Integrantes:
Rubén Ejarque Llopis
Joaquín Marco Pastor
Ana Fátima Jiménez Luque
Coral Escorihuela Sales SIH007: TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA
UNIVERSITAT JAUME I – CURSO 13/14
DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA PARA UNA
EXPLOTACIÓN AVÍCOLA
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 2
ÍNDICE 1. OBJETO DEL PROYECTO ............................................................................................................ 4
2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 4
2.1. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD .................................................................................. 4
2.2. UBICACIÓN .................................................................................................................. 6
3. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA .......................................... 8
3.1. CÉLULAS Y PANELES FOTOVOLTAICOS ........................................................................ 8
3.1.1. Funcionamiento ................................................................................................... 8
3.1.2. Tipos .................................................................................................................. 11
3.1.3. Parámetros de una célula solar ......................................................................... 11
3.1.4. Conexión de paneles ......................................................................................... 12
3.2. ACUMULADORES ....................................................................................................... 13
3.2.1. Conceptos generales ......................................................................................... 13
3.2.2. Tipos .................................................................................................................. 14
3.2.3. Carga del acumulador ........................................................................................ 15
3.2.4. Dimensionado .................................................................................................... 16
3.3. REGULADORES DE CARGA ......................................................................................... 17
3.3.1. Conceptos generales ......................................................................................... 17
3.3.2. Características para elegir un regulador de carga para fotovoltaica. ............... 19
3.4. INVERSORES .............................................................................................................. 19
3.4.1. Función .............................................................................................................. 19
3.4.2. Principio de funcionamiento ............................................................................. 20
3.4.3. Dimensionamiento ............................................................................................ 20
3.4.4. Características para elegir un inversor para fotovoltaica .................................. 20
3.5. OTROS EQUIPOS PARA USO EN LA INSTALACIÓN ..................................................... 20
3.5.1. Sistemas de medida y control ........................................................................... 20
4. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ......................................................... 21
4.1. ORIENTACIÓN DE LOS PANELES ................................................................................ 21
4.2. INCLINACIÓN TEÓRICA DE LOS PANELES SOLARES ................................................... 22
4.3. RADIACIÓN INCIDENTE .............................................................................................. 23
4.4. CÁLCULO DE SOMBRAS ............................................................................................. 23
4.5. CARGAS ELÉCTRICAS A CUBIR Y ENERGÍA NECESARIA .............................................. 24
4.5.1. Relación de potencia instalada .......................................................................... 24
4.5.2. Consumo teórico a partir de facturas ................................................................ 31
4.5.3. Cálculo del consumo energético real a producir por el sistema ....................... 31
4.6. CÁLCULO DEL NÚMERO DE PANELES FOTOVOLTAICOS NECESARIOS ...................... 33
4.7. DIMENSIONADO DEL REGULADOR ............................................................................ 37
4.8. DISTRIBUCIÓN DE LOS PANELES ................................................................................ 38
4.9. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN .................................................. 39
4.10. DIMENSIONES DEL INVERSOR ................................................................................... 40
4.11. GRUPO ELECTRÓGENO .............................................................................................. 40
5. FICHAS TÉCNICAS ................................................................................................................... 41
6. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA ................................................................................... 42
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7. CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 44
8. ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA ............................................................................ 45
8.1. DISMINUCIÓN DEL NÚMERO DE PANELES INSTALADOS .......................................... 45
8.2. REDUCCIÓN DE DÍAS DE AUTONOMÍA DE LAS BATERÍAS ......................................... 46
8.2.1. Grupo conectado directamente a red (220 v) de la instalación ........................ 46
8.2.2. Grupo conectado a las baterías ......................................................................... 49
9. BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 50
10. ANEXO I: FICHAS TÉCNICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN .................................. 51
10.1. PANELES .................................................................................................................... 51
10.2. ACUMULADOR........................................................................................................... 54
10.3. REGULADOR DE CARGA ............................................................................................. 57
10.4. INVERSOR .................................................................................................................. 63
10.5. GRUPO ELECTRÓGENO .............................................................................................. 66
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1. OBJETO DEL PROYECTO
El proyecto consiste en el diseño de un sistema fotovoltaico para atender el
funcionamiento de una granja agropecuaria de 1.232 m² de extensión, situada en el término
municipal de Lledó (Teruel) y que consta de dos naves y una zona de clasificación de huevos,
conectada actualmente a la red eléctrica.
Se plantean una instalación aisladas de red para atender el consumo propio de la
instalación, de aproximadamente 100 kW.
Igualmente se hará un estudio de la viabilidad económica del proyecto teniendo en
cuenta las diversas tecnologías existentes en el mercado actual.
2. ANTECEDENTES
2.1. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD
La mercantil en cuestión tiene implantada una explotación avícola de gallinas de
puesta en el término municipal de Lledó (Teruel).
La instalación avícola de puesta está compuesta por dos naves con una capacidad para
6.500 aves cada una. La instalación cuenta además con un centro de clasificación de huevos y
un espacio destinado al almacenaje de huevos. La instalación se completa con un estercolero
impermeabilizado con capacidad para almacenar la gallinaza generada en la instalación
durante quince días.
Imagen de la explotación desde la carretera comarcal
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Imagen de la explotación desde camino de acceso
Imagen nave 1 Imagen nave 2
En el proceso de la actividad de puesta, los animales se recibirán en la explotación con
17 semanas de vida y tras un periodo de adaptación de una semana comenzarán el periodo de
puesta que suele durar entre 9 y 10 meses. Pasado este tiempo, se llevan a matadero.
Por ello diferenciamos entre:
Ø Época de funcionamiento que comprende desde el mes de Febrero hasta Noviembre.
Ø Época de mantenimiento y limpieza que comprende los meses de Diciembre y Enero.
En el proceso de la actividad de clasificación de huevos, éstos llegarán desde las naves
de ponedoras a través de cintas transportadoras y posteriormente por la clasificadora donde
serán envasados.
Cuando las aves abandonen la instalación se procederá al lavado y desinfección de la
misma.
La instalación dispone de ventilación forzada mediante ventiladores, así como
ventilación natural mediante ventanas en los laterales de las naves. La nave dispone además
de calefacción generada por una caldera de biomasa, utilizando como combustible orujillo
(hueso de aceituna de alto poder calorífico).
La granja dispone de instalación eléctrica para la iluminación artificial, la fuerza de las
naves y de la maquinaria existente. La iluminación artificial se realiza a base de tubos
fluorescentes.
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El suministro de agua a los pollos se realiza por medio de bebederos de válvula o tipo
tetina o chupete. El pienso se dispone en comederos automáticos de tipo corrido. En ambos
casos se dispone de un sistema elevador para adaptarse al crecimiento de los animales.
La explotación dispone de un abastecimiento de agua procedente del río Algars,
situado a 150 m de la parcela, que se almacena en un aljibe mediante un equipo de bombeo.
El consumo total estimado de agua se sitúa en 1500 m3/año.
Se realizará limpieza de las instalaciones ganaderas con equipos de agua a alta presión.
Este agua es eliminada por evaporación gracias a los sistemas de ventilación de las
instalaciones, no generándose aguas residuales industriales.
2.2. UBICACIÓN
La finca donde se ubica la actual explotación está situada en el término municipal de
Lledó, en la provincia de Teruel, a 2.400 m al Este del núcleo urbano, en la Partida "Raconal"
Polígono 3, parcela 152.
Ø Coordenadas UTM: 40° 58` 21,78" Norte y 0° 17´ 21,18" Este.
Ø Elevación: 403 metros sobre el nivel del mar.
Plano de situación
Actividad Granja
Municipio
de Lledó
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La parcela tiene una superficie de 14.292 m² y se encuentra situada a una
distancia de 100 m de la carretera de Lledó a Arens de Lledó, por la que se tiene acceso a la
finca.
El río Algars está a una distancia de 150 m, no habiendo en los alrededores ningún otro
tipo de aguas corrientes, así como tampoco industrias agroalimentarias ni de transformación
de alimentos.
Son sus linderos: Al Norte, camino; al Sur, carretera Lledó - Arens de Lledó; al Este,
parcela 158 perteneciente a Juan Ferrás; y al Oeste la parcela 151 de Bautista Roig.
Plano de emplazamiento
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3. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA
3.1. CÉLULAS Y PANELES FOTOVOLTAICOS
3.1.1. Funcionamiento
Las células fotoeléctricas son dispositivos basados en la acción de radiaciones
luminosas sobre ciertos materiales, normalmente metales. El efecto de esas radiaciones puede
ser de tres tipos:
Ø Efecto fotoemisivo o fotoexterno: Provoca un arranque de electrones con liberación de
los mismos.
Ø Efecto fotoconductivo o fotointerno: Modifica la conductividad eléctrica del material.
Ø Efecto fotovoltaico: Crea una fuerza electromotriz en el material.
