5. Research Findings
5.4 Interview Proceedings With Parents
5.4.2 Internal Validity
Como ya se ha comentado en el capítulo I, para optimizar la prima las instalaciones no deben superar los 100 kW. Ahora bien, estas instalaciones pueden ir agrupadas para compartir gastos, que es la finalidad de los parques solares. Dado que el transporte en baja tensión puede producir grandes pérdidas por el efecto Joule se deben de minimizar en lo posible dichas pérdidas. No olvidar, que la energía que se pierde al estar subvencionada tiene un coste de oportunidad muy elevado. Por esto, se deben de instalar centros de transformación que eleven la tensión, disminuyendo la intensidad y con ella las pérdidas.
Se tendrá que encontrar el compromiso entre el coste de cableado, las pérdidas y el coste de la inversión en un centro de transformación. Una configuración habitual en los parques fotovoltaicos es la agrupación de 8 instalaciones de 100 kW entorno a un transformador que será de menos de 1MW. Esta configuración “modular” se puede repetir tantas veces como se quiera o se pueda. Dependiendo del número de inversores que quieran formar parte del parque y de la extensión posible del parque que depende de las posibilidades del terreno.
Para que un inversor pueda contar con más de 100 kW de participación en el parque, se establecen sociedades a cargo de cada instalación de 100 kW, cada sociedad contará con su propia facturación y contabilidad. Dichas sociedades pueden estar controladas por la misma persona. El conjunto de sociedades bajo un mismo transformador se le denomina “agrupación de interés económico”, como se ha explicado un parque puede estar formado por muchas de ellas.
A la hora de modelar la rentabilidad de un supuesto parque se debe de especificar la cantidad de agrupaciones que contará, puesto que muchos de los gastos y costes de inversión serán compartidos por los accionistas. Para ello en el modelado que se llevará a cabo se supondrá la participación de 64 instalaciones, formando 8 agrupaciones de interés económico.
Las necesidades de terreno serán mayores o menores dependiendo si se va a llevar a cabo una estructura fija o de seguidores. También dependerá de la distancia que se este dispuesto a mantener entre los paneles sabiendo que una menor distancia aunque lleva a ocupar menos terreno y menos cableado supone unas mayores pérdidas por sombras. Según la naturaleza del terreno y su coste, convendrá realizar una u otra distribución de paneles.
3.3
La potencia generada
3.3.1 Cálculo de la energía generada.
Para realizar el cálculo de la potencia generada se debe de conocer en primer lugar cual es la irradiación diaria media efectiva. Esta irradiación es la que recibiría el suelo. Se define como Gdm (0) y se obtendrá de Censolar.
Dicha irradiación, no es la que recibe el panel, ya que al tener cierta inclinación los rayos incidirán con mayor o menor perpendicularidad. Si se trata de una instalación de estructura fija, existirá una inclinación óptima para poder captar la máxima cantidad de irradiación. Como describe la fórmula (1).
Tanto en el caso de la estructura fija como si la instalación cuenta con seguidores, la irradiación que reciban los paneles se calcula multiplicando la irradiación horizontal por unos coeficientes. El programa del Gobierno de Canadá ha desarrollado un software libre llamado RetScreen que realiza el cálculo de estos coeficientes. Será el programa utilizado independientemente de la configuración con la que se esté trabajando.
La irradiación obtenida se le denomina H.S.P. (hora solar pico) y se mide en
[
kWh m2 ⋅día]
. Si las HSP se multiplican por los días del mes y por la potenciapor el número de paneles de la instalación obtenemos la energía virtual generada cada mes por la instalación.
paneles num panel nom Pot mes Días HSP Egtotal = ⋅ ⋅ . . ⋅ . (2)
Esta energía generada no es la disponible para inyectar a red. Hay que considerar las posibles pérdidas de distinta naturaleza.
