PROYECTO FIN DE CARRERA:
PARCELA FOTOVOLTAICA DE 1,1 MW
COECTADA A RED E OUAGHA
3. MEMORIA DE CALCULOS
Director: Manuel Casal Gómez-Caminero
Autor: asser Mrabet Zerrouk
Sevilla Junio 2011
Prepara tus exámenes
Prepara tus exámenes y mejora tus resultados gracias a la gran cantidad de recursos disponibles en Docsity
Consigue puntos base para descargar
Gana puntos ayudando a otros estudiantes o consíguelos activando un Plan Premium
Orientación Universidad
Prepara tus exámenes
Prepara tus exámenes y mejora tus resultados gracias a la gran cantidad de recursos disponibles en Docsity
Busca documentos
Prepara tus exámenes con los documentos que comparten otros estudiantes como tú en Docsity
Busca documentos en el Store
Los mejores documentos en venta realizados por estudiantes que han terminado sus estudios
Video Cursos
Estudia con lecciones y exámenes resueltos basados en los programas académicos de las mejores universidades
Quiz
Responde a preguntas de exámenes reales y pon a prueba tu preparación
Consigue puntos base para descargar
Gana puntos ayudando a otros estudiantes o consíguelos activando un Plan Premium
Comunidad
Pregúntale a la comunidad
Pide ayuda a la comunidad y resuelve tus dudas de estudio
Ranking de las universidades
Descubre las mejores universidades de tu país según los usuarios de Docsity
Ebooks gratuitos
¡Nuestros e-books salva-estudiantes!
Descarga nuestras guías gratuitas sobre técnicas de estudio, métodos para controlar la ansiedad y consejos para la tesis preparadas por los tutores de Docsity
cálculos eléctricos fotovoltaicos, Apuntes de Electrónica de Potencia
PARCELA FOTOVOLTAICA DE 1,1 MW COECTADA A RED E OUAGHA
Tipo: Apuntes
2018/2019
1 / 202
Esta página no es visible en la vista previa
¡No te pierdas las partes importantes!
Documentos relacionados
Vista previa parcial del texto
¡Descarga cálculos eléctricos fotovoltaicos y más Apuntes en PDF de Electrónica de Potencia solo en Docsity!
PROYECTO FIN DE CARRERA:
PARCELA FOTOVOLTAICA DE 1,1 MW
COECTADA A RED E OUAGHA
- MEMORIA DE CALCULOS
Director: Manuel Casal Gómez-Caminero
Autor: asser Mrabet Zerrouk
Sevilla Junio 2011
1. Índice
- Índice .................................................................................
- Formulas eléctricas ............................................................
- 2.1. Nomenclatura y formulas utilizadas..............................................................
- 2.2. Cálculo de la intensidad
- 2.3. Cálculo de la caída de tensión
- Selección de equipos de la instalación...............................
- 3.1. Optimización del módulo Fotovoltaico...........................................................
- 3.1.1. Módulos fotovoltaicos de silicio cristalino
- 3.1.2. Módulos fotovoltaicos de silicio amorfo
- 3.1.3. Estudio de rentabilidad
- 3.1.4. VAN (valor actual neto):
- 3.1.5. TIR (tasa interna de retorno):
- 3.1.6. Módulos cristalinos...................................................................................
- 3.1.7. Módulos amorfos
- 3.1.8. Conclusión
- 3.2. Estructura soporte
- 3.2.1. Estructura fija
- 3.2.2. Estructura con un eje de seguimiento.........................................................
- 3.2.3. Estructura soporte con dos ejes de seguimiento:
- 3.3. Resumen
- Dimensionado del Generador Fotovoltaico ......................
- 4.1. Número máximo de módulos por ramal
- 4.2. Número mínimo de módulos por ramal
- 4.3. Número máximo de conjuntos de módulos en paralelo
- 4.4. Resumen
- Dimensionamiento del cableado ......................................
- 5.1. Calculo de sección de cable en continua......................................................
- 5.1.1. Interconexión de paneles:.........................................................................
- 5.1.2. Línea ramal-cuadro secundario
- 5.1.3. Línea caja secundaria - Caja principal CC....................................................