Precisamente en este último apartado es donde se integran las células fotovoltaicas,
que generan un paso de corriente proporcional al flujo luminoso que reciben. Los materiales
usados para las células fotovoltaicas son los semiconductores, ya que la energía que liga a los
electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de los fotones que constituyen la
luz solar. Al incidir ésta sobre un semiconductor (normalmente silicio), sus fotones suministran
la cantidad de energía necesaria a los electrones de valencia como para que se rompan los
enlaces y queden libres para circular por el semiconductor.
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Al lugar dejado por la ausencia del electrón liberado se le llama hueco, y dispone de
carga eléctrica positiva. Estos huecos también se desplazan, ya que el electrón liberado es
susceptible de caer en un hueco próximo, produciendo entonces un movimiento de estos
huecos. Al hecho de que los electrones ocupen los huecos de otros electrones se le denomina
recombinación.
Estos electrones libres y estos huecos creados en los puntos donde hay luz, tienden a
difundirse hacia las zonas oscuras, con lo cual pierden su actividad. Sin embargo, al moverse
ambas partículas en el mismo sentido, no producen corriente eléctrica, y antes o después se
recombinan restableciendo el enlace roto. No obstante, si en algún lugar próximo a la región
donde estas parejas de electrones y huecos han sido creados se formara un campo eléctrico en
el interior del semiconductor, este campo separaría a los electrones de los huecos, haciendo
que cada uno circule en dirección opuesta y, por consiguiente, dando lugar a una corriente
eléctrica en el sentido del citado campo eléctrico.
Existen varias formas de crear un campo eléctrico de este tipo en el interior del
semiconductor, pero todas ellas están basadas en el concepto de potencial de contacto y la
afinidad que diferentes sólidos tienen por los electrones.
Dopado de semiconductor
En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue mediante la
unión de dos regiones de un cristal de silicio que han sido tratadas químicamente de modo
diverso.
Una de las dos regiones, la denominada n, ha sido dopada (impurificada) con fósforo.
El fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, de manera que la región
dopada con fósforo muestra una afinidad por los electrones menor que el silicio puro.
La otra región, denominada p, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres
electrones de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro tiene una
afinidad por los electrones superior al silicio puro. De esta manera, la unión p-n así formada
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presenta una diferencia de potencial Ve que hace que los electrones tengan menos energía en
la zona n que en la zona p.
Consecuentemente, un campo eléctrico dirigido de la zona n hacia la p tiende a enviar
los electrones hacia la zona n y los huecos hacia la zona p.
La constitución de una célula de silicio convencional parte de una barra cristalina de
silicio dopado con boro, que se corta en discos de un espesor 0.3 mm. Una de sus caras se
dopa fuertemente con fósforo, mediante difusión a alta temperatura en una atmósfera
gaseosa rica en el mismo, de forma que este elemento penetre en el silicio más concentrado
que el boro que éste contenía, hasta la profundidad aproximada de 0.3 micras. Encima de esta
capa se deposita una rejilla metálica conductora, y en la parte posterior una capa continua.
Ambas sirven para facilitar la toma de contactos eléctricos con las dos regiones.
Cuando inciden fotones sobre la capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen,
generándose entonces pares electrón-hueco.
Si esta generación se produce a una distancia de la unión menor que lo que se
denomina longitud de difusión, antes o después estos portadores serán separados por el
fuerte campo eléctrico que existe en la unión, moviéndose el electrón hacia la zona n y el
hueco hacia la p y dando lugar, por consiguiente, a una corriente desde la zona n a la zona p.
Campo eléctrico
Teniendo en cuenta lo anterior, para obtener un buen rendimiento en células solares,
estas deben estar constituidas por un material en el que la energía del enlace de sus
electrones de valencia no sea ni muy baja, ya que se perdería buena parte de la energía del
fotón, ni muy alta, pues entonces sólo los fotones más energéticos del espectro solar podrían
romper los enlaces. El silicio, con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro de galio, con
1.4 eV, tiene teóricamente mejores características pero es más caro. El sulfuro de cobre, con
1.2 eV, es un material prometedor.
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Efecto fotovoltaico
3.1.2. Tipos
a) Células de arseniuro de galio. Rendimiento cercano al 27% - 28%, tecnología poco
avanzada y costes elevados.
b) Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de azufre. Bajos rendimientos. Posible
alternativa de bajo coste en el futuro.
c) Células bifaciales. Células activas en sus dos caras. Rendimiento cercano al 30% pero
muy caras y complejidad en la instalación.
d) Células de silicio amorfo. Posee la ventaja de que su espesor llega a ser 50 veces más
fino que el equivalente en células de silicio monocristalino. Eficiencia en torno al
9%, pudiendo aumentar en las versiones multicapa. Costes muy económicos.
e) Células de silicio policristalino. Rendimiento de hasta el 14%. Posibilidad de producirlas
directamente en forma cuadrada, por lo que no es necesario el posterior
mecanizado.
f) Células de silicio monocristalino. Son las más empleadas en la actualidad. No olvidemos
que el silicio es el material más abundante en la Tierra después del oxígeno.
3.1.3. Parámetros de una célula solar
Ø Intensidad de cortocircuito (Ics): Es aquella que se produce a tensión cero.
Ø Tensión de circuito abierto (Cca): Representa la tensión máxima que puede dar una
célula.
Ø Potencia pico (Wp): Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula.
Ø Factor de forma (FF): Nos da la calidad de la célula. FF = (Ip · Vp) / (Ics · Wcc)
Ø Rendimiento (η): Cociente entre la potencia pico y la potencia de radiación incidente.
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Curva I-V de una célula solar
3.1.4. Conexión de paneles
Conexión en serie:
El polo positivo de un panel se conecta al negativo del siguiente. Así, al igual que en la
conexión de células, la corriente que pasa por un panel es la que pasa por todos mientras que
la tensión se suma.
La curva de un conjunto de paneles asociados en serie queda definida por la suma de la
tensión de circuito abierto de todos ellos y la corriente de cortocircuito del panel de menor
potencia.
Esquema y curva de conexión en serie
Conexión en paralelo:
Todos los polos de igual signo se conectan entre ellos. De esta forma todos los
módulos pasan a trabajar a la misma tensión y suman sus corrientes.
La curva característica de esta asociación queda definida por la suma de corrientes de
cortocircuito y la tensión de circuito abierto de menor potencia.
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Esquema y curva de conexión en paralelo
3.2. ACUMULADORES
Tipos de acumuladores
3.2.1. Conceptos generales
La misión principal del acumulador dentro de un sistema solar fotovoltaico consiste en
suministrar energía tal y como es demandada por la carga, independientemente de la
producción eléctrica del panel en ese preciso momento. Cumple, por otra parte, una misión de
fiabilidad, ya que también tiene la función de poder alimentar a la carga durante varios días,
cuando la producción del panel es baja debido a las condiciones meteorológicas adversas.
El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial
química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos electrodos sumergidos en un
electrolito donde se producen las reacciones químicas en los procesos de carga o descarga.
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La capacidad de un acumulador se mide en amperios-hora (Ah), para un determinado
tiempo de descarga, y se define como la cantidad de electricidad que puede obtenerse
durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado, siendo el producto de la
intensidad de descarga por el tiempo que ésta actúa.
Al acumulador que ha de ser usado para aplicaciones solares se le debe exigir el cumplimiento
de unas condiciones básicas, como son:
Ø Aceptar todas las corrientes de carga que suministre el panel solar
Ø Mantenimiento nulo o mínimo
Ø Fácil transporte e instalación
Ø Baja autodescarga
Ø Rendimiento elevado
Ø Larga vida
3.2.2. Tipos
Se encuentran diferentes tipos de baterías en el mercado, pero fundamentalmente se
pueden hacer dos grandes grupos: las de níquel-cadmio (Ni-Cd) y las de plomo-ácido. Las
primeras presentan unas cualidades excepcionales, pero debido a su elevado precio se usan
con menos frecuencia.
Tipos de baterías
Por el contrario, las baterías de plomo-ácido en sus diferentes versiones son las más
usadas para las aplicaciones solares, adaptándose a cualquier corriente de carga y teniendo un
precio razonable.
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Ventajas e inconvenientes de los tipos de baterías
En aquellas instalaciones en las que vamos a tener descargas profundas, elegiremos
baterías tubulares estacionarias, así como en las instalaciones en las que necesitemos una
capacidad elevada. Es el caso que se da en las instalaciones autónomas de viviendas.
Si la instalación solar es de pequeña dimensión, o de muy difícil mantenimiento,
deberemos elegir baterías de gel, vigilando que no se produzcan ciclos de descargas
profundos. Un ejemplo puede ser una instalación solar que alimenta un pequeño repetidor en
lo alto de un monte.