3.3.2 Determinación de pérdidas.
En el rendimiento total de la instalación o PR (Performance Ratio) todos los factores que pueden ocasionar pérdida deben ser considerados. El rendimiento final será el producto de multiplicar entre ellos los rendimientos de cada factor.
inv cable polvo temp panel total
η
η
η
η
η
η
=
⋅
⋅
⋅
⋅
(3)3.3.2.1 Pérdidas por rendimiento de panel.
La eficiencia del panel fotovoltaico no es del 100%, respecto a la potencia de radiación emitida por el Sol sobre una superficie solo se aprovecha la que el panel es capaz de transformar. En algunas ocasiones el fabricante garantiza un nivel de tolerancia de potencia entorno al cual deben de estar los valores que suministra. Pero esta tolerancia esta referida a unas condiciones estándar de medida, STC, los cuales representan una determinada dispersión (habitualmente “gausiana”). Por tanto una instalación de 100 kWp nominales que presentase una oscilación del 5%, podría presentar cualquier valor entre 95kWp y 105kWp. Es habitual que los valores de oscilación se encuentren entre el 5 y el 10%. A la hora de seleccionar un panel será importante buscar el menor rango, pues la potencia que describen será más acorde con la real.
También se debe de considerar en el rendimiento del panel la degradación que sufre con el tiempo. La mayoría de los fabricantes ofrecen garantías durante distintos periodos comprometiéndose a mantener unos niveles de rendimiento, como se vio en la tabla 2. La tasa anual de degradación suele ser del 0,9%. De cumplirse ésta nunca se llega a los niveles límite de garantía del fabricante, situándose típicamente en el 90% a los 10 años y el 80% a los 25 años.
3.3.2.2 Pérdidas por temperatura.
Las pérdidas por temperatura son las que más influyen en el rendimiento de la instalación. La potencia nominal de los paneles está definida para 25 ºC, de tal forma que al aumentar la temperatura ambiente disminuye el rendimiento.
Existen distintos métodos para el cálculo de la temperatura. Una ecuación aproximada para la estimación de la temperatura de la célula, basada en el concepto TONC y en resultados experimentales para una velocidad del viento de 1 m/s. [ALON05].
[ ] [ ]T
m≈η
T
a⋅[1−δ(T
m−T
a)]
η
(4)G
TONC
T
T
m=
amb+
−
⋅
800
20
(5)Donde Tmes la temperatura del panel y Tambes la temperatura media del ambiente que se obtiene de los datos históricos del Instituto Nacional de Meteorología (INM). Taes la temperatura estándar de funcionamiento que es de 25 ºC para todos los fabricantes. G es la irradiancia solar en W m2 y TONC es la temperatura estándar en condiciones normales de operación.
En la ecuación (4), el símbolo δ representa las pérdidas de potencia por grado centígrado que se aumenta la temperatura. Este dato depende del fabricante y suele oscilar entre 0,4 y 0,5% por grado centígrado de diferencia.
El valor de TONC esta dado para una velocidad del viento de 1 m/s. Otros modelos tienen en cuenta el efecto del viento mediante relaciones empíricas. En cualquier caso la determinación de la temperatura de célula en función de la temperatura ambiente y la velocidad del viento es un tema complejo que depende de las características constructivas del módulo fotovoltaico.
3.3.2.3 Pérdidas por polvo y suciedad.
Tienen su origen en la disminución de la potencia de un generador FV por la deposición de polvo y suciedad en la superficie de los módulos FV. Por un lado la presencia de una suciedad uniforme da lugar a una disminución de la
corriente y tensión entregada por el generador y por otro lado la presencia de suciedades localizadas da lugar a un aumento de pérdidas por mismatch. Se establece por tanto el valor que determina ASIF en su informe de 2006 como pérdida probable de polvo del 2,7%.
