Estudio Rentabilidad de un generador fotovoltaico conectado a la red

Generador Fotovoltaico Conectado a Red Práctica 3____________________________________________________________

06/02/2015 Universidad de Málaga DOUDOU YASSINE

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía

Contenido 0. Introducción.................................................................................................................. 2 0.1. Enunciado .............................................................................................................. 2 1. Potencia eléctrica mínima del generador fotovoltaico, según CTE: DB-HE 5 ............. 3 2. Cálculo de la inclinación óptima de los paneles fotovoltaicos, verificando la mayor captación energética. ........................................................................................... 3 3. Diseño del generador: potencia nominal, nº de módulos, distribución en planta, elección y justificación del inversor/es elegido/s y cálculo de conductores y protecciones. (En cualquier caso, diseñar un generador de al menos 20 kWp). ...... 4 4. Estimación de la producción ideal energética anual para inclinación óptima calculada en el apartado 2................................................................................................................ 9 5. Estimación del coeficiente de pérdidas PR mensual, energía inyectada y productividad anual del generador ................................................................................ 10 6. Estudio económico ..................................................................................................... 11

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía 0. Introducción El presente documento es el informe que acompaña la práctica 3 (Generador Fotovoltaico Conectado a Red) propuesta por el profesor Isidro M. Santos Ráez de la asignatura Instalaciones fotovoltaicas del 4º curso de Ingeniería de la Energía. La realización de esta práctica nos permitirá conocer si realmente una instalación fotovoltaica conectada a red es rentable o no.

0.1. Enunciado Diseñar un generador fotovoltaico conectado a red sobre azotea de una nave industrial de 21.000 metros cuadrados destinada a nave de almacenamiento y distribución, situada en una capital de España que empiece por la misma letra que vuestro primer apellido (de no haber ninguna que coincida, tomar la segunda letra y así sucesivamente). El espacio destinado a la colocación del generador es el que se muestra a continuación:

Ciudad elegida: Orense

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía 1. Potencia eléctrica mínima del generador fotovoltaico, según CTE: DB-HE 5

La potencia nominal mínima a instalar se calculará mediante la siguiente fórmula: 𝑃 = 𝐶 · (0,002 · 𝑆 – 5) Donde C es un coeficiente que depende de la zona climática de la zona donde se va a instalar el generador y S es la superficie útil.

Figura 1. Mapa de distribución de las zonas climáticas.

Como Orense está en la zona climática II el coeficiente C es 1,1 y la superficie S es de 21 000 m2 𝑃 = 𝐶 · (0,002 · 𝑆 – 5) = 1,1 ∗ (0.002 ∗ 21000 − 5) = 40.7 𝑘𝑊 Por lo que la potencia mínima a instalar sería 40,7 kW. Como se dispone de mucho espacio la potencia que se va a instalar será de 66 kW.

2. Cálculo de la inclinación óptima de los paneles fotovoltaicos, verificando la mayor captación energética. La finalidad de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica es maximizar anualmente la producción de energía eléctrica a ella. Por lo que la inclinación óptima a elegir sería aquella cuyo sumatorio de la energía captada a lo largo de todos los días del año sea la mayor.

En la tabla 1 se refleja la energía mensual incidente para cada ángulo de inclinación.

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía Energía diaria media Mensual(Mj/m^2) MES 0 15 30 45 Enero 4.70 5.69 6.39 6.72 Febrero 7.30 8.54 9.34 9.64 Marzo 11.30 12.77 13.45 13.33 Abril 14.00 15.12 15.26 14.56 Mayo 16.20 16.85 16.52 1.46 Junio 17.60 18.13 17.60 15.84 Julio 18.30 19.03 18.67 17.20 Agosto 16.60 18.09 18.26 17.43 Septiembre 14.30 16.45 17.59 17.59 Octubre 9.40 11.47 12.88 13.44 Noviembre 5.60 7.06 8.18 8.79 Diciembre 4.30 5.38 6.19 6.62 Media anual 11.63 12.88 13.36 11.89 Tabla 1. Energía diaria media mensual para cada ángulo de inclinación

60 6.72 9.34 12.43 12.88 12.80 13.20 14.64 15.44 16.45 13.25 8.90 6.75 11.90

Como se puede ver en la tabla 1, la inclinación de 30º es la que nos permite una mayor energía diaria media anual incidente y se estima en 13.36 Mj/m2. Con ella se puede calcular la energía anual incidente de la siguiente forma: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 13.36 𝑥 365 = 4 876.4 𝑀𝑗/𝑚2