A la hora de elegir los acumuladores, es importante tener en cuenta el efecto de la
temperatura sobre los mismos. La capacidad aumenta a medida que sube la temperatura, y al
revés, disminuye cuando baja la temperatura del lugar donde se encuentra ubicado. Si
prevemos la posibilidad de que existan temperaturas por debajo de 0ºC en el lugar de la
instalación, deberemos elegir un acumulador de capacidad mayor que la calculada en el
dimensionado de la instalación, con el fin de que no haya problemas en su funcionamiento.
3.2.3. Carga del acumulador
Todas las baterías están compuestas por elementos de 2 V nominales y una capacidad
que dependerá del modelo y tipo de placas utilizadas. Después de su fabricación se venderán
comercialmente como elementos sueltos para interconexionar entre sí, o bien ya conectados y
presentados como un bloque, en tensiones de 12 ó 24 V normalmente.
Dado que todas las baterías sufren una autodescarga, necesitan una pequeña corriente
de mantenimiento para conservarlas completamente cargadas incluso cuando no están
trabajando. En la práctica esta corriente es suministrada por el panel, siendo el voltaje de
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alimentación de unos 0,2 V por encima del voltaje de circuito abierto del elemento
acumulador.
Un elemento que ha sido descargado puede llegar a un estado de plena carga con la
tensión mencionada anteriormente, pero tardaría bastante tiempo. Por lo tanto, para hacer
que una batería cargue más rápidamente se necesitará un voltaje de carga mayor, que oscilará
entre los 2,60 y 2,65 V/elemento, siendo el tiempo empleado función de la intensidad que se
le pueda proporcionar.
Se ha de tener en cuenta que, aproximadamente entre los 2,35 V y los 2,40 V, el
elemento acumulador empieza a gasificar. Este hecho no es demasiado perjudicial en las
baterías de placas tubulares (ya que, de lo contrario, podría estratificarse el electrolito y dañar
las placas), pero representa una pérdida de agua que debemos compensar realizando un
mantenimiento periódico.
También es cierto que no podemos permitir una sobrecarga fuerte en el acumulador,
ya que nos llevaría a una disminución de la vida útil del mismo, siendo por este motivo por el
que se usan diversos dispositivos que anulan o limitan la corriente de carga del panel
fotovoltaico, evitando así una sobrecarga en el acumulador. A estos dispositivos se les
denomina reguladores de carga.
3.2.4. Dimensionado
Dado que en la mayoría de las aplicaciones fotovoltaicas va a ser preciso la utilización
del acumulador, éste deberá cumplir unos requisitos básicos que aseguren el correcto
funcionamiento del sistema. Éstos son:
Ø Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación.
Ø Asegurar la estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los equipos que
alimenta el grupo solar.
Ø Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de radiación.
Fundamentalmente, existen dos tipos de acumuladores idóneos para aplicaciones
solares: los estacionarios de plomo-antimonio (Pb-Sb) y los de plomo-calcio (Pb-Ca). Los
primeros se encuadran dentro del tipo de ciclo profundo, por lo que deben ser usados en
aquellas aplicaciones en que la descarga pueda llegar a límites bajos de una forma obligatoria
y, en general, donde el ciclo diario supere el 15% de la capacidad de la batería. No obstante,
ofrecen un buen funcionamiento en todos los casos, presentan una vida elevada y en algunos
modelos se incorpora una gran reserva de electrolito que hace su mantenimiento menos
constante.
Otro tipo de acumulador solar es el constituido por una aleación en las placas de Pb-
Ca. Estos acumuladores presentan en algunos de sus modelos la ventaja de no tener
mantenimiento, hecho que es particularmente importante en aquellas instalaciones remotas o
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de difícil acceso. A diferencia de los estacionarios, que se presentan generalmente en
elementos de 2 V, los de Pb-Ca suelen construirse en tipo monobloc de 12 V y con unas
capacidades máximas de 150 Ah (a 100 h), lo que los hacen interesantes para pequeñas
instalaciones donde el ciclo de descarga diario no supere el 10% y, en emergencias, el 50%
como máximo.
Resumiendo, se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación se destine a
descargas profundas deben ser, sin lugar a dudas, del tipo estacionario, al igual que en
aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues si dispusiéramos una gran cantidad
de pequeñas baterías disminuiríamos excesivamente la fiabilidad del conjunto. Por el
contrario, si la instalación fotovoltaica es de pequeña dimensión o bien el mantenimiento es
muy difícil, no sólo en el coste sino en facilidades de acceso, la decisión se decantaría hacia las
baterías sin mantenimiento, cuidando siempre de que las descargas no sean excesivamente
profundas para evitar el envejecimiento prematuro del acumulador.
Los datos necesarios para un diseño adecuado del acumulador integrado en un sistema
fotovoltaico serían los siguientes:
Ø Tensión de funcionamiento.
Ø Descarga máxima al final de los días de autonomía.
Ø Temperatura media de funcionamiento.
Ø Temperatura mínima.
Ø Días consecutivos en los que se pueden producir bajas temperaturas.
Ø Tipo de regulador usado.
Ø Facilidad de acceso de montaje y mantenimiento del acumulador en el lugar de la
instalación.
3.3. REGULADORES DE CARGA
Reguladores de carga
3.3.1. Conceptos generales
Los módulos fotovoltaicos tienen una tensión nominal superior a la tensión nominal de
las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Esto se debe a dos causas:
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 18
Ø La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que
se puede producir debido al aumento de temperatura.
Ø La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que la
tensión máxima de batería, para poder cargada adecuadamente. pues para
alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 12 V nominales, necesitamos
una tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería).
La misión del regulador se centra, pues, en evitar que, debido a una sobrecarga
excesiva proporcionada por el panel, éste pueda en algún momento causar perjuicios al
acumulador, acortando la vida del mismo.
En definitiva, el regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del
acumulador a la vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el
mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías.
Esta misión es sumamente importante, ya que trabajamos con una fuente de energía
variable y estacional. Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante todos los días del
año. Si calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente deberemos tomar
como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento del sistema en la
peor época. Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, cuando llegue el verano, el valor de
la radiación pueda duplicarse, por lo que la producción sería el doble a la calculada para la
estación invernal y, por el contrario, el consumo sería el mismo.
De no existir un sistema regulador, se produciría un exceso de corriente que sería
capaz de hacer hervir el electrolito, con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo
acumulador, al no estar limitada la tensión.
Habitualmente, el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la
medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes
fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. Así, el circuito de control
del regulador de carga sabe cuándo éste debe empezar a actuar limitando la corriente
proporcionada por el grupo fotovoltaico.
Esquema sistema solar
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 19
3.3.2. Características para elegir un regulador de carga para fotovoltaica.
Ø Tensión nominal y tensión máxima admisible, la primera suele ser un múltiplo de
12V y la segunda suele estar entre un 1,25 y 1,5 veces la primera.
Ø Tensión máxima de carga del acumulador y mínima de recarga, destinadas a
asegurar la carga correcta del acumulador. La primera evita la sulfatación y la
segunda asegura la recarga (suele ser un 8-10% inferior a la nominal).
Ø Tensión de desconexión de la red de consumo, evita descargas profundas.
Ø Intensidad máxima de trabajo, como esta ha de ser mayor que la máxima que
pueda producir el generador, fija el número de reguladores necesarios.
Ø Pérdidas internas relacionadas con la caída interna de tensión, la cual no ha de
superar el 4% de la nominal.
Ø Autoconsumo, energía interna que necesita para su propio funcionamiento.
3.4. INVERSORES
Reguladores de carga
3.4.1. Función
Convertir la CC de la instalación fotovoltaica en CA para la alimentación de los
receptores que trabajan con CA (la mayoría).
Dispositivos electrónicos que convierten la corriente continua en alterna y permiten por tanto:
Ø Utilizar receptores de CA en instalaciones aisladas de la red.
Ø Conectar los sistemas FV a la red de distribución eléctrica.
Inversores de conmutación forzada o autoconmutados. Son para sistemas FV aislados.
Permiten generar CA mediante conmutación forzada, que se refiere a la apertura y cierre
forzados por el sistema de control. Pueden ser de salida escalonada (onda cuadrada) o de
modulación por anchura de pulsos (PWM), con los que se pueden conseguir salidas
prácticamente senoidales y por tanto con poco contenido de armónicos.
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Con los inversores tipo PWM se consiguen rendimientos por encima del 90%, incluso
con bajos niveles de carga.
3.4.2. Principio de funcionamiento
Se basan en el empleo de dispositivos electrónicos que actúan a modo de
interruptores permitiendo interrumpir las corrientes e invertir su polaridad.
3.4.3. Dimensionamiento
Las principales características vienen determinadas por la tensión de entrada del
inversor, que se debe adaptar a la del sistema, la potencia máxima que puede proporcionar la
forma de onda en la salida (sinusoidal pura o modificada, etc.), la frecuencia de trabajo y la
eficiencia, próxima al 85%.