3.3.2.4 Pérdidas por cableado.
Las pérdidas de cableado deberán determinarse a partir del dimensionado realizado. Formará parte del estudio determinar cual es la configuración que presenta una mejor relación entre las pérdidas y el coste. Sin olvidar que se debe de cumplir la normativa de que la caída de tensión no debe superar el 1,5% en baja tensión. Según el reglamento de BT ITC BT-40.
También se debe de tener en cuenta el tipo de cable utilizado y su aislamiento. Ya que presentará una u otra resistencia y su precio también será diferente. Tanto en las características del cable como en precio se aceptarán las determinadas por el fabricante, cuyo catálogo puede ser consultado en los apéndices. El fabricante escogido tanto para baja como media tensión es PRYSMIAN.
Según el uso y las inclemencias a las que vaya a estar sometido el cable, deberá contar con unos determinados aislamientos. Desde el panel al inversor se usará un cable flexible con buen recubrimiento ya que durante 30 años estará sometido a las inclemencias del tiempo, radiación solar y altas temperaturas. El cable empleado será del tipo H07RN-F. En el resto de la instalación de baja no tiene porque utilizarse un cable tan resistente, primará uno más económico. El empleado será del tipo RV 0,6/1 kW. [ALON05]. Para media tensión se utilizarán cables con aislamiento XLPE del tipo VOLTALENE.
Las ecuaciones empleadas tanto para el cálculo de las pérdidas que tendrá el cable como para el cálculo de la caída de tensión en el recorrido del cable son las siguientes. km cable cable
L
R
R
=
⋅
(6) n n cableI
U
R
tensión
de
caida
/
%
=
⋅
(7)Dado que la resistencia por unidad de longitud viene dada en Ω/Km, la longitud del cable también deberá presentarse en Km. La longitud será estimada según las dimensiones de paneles y seguidores y de la distancia de estos a los centros de transformación. Como ya se comentó, esta distancia aumentará si se escoge una disposición con las menos sombras posibles. Se debe de llegar a un compromiso entre uno y otro tipo de pérdidas.
Para el cálculo de las pérdidas se multiplica la resistencia de cada cable por la intensidad al cuadrado y por las horas equivalentes. Este dato es indicativo de las horas que debe de estar en funcionamiento la planta para que con la potencia pico instalada sea capaz de generar la energía que se inyectará a la red, estimada según la situación geográfica, tecnología empleada y teniendo en cuenta las pérdidas. Como se explico en el apartado anterior.
es equivalent horas I R Perd = cable⋅ 2⋅ (8)
3.3.2.5 Pérdidas del inversor.
Como se comentó en el apartado 2.5.3 el rendimiento del inversor varía con la temperatura y con el porcentaje de potencia al que esté trabajando. En el caso de la potencia resulta complicado determinar durante cuanto tiempo trabaja en aquellos márgenes donde el rendimiento es muy bajo, ya que se debe contar con datos empíricos. Una medida aceptada es el valor que el fabricante ofrece de rendimiento europeo. Ensayo en el que se simula el rendimiento según la distribución estadística de la irradiancia local [CHEN06], existirán pequeñas desviaciones ya que las condiciones del parque no serán las mismas en las que se realizó el ensayo.
3.3.2.6 Pérdidas por dispersión.
Estas pérdidas engloban las llamadas pérdidas espectrales y de mismatch. Las primeras son debidas a que los rayos no siempre inciden de forma perpendicular sobre los paneles, por lo que algunos rayos son reflejados en ellos, sobre todo en el amanecer y el ocaso.
Las pérdidas por mismatch se producen al conectar los paneles entre sí en serie y paralelo. Dado que los paneles no son iguales no todas suministrarán la
misma potencia. Estas pérdidas serán más acusadas cuanto menos rigurosa sea la clasificación de potencias realizada por el fabricante. Cuando los paneles se conectan en serie la restricción vendrá impuesta por el panel que proporciona una intensidad menor. En el caso de la conexión en paralelo la limitación la impone la tensión menor. Por eso a la hora de instalar los paneles es necesario ordenarlos para no limitar la intensidad de una serie de módulos a la de menor corriente.