3. Diseño del generador: potencia nominal, nº de módulos, distribución en planta, elección y justificación del inversor/es elegido/s y cálculo de conductores y protecciones. (En cualquier caso, diseñar un generador de al menos 20 kWp). El módulo de trabajo que se ha escogido del catálogo disponible en los apuntes de la asignatura es Photowatt PW-165 cuyas dimensiones son (1237 x 1082). 𝑁º 𝑑𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 =

66 𝑘𝑊 ≈ 400 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 0.165

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía Distancia mínima entre filas de colectores: ℎ = 𝐿 ∗ sin(𝛽) = 1.082 ∗ sin(30) = 0.541 𝑚 𝑑=

ℎ 0.541 = = 1.57 𝑚 tan(61 − 𝜑) tan(61 − 42)

𝐷𝑚𝑖𝑛 = 𝑑 + 𝐿 ∗ cos(𝛽) = 1.57 + 1.082 ∗ cos(30) = 2.5 𝑚

Ahora que tenemos la distancia mínima que tiene que haber entre las filas para para garantizar 4 horas de sol, se va a ver cuántas filas posibles se pueden tener en la azotea: 𝑁º 𝑓𝑖𝑙𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒𝑠 =

𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑎𝑧𝑜𝑡𝑒𝑎 90 = = 36 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑖𝑛𝑖𝑚𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 2.5

𝑁º 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑎 =

𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑎𝑧𝑜𝑡𝑒𝑎 90 = ≈ 73 𝑎𝑛𝑐ℎ𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 1.237

En la azotea hay espacio para 36 filas con 73 placas cada una, es decir, se pueden instalar hasta un total de 2 628 placas, mientras que para alcanzar los 66kW que es nuestro objetivo sólo hacen falta 400 placas. Entonces lo que se va a hacer es reducir la superficie destinada a las placas e incrementar la distancia entre cada fila para minimizar las pérdidas por sombreamiento en los días de menor elevación. Se triplica la distancia entre cada fila: 𝐷𝑓𝑖𝑙𝑎𝑠 = 3 ∗ 𝐷𝑚𝑖𝑛 = 7.5 𝑚 Por lo que ahora, el número de filas posible sería: 𝑁º 𝑓𝑖𝑙𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒𝑠 =

90 = 12 𝑓𝑖𝑙𝑎𝑠 7.5

Y para conseguir los 400 módulos nos harían falta: 𝑁º 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑖𝑙𝑎 =

400 ≈ 34 12

Por lo que la nueva superficie (se puede apreciar en la figura 2) destinada al generador fotovoltaico sería de: 𝐿𝑎𝑟𝑔𝑜 = 90 𝑚 𝐴𝑛𝑐ℎ𝑜 = 34 ∗ 1.237 = 42 𝑚 𝑆 = 90 𝑥 42 = 3 780 𝑚

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Figura 2. Distribución en planta de los módulos fotovoltaicos

La tensión nominal del inversor es de 400 V, por tanto el número de módulos mínimos en serie es: 𝑁𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 =

𝑉𝑁,𝑖𝑛𝑣 400 = = 11.66 ≈ 12 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑉𝑀𝑃𝑃 34.3

El número de módulos en paralelo sería:

𝑁𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 =

𝑁 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 400 = = 33,33 ≈ 34 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑁 𝑚𝑜𝑑 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 12

Con esto, el número total de módulos sería 12 x 34 = 408 módulos y por consiguiente la potencia máxima del generador sería: 𝑃𝑚𝑎𝑥 = 408 𝑥 0.165 = 67,32 𝑘𝑊 Características del generador:

𝑈𝐺𝑜𝑐 = 𝑁𝑠 ∗ 𝑈𝑜𝑐 = 12 ∗ 43.2 = 518.4𝑉 𝑈𝐺𝑚𝑝𝑝 = 𝑁𝑠 ∗ 𝑈𝑚𝑝𝑝 = 12 ∗ 34.3 = 411.6𝑉 𝐼𝐺𝑠𝑐 = 𝑁𝑝 ∗ 𝐼𝑠𝑐 = 34 ∗ 5.1 = 173.5𝐴 𝐼𝐺𝑚𝑝𝑝 = 𝑁𝑝 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝 = 34 ∗ 4.8 = 163.2𝐴 Inversor En cuanto al inversor, su potencia tiene que ser como mínimo el 80% de la potencia pico real del generador fotovoltaico. Se elige el inversor Solren PVI60 cuya potencia es de 60 kW. Los detalles están en la figura 3. 𝑃𝑖𝑛𝑣 > 0.8 ∗ 𝑃𝑔𝑒𝑛 60 > 53,86 𝑘𝑊