La eficiencia de un inversor no es constante y depende del régimen de carga al que
esté sometido. Para regímenes de carga próximos a la potencia nominal, la eficiencia es mayor
que para regímenes de carga bajos.
3.4.4. Características para elegir un inversor para fotovoltaica
Ø Nivel máximo de tensión en cc (en V) que puede soportar.
Ø Nivel de tensión alterna (en V) y la frecuencia (en Hz) de la red sobre la que se
puede inyectar corriente.
Ø La potencia nominal (en VA) que puede llegar a convertir de cc a ca.
Ø El consumo en vacio que presenta el equipo cuando no se encuentra convirtiendo.
Ø La eficiencia que es la relación entre la potencia suministrada a la red y la
potencia consumida en cc en condiciones nominales de funcionamiento.
Ø Los tipos de corriente o conexión: monofásica o trifásica. Va normalmente
asociado al nivel de potencia. Por debajo de 10 KW son monofásicos y por arriba
de 10 KW son trifásicos.
3.5. OTROS EQUIPOS PARA USO EN LA INSTALACIÓN
3.5.1. Sistemas de medida y control
Son aquellos que nos dan una idea de las magnitudes eléctricas que rigen el sistema
fotovoltaico. En general, si sólo disponemos de módulo solar, regulador de carga y
acumulador, el sistema funcionará perfectamente, pero no podremos tener "noticia" de lo que
ocurre con él. Por el contrario, con tan sólo un amperímetro y un voltímetro, empezaremos a
hacemos una idea de a qué régimen carga el panel fotovoltaico, la tensión de la batería, la
corriente consumida por los diferentes equipos conexionados, etc. En definitiva, una
información de cómo se encuentra el sistema.
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Son muchos los equipos del mercado que incluyen estas funciones, pero en la mayoría
de los casos se encuentran incorporados al propio regulador.
Muchos de estos sistemas de medida llevan incorporada una alarma acústica, que nos
avisa en el caso de producirse una descarga importante, indicándonos con antelación de un
posible deterioro del subsistema de almacenamiento.
4. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA
4.1. ORIENTACIÓN DE LOS PANELES
Las dos naves existentes tienen una orientación longitudinal Norte-Sur por lo que la
inclinación de sus faldones (cubierta a dos aguas) corresponde a la orientación Este y Oeste.
Esta desviación del plano de captación solar respecto al Sur supone una reducción importante
de la energía que incidirá diariamente sobre los módulos fotovoltaicos.
El sistema constructivo de la cubierta es de paneles sándwich y placas onduladas de
fibrocemento, anclado sobre una estructura metálica. Esta subestructura y sus anclajes no
están calculados para soportar la sobrecarga de uso debido al peso de los paneles solares que
se produciría en caso de instalarlos sobre la cubierta. También habría que tener en cuenta los
posibles esfuerzos provocados por acciones de viento sobre los propios paneles. Todo ello nos
obliga a desestimar la opción de instalar los paneles sobre la cubierta.
Por ello, teniendo en cuenta la disponibilidad por parte del propietario de una
superficie de terreno sin uso determinado, nos hemos decantado por realizar el estudio de
este proyecto instalando los paneles en dicho terreno.
Esta determinación nos da libertad para escoger la mejor orientación, que es la que se
corresponde al Sur (azimut 0°).
Ubicación paneles solares
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4.2. INCLINACIÓN TEÓRICA DE LOS PANELES SOLARES
El ángulo de incidencia del rayo solar sobre la superficie captadora determina a su vez
la densidad de rayos solares que entrarán dentro de una superficie determinada. Una
superficie situada perpendicularmente a la trayectoria de la radiación solar recogerá más rayos
solares que otra superficie de la misma dimensión con una inclinación distinta.
Como el Sol tiene dos tipos de movimiento aparente sobre el horizonte, el recorrido
acimutal y el de altura, el ángulo de incidencia de los rayos solares sobre una superficie fija
varía constantemente a lo largo del día, y de un día a otro del año.
Para el caso de sistemas fotovoltaicos en los que los módulos solares están dispuestos
a una inclinación fija a lo largo de todo el año, como es el caso que nos ocupa, el criterio a
seguir para obtener una optimización global del sistema consiste en dar un grado de
inclinación tal que permita recibir la mayor cantidad de energía en el cómputo global del año.
La inclinación que deben tener los módulos fotovoltaicos siempre será en relación con
la latitud del lugar donde se instalen, para la parcela en cuestión situada en el municipio de
Lledó, provincia de Teruel, su latitud es de 40° Norte.
Para determinar la inclinación óptima utilizamos la siguiente fórmula:
βopt (º) = φ/3 + 20; lo que nos da un resultado de β= 33,3°
Esquema ángulo con respecto a la horizontal
Correcciones según época estacional de mayor necesidad de producción de energía
1. Si la insolación es en tiempo de invierno y queremos tener la mayor captación en los
paneles debemos agregar entre 5 y 10 grados más a la inclinación de acuerdo a la
latitud.
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2. Si se necesita es que en verano sea la mayor captación, se deben restar grados de la
latitud en la misma proporción. Esto se debe a la posición de recorrido del sol en las
diferentes épocas del año.
Resumiendo, la inclinación debe de ser de acuerdo a la latitud del lugar donde se
instale los módulos y agregar o disminuir grados dependiendo de la época del año.
4.3. RADIACIÓN INCIDENTE
Para realizar este cálculo se harán servir las tablas de radiación incidente calculadas
por el programa informático PVGIS para el lugar donde se encuentran las instalaciones y una
orientación determinada de 0 grados.
La tabla indica la radiación solar global interceptada por un plano en diversas
inclinaciones sobre la horizontal y orientadas a mediodía.
IRRADIANCIA (W·h/m2/día)
Mes Inclinación del panel con respecto a la horizontal del lugar
25° 30° 35° 40° 45° 50° 55° 60°
Enero 3.080 3.250 3.390 3.520 3.620 3.700 3.750 3.780
Febrero 4.250 4.430 4.580 4.700 4.780 4.840 4.870 4.860
Marzo 5.330 5.450 5.530 5.580 5.590 5.560 5.500 5.410
Abril 5.940 5.940 5.910 5.850 5.740 5.610 5.430 5.230
Mayo 6.370 6.280 6.150 5.990 5.790 5.560 5.300 5.010
Junio 7.030 6.880 6.680 6.450 6.190 5.890 5.560 5.190
Julio 7.390 7.250 7.060 6.840 6.570 6.280 5.930 5.560
Agosto 6.820 6.780 6.710 6.590 6.430 6.240 6.000 5.730
Septiembre 5.960 6.050 6.100 6.110 6.080 6.010 5.900 5.760
Octubre 4.590 4.740 4.870 4.960 5.020 5.050 5.050 5.010
Noviembre 3.390 3.570 3.710 3.840 3.940 4.010 4.060 4.080
Diciembre 3.050 3.220 3.370 3.510 3.610 3.700 3.760 3.790
Media 5.267 5.320 5.338 5.328 5.280 5.204 5.093 4.951
Tabla 1: Irradiancia media diaria
4.4. CÁLCULO DE SOMBRAS
Dada la situación de nuestra parcela, que se encuentra aislada de otros edificios y en
una zona despejada de árboles, no se ve afectada por sombras externas de ningún tipo.
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4.5. CARGAS ELÉCTRICAS A CUBIR Y ENERGÍA NECESARIA
4.5.1. Relación de potencia instalada
Como se ha descrito anteriormente, durante la explotación de la actividad se
diferencian dos épocas:
Ø Época de funcionamiento que comprende desde el mes de Febrero hasta Noviembre.
Ø Época de mantenimiento y limpieza que comprende los meses de Diciembre y Enero.
La instalación cuenta con un conjunto de motores que se describen a continuación. Se
ha realizado una tabla para cada uno de ellos, teniendo en cuenta su potencia de consumo y
la relación de horas durante las cuales cada uno funciona.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Bomba río 1 1 2,00 2 2 Encargadas de elevar agua del río, situado a
150 m al Norte de la instalación, hasta los
aljibes. Bomba río 2 1 2,50 1,5 3
Imágenes Uso
Durante todo el año, para el posterior uso
como agua de consumo para los animales,
trabajadores y riego del huerto.
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MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Suministro
agua
gallinas/gallos
1 0,5 1,92 7
Encargado de suministrar y distribuir el
agua almacenada en el aljibe hasta los
bebederos de la nave para el consumo de
los animales.
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja se
encuentra en funcionamiento.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Silo 1 2 0,75 0,32 7 Encargados del suministro de pienso
mediante tornillos sinfín hasta las tolvas de
almacenaje situadas dentro de la propia
granja.