- 5.1.4. Línea caja principal de CC – Inversor
- 5.2. Cálculo de secciones de los conductores en CA
- 5.2.1. Línea Inversor – CGPM
- 5.2.2. Línea CGPM – Centro de Transformación.....................................................
- Protecciones eléctricas ....................................................
- 6.1. Introducción............................................................................................
- 6.2. Corriente continua
- 6.2.1. Protecciones en la caja secundaria
- 6.2.2. Protecciones en la caja principal CC
- 6.3. Protección en corriente alterna
- 6.3.1. Interruptor automático
- 6.3.2. Interruptor diferencial
- 6.3.3. Comprobaciones del criterio de cortocircuito
- Puesta a tierra................................................................
- 7.1. Puesta a tierra de protección de corriente continúa
- 7.2. Puesta a tierra de protección de corriente alterna
- Centro de transformación...............................................
- 8.1. Introducción..........................................................................................
- 8.2. Calculo de intensidades
- 8.2.1. Intensidad de baja tensión......................................................................
- 8.2.2. Intensidad de alta tensión.......................................................................
- 8.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito...............................................
- 8.3.1. Cálculo de las intensidades de cortocircuito en el lado de Baja Tensión
- 8.3.2. Cálculo de las intensidades de cortocircuito de alta tensión
- 8.3.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito mínimas
- 8.4. Dimensionado del embarrado de baja tensión
- 8.4.1. Comprobación por densidad de corriente
- 8.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica
- 8.4.3. Comprobación por solicitación térmica......................................................
- 8.5. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos...........................................
- 8.5.1. Protección en alta tensión
- 8.5.2. Protecciones en BT.................................................................................
- 8.6. Dimensionado de los puentes de alta tensión
- 8.6.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible).........................................
- 8.6.2. Criterio de caída de tensión.....................................................................
- 8.6.3. Criterio térmico de cortocircuito...............................................................
- 8.7. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación.
- 8.8. Dimensionado del pozo apagafuegos
- 8.9. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra
- 8.9.1. Tierra de protección
- Transformación 8.9.1.1. Resistencia a tierra de la puesta a tierra de las masas del Centro de
- 8.9.1.2. Calculo de la resistencia a tierra:
- 8.9.1.3. Intensidad de defecto:
- 8.9.1.4. Tensión de defecto:
- CT. 8.9.1.5. Cálculo de la separación entre las tierras de protección y servicio del
- exterior admisibles................................................................................. 8.9.1.6. Cálculo de las tensiones de paso exterior de paso de acceso y contacto
- 8.9.1.7. Comprobación de las tensiones admisibles
- 8.9.2. Tierra de servicio
- 8.9.2.1. Calculo de la resistencia a tierra
- 8.9.2.2. Elección de una configuración de las posibles según UNESA
- 8.9.2.3. Comprobación de la configuración elegida.................................................
- 8.9.2.4. Corrección y ajuste del diseño inicial
- 8.10. Red de media tensión.............................................................................
- 8.10.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible).........................................
- 8.10.2. Criterio de caída de tensión.....................................................................
- 8.10.3. Criterio térmico de cortocircuito...............................................................
- Estudio energético .........................................................
- 9.1. Introducción..........................................................................................
- 9.2. Radiación sobre el plano del generador Ga(βopt)
- 9.3. Pérdidas del sistema
- 9.3.1. Pérdidas por posición
- 9.3.2. Pérdidas por sombras.............................................................................
- 9.4. Separación entre filas.............................................................................
- 9.5. Resumen perdidas
- 9.5.1. Perdidas del sistema:
- 9.5.2. Pérdidas en el inversor
- 9.5.3. Diagrama de Pérdidas del sistema
- 9.6. Balance energético.................................................................................
- 9.6.1. Producción de energía
- 9.6.2. Factor de rendimiento
- 9.6.3. Producción por kWp instalado..................................................................