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Figura 3. Detalles del inversor

Dimensionado de cables: a) Método caída de tensión 𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 1: 𝐸𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝐼𝑠𝑐 = 1.25 ∗ 5.1 𝐴 = 6.38 𝐴 ; 𝐿 = 84; 𝑈𝑚𝑝𝑝 = 34.3𝑉 𝑠1 =

2 ∗ 𝐿1 ∗ 𝐼1 2 ∗ 84 ∗ 6.38 = = 18.55 𝑚𝑚2 𝐶𝑑𝑇𝑚𝑥 ∗ 𝑈 ∗ 56 0.03 ∗ 34.4 ∗ 56

𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 2: 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝐼𝐺𝑠𝑐 = 173.5 𝐴 ; 𝐿 = 24; 𝑈𝑔𝑚𝑝𝑝 = 411.6 𝑉 𝑠2 =

2 ∗ 𝐿2 ∗ 𝐼2 2 ∗ 24 ∗ 173.5 = = 12 𝑚𝑚2 𝐶𝑑𝑇𝑚𝑥 ∗ 𝑈 ∗ 56 0.03 ∗ 411.6 ∗ 56

𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 3: 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 − 𝐶𝑢𝑎𝑑𝑟𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐. 𝐼𝑖𝑛𝑣 = 167 𝐴 ; 𝐿 = 10; 𝑈𝑖𝑛𝑣 = 400 𝑉 𝑠3 =

√3 ∗ 𝐿3 ∗ 𝐼3 √3 ∗ 10 ∗ 167 = = 8.6 𝑚𝑚2 𝐶𝑑𝑇𝑚𝑥 ∗ 𝑈 ∗ 56 0.015 ∗ 400 ∗ 56

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía b) Método calentamiento 𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 1: 𝐸𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝐼𝑠𝑐 = 1.25 ∗ 5.1 𝐴 = 6.38 𝐴 𝐼1 =

𝐼𝑠𝑐 = 19.91 𝐴 0.89 ∗ 0.40 ∗ 0.9 𝑆1 = 2.5 𝑚𝑚2

En este tramo se han tenido factores de corrección por temperatura (0.89). Por agrupación de circuitos (0.40) y por exposición a la radiación (0.9) La instalación es de tipo E, circuito bipolar con aislamiento termoestable XLPE2 (columna 12) 𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 2: 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 𝐼𝐺𝑠𝑐 = 173.5 𝐴 𝐼2 =

𝐼𝑔𝑠𝑐 173.5 = = 216.6 𝐴 0.89 ∗ 0.9 0.89 ∗ 0.9 𝑆2 = 70 𝑚𝑚2

En este tramo se han tenido factores de corrección por temperatura (0.89) y por exposición a la radiación (0.9) La instalación es igual que la del tramo 1 𝑇𝑟𝑎𝑚𝑜 3: 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 − 𝐶𝑢𝑎𝑑𝑟𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐. 𝐼𝑖𝑛𝑣 = 167 𝐴 𝐼3 = 167 𝐴 𝑆2 = 70 𝑚𝑚2 En este tramo no se han tenido en cuenta los factores de corrección. La instalación es de tipo B1, circuito tripolar con aislamiento termoestable XLPE3 (columna 8)

Tramo S1 S2 S3

Por caída de tensión [mm2] 18.55 12.00 8.60

Método térmico [mm2] 2.5 70 70

Tabla 2. Secciones calculadas y secciones comerciales elegidas.

Sección comerc. Elegido [mm2] 25 70 70

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía 4. Estimación de la producción ideal energética anual para inclinación óptima calculada en el apartado 2

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Estimación de la energía Ideal Producida (kWh) Gdm(β) HSP Pgen Ediaria Emensual 6.392 1.776 67.73 120.258 3728.01 9.344 2.596 67.73 175.797 4922.32 13.447 3.735 67.73 252.990 7842.70 15.260 4.239 67.73 287.100 8613.00 16.524 4.590 67.73 310.881 9637.30 17.600 4.889 67.73 331.124 9933.73 18.666 5.185 67.73 351.180 10886.58 18.260 5.072 67.73 343.542 10649.79 17.589 4.886 67.73 330.917 9927.52 12.878 3.577 67.73 242.285 7510.84 8.176 2.271 67.73 153.822 4614.67 6.192 1.720 67.73 116.496 3611.36 TOTAL

