de salida a 25°C será de 15 kW, la potencia requerida. Como indica la ficha técnica (anexo VII) se pueden configurar tres unidades para salida trifásica. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 57 Figura 3.47. Inversor solar. Alternativa 2. Los inversores irán ubicados en el interior de una caseta prefabricada de hormigón que dispondrá de ventilación adecuada, con el fin de disminuir al máximo las altas temperaturas que se generarán. Como la tensión del sistema es menor de 75 V podrán ir colocados en la misma caseta que los reguladores y las baterías, según ITC-BT-30 del REBT. 3.2.2.6. Caseta eléctrica Se va a disponer en la instalación una caseta de hormigón prefabricado donde colocaremos los CMP y los elementos de la instalación. Tendrá unas dimensiones de 7,5 x 4 metros. Con el objetivo de reducir el coste en cableado, el CMP donde se conectan las conducciones enterradas de cada seguidor, el cual está instalado en el interior de la caseta, va a ir ubicado en el punto medio entre los dos seguidores. Figura 3.48. Diseño de la instalación. Alternativa 2 (II). La caseta de hormigón prefabricado tiene que tener capacidad para albergar las 240 baterías. Éstas tienen unas dimensiones 527 x 277 x 248 mm. Los acumuladores irán ubicados en una estantería de cinco alturas, por lo que en cada estante se colocarán 48, distribuidos en 4 filas de 12 acumuladores. Colocando las baterías a lo largo, cada fila tendrá una longitud de Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 58 6,32 metros (12 baterías x 0,527 metros). El ancho de las filas de las baterías será de 1,11 metros (4 baterías x 0,277 metros). Por tanto las dimensiones de la caseta van a ser idénticas a las de la primera alternativa, 7,5 x 4 x 2,5 metros. Figura 3.49. Detalle autocad caseta (III). Las baterías irán colocadas en una estantería que no se corroa con el ácido del electrolito y en una parte de la caseta a la que no lleguen directamente los rayos UV. Además se colocará una rejilla para asegurar su ventilación. Vamos a proceder al dimensionado de la rejilla para asegurar la renovación de aire que permita una mayor durabilidad de los equipos. Al no utilizarse ventilación forzada, la superficie de entrada vendrá dada por la siguiente expresión: S (cm 2 ) = 28 x Qr / 1000 Donde Qr es el caudal de aire mínimo (en litros/hora) y se calcula en función de la intensidad de fin de carga y la tensión máxima de la batería mediante la siguiente expresión: Qr (l/h) = 6 x Vf x If Donde: Qr = Caudal de aire mínimo (l/h) Vf = Tensión máxima de la batería = 48 V If = Intensidad de fin de carga de la batería = 7,64 A Qr (l/h) = 2.200,32 l/h S (cm 2 ) = 61,61 cm 2 Dado este resultado se instalará una rejilla de 62 cm 2 como mínimo. Se ha escogido una rejilla lineal y fija para que no pueda ser manipulada y no se reduzca el caudal de aire. El modelo elegido es el GLP-1 con un tamaño de 20 cm de largo y 10 cm de alto, que hace una superficie de 200 cm 2 , que es netamente superior a los 62 cm 2 previamente calculados, aun siendo la rejilla más pequeña del catálogo. Esto permite instalar un filtro para evitar la entrada de polvo en la caseta, que podría perjudicar el correcto funcionamiento de los equipos. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 65 - Alternativa 1: 6 paneles en serie - Alternativa 2: 7 paneles en serie - Alternativa 3: 14 paneles en serie - Alternativa 4: 21 paneles en serie A continuación se exponen las tensiones de salida de los paneles solares. Paneles en serie Paneles en paralelo Intensidad de salida (A) Tensión de salida (V) Alternativa 1 6 28 233,8 220 , 8 Alternativa 2 7 24 200,4 257 , 6 Alternativa 3 14 12 100 , 2 558,2 Alternativa 4 21 8 6 6,8 772 , 8 Tabla 3.14. Análisis de alternativas serie-paralelo (I). Generalmente los rangos de tensión más bajos implican potencias más bajas, lo que significa que se precisaría un mayor número de inversores. Además, como se muestra en la siguiente tabla, el diámetro del cableado necesario para llevar la corriente continua desde los módulos al inversor es mayor. El diámetro se ha estimado para una caída de tensión no superior al 1,5 %. Éste cálculo de los conductores es únicamente orientativo. Más adelante se expondrá el dimensionado detallado de los mismos. Seguidor Tensión del sistema (V) Longitud conductor (m) Sección conductor (mm 2 ) Alternativa 1 1 144 39,40 16 2 144 13,38 10 3 144 48,24 25 4 144 33,00 16 Alternativa 2 1 168 39,40 16 2 168 13,38 10 3 168 48,24 16 4 168 33,00 10 Alternativa 3 1 336 39,40 6 2 336 13,38 6 3 336 48,24 6 4 336 33,00 6 Alternativa 4 1 504 39,40 4 2 504 13,38 4 3 504 48,24 4 4 504 33,00 4 Tabla 3.15. Análisis de alternativas serie-paralelo (II). Como se puede observar, a medida que aumenta el número de paneles conectados en serie disminuye el diámetro de los conductores, lo que implica un menor coste de los mismos. Así pues, se dimensiona la instalación conectando 21 paneles en serie y 8 en paralelo. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 66 3.2.3.3. Elección del inversor El inversor a emplear en la instalación conectada a la red eléctrica tiene que cumplir principalmente dos requisitos. El primero es que la tensión del sistema se encuentre dentro de su rango de tensión. La tensión del sistema se ha determinado previamente conectando 21 paneles en serie, lo que nos da una tensión de 504 V. La segunda condición es que la máxima potencia de entrada permitida por el inversor sea mayor que la potencia del campo solar. Con el objetivo de cumplir estas dos premisas se selecciona un inversor solar POWADOR 39.0 TL3, con una potencia máxima de entrada de 39 kW, un margen de tensión de entrada comprendido entre 200 y 800 V, y una tensión máxima de carga a circuito abierto de 1.000 V. Figura 3.58. Inversor solar. Alternativa 3. Para que la configuración eléctrica de la generación del campo fotovoltaico encaje con las características eléctricas de la entrada del inversor, se deben comprobar las tensiones del campo. Por tanto, conectando 8 cadenas de 21 módulos en serie se procede al cálculo de las siguientes tensiones. La tensión nominal de trabajo en el punto de máxima potencia y en condiciones estándar, que viene dada por la siguiente expresión. V SC (PMP) = V PMP x NPS = 29,6 x 21 = 621,6 V < 800 V Donde V PMP es la tensión en el punto de máxima potencia en condiciones estándar del módulo fotovoltaico (29,8 V) y NPS el número de paneles conectados en serie (21 paneles). Como podemos observar, el resultado se encuentra dentro de las exigencias del intervalo de tensiones de entrada. Se debe comprobar, con esta disposición de módulos serie-paralelo, cual es la tensión máxima que puede soportar el inversor elegido. Esta máxima tensión se da en invierno con los módulos trabajando a bajas temperaturas. En verano se producen las tensiones mínimas con Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 67 los módulos trabajando a altas temperaturas. Ambas tensiones deben estar dentro del rango de trabajo del inversor. Las siguientes fórmulas, extraídas de Fotovoltaica para profesionales: diseño, instalación y comercialización de plantas solares fotovoltaica, de Antony, F.Dürschner y Remmers, están referenciadas a temperaturas de −10°C y 70°C, valores utilizados para el cálculo de instalaciones localizadas en Alemania. En nuestro caso, consultando el registro de mínimas temperaturas de la AEMET (Agencia Estatal de Meteorología) podemos obtener los mismos datos para nuestra localidad, Robres, Huesca. Según estos archivos, la mínima histórica es de −13,2°C, mientras que la temperatura superior se considera de 80°C, por tratarse de la temperatura máxima de la célula durante el proceso de la operación. La tensión mínima a la entrada del inversor, en condiciones estándar de trabajo, bajo una temperatura de módulo máxima de 80°C y teniendo en cuenta la caída de tensión máxima de cálculo (1,5 %), viene dada por la siguiente expresión: V SC (mínima) = (V SC x NPS) + (Kt x ΔT x NPS) – 4%?(?@) A66 = 472,04 V > 200 V Donde: • V SC (mínima): tensión mínima a la entrada del inversor. • V SC : tensión en el punto de máxima potencia en condiciones estándar del módulo fotovoltaico (29,6 V). • NPS: es el número de módulos conectados en serie (21 paneles). • Kt: factor de corrección de tensión por temperatura (-0,125 V/°C). • ΔT: diferencia de temperatura respecto a la estándar (80°C - 25°C). • U%: caída de tensión DC de cálculo (1,5%). En este caso se puede observar que el valor de tensión mínima es superior al límite inferior del rango de tensiones admitidas por el inversor. La tensión máxima en condiciones estándar a la entrada del inversor se produce con una temperatura mínima de -13,2°C. Se determina a partir de la siguiente expresión, cuyo resultado observamos que se encuentra dentro del rango de tensiones admitido por el inversor. V SC (máxima) = (V SC x NPS) + (Kt x ΔT x NPS) – 4%?