Silo 2 1 1 0,57 7
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja se
encuentra en funcionamiento.
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MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Suministro
gallinas 1 4 0,55 0,64 7
Encargados del suministro de pienso desde
las tolvas mediante tornillos sinfín hasta los
distintos comederos.
Suministro
gallinas 2 3 1,1 0,64 7
Suministro
gallos 1 2 0,75 0,16 7
Suministro
gallos 2 2 0,75 0,16 7
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja se
encuentra en funcionamiento.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Transportador 1 1 0,55 0,64 7 Encargados de la recogida de los huevos y
transporte mediante cinta hasta final de
la nave. Transportador 2 1 0,55 0,64 7
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja
se encuentra en funcionamiento.
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MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Cinta 1 1 0,55 0,64 7 Encargados del transporte de los huevos
desde el final de la nave hasta el centro
de recogida. Cinta 2 1 0,55 0,64 7
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja
se encuentra en funcionamiento.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Maquina de
recogida 4 0,55 0,64 7
Encargada de recoger los huevos
procedentes de las cintas transportadoras y
clasificarlos para su posterior almacenaje.
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja se
encuentra en funcionamiento.
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MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Motores
ventana 5 0,5 - 7
Encargados de regular la altura de las
ventanas para la correcta ventilación
natural de las naves.
Imágenes Uso
Durante la temporada más cálida (6 meses
aproximadamente) en los cuales la granja
se encuentra en funcionamiento y
dependiendo de la temperatura del
exterior.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Ventiladores 4 1 6 7 Encargados de mantener unas condiciones
idóneas de confort para los animales.
Imágenes Uso
Durante los meses de junio-julio-agosto en
los cuales la granja se encuentra en
funcionamiento y el riesgo de muerte por
asfixia para las gallinas/gallos es elevado.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Bomba agua
panel 1 0,50 1,28 7
Encargados mantener las naves a una
humedad adecuada para el desarrollo del
proceso productivo. Ventilador panel 4 0,75 6 7
Imágenes Uso
Durante los meses de junio-julio-agosto
en los cuales la granja se encuentra en
funcionamiento y la excesiva sequedad
en el ambiente pueda producir bajas
inesperadas.
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MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Aparato AACC 1 1,25 6 7
Encargados de mantener unas condiciones
idóneas para el almacenaje de los huevos
hasta su traslado a empresa.
Imágenes Uso
Durante los meses en los cuales la granja se
encuentra en.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Estufa 1 1 4 - 7
Encargados mantener las
naves a una temperatura
adecuada para el desarrollo
del proceso productivo. Estufa 2 3 0,5 - 7
Imágenes Uso
Durante los meses de
febrero-marzo en los cuales
la granja se encuentra en
funcionamiento y el extremo
frío en el municipio pueda
producir bajas por falta de
calor en las naves.
MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo
Descripción h/día día/semana
Fluorescentes 1 26 0,02 - - Encargados de iluminar las
naves a una temperatura
adecuada para el desarrollo
del proceso productivo.
Fluorescentes 2 28 0,05 - -
Imágenes Uso
Durante época de
funcionamiento.
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Cuadro resumen energía consumida por horas en un día de julio
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4.5.2. Consumo teórico a partir de facturas
Aunque se ha descrito anteriormente la relación de motores y periodos de uso de los
mismos, con los cuales se puede calcular la energía consumida (Wh/día), hemos creído
oportuno, ya que disponemos del historia anual de facturas de la compañía eléctrica
suministradora en la que se especifica la energía real consumida, extraer los datos reales a
partir de éstas.
Así pues, partiendo de la relación de facturas aportadas por el cliente, se puede
proceder a evaluar el consumo mensual realizado durante todo el periodo del año 2013. Este
dato nos servirá posteriormente de base para calcular la potencia del sistema.
En la siguiente tabla se detallan dichos consumos, pudiendo apreciar que el mes de
enero el consumo es prácticamente nulo, esto es porque se trata de la época en que la granja
no está operativa y se aprovecha para realizar tan solo las tareas de mantenimiento y limpieza.
CONSUMO DE ENERGÍA REAL
Mes kW·h/mes Días del mes kW·h/día W·h/día Importe €
Enero 145,00 31 4,68 4.677 105,63
Febrero 1.000,70 28 35,74 35.739 232,15
Marzo 1.038,00 31 33,48 33.484 229,68
Abril 775,00 30 25,83 25.833 190,01
Mayo 862,00 31 27,81 27.806 211,9
Junio 704,00 30 23,47 23.467 183,75
Julio 2.084,00 31 67,23 67.226 441,16
Agosto 1.796,00 31 57,94 57.935 408,08
Septiembre 892,00 30 29,73 29.733 261,62
Octubre 848,00 31 27,35 27.355 247,96
Noviembre 1.162,00 30 38,73 38.733 321,22
Diciembre 840,00 31 27,10 27.097 212,43
TOTAL 12.146,70 365 33,28 33.278 3.045,59
Tabla 3: Relación de consumos mensuales
4.5.3. Cálculo del consumo energético real a producir por el sistema
A partir del consumo energético teórico ET (Wh/d), debemos calcular el consumo
energético real E (Wh/d), que será al que realmente tenga que hacer frente la instalación y en
el que incluiremos los múltiples factores de pérdidas que van a existir en la instalación
fotovoltaica. Por tanto tendremos que el consumo energético real será el consumo calculado
mayorado por un factor R de rendimiento global de la instalación.
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Para el cálculo de R consideraremos:
Siendo:
· Kb, coeficiente de perdidas por rendimiento del acumulador:
§ 0,05, en sistemas que no demanden descargas intensas.
§ 0,1, en sistemas con descargas profundas.
· Kc, coeficiente de perdidas en el convertidor:
§ 0,05, para convertidores senoidales puros, trabajando en régimen
optimo
§ 0,1, en otras condiciones de trabajo que no estén cerca del optimo.
· Kv, coeficiente de perdidas varias, que agrupa otras perdidas como el rendimiento
de la red, efecto Joule, etc.
§ 0,05-0,15, como valores de referencia.
· Ka, coeficiente de auto descarga diaria:
§ 0,002, para baterías de baja autodescarga, Ni-Cd.
§ 0,005, para baterías estacionarias de Pb-acido (que son las habituales)
§ 0,012, para baterías de alta autodescarga (automóviles)
· N, es el número de días de autonomía de la instalación, es decir, los días que la
instalación deba operar bajo una irradiación mínima (como los días nublados), en
los que va a consumir más energía de la que el sistema fotovoltaico va a ser capaz
de generar.
§ En nuestro caso, tomaremos 3 días a de autonomía.
· pd es la profundidad de descarga de las baterías, la cual no excederá del 80%
(referida a la capacidad nominal del acumulador), ya que la eficacia de este
decrece en gran medida con los ciclos carga-descarga muy profundos.
Así pues, tomaremos para el cálculo:
Kb = 0,1 ; Kc = 0,05 ; Kv = 0,1 ; Ka = 0,005 ; N = 3 ; Pd = 0,7
Obteniendo un factor de rendimiento de:
R = (1-0,1-0,05-0,1) * (1- (0,005*3/0,7)) = 0,7339
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 33
Por tanto el consumo energético real tomando como consumo teórico el del mes de mayor
consumo será:
Er = Et/R = 67.226 / 0,7339 = 91.601,03 W·h/día.
Así mismo, sobre la energía real aplicaremos un sobredimensionamiento del 5 % para
asegurar que en todo momento la instalación sea autosuficiente.
E=Er * 1,05 = 91.601,03 * 1,05 =96.177,07 W·h/día.
Por tanto nuestra instalación fotovoltaica deberá general aproximadamente 96
Kw·h/día en el mes de mayor consumo eléctrico que es el de Julio.
4.6. CÁLCULO DEL NÚMERO DE PANELES FOTOVOLTAICOS NECESARIOS
Para calcular el número de paneles fotovoltaicos tomaremos en cuenta los siguientes
datos para cada mes:
1. Irradiación media según la inclinación del panel, obtenida de la aplicación
informática PVGIS
2. Consumo medio diario real de energía
3. Temperatura media durante el día, obtenida de la Agencia Estatal de
Meteorología AEMET
4. Potencia pico del panel seleccionado (Wp)
1. La irradiación del mes la utilizamos para hallar las horas pico de sol (HPS), que se puede
definir como el número de horas en que disponemos de una hipotética irradiancia solar
constante de 1000 W/m2. Es una forma de contabilizar la energía recibida del sol
agrupándola en paquetes, siendo cada “paquete” de 1 hora y recibiendo 1000 w/m2.
2. El consumo medio diario real de energía nos determina la producción mínima del sistema.
3. La temperatura media durante el día es necesaria para calcular las pérdidas de potencia en
función de la temperatura ambiente. Para dicho cálculo hemos tomado de referencia el
coeficiente de temperatura de potencia máxima, indicado en la ficha técnica del panel
seleccionado.