- 9.6.4. Diagrama de producción durante todo el año
- Formulas eléctricas
Para el diseño de éste tipo de instalaciones, hay que tener en cuenta las
diferencias de comportamiento que existen entre un generador fotovoltaico y la
red eléctrica que básicamente son:
- La red eléctrica es una fuente de tensión, mientras que un generador
fotovoltaico es una fuente de intensidad limitada. La corriente de
cortocircuito de un sistema fotovoltaico, viene determinada por las
características de los módulos fotovoltaicos utilizados, y en general no
es superior a 1,3 veces la intensidad nominal.
- El generador fotovoltaico es un sistema distribuido, en base a pequeños
generadores, que se unen en serie y paralelos para conseguir los
parámetros nominales de funcionamiento.
2.1. Nomenclatura y formulas utilizadas
I: Intensidad en Amperios
P: potencia en vatios
L: longitud de la línea en metros
σ: conductividad a 20ºC para el Cobre es igual a 56 m/ (Ωmm2), para la
conductividad a otras temperaturas se usa la siguiente expresión:
[ 1 ( 20 )]
θ
S: sección conductor en mm
2
V: tensión en voltios
∆V (%): caída de tensión en voltios
Cosφ: Coseno de fi. Factor de potencia.
2.2. Cálculo de la intensidad
Líneas trifásicas:
- Selección de equipos de la instalación
3.1. Optimización del módulo Fotovoltaico
Frente a los bien conocidos módulos fotovoltaicos de silicio cristalino
comienzan a implantarse a gran escala los módulos de capa fina o lámina
delgada, a los que se les augura un futuro prometedor en el mercado. Se trata
de dispositivos fotovoltaicos de segunda generación que están basados en
materiales con alto coeficiente de absorción de la radiación solar, propiedad
ésta que permite generar energía eléctrica a partir de energía solar, utilizando
una capa de material activo sorprendentemente delgada (unas 200 o 300 veces
menor que el de una célula cristalina típica). Si observamos los últimos logros
tecnológicos que se están consiguiendo con la tecnología de la capa fina, nos
daremos cuenta que en breve tendremos en el mercado dispositivos
fotovoltaicos más eficientes, con menor coste económico y más respetuosos
con el medio ambiente. Por otra parte y según se dijo en las pasadas
conferencias sobre la capa fina, organizadas por la EPIA y celebradas en
Munich, para el año 2020 la capa fina ocupará un tercio del mercado mundial,
lo que significa un crecimiento promedio anual del 42% hasta ese año.
3.1.1. Módulos fotovoltaicos de silicio cristalino
Los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino se dividen en monocristalino y
policristalino. Este tipo de módulos son los más utilizados actualmente para la
realización de instalaciones fotovoltaicas, con rendimientos que van del 12 al
Ventajas Inconvenientes
Mayor potencia por m
Necesidad de estructura
metálica
Mayor eficiencia (12-15 %) Coste Wp elevado
Tabla3.1, ventajas e inconvenientes de los módulos de silicio cristalino
3.1.2. Módulos fotovoltaicos de silicio amorfo
Los módulos fotovoltaicos de silicio amorfo, o también denominados de “capa
fina”, se están utilizando cada vez más debido a un menor coste por Wp
respeto a los de silicio cristalino. También tienen la particularidad de que
aprovechan mejor la radiación difusa y son menos sensibles a la temperatura y
a las sombras.
Ventajas Inconvenientes
Menor coste
Necesidad de estructura
metálica
Mejor aprovechamiento de la
radiación difusa
Bajo coeficiente de
temperatura
Menor eficiencia (5-6%)
Tabla 3.2, ventajas e inconvenientes de los módulos de silicio amorfo
En la tabla 3.3 se recogen los resultados de ensayos realizados sobre dos
módulos diferentes de silicio amorfo (de diferente potencia) y dos módulos
diferentes de silicio policristalino, todos ellos de distintos fabricantes cuando
operan en idénticas condiciones de funcionamiento real:
Tecnología
del módulo
Potencia
nominal
Horas de sol
equivalentes
Producción
Ideal(kWh)
Producción
real (kWh)
Rendimiento:
P.real/P.ideal
Si-amorfo tipo 1 (^) 40 W 6.2726 0.2509 0.2284 91.2%
Si-amorfo tipo 2 60 W 6.2374 0.3742 0.3483 93.06%
Si-policristalino
tipo 1
175 W 6.3436 1.1101 0.8637 77.80%
Si-policristalino
tipo 2
230 W 6.2863 1.4459 1.1586 80.13%
Tabla 3.3, características de los módulos de silicio amorfo y policristalino
Los módulos de capa fina presentan un mejor funcionamiento que los
policristalinos en cuanto a que alcanzan una producción energética más
cercana a la que alcanzarían de acuerdo con su potencia nominal.