Estas perdidas serán supuestas conforme a la determinación que hace ASIF en su informe de 2006 como pérdidas probables por dispersión, establecida en 3,8%. 3.3.2.7 Pérdidas por sombras.
Se producen por la proyección sobre los paneles de la sombra generada por los seguidores o estructuras fijas, si es el caso, que lo rodean. Manteniendo una mayor distancia entre los seguidores se evitarán las posibles sombras.
También se consigue disminuir las pérdidas por sombras si manteniendo la misma superficie para cada seguidor existe una relación en la colocación de estos con las dimensiones del seguidor. Esto es, si el seguidor tiene 8x5m, situándolos en 25x15 que mantiene prácticamente la misma relación se disminuyen las pérdidas. También es aconsejable situar la mayor distancia entre ellos de este a oeste.
Para calcular las pérdidas producidas se empleará el programa solar.exe de la empresa Solener. Se estudiará que combinación resulta más rentable, además de las pérdidas generadas por sombras se debe de considerar el precio de alquiler del suelo y el coste de una mayor longitud de cables así como sus pérdidas. 3.3.2.8 Pérdidas por rendimiento de seguimiento del PMP.
Dado que el inversor fotovoltaico esta directamente conectado al generador fotovoltaico, éste dispone de un dispositivo electrónico para el seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) del generador FV. La capacidad que tiene el inversor de extraer la energía del generador fotovoltaico con respecto a la que se extraería de forma ideal, se representa como el rendimiento de SPMP. Las pérdidas en este aspecto se producen por la falta de seguimiento del PMP. ASIF
presenta unas pérdidas probables en este campo del 7%, pero el concepto contempla también las pérdidas resultantes del rendimiento del inversor. Supuesto que el inversor presentase un rendimiento del 96%, las pérdidas por no seguimiento del PMP serían del 3%. También Miguel Alonso Abella [ALON05] establece unas pérdidas del 3%, pero unidas a los umbrales de arranque. Estás últimas pérdidas son las comentadas en el apartado referente a las pérdidas del inversor por baja potencia, que han quedado establecidas por el rendimiento europeo. Ya que este rendimiento difiere típicamente del oficial del fabricante en un 0,5%, se considerarán las pérdidas por no seguimiento del PMP del 3%.
3.3.2.9 Pérdidas de disponibilidad por mantenimiento.
Como su nombre indica, la huerta solar nunca se encontrará a pleno rendimiento. Se pueden producir averías ocasionales, mal funcionamiento de algún panel o paradas necesarias para el mantenimiento de los equipos. Estas pérdidas contemplan los estos pormenores que sucederán en la explotación del parque. En este concepto el informe ASIF de 2006 supone una pérdida probable de 2,5%.
3.3.2.10 Pérdidas por media tensión.
Al igual que el cableado del parque solar, la instalación de media tensión hasta la llegada a la subestación donde se produce su acoplamiento al punto de enganche, producirá unas pérdidas, al igual que en los centros de transformación. Dichas pérdidas serán calculadas en base a las características de instalación propuestas. Si bien estas pérdidas no serán incluidas en las pérdidas por producción, sino que serán tenidas en cuenta a la hora de contabilizar los ingresos.
Esta es una práctica habitual, ya que uno de los parámetros utilizados para medir la eficiencia de una instalación es el llamado “Performance Ratio” (PR) o rendimiento global del sistema. A menudo las instalaciones fotovoltaicas no tienen que dedicarse únicamente a la producción como los huertos solares, sino a consumo propio que no transportan a media tensión. Ya que utilizan también este ratio para comparar la eficiencia, para poder apreciar si es un valor típico de eficiencia el obtenido por el modelo, no se tendrán en cuenta para la comparación
las pérdidas propias de este tipo de instalaciones, como el transporte a media tensión.