(?@) A66 = 716,7 V < 800 V Donde: • V SC (máxima): tensión mínima a la entrada del inversor. • V SC : tensión en el punto de máxima potencia en condiciones estándar del módulo fotovoltaico (29,6 V). • NPS: es el número de módulos conectados en serie (21 paneles). • Kt: factor de corrección de tensión por temperatura (-0,125 V/°C). • ΔT: diferencia de temperatura respecto a la estándar (-13,2°C - 25°C). • U%: caída de tensión DC de cálculo (1,5%). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 68 La tensión máxima a la entrada del inversor en condiciones de circuito abierto, y con temperatura de -13,2°C, se calcula mediante la siguiente fórmula, demostrando que el valor es menor que la tensión máxima de circuito abierto permitida por el inversor. V OC (máxima) = (V OC x NPS) + (Kt x ΔT x NPS) – 4%?(?@) A66 = 875,2 V < 1.000 V Donde: • V OC (máxima): tensión máxima de entrada del inversor. • V OC : tensión a circuito abierto y en condiciones estándar del módulo fotovoltaico (36,8 V). • NPS: número de módulos conectados en serie (21 paneles). • Kt: factor de corrección de tensión por temperatura (-0,125 V/°C). • ΔT: diferencia de temperatura respecto a la estándar (-13,2°C - 25°C). Como se comprueba en la siguiente tabla, los intervalos de tensión suministrados por el fabricante del inversor cumplen para los rangos de tensión de trabajo del sistema fotovoltaico, y para la tensión máxima soportada en el lado de corriente continua. V SC (pmp) 621,6 V < 800 V V SC (mínima) 472,04 V > 200 V V SC (máxima) 716,7 V < 800 V V OC (máxima ) 875,2 V < 1.000 V Tabla 3.16. Resumen de las tensiones del sistema. Una vez comprobado que las tensiones producidas en el generador son asumibles por el inversor, llega el turno de realizar el mismo proceso con la corriente generada por la instalación. La intensidad que circula por un módulo es la corriente nominal de cada rama. En el pun- to de máxima potencia y bajo condiciones estándar, la corriente de cada rama será de: I pmpr = 7,78 A Estas cadenas se conexionan entre ellas en paralelo, haciendo que la corriente que llega al inversor sea la suma de todas las anteriores. En el punto de máxima potencia y bajo condiciones estándar, la corriente total será de: It = I pmpr x N cadenas = 7,78 x 8 = 62,24 A Este valor es siempre en condiciones estándar y en el punto de máxima potencia, donde It es la corriente total que llega al inversor, I pmpr es la corriente de una rama y N cadenas es el número total de ramas en paralelo. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 69 Además, es necesario comprobar si la corriente máxima que se puede generar en la instalación puede ser soportada por nuestro inversor. Las corrientes máximas que llegarán al inversor serán las siguientes: Imax = Icc x N cadenas = 8,35 x 8 = 66,8 A < 102 A Donde: • Imax: corriente de cortocircuito que puede llegar al inversor. • Icc: corriente de cortocircuito de un módulo, de mismo valor que la equivalente a una cadena (8,35 A). • N cadenas : número cadenas en paralelo, siempre en condiciones estándar (8 cadenas). El inversor estará montado en el interior de una caseta prefabricada de hormigón que dispondrá de ventilación adecuada, con el fin de disminuir al máximo las altas temperaturas que se generarán. 3.2.3.4. Caseta eléctrica La compañía eléctrica llevará la acometida hasta el límite de la nuestra propiedad, por lo que en ese punto irá ubicada la caseta prefabricada de hormigón, donde ubicaremos el inversor, el CGP y un CSMP, de donde surgirán varios circuitos, uno para iluminar la propia caseta, y otros para poner en movimiento cada uno de los seguidores solares. Tendrá unas dimensiones de 2 x 2 x 2,5 metros, cumpliendo siempre todas las especificaciones del ITC-BT-30. Figura 3.59. Diseño de la instalación. Alternativa 3 (I). Estudio d e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) Figura 3.60. Caseta prefabricada de hormigón. Instalación conectada a red. El inversor extrae un caudal de 600 m el interior del inversor, véase ficha técnica, extractor RVK 150 L1 600 m longitud, un tubo Flexible de 150 mm de 600 m 3 /h de caudal. 3.2.3.4.1. Iluminación El cálculo de la ilumi nación de la caseta se realiza flujo debido a la sencillez de la instalación. Este método determina el flujo al plano de trabajo considerando las pérdidas debidas a las luminarias y al local. Las dimensiones interiores de la caseta son 1,8 x 1,8 x 2,5 metros, como se puede o servar en la siguiente figura. Figura Se considera una altura del plano de trabajo sadas, a una altura de 2,5 metros. A efectos de cálculo iluminación deseado. El flujo luminoso necesario para iluminar la caseta expresión. e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 70 Caseta prefabricada de hormigón. Instalación conectada a red. El inversor extrae un caudal de 600 m 3 /h de aire, para disipar el calor que se genera en el interior del inversor, véase ficha técnica, anexo VII. Por tanto se instalará 3 /h, que incluye un filtro de 150 mm de diámetro y 800 mm de longitud, un tubo Flexible de 150 mm de diámetro y 5 metros de longitud y el propio extractor nación de la caseta se realiza de forma manual por el método del flujo debido a la sencillez de la instalación. Este método determina el flujo luminoso que llega al plano de trabajo considerando las pérdidas debidas a las luminarias y al local. Las dimensiones interiores de la caseta son 1,8 x 1,8 x 2,5 metros, como se puede o Figura 3.61. Detalle autocad caseta (V). altura del plano de trabajo de 0,85 metros. Las luminarias irán ad sadas, a una altura de 2,5 metros. A efectos de cálculo se consideran 120 luxes como valor de El flujo luminoso necesario para iluminar la caseta se obtiene a través de la siguiente e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término Caseta prefabricada de hormigón. Instalación conectada a red. disipar el calor que se genera en se instalará en la caseta un /h, que incluye un filtro de 150 mm de diámetro y 800 mm de de diámetro y 5 metros de longitud y el propio extractor de forma manual por el método del luminoso que llega al plano de trabajo considerando las pérdidas debidas a las luminarias y al local. Las dimensiones interiores de la caseta son 1,8 x 1,8 x 2,5 metros, como se puede o b- 0,85 metros. Las luminarias irán ad o- 120 luxes como valor de se obtiene a través de la siguiente Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 71 Ft = Es * S / η L * η R * fm Ft= Flujo luminoso a emitir (lúmenes) Es = Nivel de iluminación recomendado (luxes) = 120 luxes S = Superficie a iluminar (m 2 ) η L = Rendimiento de la luminaria η R = Rendimiento del local fm = Factor de mantenimiento Las luminarias utilizadas serán lámparas fluorescentes semi-intensivas, con un rendimiento de la luminaria del 85%. El rendimiento del local depende del tipo de luminaria (semiintensiva), índice del local y reflectancia de techo, paredes y suelo. El índice del local (K) depende de las dimensiones de la planta de la nave (a y b), y de la distancia entre el plano de trabajo y las luminarias. K = a * b / h * (a + b) a = 1,8 metros b = 1,8 metros h = 2,5 - 0,85 = 1,65 metros K = 0,55 Color Factor de reflectancia Techo Color medio 0,5 Paredes Color medio 0,5 Suelo Color medio 0,3 Tabla 3.17. Factores de reflectancia (II). Obtenemos un valor de rendimiento del local (η R ) de 0,52. El factor de mantenimiento (fm) de acuerdo con las condiciones de la lámpara, su envejecimiento y pérdidas de suciedad es de 0,7. Por tanto obtenemos un flujo luminoso a emitir (Ft) de 1.257 lúmenes. Emplearemos un tipo de luminaria que consume una potencia de 18 W y aporta un flujo luminoso de 1.350 lúmenes. Por tanto se adopta una luminaria o lámpara fluorescente colocada en una pantalla. Por tanto la potencia total necesaria es de 18 W. Figura 3.62. Instalación eléctrica (III). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 72 3.2.3.4.2. Alumbrado de emergencia Los lugares o espacios donde estén instalados cuadros, centros de control o mandos de las instalaciones técnicas de servicios, requieren alumbrado de emergencia. Éste se instalará dentro del local e inmediato a la entrada mediante un equipo autónomo de alumbrado de emergencia, de autonomía no inferior a 1 hora y que proporcione un nivel mínimo de iluminación de 5 lux sobre los cuadros y puntos de seguridad, según el CTE. Únicamente se instalará en la zona de las baterías y los cuadros, adosada a la pared, en la parte superior a la puerta, a una altura de 2 metros. Para el cálculo se ha empleado el soporte informático DAISA, el cual determina la iluminación que llega a cada cuadro y punto de seguridad. DAISA asegura que el nivel de iluminación recibido sobre el suelo es siempre igual o superior al calculado. Siguiendo las normativas referentes a la instalación de emergencia (entre ellas el Código Técnico de la Edificación), no se tiene en cuenta la reflexión de paredes y techos. Se instalará una luminaria de emergencia DAISALUX HYDRA N5 de 215 lúmenes de flujo luminoso. En las siguientes figuras podemos observar la situación de los puntos de seguridad y cuadros eléctricos y la iluminancia que les llega. Figura 3.63. Plano de situación de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (III). Figura 3.64. Resultado de puntos de seguridad y cuadros eléctricos (III). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 73 3.2.3.5. Seguridad contra incendios. Se instalará un extintor móvil en la caseta donde se ubican los elementos de la instalación, que estará lo más cerca posible de la puerta de acceso. Además se ubicará un extintor por cada seguidor, en la base de los mismos. Se dispondrá en toda la instalación de la señalización pertinente. 3.2.3.6. Simulación Una vez tengo la instalación dimensionada vuelvo al PVsyst para observar los resultados obtenidos. Para ello tengo que entrar en la pestaña “sistema” del menú principal del proyecto. Figura 3.65. Pantalla de opciones del proyecto aislado (VI). Presiono la pestaña “simulación” y el programa genera de manera automática un informe con todos los datos de producción, consumos, pérdidas, etc., que se adjunta en el anexo VIII. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 74 3.3. CÁLCULO DE CONDUCTORES Y APARAMENTA DE SEGURIDAD La elección del cableado es un paso importante. Además de cumplirse los requisitos de caída de tensión, tiene que ser fiable y no tiene que deteriorarse su capa aislante, ni por el efecto de los rayos UV ni de la temperatura o humedad. Para evitar esto último se utiliza cable solar, certificado para las siguientes normas. • Retardador de llama según IEC 60332-1-2 • Libre de halógenos según EN 50267-2-2 • Resistente al ozono según 50396 • Resistente al UV según HD 605/A1 • Resistente a la corrosión según EN 60811-2-1 Para el correcto dimensionado de la instalación eléctrica se emplearán las siguientes expresiones, recogidas en el REBT. Tabla 3.18. Fórmulas para el cálculo de conductores. Para seleccionar la sección óptima del conductor de las instalaciones de interior se utiliza la Tabla 1 de ITC-BT-21 del REBT. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 81 Para proteger este circuito elijo un PIA que cumpla según normas UNE 20460-4-43 cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib Iz= 38 A Ib= 8,35 A In= 10 A PIA= 10 A Seguidor 1 – CMP Figura 3.72. Conductor a dimensionar. Alternativa 1 (I). Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Se considera un factor de agrupamiento de 0,8; por tan- to I = 219,2 A. Selecciono un conductor de 150 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión desde el seguidor 1 al CMP. Longitud del conductor: L = 23,8 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 150 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 425 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,25 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’61 % Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 82 Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 425 A 0,9 x Iz = 382,5 A Ib = 219,2 A In = 250 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 219,2) / 3 = 365,3 A In = (5 x 219,2) / 5 = 219,2A Mi horquilla estará entre los 219,2 A y los 365,3 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 250 A. Seguidor 2 – CMP . Figura 3.73. Conductor a dimensionar. Alternativa 1 (II). Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Se considera un factor de agrupamiento de 0,8; por tan- to I = 219,2 A. Selecciono un conductor de 150 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión desde el seguidor 2 al CMP. Longitud del conductor: L = 23,8 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 83 Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 150 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 425 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,25 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’61 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 425 A 0,9 x Iz = 382,5 A Ib = 219,2 A In = 250 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 219,2) / 3 = 365,3 A In = (5 x 219,2) / 5 = 219,2A Mi horquilla estará entre los 219,2 A y los 365,3 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 250 A. Seguidor 3 – CMP Figura 3.74 Conductor a dimensionar. Alternativa 1 (III). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 84 Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Se considera un factor de agrupamiento de 0,8; por tan- to I = 219,2 A. Selecciono un conductor de 185 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión desde el seguidor 3 al CMP. Longitud del conductor: L = 25,4 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 185 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 480 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,08 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’26 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 480 A 0,9 x Iz = 432 A Ib = 219,2 A In = 250 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 219,2) / 3 = 365,3 A In = (5 x 219,2) / 5 = 219,2A Mi horquilla estará entre los 219,2 A y los 365,3 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 250 A. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 85 Seguidor 4 – CMP Figura 3.75. Conductor a dimensionar. Alternativa 1 (IV). Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Se considera un factor de agrupamiento de 0,8; por tan- to I = 219,2 A. Selecciono un conductor de 150 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión desde el seguidor 4 al CMP. Longitud del conductor: L = 23,2 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 150 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 425 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,22 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’54 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 425 A 0,9 x Iz = 382,5 A Ib = 219,2 A In = 250 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 86 Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 219,2) / 3 = 365,3 A In = (5 x 219,2) / 5 = 219,2A Mi horquilla estará entre los 219,2 A y los 365,3 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 250 A. CMP – Regulador La intensidad recibida de los módulos solares se acumula en el CMP, y se divide entre los cinco reguladores conectados en paralelo antes de pasar a las baterías. Por tanto cada uno recibirá 140,3 A. Considero la instalación como tipo B: cables unipolares aislados bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. Selecciono un conductor de 70 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 1,5 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 140,3 A Sección adoptada del conductor: S = 70 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 224 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,11 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’23 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 224 A 0,9 x Iz = 201,6 A Ib = 140,3 A In = 160 A Interruptor automático In = N x I/t Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 87 In = (5 x 140,3) / 3 = 233,83 A In = (5 x 140,3) / 5 = 140,3 A Mi horquilla estará entre los 140,3 A y los 233,83 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 160 A. Una vez tengo determinado el cableado y la aparamenta de seguridad de este tramo de la instalación, compruebo que la caída de tensión total sea menor a la máxima permitida, que como hemos indicado previamente es del 3%, y que la sobreintensidad del conductor seleccionado sea superior al 125%, como indica el ITC-BT-40 del REBT. I (A) S (mm 2 ) I adm (A) ΔU (%) parcial ΔU (%) acumulada % Sobreintensidad Paneles en serie 8,35 4 38 0,16 % 0,16 % 455,1 % Seguidor 1 – CMP 219,2 150 425 2,61 % 2,77 % 242,4 % CMP - Regulador 140,3 70 224 0,22 % 2,99 % 159,7 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,16 % 0,16 % 455,1 % Seguidor 2 – CMP 219,2 150 425 2,61 % 2,77 % 242,4 % CMP - Regulador 140,3 70 224 0,22 % 2,99 % 159,7 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,16 % 0,16 % 455,1 % Seguidor 3 – CMP 222,34 185 480 2,26 % 2,42 % 273,7 % CMP - Regulador 140,3 70 224 0,22 % 2,64 % 159,7 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,16 % 0,16 % 455,1 % Seguidor 4 – CMP 219,2 150 425 2,54 % 2,70 % 242,4 % CMP - Regulador 140,3 70 224 0,22 % 2,92 % 159,7 % Tabla 3.23. Caída de tensión tramo Seguidor – Regulador. Alternativa 1. Como podemos observar en ningún momento se sobrepasa el 3% de caída de tensión y la intensidad soportada por todos los conductores es superior al 125% de la intensidad de dimensionado. Tramo Conductor Paneles en serie RV - k 0, 6/1 kV 2 x 1 x 4 mm 2 Seguidor 1 – CMP RV - k 0, 6/1 kV 2 x 1 x 150 mm 2 Seguidor 2 – CMP RV - k 0, 6/1 kV 2 x 1 x 150 mm 2 Seguidor 3 – CMP RV - k 0, 6/1 kV 2 x 1 x 1 85 mm 2 Seguidor 4 – CMP RV - k 0, 6/1 kV 2 x 1 x 150 mm 2 CMP - Regulador RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 70 mm 2 Tabla 3.24. Conductores tramo Seguidor – Regulador. Alternativa 1. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 88 3.3.1.2. Tramo regulador - baterías Para determinar la sección de los conductores que unen los reguladores con las baterías se realizan los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Como se ha establecido previamente las baterías se dividirán en cinco grupos de 13 cadenas de 4 baterías en serie, cada uno colocado a una altura diferente de la estantería dentro de la caseta de hormigón prefabricado. Figura 3.76. Esquema conexión baterías. Conexión en serie de las baterías Cada cadena de baterías en serie recibirá 10,8 A (175,35 A / 13 cadenas de baterías). El conductor mínimo recomendado por el fabricante es de 4 mm 2 de sección Longitud del conductor: L = 1 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 10,8 A Sección adoptada del conductor: S = 4 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 38 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,10 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’20 % Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib Iz= 38 A Ib= 10,8 A In= 16 A PIA = 16 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 89 Conexión en paralelo de las baterías Selecciono un conductor de 95 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 7 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 140,3 A Sección adoptada del conductor: S = 95 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 271 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,37 V Caída de tensión porcentual: dU = 0,78 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 271 A 0,9 x Iz = 243,9 A Ib = 140,3 A In = 160 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 140,3) / 3 = 233,83 A In = (5 x 140,3) / 5 = 140,3 A Mi horquilla estará entre los 140,3 A y los 233,83 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 160 A. Una vez tengo determinado el cableado y la aparamenta de seguridad de este tramo de la instalación, compruebo que la caída de tensión total sea menor a la máxima permitida, que como hemos indicado previamente es del 1%, y que la sobreintensidad del conductor seleccionado sea superior al 125%, como indica el ITC-BT-40 del REBT. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 90 I (A) S (mm 2 ) I adm (A) ΔU (%) parcial ΔU (%) acumulada % Sobreintensidad Baterías en serie 10,8 4 38 0,20 % 0,20 % 352,2 % Regulador - Baterías 140,3 95 271 0,78 % 0,98 % 193,2 % Tabla 3.25. Caída de tensión tramo Regulador – Baterías. Alternativa 1. Tramo Conductor Acumulad ores en serie RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 4 mm 2 Regulador - Acumuladores RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 95 mm 2 Tabla 3.26. Conductores tramo Regulador – Baterías. Alternativa 1. 3.3.1.3. Tramo Generador – Regulador Este circuito sólo sirve para que el regulador de un pequeño impulso eléctrico al generador y de la orden a éste de arrancar el motor, y la fuerza necesaria para arrancarlo. El fabricante ya nos suministró un cable de 3 metros y una sección de 2,5 mm 2 para este fin. 3.3.1.4. Tramo Generador – CGP El propio generador ya incluye su aparamenta de seguridad. En el momento en el que las baterías superen su profundidad máxima de descarga, se enciende el generador, el cual inyecta corriente trifásica aguas abajo del inversor hasta que haya carga suficiente en las baterías, entonces se para el generador de gasolina y vuelve a suministrar corriente al inversor. Al llegar la corriente proveniente del generador de gasolina un relé mueve un conmutador que corta la corriente proveniente del inversor y da paso a la corriente del generador de gasolina. Esto se puede deber al mal funcionamiento de las baterías o a que los módulos no sean capaces de suministrar la energía suficiente para abastecer las necesidades puntuales de consumo. Para la detección empleamos monitores de baterías BMV. Éstos disponen de un avanzado sistema de control de la tensión de la batería y de la carga/descarga de corriente. Determina exactamente el estado de la carga de la batería. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El cable será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Elijo una sección de 6 mm 2 . Longitud del conductor: L = 2 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 0,9 Potencia suministrada: P = 20.000 W Tensión nominal de suministro: U = 400 V Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 97 Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Alumbrado 1 Alumbrado 2 Fuerza CGP - CSMP L (m) 10,5 8,5 1,6 0,5 P (W) 144 18 750 1.002 U (V) 230 230 230 230 I (A) 0,7 0,09 3,62 4,84 S (mm 2 ) 1,5 1,5 1,5 1,5 I adm (A) 21 21 21 21 ΔU (V) 0,16 0,01 0,13 0,05 ΔU (%) 0,07 % 0,01 % 0,05 % 0,02 % Tabla 3.33. Caída de tensión circuitos caseta. Alternativa 1. Según ITC-BT-19 del REBT, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de fuerza es del 5% y del 3% para circuitos de iluminación, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como podemos observar en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión de cada circuito con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 5% y al 3% respectivamente, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib - Alumbrado 1 Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,7 A In = 2 A - Alumbrado 2 Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,09 A In = 2 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 98 - Fuerza Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 3,62 A In = 4 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 4,75 A In = 6 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib - Alumbrado 1 Iz = 21 A Ib = 0,7 A In = 6 A - Alumbrado 2 Iz = 21 A Ib = 0,09 A In = 6 A - Fuerza Iz = 21 A Ib = 3,62 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 4,75 A In = 6 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 99 3.3.1.9. Alimentación de los seguidores Cada uno de los seguidores para llevar a cabo el movimiento que permita captar la energía proveniente del sol con la mayor eficiencia posible requiere una potencia de 18 W, véase ficha técnica, anexo VII. Dicha potencia se suministra desde el CSMP, que enlaza con el CGP, ubicados ambos en la caseta prefabricada. Los conductores que unen el CSMP y los seguidores irán enterrados en la misma zanja que los conductores que transportan la intensidad de los módulos solares al CMP, a una profundidad de 0,62 metros. Cada terna de cables unipolares irá en un tubo distinto, por tanto considero un factor de agrupamiento de 0,8. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). La longitud será la distancia que hay entre el CMP que recoge la intensidad de los módulos solares y el CSMP (2 metros), más la distancia de las conducciones enterradas que unen los módulos solares y el CMP. Para las conducciones enterradas selecciono conductores de 6 mm 2 de sección, ya que es la sección mínima para este tipo de conducciones, según ITC-BT-07 del REBT. Seguidor 1 Seguidor 2 Segu idor 3 Seguidor 4 CGP - CSMP L (m) 25,8 25,8 27,4 25,2 0,5 P (W) 18 18 18 18 984 U (V) 230 230 230 230 230 I (A) 0,11 0,11 0,11 0,11 4,75 S (mm 2 ) 6 6 6 6 1,5 I adm (A) 78 78 78 78 21 ΔU (V) 0,02 0,02 0,02 0,01 0,05 ΔU (%) 0,01 % 0,01 % 0,01 % 0,01 % 0,02 % Tabla 3.34. Caída de tensión seguidores. Alternativa 1. Según ITC-BT-19, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de fuerza es del 5%, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como se observa en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión de cada seguidor con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 5%, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 100 - Seguidores Iz = 72 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,11 A In = 2 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 4,75 A In = 6 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib - Seguidores Iz = 72 A Ib = 0,11 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 4,75 A In = 6 A 3.3.1.10. Tubos protectores A continuación procedemos a dimensionar los tubos de protección para las conducciones enterradas. Como se ha indicado previamente cada terna de cables unipolares enterrados irá en un tubo individual. Las dimensiones de los tubos utilizados en las instalaciones eléctricas son las que se prescriben en la norma UNE-EN 50.086. Para el dimensionado de las canalizaciones empleo la Tabla 9, Diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores o cables a conducir, del ITC-BT-21 del REBT. A continuación se muestra la longitud de los conductores enterrados de la instalación y las dimensiones de los tubos de protección. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 101 Sección conductor (mm 2 ) Longitud (m) Øext tubo (mm) 185 26,0 180 150 23,4 180 6 137,2 50 Tabla 3.35. Tubos de protección para conducciones enterradas. La instalación y puesta en obra de los tubos de protección deberá cumplir lo indicado en la norma UNE 20.460-5-523 y en las ITCBT-19, ITC-BT-20 e ITC-BT-21. 3.3.1.11. Puesta a tierra La puesta a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupo de electrodos enterrados en el suelo. La profundidad de enterrado nunca será inferior a 0,5 metros. Como toma de tierra emplearemos picas, que son tubos de acero galvanizado. El conductor de tierra será un conductor de cobre no protegido contra la corrosión de 35 mm 2 de sección. La longitud de las placas se calcula a partir de la siguiente expresión: L = ρ / R Donde: L = Longitud de la pica ρ = Resistividad (Ωm) = 50 Ωm para terrenos compactos y húmedos R = Resistencia de tierra (Ω) R = U / I d Donde: U = Límite de seguridad de la tensión de contacto = 24 V para locales húmedos. I d = Diferenciales de intensidad I d 1 = 300 mA I d 2 = 30 mA R = 24 V / 0,3 A = 80 Ω L = 50 Ωm / 80 Ω = 0,625 metros de pica Se colocará una pica de 1 metro de longitud. Estudio d e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 3.3.2. ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADO Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente. Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamie tos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal i termedio, a los valores especificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua del sistema). Tramo Generador - Regulador Regulador - Acumulador Regulador - Inversor Inversor – ICP ICP - Explotación Tabla 3. 36 Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad 125% de la máxima intensidad del generador Calculo la sección de los conductores 0,8 para las conducciones enterradas y de 1 para el resto de la instalación, tura de 40ºC. La profundidad de las conducciones enterradas será de 0,62 metros. Según en ITC 07 del REBT, estás deben tener una profundidad mínima de 0,6 metros. La distancia entre las ternas de cables unipolares ha de ser superior a 0,1 m Para dimensionar la instalación eléctrica la divido en diversos tramos. e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 102 Figura 3.78. Puesta a tierra (I). ALTERNATIVA 2. SISTEMA DE 2 SEGUIDORES AISLADO S DE LA RED ELÉCTRICA Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente. Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamie tos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo , los conductores deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal i termedio, a los valores especificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua Caída de tens ión máxima Regulador 3% Acumulador 1% Inversor 1% 3% Explotación 3 % 36 . Caídas de tensión máximas. Alternativa 2. Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad 125% de la máxima intensidad del generador , según el ITC-BT-40 del REBT. Calculo la sección de los conductores con un factor de corrección por agrupamiento 0,8 para las conducciones enterradas y de 1 para el resto de la instalación, y co La profundidad de las conducciones enterradas será de 0,62 metros. Según en ITC 07 del REBT, estás deben tener una profundidad mínima de 0,6 metros. La distancia entre las ternas de cables unipolares ha de ser superior a 0,1 m etros. Para dimensionar la instalación eléctrica la divido en diversos tramos. e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término S DE LA RED ELÉCTRICA Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente. Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamie n- , los conductores deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal i ntermedio, a los valores especificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al con un factor de corrección por agrupamiento de co n una tempera- La profundidad de las conducciones enterradas será de 0,62 metros. Según en ITC -BT- 07 del REBT, estás deben tener una profundidad mínima de 0,6 metros. La distancia entre las Para dimensionar la instalación eléctrica la divido en diversos tramos. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 103  Tramo Seguidores – Regulador  Tramo Regulador – Acumuladores  Tramo Regulador – Inversor  Tramo Regulador – Generador  Tramo Generador – CGP  Tramo Inversor – CGP  Tramo CGP – CGMP de la explotación 3.3.2.1. Tramo seguidores – regulador En la siguiente figura podemos observar el esquema de la instalación. Desde cada uno de los seguidores surge un conductor, que irá enterrado desde la arqueta ubicada junto a cada uno de los seguidores hasta el CMP (Cuadro de Mando y Protección) ubicado en la caseta prefabricada de hormigón. De dicho cuadro partirán cinco conductores, uno a cada uno de los reguladores. Figura 3.79. Diseño de los conductores enterrados. Alternativa 2. Figura 3.80. Detalle longitud conductores autocad. Alternativa 2. Por tanto, este tramo lo divido en los siguientes subtramos, cuyas longitudes son: Subtramo Longitud (metros) Paneles en serie 1 Seguidor 1 - CMP 18,4 Seguidor 2 - CMP 18,4 CMP - Regulador 1,5 Tabla 3.37. Longitud conductores seguidor – CMP. Alternativa 2. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 104 Paneles en serie La intensidad máxima del módulo solar (I SC ) según el fabricante es de 8,35 A, véase ficha técnica, anexo VII. Al estar conectados en serie se suman sus tensiones, pero no sus intensidades. Por lo tanto cada cadena de dos módulos tendrá una intensidad máxima de 8,35 A. Realizo los cálculos como instalación tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El cable será de cobre, con recubrimien- to de XLPE (polietileno reticulado). Selecciono un conductor de 4 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 1 metro Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 1 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 8,35 A Sección adoptada del conductor: S = 4 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 38 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,08 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’16 % Para proteger este circuito elijo un PIA que cumpla según normas UNE 20460-4-43 cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib Iz= 38 A Ib= 8,35 A In= 10 A PIA= 10 A Seguidor 1 – CMP Figura 3.81. Conductor a dimensionar. Alternativa 2 (I). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 105 Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Considero un factor de agrupamiento de 0,8; por tanto I=219,2 A. Selecciono un conductor de 120 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión de la línea eléctrica. Longitud del conductor: L = 19,5 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 120 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 380 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,28 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’67 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 380 A 0,9 x Iz = 342 A Ib = 219,2 A In = 250 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 219,2) / 3 = 365,3 A In = (5 x 219,2) / 5 = 219,2A Mi horquilla estará entre los 219,2 A y los 365,3 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 250 A. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 106 Seguidor 2 – CMP Figura 3.82. Conductor a dimensionar. Alternativa 2 (II). Los módulos conectados en paralelo suman sus intensidades, pero no sus tensiones. Por tanto este seguidor tendrá una intensidad de: 21 cadenas x 8,35 A = 175,35 A La conducción será enterrada. Considero un factor de agrupamiento de 0,8; por tanto I=219,2 A. Selecciono un conductor de 120 mm 2 de sección y compruebo la caída de tensión de la línea eléctrica. Longitud del conductor: L = 19,5 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor agrupamiento: Fa = 0,8 Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 48 V Intensidad nominal de corriente: I = 219,2 A Sección adoptada del conductor: S = 120 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 380 A Caída de tensión absoluta: dU = 1,28 V Caída de tensión porcentual: dU = 2’67 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 380 A 0,9 x Iz = 342 A Ib = 219,2 A In = 250 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 113 I (A) S (mm 2 ) I adm (A) ΔU (%) parcial ΔU (%) acumulada % Sobreintensidad Regulador – Caja 70,14 16 91 0,33 % 0,33 % 129,7 % Caja - Inversor 116,9 50 175 0,17 % 0,50 % 149,7 % Tabla 3.42. Caída de tensión tramo Regulador – Inversor. Alternativa 2. Tramo Conductor Regulador – CC RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 16 mm 2 CC – Inversor RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 50 mm 2 Tabla 3.43. Conductores tramo Regulador – Inversor. Alternativa 2. 3.3.2.4. Tramo inversor – CGP Este tramo irá desde los inversores al CGP. Los inversores se conectarán entre ellos para que la salida sea trifásica, véase ficha técnica, anexo VII. Los elementos necesarios para la conexión de los inversores vienen incluidos con los mismos. Por tanto se dispone un conductor que se unirá en el CGP. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. Los conductores serán de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Elijo una sección de 16 mm 2 . Considero Cos ψ = 0,9, ya que para valores inferiores recomendaría la colocación de condenadores para compensar la potencia reactiva, lo que supone un ahorro directo en la factura eléctrica. Longitud del conductor: L = 2 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm2/m Factor de potencia: Cos ψ = 0,9 Potencia suministrada: P = 15.000 W Tensión nominal de suministro: U = 400 V Intensidad nominal de corriente: I = 41,7 A Sección adoptada del conductor: S = 10 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 60 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,27 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’07 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 114 0,9 x Iz ≥ ≥≥ ≥ In ≥ ≥≥ ≥ Ib Iz = 60 A 0,9 x Iz = 54 A Ib = 41,7 A In = 50 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 41,7) / 3 = 69,5 A In = (5 x 41,7) / 5 = 41,7 A Mi horquilla estará entre los 41,7 A y los 69,5 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 50 A. 3.3.2.5. Tramo CGP - CGMP de la granja Este tramo será una conducción enterrada. Selecciono una sección de 10 mm 2 . Considero Cos ψ = 0,9, ya que para valores inferiores recomendaría la colocación de condenadores para compensar la potencia reactiva, lo que supone un ahorro directo en la factura eléctrica. Longitud del conductor: L = 34,7 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 0,9 Potencia suministrada: P = 15.000 W Tensión nominal de suministro: U = 400 V Intensidad nominal de corriente: I = 41,7 A Sección adoptada del conductor: S =10 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 60 A Caída de tensión absoluta: dU = 4,68 V Caída de tensión porcentual: dU = 1’17 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ ≥≥ ≥ In ≥ ≥≥ ≥ Ib Iz = 60 A 0,9 x Iz = 54 A Ib = 41,7 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 115 In = 50 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 41,7) / 3 = 69,5 A In = (5 x 41,7) / 5 = 41,7 A Mi horquilla estará entre los 41,7 A y los 69,5 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 50 A. Una vez tengo determinado el cableado y la aparamenta de seguridad de este tramo de la instalación, compruebo que la caída de tensión total sea menor a la máxima permitida, que como se ha indicado previamente es del 3%, y que la sobreintensidad del conductor seleccionado sea superior al 125%, como indica el ITC-BT-40 del REBT. I (A) S (mm 2 ) I adm (A) ΔU (%) parcial ΔU (%) acumulada % Sobreintensidad Inversor – CGP 41,7 10 60 0,07 % 0,07 % 144,0 % CGP – Explotación 41,7 10 60 1,17 % 1,24 % 144,0 % Tabla 3.44. Caída de tensión tramo Inversor – CGMP explotación. Alternativa 2. Tramo Conductor Inversor – CGP ES 07 Z1 - K 5 x 10 mm 2 CGP – Explotación RZ1 - K 0,6/1 KV 4 x 10 mm 2 Tabla 3.45. Conductores tramo Inversor – CGMP explotación. Alternativa 2. 3.3.2.6. Iluminación de la caseta eléctrica Como ya se ha indicado previamente en el apartado 3.2.2.6.1., se van a disponer tres circuitos eléctricos en la caseta, dos de iluminación y uno de fuerza. Del CGP partirá una conducción a un CSMP, con la intensidad necesaria para los circuitos de iluminación, el de fuerza y con la intensidad necesaria para que cada uno de los seguidores pueda realizar el movimiento que le permita captar la energía solar con la mayor eficiencia posible. Cada uno de los seguidores requiere una potencia de 18 W, véase ficha técnica, anexo VII. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 116 Figura 3.83. Circuitos eléctricos de la caseta. Alternativa 2. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Alumbrado 1 Alumbrado 2 Fuerza CGP - CSMP L (m) 10,5 8,5 1,6 0,5 P (W) 144 18 750 948 U (V) 230 230 230 230 I (A) 0,7 0,09 3,62 4,58 S (mm 2 ) 1,5 1,5 1,5 1,5 I adm (A) 21 21 21 21 ΔU (V) 0,16 0,01 0,13 0,05 ΔU (%) 0,07 % 0,01 % 0,05 % 0,02 % Tabla 3.46. Caída de tensión circuitos caseta. Alternativa 2. Según ITC-BT-19, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de fuerza es del 5% y del 3% para circuitos de iluminación, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como podemos observar en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión de cada circuito con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 5% y al 3% respectivamente, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 117 - Alumbrado 1 Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,7 A In = 2 A - Alumbrado 2 Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,09 A In = 2 A - Fuerza Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 3,62 A In = 4 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 4,58 A In = 6 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib - Alumbrado 1 Iz = 21 A Ib = 0,7 A In = 6 A - Alumbrado 2 Iz = 21 A Ib = 0,09 A In = 6 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 118 - Fuerza Iz = 21 A Ib = 3,62 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 4,58 A In = 6 A 3.3.2.7. Alimentación seguidores Cada uno de los seguidores, para llevar a cabo el movimiento que permita captar la energía proveniente del sol con la mayor eficiencia posible requiere una potencia de 18 W, véase ficha técnica, anexo VII. Dicha potencia se va a suministrar desde el CSMP, que enlaza con el CGP, ubicados ambos en la caseta prefabricada. Los conductores que unen el CSMP y los seguidores irán enterrados en la misma zanja que los conductores que transportan la intensidad de los módulos solares al CMP, a una profundidad de 0,62 metros. Cada terna de cables unipolares irá en un tubo distinto, por tanto considero un factor de agrupamiento de 0,8. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). La longitud será la distancia que hay entre el CMP que recoge la intensidad de los módulos solares y el CSMP (2 metros), más la distancia de las conducciones enterradas que unen los módulos solares y el CMP. Para las conducciones enterradas selecciono conductores de 6 mm 2 de sección, ya que es la sección mínima para este tipo de conducciones, según ITC-BT-07 del REBT. Seguidor 1 Seguidor 2 CGP - CSMP L (m) 20,4 20,4 0,5 P (W) 18 18 948 U (V) 230 230 230 I (A) 0,11 0,11 4,58 S (mm 2 ) 6 6 1,5 I adm (A) 72 72 21 ΔU (V) 0,05 0,05 0,05 ΔU (%) 0,02 % 0,02 % 0,02 % Tabla 3.47. Caída de tensión seguidores. Alternativa 2. Según ITC-BT-19, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de fuerza es del 5%, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como podemos observar en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión de cada Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 119 seguidor con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 5%, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib - Seguidores Iz = 72 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,11 A In = 2 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 4,58 A In = 6 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib - Seguidores Iz = 72 A Ib = 0,11 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 4,58 A In = 6 A 3.3.2.8. Tubos protectores A continuación se procede a dimensionar los tubos de protección para las conducciones enterradas. Como se ha indicado previamente dispondremos de un tubo para cada terna Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 120 de cables unipolares enterrados. Las dimensiones de los tubos utilizados en las instalaciones eléctricas son las que se prescriben en la norma UNE-EN 50.086. Para el dimensionado de las canalizaciones empleo la Tabla 9, Diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores o cables a conducir, del ITC-BT-21 del REBT. A continuación se muestra la longitud de los conductores enterrados de la instalación y las dimensiones de los tubos de protección. Sección conductor (mm 2 ) Longitud (m) Øext tubo (mm) 120 36,8 160 6 40,8 50 Tabla 3.48. Tubos de protección para conducciones enterradas. Alternativa 2. La instalación y puesta en obra de los tubos de protección deberá cumplir lo indicado en la norma UNE 20.460-5-523 y en las ITCBT-19, ITC-BT-20 e ITC-BT-21. 3.3.2.9. Puesta a tierra La puesta a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupo de electrodos enterrados en el suelo. La profundidad de enterrado nunca será inferior a 0,5 metros. Como toma de tierra empleo picas, que son tubos de acero galvanizado. El conductor de tierra será un conductor de cobre no protegido contra la corrosión de 35 mm 2 de sección. La longitud de las placas se calcula a partir de la siguiente expresión: L = ρ / R Donde: L = Longitud de la pica ρ = Resistividad (Ωm) = 50 Ωm para terrenos compactos y húmedos R = Resistencia de tierra (Ω) R = U / I d Donde: U = Límite de seguridad de la tensión de contacto = 24 V para locales húmedos. I d = Diferenciales de intensidad I d 1 = 300 mA I d 2 = 30 mA R = 24 V / 0,3 A = 80 Ω Estudio d e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) L = 50 Ωm / 80 Ω = 0,625 metros de pica Coloco una pica de 1 metro e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 121 0,625 metros de pica Coloco una pica de 1 metro de longitud. Figura 3.84. Puesta a tierra (II). e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 122 3.3.3. ALTERNATIVA 3. SISTEMA DE 4 SEGUIDORES CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA Para el dimensionado de los conductores hay que tener en cuenta dos factores. El primero es que la caída de tensión máxima admisible entre el generador y la Red de Distribución no sea superior al 1,5% según ITC-BT 40 del REBT. El segundo factor a tener en cuenta es que la intensidad soportada por los conductores no sea inferior al 125% de la máxima intensidad del generador, según ITC-BT 40 del REBT. Calculo la sección de los conductores con un factor de corrección por agrupamiento de 0,8 para las conducciones enterradas y de 1 para el resto de la instalación, y con una temperatura de 40ºC. La profundidad de las conducciones enterradas será de 0,62 metros. Según en ITC-BT- 07 del REBT, estás deben tener una profundidad mínima de 0,6 metros. La distancia entre las ternas de cables unipolares ha de ser superior a 0,1 metros. Para proceder al dimensionado de la instalación eléctrica la divido en los siguientes tramos.  Tramo Seguidores – CMP  Tramo CMP – Inversor  Tramo Inversor – Punto de conexión compañía 3.3.3.1. Tramo Seguidor – CMP Este tramo une cada uno de los cuatro seguidores en el cuadro de mando y protección ubicado en la caseta prefabricada de hormigón. En la siguiente figura podemos observar el diseño de los conductores enterrados. Figura 3.85. Diseño de los conductores enterrados. Alternativa 3. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 129 0,9 x Iz = 64,8 A Ib = 16,7 A In = 20 A Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 16,7) / 3 = 27,83 A In = (5 x 16,7) / 5 = 16,7 A Mi horquilla estará entre los 16,7 A y los 27,83 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 20 A. 3.3.3.2. Tramo145 CMP – inversor Este conductor lleva la corriente del CMP al inversor. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. Selecciono un conductor de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado), de 25 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 1,5 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 1 Tensión nominal de suministro: U = 772,8 V Intensidad nominal de corriente: I = 83,5 A Sección adoptada del conductor: S = 25 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 116 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,18 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’02 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 116 A 0,9 x Iz = 104,4 A Ib = 83,5 A In = 100 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 130 Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 83,5) / 3 = 139,16 A In = (5 x 83,5) / 5 = 83,5 Mi horquilla estará entre los 83,5 A y los 139,16 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 100 A. 3.3.3.3. Tramo inversor – ICP Este tramo conducirá la intensidad desde el inversor hasta el interruptor de control de potencia (ICP) y el contador, ubicados en el cuadro general de protección (CGP), en la caseta prefabricada. El inversor suministra una potencia de 49.900 VA, y el factor de potencia es 0,8; por tanto la potencia de salida del inversor es de 39.920 W. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. Elijo un conductor trifásico, de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado), de 25 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 1 metro Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 0,9 Potencia suministrada: P = 39.920 W Tensión nominal de suministro: U = 400 V Intensidad nominal de corriente: I = 64,0 A Sección adoptada del conductor: S = 25 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 106 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,08 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’02 % Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib Iz = 106 A 0,9 x Iz = 95,4 A Ib = 64 A In = 80 A Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 131 Interruptor automático In = N x I/t In = (5 x 64) / 3 = 106,7 A In = (5 x 64) / 5 = 64 Mi horquilla estará entre los 64 A y los 106,7 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 80 A. 3.3.3.4. ICP Elijo un interruptor magnetotérmico de acuerdo con las normas EN 60.898 y EN 60947.2 que suporte un pico de intensidad de 5 veces mayor de la requerida por el receptor durante 0.2 segundos. Figura 3.91. Curva de desconexión de un interruptor automático (II). In = N x I/t In = (5 x 64) / 3 = 106,7 A In = (5 x 64) / 5 = 64 Mi horquilla estará entre los 64 A y los 106,7 A. Con estos datos elijo el interruptor automático comercial de 80 A. 3.3.3.5. Tramo ICP – Conexión a red Este tramo conducirá la intensidad desde el ICP hasta el cuadro de la compañía eléctrica, para su inyección a red. Se trata de una conducción enterrada. Elijo un conductor trifásico, de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado) de 16 mm 2 de sección. Longitud del conductor: L = 2 metros Resistividad del material (Cu): R = 0’018 Ωmm 2 /m Factor de potencia: Cos ψ = 0,9 Tensión nominal de suministro: U = 400 V Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 132 Intensidad nominal de corriente: I = 64,0 A Sección adoptada del conductor: S = 10 mm 2 Intensidad admisible por el conductor: I = 96 A Caída de tensión absoluta: dU = 0,41 V Caída de tensión porcentual: dU = 0’10 % Una vez tengo calculadas las secciones de toda la instalación compruebo que la caída de tensión máxima admisible entre el generador y la Red de Distribución no sea superior al 1,5 % permitido y que la intensidad soportada por los conductores no sea inferior al 125% de la máxima intensidad del generador, según la ITC-BT 40 del REBT. I (A) S (mm 2 ) I adm (A) ΔU (%) parcial ΔU (%) acumulada % Sobreintensidad Paneles en serie 8,35 4 38 0,20 % 0,20 % 455,1 % Seguidor 1 – CMP 16,7 6 72 0,64 % 0,84 % 344,9 % CMP - Inversor 83,5 25 116 0,02 % 0,86 % 138,9 % Inversor - ICP 64,0 25 106 0,02 % 0,88 % 165,6 % ICP - Conexión 64,0 10 96 0,10 % 0,98 % 149,9 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,20 % 0,20 % 455,1 % Seguidor 2 – CMP 16,7 6 72 0,22 % 0,42 % 344,9 % CMP - Inversor 83,5 25 116 0,02 % 0,44 % 138,9 % Inversor - ICP 64,0 25 106 0,02 % 0,46 % 165,6 % ICP - Conexión 64,0 10 96 0,10 % 0,56 % 149,9 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,20 % 0,20 % 455,1 % Seguidor 3 – CMP 16,7 6 72 0,78 % 0,98 % 344,9 % CMP - Inversor 83,5 25 116 0,02 % 1,00 % 138,9 % Inversor - ICP 64,0 25 106 0,02 % 1,02 % 165,6 % ICP - Conexión 64,0 10 96 0,10 % 1,12 % 149,9 % Paneles en serie 8,35 4 38 0,20 % 0,20 % 455,1 % Seguidor 4 – CMP 16,7 6 72 0,53 % 0,73 % 344,9 % CMP - Inversor 83,5 25 116 0,02 % 0,75 % 138,9 % Inversor - ICP 64,0 25 106 0,02 % 0,77 % 165,6 % ICP - Conexión 64,0 10 96 0,10 % 0,87 % 149,9 % Tabla 3.50. Caída de tensión. Alternativa 3. Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 133 Como podemos observar en ningún momento se supera el 1,5 % de caída de tensión y la intensidad soportada por todos los conductores es superior al 125 % de la intensidad de dimensionado. Tr amo Conductor Paneles en serie RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 4 mm 2 Seguidor 1 – CMP RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 6 mm 2 Seguidor 2 – CMP RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 6 mm 2 Seguidor 3 – CMP RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 6 mm 2 Seguidor 4 – CMP RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 6 mm 2 CMP - Inver sor RV - k 0.6/1 kV 2 x 1 x 25 mm 2 Inversor – ICP ES 07 Z1 - K 5 x 25 mm 2 ICP - Conexión RZ1 - K 0,6/1 KV 4 x 10 mm 2 Tabla 3.51. Conductores. Alternativa 3. 3.3.3.6. Iluminación de la caseta eléctrica Como ya se ha indicado previamente en el apartado 3.2.2.6.1., se dispone de circuito de iluminación. Del CGP partirá una conducción a un CSMP, con la intensidad necesaria para el circuito de iluminación y con la intensidad necesaria para que cada uno de los seguidores pueda realizar el movimiento que le permita captar la energía solar con la mayor eficiencia posible. Cada uno de los seguidores requiere una potencia de 18 W, véase ficha técnica, anexo VII. Figura 3.92. Circuito de alumbrado. Alternativa 3. Realizo los cálculos como instalación interior tipo B, cables unipolares bajo tubos metálicos o plásticos en montaje superficial o empotrado en obra. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 134 Alumbrado CGP - CSMP L (m) 1,7 0,5 P (W) 18 90 U (V) 230 230 I (A) 0,09 0,43 S (mm 2 ) 1,5 1,5 I adm (A) 21 21 ΔU (V) 0,01 0,00 ΔU (%) 0,01 % 0,00 % Tabla 3.52. Caída de tensión circuito caseta. Alternativa 3. Según ITC-BT-19, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de alumbrado es del 3%, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como podemos observar en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión del circuito de alumbrado con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 3%, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ ≥≥ ≥ In ≥ ≥≥ ≥ Ib - Alumbrado Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,09 A In = 2 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,43 A In = 2 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 135 - Alumbrado Iz = 21 A Ib = 0,09 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 0,43 A In = 6 A 3.3.3.7. Alimentación de los seguidores Cada uno de los seguidores, para llevar a cabo el movimiento que permita captar la energía proveniente del sol con la mayor eficiencia posible requiere una potencia de 18 W, véase ficha técnica, anexo VII. Dicha potencia va a ser suministrada desde el CSMP, que enlaza con el CGP, ubicados ambos en la caseta prefabricada. Los conductores que unen el CSMP y los seguidores irán enterrados en la misma zanja que los conductores que transportan la intensidad de los módulos solares al CMP, a una profundidad de 0,62 metros. Cada terna de cables unipolares irá en un tubo distinto, por tanto considero un factor de agrupamiento de 0,8. El conductor será de cobre, con recubrimiento de XLPE (polietileno reticulado). La longitud será la distancia que hay entre el CMP que recoge la intensidad de los módulos solares y el CSMP (2 metros), más la distancia de las conducciones enterradas que unen los módulos solares y el CMP. Para las conducciones enterradas se seleccionan conductores de 6 mm 2 de sección, ya que es la sección mínima para este tipo de conducciones, según ITC-BT-07 del REBT. Seguidor 1 Seguidor 2 Seguidor 3 Seguidor 4 CGP - CSMP L (m) 41,4 15,4 50,2 35 0,5 P (W) 18 18 18 18 90 U (V) 230 230 230 230 230 I (A) 0,11 0,11 0,11 0,11 0,43 S (mm 2 ) 6 6 6 6 1,5 I adm (A) 72 72 72 72 21 ΔU (V) 0,02 0,01 0,03 0,02 0,01 ΔU (%) 0,01 % 0,01 % 0,01 % 0,01 % 0,00 % Tabla 3.53. Caída de tensión seguidores. Alternativa 3. Según ITC-BT-19, la caída de tensión máxima admisible para circuitos de fuerza es del 5%, y la intensidad admisible por el conductor ha de ser 1,25 veces mayor a la intensidad conducida. Como podemos observar en la tabla anterior, la suma de las caídas de tensión de cada Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 136 seguidor con el tramo CGP-CSMP es claramente inferior al 5%, y la intensidad admisible por el conductor ampliamente superior al 125% mínimo requerido. Fusible Elijo un fusible que cumpla según normas UNE 20460-4-43, cuya intensidad nominal (In) sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que el 90% de la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). 0,9 x Iz ≥ In ≥ Ib - Seguidores Iz = 72 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,11 A In = 2 A - CGP - CSMP Iz = 21 A 0,9 x Iz = 18,9 A Ib = 0,43 A In = 2 A Interruptor automático Elijo un PIA que cumpla según normas UNE 2046-4-43, cuya intensidad nominal sea mayor o igual que la intensidad nominal de la línea (Ib) y menor o igual que la intensidad máxima admisible de los conductores (Iz). Iz≥ ≥≥ ≥In≥ ≥≥ ≥Ib - Seguidores Iz = 72 A Ib = 0,11 A In = 6 A - CGP - CSMP Iz = 21 A Ib = 0,43 A In = 6 A 3.3.3.8. Tubos protectores A continuación se procede a dimensionar los tubos de protección para las conducciones enterradas. Como se ha indicado previamente, cada terna de cables unipolares irá ente- Estudio de viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 137 rrada en un tubo individual. Las dimensiones de los tubos utilizados en las instalaciones eléctricas son las que se prescriben en la norma UNE-EN 50.086. Para el dimensionado de las canalizaciones empleo la Tabla 9, Diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores o cables a conducir, del ITC-BT-21 del REBT. A continuación se muestra la longitud de los conductores enterrados de la instalación y las dimensiones de los tubos de protección. Sección conductor (mm 2 ) Longitud (m) Øext tubo (mm) 6 272,0 50 Tabla 3.54. Tubos de protección para conducciones enterradas. Alternativa 3. La instalación y puesta en obra de los tubos de protección deberá cumplir lo indicado en la norma UNE 20.460-5-523 y en las ITCBT-19, ITC-BT-20 e ITC-BT-21. 3.3.3.9. Puesta a tierra La puesta a tierra es la unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupo de electrodos enterrados en el suelo. La profundidad de enterrado nunca será inferior a 0,5 metros. Como toma de tierra emplearemos picas, que son tubos de acero galvanizado. El conductor de tierra será un conductor de cobre no protegido contra la corrosión de 35 mm 2 de sección. La longitud de las placas se calcula a partir de la siguiente expresión: L = ρ / R Donde: L = Longitud de la pica ρ = Resistividad (Ωm) = 50 Ωm para terrenos compactos y húmedos R = Resistencia de tierra (Ω) R = U / I d Donde: U = Límite de seguridad de la tensión de contacto = 24 V para locales húmedos. I d = Diferenciales de intensidad I d 1 = 300 mA I d 2 = 30 mA R = 24 V / 0,3 A = 80 Ω L = 50 Ωm / 80 Ω = 0,625 metros de pica Estudio d e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) Coloco una pica de 1 metro e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término municipal de Robres (Huesca) 138 Coloco una pica de 1 metro de longitud. Figura 3.93. Puesta a tierra (III). e viabilidad de una instalación solar fotovoltaica en una granja de pollos en el término