Ello es debido fundamentalmente a su mejor comportamiento con el aumento
de temperatura. Como media, el rendimiento en la producción energética de los
módulos de silicio amorfo es un 16% superior a la de los módulos cristalinos.
Donde:
Vt: representa los flujos de caja en cada periodo t.
k: El tipo de interés.
n: Número de años considerado.
I 0 : es el valor del desembolso inicial de la inversión.
3.1.5. TIR (tasa interna de retorno):
Es una tasa de descuento que hace que el Valor Actual Neto de una inversión
sea igual a cero (VAN=0). Una inversión es rentable si la TIR es mayor que la
tasa de interés a renta fija. Cuanto mayor sea el valor de TIR, mayor será la
rentabilidad del proyecto. El valor de la TIR para instalaciones fotovoltaicas
depende en gran medida de la tasa de retribución correspondiente en el Real
Decreto que esté vigente, ya que la tarificación por el kWh viene regulada
directamente por el RD 1578/2008.
Como podemos ver en el apartado 2.12, el Real Decreto de 1578/
establece las nuevas tarifas a las que está acogida toda instalación que genere
energía solar fotovoltaica y luego la ponga en servicio a la red eléctrica. Existen
varios subgrupos para determinar el tipo de de retribución a la que puede optar
cada instalación. La normativa distingue entre instalaciones en cubiertas o
techos (Tipo I) e instalaciones en suelo o terreno (Tipo II), Así, la energía
producida tendrá una tarificación de 0.32€/kWh.
Una vez conocida la situación retributiva en la que se encuentra la instalación
se pueden calcular los ingresos que generará anualmente. Con los datos de
energía a la salida del inversor, obtenidos de la simulación en PVSYST se
puede realizar la comparación de las tecnologías y elegir y tipo de modulo más
rentable y con mejor rendimiento.
3.1.6. Módulos cristalinos
La potencia de la instalación fotovoltaica es de 100kW nominales y de 110kWp,
el precio por Wp (de toda la instalación) de la instalación es de 5,35€/Wp, lo
que hace que el coste total de la instalación sea de 588.500 €.
La instalación se va a financiar con un 20% de fondos propios y un 80% en
forma de crédito que se devolverá en 20 años al banco, y la vida de la
instalación se ha estimado en 25 años.
Los ingresos se calculan como la energía generada durante todo el año
multiplicada por la tarificación anual.
Los datos generales y financieros de la instalación montada con paneles
policristalinos sobre estructura fija se resumen en la tabla siguiente:
DATOS DE LA INSTALACION FOTOVOLTAICA
ENTRADA DE
DATOS
Año de la compra. (^2010)
Potencia de la instalación (Wp instalados) (^) 110.
Precio unitario (euros/Wp) (^) 5,35 €
Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner
al menos 0,0001) (^) 20,00%
Comisión estudio y apertura crédito. (^) 1,00%
Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) (^) 1.500,
Si el crédito es concedido el año anterior a la puesta en marcha 0, si es el
año de la puesta en marcha 1 1
Años de carencia del crédito. (^) -
Años de crédito (Sólo considera uno de carencia si existe año 0) (^10)
Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial -
Pronosticar una media a 25 años) (^) 3,55%
Desgravación medioambiental 10 años (^) 6,00%
Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp
instalado) (^) 1.
Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de
incremento de producción) (^) 0,00%
Perdidas de producción estimadas (Nota : 1% resulta en 90% producción
a 10 años y 80% en 20 años) 1,00%
Precio de la tarifa regulada (Aquel que se encuentre en vigor en cada
momento en euros / kWh) 0,
Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra
gastos de mantenimiento, etc.) (^) 0,50%
Años sin los gastos variables anteriores por encontrarse la instalación en
periodo de garantía. -
Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. (^) 10.000 €
Gastos de representación según Disposición Transitoria SEXTA apartado
2 RD 661/2007. (^) 0,001500 €
IPC. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. (^) 2,50%
Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del
Estado" a un plazo similar a 25 años) (^) 4,00%
Impuestos, IRPF. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) (^) 22,00%
Años de amortización de la instalación. 20
Tabla3.4, datos de la parcela fotovoltaica con módulos policristalinos
Donde:
Amortización: Amortización constante de la instalación durante 20 años.
Gastos de explotación: total de gastos anuales sin considerar las amortizaciones.
Gastos totales = intereses + gastos de apertura de crédito + escritura de crédito +
gastos variables + gastos de representación +
Total gastos: total de gastos anuales considerando las amortizaciones.
Total gastos = gastos de explotación + amortización
Total ingresos: total de ingresos anuales a costa de la venta de la energía.
Total ingresos = Producción estimada * precio KWh
Beneficio: ingresos anuales de la instalación menos los gastos totales
Beneficio = Total ingresos – Total gastos
Base imponible impuestos: Base imponible de impuestos restando bases
negativas años anteriores.
Rentabilidad antes de impuestos: ratio anual que representan los beneficios antes
de impuestos sobre coste total de la instalación.
Cuota liquida impuestos = base imponible impuestos * % impuestos aplicado
Deducción medio ambiente: Impuesto por impacto sobre el medio ambiente
Cuota impuestos a pagar: Cuota liquida de impuesto menos deducciones fiscales.
Cuota impuestos a pagar = Cuota liquida impuestos - Deducción medio ambiente
Beneficio después de impuestos: Beneficio anual después de pagar impuestos.
Beneficio después de impuestos = Beneficio - Cuota impuestos a pagar
Rentabilidad financiera: beneficios antes de impuestos sobre el capital financiado
con medios propios.
A partir del este estudio se obtienen los siguientes resultados:
VAN 202.969 €
TIR (a 25 años) 8,94%
RETORNO (En años) 16
Tabla3.6, resumen del estudio económico-financiero
Como se observa, en este caso se tiene un VAN de 202.969 €, siendo éste un
valor muy positivo si se tiene en cuenta la inversión inicial, la baja tarificación del
RD actual y la crisis económica actual.
El valor de la TIR, como se ve, es del 8,94%. Este valor es igualmente muy
positivo, ya que es lo que se espera de una instalación fotovoltaica y que suele
estar entre el 8% y el 10%.
3.1.7. Módulos amorfos
La potencia de la instalación fotovoltaica es de 100kW nominales y de
100,056kWp, el precio por Wp de la instalación será 1 €/Wp mas económica que
una instalación de paneles policristalinos, lo que hace que el coste total de la
instalación sea de 588.500 €. Teniendo en cuenta también que la superficie
necesaria para la instalación será entre 2 y 2,5 veces mayor.
La instalación se va a financiar con un 20% de fondos propios y un 80% en forma
de crédito que se devolverá en 20 años al banco, y la vida de la instalación se ha
estimado en 25 años.
Los ingresos se calculan como la energía generada durante todo el año
multiplicada por la tarificación anual.
3. Memoria de cálculos Parcela fotovoltaica conectada a red en Ounagha : Anejo de cálculo
Página
Tabla 3.8, Cálculos financieros y de viabilidad en el periodo estimado de duración de la planta fotovoltaica de 25 años
MOM.
AÑO
AMORTIZACION
GASTOS DE
EXPLOTACION
TOTAL GASTOS
TOTAL
INGRESOS
BENEFICIO
BASE
IMPONIBLE IMPUESTOS
RENTABILIDAD
ANTES DE
IMPUESTOS
CUOTA LIQUIDA
IMPUESTOS
DEDUCCION
MEDIO
AMBIENTE
CUOTA
IMPUESTOS
A PAGAR
BENEFICIO
DESPUES DE^ IMPUESTOS
RENTABILI
DAD
FINANCIER
A
Unidad