3.4
Esquema eléctrico.
3.4.1 Legislación vigente.
Para el diseño de la instalación fotovoltaica y es especial del entramado eléctrico, desde el punto de vista técnico hay que atender a dos documentos legales.
• Real Decreto 1663/2000.
• Resolución de 31 de mayo de 2001.
El primer documento define los componentes de la instalación, así como las características de los equipos que en ella operan y los requisitos para conectar una instalación fotovoltaica a la red.
El segundo documento establece el contrato tipo de la instalación, así como el modelo de factura. Aporta también el esquema eléctrico unificar que debe cumplir la instalación.
En la fig. 3 no se muestra el esquema unifilar de la resolución, que puede ser comprobado en el Apéndice sino uno propio, trifilar.
Fig. 3. Esquema eléctrico de BT.
3.5
Descripción de elementos del esquema eléctrico.
• Centro de transformación. Es el punto donde se conecta la instalación fotovoltaica para transmitir su energía a la red de la empresa distribuidora. Para poder transportar la energía se hace necesario elevar su tensión para minimizar las pérdidas. En el caso de los parques solares, suelen contar con un CT para un conjunto de instalaciones agrupadas y más tarde toda la energía del parque es elevada en una estación de transformación para su incorporación a la red de distribución de media tensión.
• Caja General de Protección de la ED. Caja que contiene las protecciones que protegen la instalación general del punto de conexión de la empresa de distribución. Consta de fusibles seleccionadores, magnetotérmicos, protección diferencial, etc.
• Caja de embarrado. Permite la conexión de las ramas en paralelo. Últimamente se utilizan en los inversores fotovoltaicos cajas de conexión de “string” que sencillamente permiten la interconexión de las ramas tanto en serie como en paralelo.
• Contador de entrada. Es el contador de energía eléctrica que la instalación consume de la red eléctrica. Ya sea par alos inversores, seguidores o los elementos de monitorización y seguridad que tenga el parque. Según el RD 1663/2000, la energía que se puede facturar por la instalación es la diferencia entre la energía suministrada a la red eléctrica, menos la energía consumida que necesita el sistema fotovoltaico para generar.
• Contador de salida. Mide la energía producida por la instalación fotovoltaica, para posteriormente poder calcular la facturación que el propietario envía a la empresa distribuidora. Este contador y el de entrada, se pueden sustituir por un único contador que mida en ambos sentidos.
• Interruptor general. Interruptor magnetotérmico. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.
• Los cuatro elementos anteriores se integrarán en un cuadro eléctrico. • Interruptor de control de potencia (ICP). Como se muestra en la fig 3.
el IPC irá a la salida de las protecciones de los paneles y a la entrada al cuadro eléctrico, para controlar la potencia suministrada a los seguidores fundamentalmente.
• Cuadro de distribución. Es el punto donde se conecta la instalación para consumir electricidad de la red. En el caso de una instalación fotovoltaica esta electricidad, principalmente dirigida al consumo de seguidores debe ser la menor posible.
• Protecciones. Protección para la interconexión máxima y mínima de frecuencia, 51 y 49 Hz, y de máxima y mínima tensión, 1’1 y 0’85 Un.
• Inversor. Como ya se comentó con anterioridad en el apartado 3.3, las protecciones anteriores pueden ir integradas en el inversor de forma que la conexión y desconexión se realiza de forma automática por éste. • Generador fotovoltaico. Los paneles generadores ya comentados en el
apartado 2.
3.6
Terreno.
Una vez determinada, cual va a ser la configuración del parque, se debe de buscar un terreno adecuado para su instalación. Tanto si el suelo es comprado como arrendado lo mejor será situar el parque en suelo rústico, ya que será el que menos gastos o inversión requiera.
3.6.1 Condiciones del terreno.
Como se ha señalado la ubicación del parque influirá en la potencia generada,