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Coeficientes de pérdidas/ganancias Curva I/V en función de la temperatura
Con estos datos ya estamos en disposición de calcular el número de paneles.
En la gráfica que se presenta a continuación, se detallan dichos datos:
Tabla 4: Nº de paneles necesarios según mes
Nº de paneles = Energía real necesaria / Potencia del panel (Wp) · HPS
Según los resultados obtenidos en la tabla superior, el mes crítico en el cual se necesita
mayor número de paneles es Noviembre, por tanto:
Nº Paneles = 38.733 (Wh/día) / 227,1 Wp · 3,71 h = 66 paneles
En resumen, nuestra instalación contará con 66 paneles fotovoltaicos de la casa
comercial ATERSA, modelo A-250PGS, de 250 Wp de potencia máxima, capaz de producir la
energía necesaria en el mes más crítico correspondiente a noviembre y el mes de más
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demanda que se corresponde a julio, en el cual nuestra instalación, en condiciones óptimas,
será capaz de producir algo más de 96 KWh/día.
Ubicación paneles
Según el apartado 4.1 del documento, la orientación elegida para la colocación de
nuestros paneles será la Sur. Se ha optado por la configuración de una retícula de 3x22 paneles
apoyados sobre una subestructura metálica. Se creará de este modo una especie de
marquesina que servirá de zona para aparcar distintos vehículos usados en la explotación
ganadera.
Subestructura metálica
Alzado subestructura metálica
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Vista 3D de los paneles solares
Vista sombras generadas por los paneles solares
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4.7. DIMENSIONADO DEL REGULADOR
El regulador es el encargado de regular el flujo de electricidad desde los módulos
fotovoltaicos hasta las baterías (suministrándoles la tensión e intensidad adecuadas al estado
de carga en que estas se encuentren). Además, el regulador tiene la misión de mantener la
batería plenamente cargada sin que sufra sobrecargas que pudieran deteriorarla.
Las intensidades máximas de entrada y salida del regulador adecuado para cada
aplicación dependerán de la corriente de máxima que pueda producir el sistema de generación
fotovoltaico para la entrada y, la corriente máxima de las cargas para la salida.
Para tener en cuenta los posibles picos de irradiancia o los cambios de temperatura, es
recomendable que, a la hora de escoger el regulador, sea aquel con una corriente entre el 15 y
el 25% superior a la corriente de cortocircuito que le puede llegar del sistema de generación
fotovoltaico (Ientrada) o bien, de la que puede consumir la carga del sistema (Isalida). La elección
del regulador será aquel que soporte la mayor de las dos corrientes calculadas.
Para calcular la corriente de entrada al regulador hacemos el producto entre la
corriente de cortocircuito de un módulo y el número de las ramas en paralelo.
En este caso el panel escogido es el modelo A-250PGS, de la casa comercial ATERSA,
con potencia máxima 250 Wp, cuya Isc = 8,85A.
El regulador seleccionado es el modelo de la serie MPPT-80C de la casa comercial
ATERSA, cuya máxima intensidad de entrada es de 70 A y su rango de tensiones de 16-112 Vcc.
Aplicando la siguiente fórmula, obtenemos el número de paneles a instalar en paralelo.
70 A = Ientra = 1,25 x 8,85 x 6 = 66,37 A < 70 A --> Cumple
Se usa la corriente de cortocircuito para el cálculo de la corriente de entrada al
regulador porque será la máxima corriente que podría ser generada por el módulo fotovoltaico
y ha de ser esa la que tengamos en cuenta para evitar pérdidas de rendimiento. Fseg= 1,25 es
un factor de seguridad para evitar daños ocasionales al regulador.
Para el cálculo de la corriente de salida hemos de valorar la potencia de carga, la cual
podemos obtener de la tabla de consumos expuesta anteriormente. Utilizamos la siguiente
expresión para el cálculo de la misma:
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Siendo,
· Pins, potencia de las cargas instaladas.
· Rinv, rendimiento del inversor, en torno a 90-95%.
80 A = Isal = 1,25 x 3.000 x 0,95 / 48 = 74,21 A < 80 A --> Cumple
4.8. DISTRIBUCIÓN DE LOS PANELES
Como hemos visto en el punto anterior, nuestro sistema fotovoltaico estará
compuesto por 66 paneles distribuidos del siguiente modo según el regulador escogido.
Ø 3 bloques de 18 paneles cada uno conectados 3 en serie y 6 en paralelo.
Ø 1bloque de 12 paneles cada uno conectados 3 en serie y 4 en paralelo.
Con esta distribución logramos, además de ajustarnos a los rangos del regulador
seleccionado, prever que, en caso de avería o fallo de parte del sistema, éste siga funcionando
parcialmente.
Alzado paneles solares
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4.9. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN
Para determinar el dimensionado del sistema de acumulación, procedemos a realizar
un análisis del consumo mensual real, configurando los siguientes gráficos:
Tabla 5: Determinación Energía estimada de autonomía
Como se puede apreciar, observamos dos picos de consumo importantes en los meses
de julio y agosto debido a la puesta en marcha de los equipos de ventilación. Dichos picos
hacen que el cálculo del sistema de acumulación se sobredimensione considerablemente.
Teniendo en cuenta que en dichos meses la probabilidad de que el sistema tenga una
producción nula debido a condiciones meteorológicas adversas es muy baja, hemos optado
por instalar un sistema de acumulación para cubrir un consumo ligeramente superior a la
media mensual.
Para cubrir las posibles necesidades extras durante los tres meses que quedarían fuera
del volumen cubierto por el sistema de acumulación, se ha optado por la instalación de un
grupo electrógeno de apoyo, que cargará dichas baterías en caso de que el sistema
fotovoltaico no produzca la energía suficiente.
Elección de las baterías
Para la elección de las baterías, tenemos en cuenta los siguientes parámetros:
Ø Nº de días de autonomía (N) = 3
Ø Energía (Wh/día)
Ø Profundidad de descarga máxima estacional (PDmax, e) = 70%
Ø Profundidad de descarga máxima diaria (P Dmax, d) = 20%
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Dado que la distribución de los paneles se ha repartido en 4 bloques, la energía de
acumulación la repartiremos proporcionalmente del siguiente modo:
Ø Para los 3 bloques de 18 paneles, la energía acumulada será de 13.640 Wh/día.
Cn72 = 13.640 *3 / 48 = 852,5 Ah
La batería estacionaria seleccionada de 6 vasos de 2 V de 779 Ah ENERSOL T 880
Cn72=953 de la casa comercial TUDOR.
Ø Para el bloque de 12 paneles, la energía acumulada será de 9.080 Wh/día.
Cn72 = 9.080 *3 / 48 = 567,5 Ah
La batería estacionaria seleccionada de 6 vasos de 2 V de 668 Ah ENERSOL T 650
Cn72=668 de la casa comercial TUDOR.
4.10. DIMENSIONES DEL INVERSOR
Para el cálculo del inversor se ha tenido en cuenta la Pins a la cual se le ha aplicado un
coeficiente de seguridad del 20%. Por tanto, tenemos que:
Pinv = Pinst x 1,20 = 3.000 x 1,20 = 3.600 W
El inversor elegido es el TAURO de onda senoidal BC 5048 48Vcc/220Vca de 5.000W
con ventilación forzada de la casa comercial ATERSA.
Los inversores se encontrarán conectados en paralelo, uno será el maestro que
activará el resto (esclavos) en función de la potencia de consumo requerida. En el conexionado
en paralelo de los inversores, se utiliza el kit de Conexión en Paralelo de TAURO BC, donde se
centralizan todos los cableados de potencia y comunicaciones entre los inversores.
4.11. GRUPO ELECTRÓGENO
El grupo electrógeno servirá de apoyo para los meses con mayor consumo diario de
energía eléctrica (julio y agosto), en los cuales el sistema fotovoltaico trabaje a bajo
rendimiento ya que el volumen de autonomía de las baterías se ha calculado de acuerdo a la
media de consumo anual tal y como se ha descrito en la tabla 5.
En la siguiente tabla se muestran los periodos estimados en que el grupo electrógeno
se tendría que poner en marcha en caso de que, por razones meteorológicas, los paneles no
recibieran radiación solar.
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Tabla 6: *En rojo se han marcado los periodos de funcionamiento del grupo electrógeno
Se deduce pues que durante el mes de julio, en el caso de que hubiera tres días
consecutivos de irradiación nula en los paneles, el grupo debería aportar la energía requerida
por las instalaciones durante 36h. En el mes de agosto esta aportación sería la correspondiente
a 24h y en el mes de noviembre a 12h (suponiendo que este hecho se produzca una sola vez al
mes).