91877.83

Tabla 3. Energía ideal total producida Como no se conoce las horas de trabajo que los módulos van a estar generando, se utiliza el concepto de HSP, horas hipotéticas que el generador debe estar trabajando para la energía acumulada durante un día a una radiación solar constante de 1000 W/m2. La energía inyectada diariamente se obtiene multiplicando la potencia del generador por las HSP. Los detalles de los cálculos se encuentran en el fichero Excel adjunto en la pestaña “apartado 4” Anualmente se produce una energía ideal de 91 877.83 kWh

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía 5. Estimación del coeficiente de pérdidas PR mensual, energía inyectada y productividad anual del generador

Estimación de pérdidas (%) Tolerancia de modulo despersion de caracteristicas sombreado de modulo Caida de tension en CC Caida de tension en AC Rendimiento del inversor Falta de mantenimiento Polvo suciedad

1 1 0 0.6 0.6 5 1.5 1

Total 10.7 Tabla 4. Factor de pérdidas (resto de pérdidas)

En la tabla 4 se estiman las pérdidas que se supondrán constantes durante todo el año MES Tamb Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Tcelula

ΔT

FPT

PR

Emensual ideal Emensual real 9 39.81 14.81 6.369 0.829 3728.010 3091.662 9 39.81 14.81 6.369 0.829 4922.315 4082.107 13 43.81 18.81 8.089 0.812 7842.701 6369.107 15 45.81 20.81 8.949 0.804 8612.998 6920.598 18 48.81 23.81 10.239 0.791 9637.302 7619.311 21 51.81 26.81 11.529 0.778 9933.733 7725.526 24 54.81 29.81 12.819 0.765 10886.582 8326.126 23 53.81 28.81 12.389 0.769 10649.790 8190.820 21 51.81 26.81 11.529 0.778 9927.525 7720.698 16 46.81 21.81 9.379 0.799 7510.843 6002.713 12 42.81 17.81 7.659 0.816 4614.671 3767.446 9 39.81 14.81 6.369 0.829 3611.364 2994.926 TOTAL 72811.040 Tabla 5. Estimación del factor de pérdidas por temperatura y la energía inyectada real. En la tabla 5 se estiman las pérdidas por temperatura para cada mes y sumándolo con el resto de pérdidas obtenido en la tabla 4 se obtiene el factor de pérdidas total con el que se tiene PR. Teniendo el coeficiente PR se puede hallar la energía real inyectada mensualmente. La productividad anual es la siguiente: 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 =

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎 72 811.04 = = 0.7925 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 91 877.83

Instalaciones Fotovoltaicas 2014-15 4º Grado en Ingeniería de la Energía 6. Estudio económico Presupuesto: Concepto Módulos fotovoltaicos Photowatt PW1650 Inversor Cableado, canaletas, tuberías, cajas de conexiones,etc Puesta a tierra y protecciones

Cantidad Unidad 400 Ud 1 Ud

Precio Unit Precio total 1300 520000 52000 52000 11000 6000 TOTAL 589000 Total con Descuento del 20% 471200 Ingeniería y mano de obra (30% del presupuesto) 141360 TOTAL INCLUIDO MANO DE OBRA 612 560[€] Tabla 6. Presupuesto de la instalación con placas monocristalinas En la tabla 6 se tiene el presupuesto general de la instalación fotovoltaica, donde se ha tenido en cuenta un descuento directo del 20% y también un coste de mano de obra del 30% sobre la inversión inicial. En el apartado 6 del fichero Excel adjunto, se tienen los cálculos que se han realizado. Se han aplicado tanto el método explicado en clase como el del Análisis VAN. Los dos métodos concluyen que la inversión es no rentable al tener un Beneficio neto negativo al cabo de 25 años. En cambio si en vez de placas monocristalinas se eligieran policristalinas con la misma potencia el resultado cambiaría totalmente, ya que la diferencia en el precio es grande. El presupuesto pasaría de ser 612 560 € a ser 188 240 €. Y en este caso la instalación empezaría a ser rentable, según el método del VAN, a partir del undécimo año. En la gráfica 1 se aprecia perfectamente la diferencia de rentabilidad entre placas monocristalinas y policristalinas.

Rentabilidad según tipo de placas 200,000 € 0€ 1

3

5

7

9 11 13 15 17 19 21 23 25

-200,000 €

Monocristalinas

-400,000 €

Policristalinas

-600,000 € -800,000 €

Gráfica 1. Rentabilidad según tipo de palcas

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Seguramente el aspecto más importante de las energías renovables es el medioambiental, ya que permite ahorrar unas emisiones de dióxido de carbono. En este caso se evitaría la emisión de: 72811.04 𝐾𝑤ℎ ∗ 0.33 𝐾𝑔

𝐶𝑂2 = 24 030 𝐾𝑔 𝐶𝑂2 𝑘𝑊ℎ