Por tanto, a efectos del estudio de viabilidad, según lo explicado en el párrafo anterior
supondremos que nuestro grupo funcionará 72h al año.
Teniendo en cuenta que el precio actual del gasoil es de 1,04 €/l y el consumo del
grupo seleccionado es de 2,8 l/h, estimamos un desembolso actualizado a 25 años con un
índice de incremento del 3% anual de 7.874 €.
Será el regulador el encargado de controlar la carga de las baterías, así como la
descarga y evitar cargas o descargas excesivas, será en ese preciso instante en el cual se
pondrá en marcha el grupo de apoyo, inyectando directamente a la red de consumo la
potencia demandada por la misma.
Se ha escogido un grupo electrógeno de la casa comercial TECNICS CARPI,
concretamente el modelo TECNICS YD12 con una potencia de 12kVA.
5. FICHAS TÉCNICAS
En el Anexo I se adjuntan las fichas técnicas de los distintos elementos de la instalación
fotovoltaica que se han mencionado en el apartado anterior.
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6. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA
A continuación analizamos, partiendo del presupuesto total de la instalación de
nuestro sistema y del coste de la energía eléctrica consumida, la viabilidad de este proyecto.
Por un lado obtenemos el presupuesto del suministro y montaje del sistema
fotovoltaico calculado, incluyendo la ejecución de la subestructura que soporta los paneles. A
continuación se detalla dicho presupuesto:
Tabla 7: Presupuesto de la instalación
*Precios facilitados por Atersa Valencia, Isabel (Dpto. Comercial)
En esta otra tabla podemos observar el porcentaje que representa cada partida sobre
la inversión total de la instalación así como la vida útil estimada de cada elemento.
Tabla 8: Presupuesto de la instalación con precios actualizados
*Precios actualizados con un índice de incremento del 3%
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 43
Finalmente para saber si la inversión es rentable calculamos el VAN de la operación
aplicando la siguiente fórmula:
Donde:
§ I es la inversión inicial para llevar a cabo el proyecto
§ R es el flujo de caja del primer periodo
§ i es la rentabilidad mínima que exigimos al proyecto
§ n es el número de periodos
§ g es el índice de incremento en el valor de cada periodo
Aplicando los datos de la instalación:
§ I = 80.163,26 € (presupuesto total)
§ R= 3.045,59 € (precio de la energía factura durante el año 2013)
§ R1= -300,00 € (gastos mensuales de mantenimiento)
§ i= 2% (valor actual del bono alemán a 10 años)
§ n= 25 años
§ g= 5% (Incremento anual estimado del coste de la energía)
Obteniendo como resultado un VAN positivo de 17.221,70 €, lo que significa que
nuestra inversión sería rentable.
A continuación, en la siguiente tabla analizamos la energía estimada producida cada
mes y la consumida, observando la diferencia entre ambos valores.
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ESTIMADA ANUAL CONSUMIDOS
Mes Días del mes HPS Pérdidas del
sistema
Potencia panel
(W) Total (KWh/mes) Total (KWh/mes)
Enero 31 3,52
0,73
230,65 1.219,10 145,00
Febrero 28 4,70 229,58 1.463,39 1.000,70
Marzo 31 5,58 226,46 1.897,42 1.038,00
Abril 30 5,85 224,20 1.905,87 775,00
Mayo 31 5,99 220,12 1.979,79 862,00
Junio 30 6,45 215,28 2.017,72 704,00
Julio 31 6,84 212,81 2.185,65 2.084,00
Agosto 31 6,59 212,81 2.105,76 1.796,00
Septiembre 30 6,11 216,89 1.925,67 892,00
Octubre 31 4,96 220,87 1.644,96 848,00
Noviembre 30 3,84 227,10 1.267,23 1.162,00
Diciembre 31 3,51 230,76 1.216,20 840,00
TOTAL 365,00 5,33
222,29 20.828,77 12.146,70
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 44
AÑOS VIDA ÚTIL
25
PRESUPUESTO TOTAL (incluido mantenimiento)
91.429
TOTAL KW VIDA ÚTIL
520.719 303.668
COSTE PRECIO MEDIO KWH
0,1756 0,3011
PRECIO MERCADO MEDIO ANUAL ACTUALIZADO AL 5% * 0,2981
Tabla 9: Presupuesto de la instalación con precios actualizados
Según los cálculos realizados en la tabla 9, si dividimos el presupuesto total de la
instalación entre la energía producida y consumida a lo largo de toda la vida útil de la
instalación (25 años), obtenemos el coste medio de la energía producida y de la energía
consumida por la instalación. También se ha calculado el precio medio de la energía del
mercado, considerando un índice de actualización del 5% y teniendo en cuenta sólo el coste de
la energía, sin incluir costes de potencia contratada, alquiler del contador, impuestos
eléctricos, etc., para que la comparación sea sólo a efectos de producción de energía.
Tampoco se ha tenido en cuenta tarifa de discriminación horaria.
7. CONCLUSIONES
El consumo de energía en la instalación agropecuaria, debido al tipo de actividad que
se desarrolla en ella, es muy heterogéneo. Pues según se ha mencionado en los apartados
anteriores, en los meses más cálidos la demanda es muy elevada debido al mayor número de
horas de funcionamiento de los ventiladores, mientras que en los meses que coinciden con el
periodo de limpieza y mantenimiento el consumo es mucho más bajo al no haber pollos en la
instalación.
Esta heterogeneidad en el consumo de energía hace que la instalación se tenga que
dimensionar para cubrir los meses de mayor demanda (aunque se utilice un grupo de apoyo) y
que durante los meses de menor demanda se esté produciendo más energía de la consumida.
En el caso de que la instalación se pudiera conectar a la red, la rentabilidad de la instalación
sería mucho mayor, ya que se sacaría rendimiento de ese excedente de energía. Además, en
tal caso, la inversión en el sistema de autonomía hubiera sido mucho menor (representa el
35% del presupuesto actual). No obstante, se podrían proponer otras alternativas para el
reaprovechamiento de la energía excedente, como por ejemplo utilizarla para los vehículos
agrícolas de la instalación.
Mencionar que, tal y como se ha especificado a lo largo del proyecto, los cálculos se
han realizado a partir de los consumos de las facturas eléctricas correspondientes al último
año. Para realizar un estudio más exhaustivo, hubiera sido conveniente utilizar los datos de
varias anualidades. Pues, además de que el consumo en esta actividad depende mucho de la
temperatura ambiente y solamente se ha tomado un año como referencia, en muchas
ocasiones los periodos de facturación varían, se realizan lecturas estimadas, etc. En el caso de
haber utilizado una muestra de facturas correspondiente a un periodo mayor, la repercusión
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 45
de estos factores en la variación del consumo hubiera sido menor y los datos mucho más
representativos.
Aunque la rentabilidad de la inversión es positiva, según lo mencionado en los párrafos
anteriores, creemos que actuando sobre algunos parámetros del diseño de la instalación, la
rentabilidad podría ser mayor. Por eso a continuación realizamos un estudio de optimización
del sistema.
Por último, destacar como principal ventaja que se trata de un proyecto sostenible ya
que se utiliza una fuente de energía renovable o inagotable que además no contamina el
medio ambiente pues, entre otras cosas, no emite ningún tipo de sustancia contaminante ni
genera residuos.
8. ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA
A fin de intentar optimizar la instalación para conseguir mayor rentabilidad podemos
trabajar sobre dos vertientes:
Ø Disminuir el número de paneles instalados.
Ø Reducir los días de autonomía de las baterías.
8.1. DISMINUCIÓN DEL NÚMERO DE PANELES INSTALADOS
Con el objetivo de optimizar la instalación mediante la disminución del número de
paneles, se ha realizado la siguiente gráfica: se ha representado en el eje de abscisas (x) el nº
de paneles eliminados y en el eje de ordenadas (y) €, tanto de ahorro por disminución del nº
de paneles como del coste del consumo de gasoil por horas de funcionamiento del grupo
electrógeno para sustituir la energía que produciría el nº de paneles eliminados.
Tabla 9: Disminución del número de paneles instalados
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 46
Se observa pues que el punto donde se cruzan las dos gráficas es prácticamente el nº
de paneles que resultan de aplicar el 5% de sobredimensionamiento por seguridad de nuestro
sistema.
Concluimos pues que ya en primera instancia el dimensionamiento de nuestro sistema
estaba optimizado en cuanto al desembolso económico de paneles.
8.2. REDUCCIÓN DE DÍAS DE AUTONOMÍA DE LAS BATERÍAS
8.2.1. Grupo conectado directamente a red (220 v) de la instalación
Con el objetivo de optimizar la instalación mediante la disminución del número de
baterías, lo cual conlleva una disminución de los días de autonomía, hemos realizado las
siguientes gráficas donde se aprecia en color rojo los periodos de funcionamiento del grupo
electrógeno, en que inyectará la potencia requerida directamente a la red, para cubrir la
autonomía estimada para 3 días en función de la energía acumulada en las baterías (3 y 2 días
respectivamente).
Se ha representado en color verde los periodos durante los cuales la energía es
aportada por las baterías.
Tabla 10: Autonomía batería 3 días
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 47
Tabla 11: Autonomía batería 2 días
Se detalla a continuación el ahorro económico en baterías que supone la disminución
del número de días de autonomía a cubrir por éstas.
Tabla 12: Comparativo presupuesto baterías
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 48
Se observa por tanto que la disminución de un día de autonomía supone un ahorro en
baterías de 11.204,18 € y de 14.564,48 € para el caso de 2 días de autonomía, siempre para
una acumulación de 50.000 Wh/día.
Esta disminución en autonomía debe ser cubierta por el grupo electrógeno en cada
uno de los casos. En la siguiente gráfica se detalla el coste de gasoil para 25 años por horas de
funcionamiento anuales de dicho grupo.
Se representa en el eje de abscisas (x) el tiempo, en horas, de funcionamiento del
grupo y en el eje de ordenadas (y) el coste, en €, del combustible (gasoil) para dichas horas de
funcionamiento, así como el ahorro en baterías para uno y dos días de autonomía.
Tabla 13: Coste gasoil grupo electrógeno
Podemos apreciar que para el caso de 2 días de autonomía, en el que se ha disminuido
1 día de acumulación con respecto al cálculo inicial, el límite de horas de funcionamiento de
nuestro grupo electrógeno para cubrir los 3 días previstos inicialmente debería ser, como
máximo, 105 horas aproximadamente, a partir de aquí dejaría de ser rentable.
Para el caso de 1 día de autonomía esto ocurre a partir de las 135 horas
aproximadamente.
Según se puede observar en la tabla 11, donde cada celda en rojo se corresponde con
12 horas de funcionamiento del grupo de apoyo, las horas totales anuales de funcionamiento
del grupo hasta alcanzar los 3 días previstos de autonomía serían de 228 horas. Recordemos
que este cálculo se ha realizado suponiendo condiciones meteorológicas adversas que
impidieran por completo la captación de energía por parte de los paneles durante 3 días
consecutivos una vez por mes.
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 49
Por tanto tenemos:
Ø Horas totales anuales estimadas de funcionamiento del grupo si se reduce la
autonomía de las baterías a 2 días: 228 h.
Ø Horas máximas de funcionamiento del grupo para que la reducción en coste de
baterías sea rentable, para 2 días de autonomía: 105 h.
Las horas estimadas de funcionamiento duplican a las máximas para que la
modificación de la autonomía del sistema sea rentable. Por tanto, según estos cálculos, no
resulta rentable reducir la autonomía del sistema porque el coste del combustible que se
utilizaría para conseguir la misma autonomía es un 50 % superior al ahorro por reducción en la
capacidad de las baterías.
8.2.2. Grupo conectado a las baterías
Otra opción sería conectar el grupo directamente a las baterías y que éste hiciera la
función de los panes fotovoltaicos para cuando éstos no funcionen por razones
meteorológicas. A continuación se representa en la tabla la cantidad de energía necesaria a
aportar por el grupo traducido a horas de funcionamiento:
Tabla 12: Grupo conectado a baterías
En este caso sí que podemos observar que sería más rentable está opción, ya que en
este caso el grupo trabajaría 59,68 h anuales, cuyo coste de gasoil actualizado a 25 años vista
ascendería a apenas 6.500 euros, cifra que está por debajo 11.204,18 euros que ahorramos
con las baterías.
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D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 50
9. BIBLIOGRAFÍA
Libros:
Ø Energía solar fotovoltaica, Francisco José Gimeno. Salvador Seguí (Universitat
Politècnica de València).
Ø Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red (IDAE).
Ø Apuntes de las asignatura de Tecnología Fotovoltaica y Fundamentos de Radiación
Solar del Máster en Eficiencia Energética y Sostenibilidad (Universitat Jaume I).
Páginas web:
Ø www.solarweb.net
Ø www.adrase.es
Ø www.fotovoltaicagm.es
Ø www.atersa.com
Ø www.sfe-solar.com
Aplicaciones informáticas:
Ø FV-Expert
Ø PVGIS
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10. ANEXO I: FICHAS TÉCNICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN
10.1. PANELES
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10.2. ACUMULADOR
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10.3. REGULADOR DE CARGA
SERIE MPPT
CONTROLADOR DE CARGA SOLAR
Manual de instalación y funcionamiento
ER-0979/1/97
MANUAL VER.1, 0809
IV
Características
l Integra tecnología de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), gestión de la carga
de la batería e información sobre el estado de carga.
l Potencia de salida continua sin reducción de potencia hasta 50 de temperatura ambiente.
l Incorpora un monitor de energía de la batería que realiza un seguimiento de la producción y el
consumo de potencia para calcular la energía restante en el estado de carga (SOC) de la batería
que se visualiza en porcentaje total, Ah, Wh y el historial de captura de energía de los últimos
90 días se almacena en el cargador solar.
l Soporta baterías húmedas de plomo-ácido (FLA), gel, malla de fibra de vidrio absorbente
(AGM) y LiFePO4; carga de 2/3/4 etapas con puntos de ajuste configurables para todos los
parámetros.
l Conexión de los módulos fotovoltaicos en serie hasta 112 V CC normal (140 V CC máx.) para
las series MPPT-50C y MPPT-80C.
l Fácil apilado de hasta 16 unidades en paralelo para altas corrientes.
l Carga precisa de baterías de 12V/ 24V/36V/48V con una fácil configuración y utilizando
cables de detección de tensión de la batería (BVS).
l Incorpora una función de compensación de temperatura para una carga completa y segura.
l El rectificador opcional con unidad de frenado para sistemas eólicos se necesita para controlar
y detener el controlador en situaciones de sobrecarga causadas por velocidades elevadas del
viento.
V
Especificaciones
Número de modelo MPPT-50C MPPT-80C
Corriente máxima de salida
(continua hasta 50 de
temperatura ambiente)
50 A 80 A
Tensiones de la batería 12, 24, 36, 48 V CC Normal
Corriente máxima de entrada
fotovoltaica 40 A 70 A
Rango de tensiones de
entrada
16~112 V CC Funcionamiento
140 V CC Máxima
Tensión de circuito abierto
Potencia máxima del
conjunto fotovoltaico
3.250 vatios
(máximo al ecualizar una batería de
48 V a 64 V a 50 A)
5.200 vatios
(máximo al ecualizar una batería de
48 V a 64 V a 80 A)
Modos de regulación de la
carga
Masiva, Absorción, Flotación, Ecualización automática/manual
Compensación de la
temperatura de la batería 5,0 mV por , por pila de 2 voltios
Conversión CC/CC
Capacidad
Batería de 12 V: 16~112 V CC
Batería de 24 V: 32~112 V CC
Batería de 36 V: 48~112 V CC
Batería de 48 V: 64~112 V CC
Estado de la pantalla
Incorpora una pantalla LCD de 2 líneas x 20 caracteres, con luz de fondo
La pantalla de estado LCD muestra la tensión y la corriente de entrada, la
tensión y la corriente de salida, el modo de carga y el SOC de la batería
Registro de datos Registra la energía capturada durante 90 días, la pantalla LCD muestra los
valores Wh, kWh, Ah
Monitor de energía La pantalla LCD muestra los valores SOC, Ah, Wh, y la corriente actual de
carga o descarga. Se requiere el uso de un shunt de 50 mV/ 500 A
Relés auxiliares Dos relés independientes con contactos desde A (SPST) para controlar los
dispositivos externos. El valor nominal del contacto es 3 A, 50 V CC
Temperatura de
funcionamiento Potencia de salida total a +50 de temperatura ambiente
Potencia en espera < 2 vatios
Dimensiones 267,6 x 196 x 147 mm 414,8 x 225 x 147 mm
Peso 4,3 kg 7,1 kg
VI
Dimensiones del MPPT-50C
Unidad: mm
Fig. 1
VII
Dimensiones del MPPT-80C
Unidad: mm
Fig. 2
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10.4. INVERSOR
ER-0979/1/97
TAURO BC
Referencia: MU-17-AF
Inversor Senoidal TAURO BC
MU-17-AE 11
INFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICA
MODELO 712 1512 824 1524 1524/V 2024/V 3024/V 848 1548 2548 2548/V 5048/V 4120/V
Especificaciones Eléctricas Potencia Nominal a 20ºC 700 VA 1500 VA 800 VA 1500 VA 1500 VA 2000 VA 3000 VA 800 VA 1500 VA 2500 VA 2500 VA 5000 VA 4000 VA
Tensión Nominal de Entrada 12 Vdc 24 Vdc 48 Vdc 120 VdcRango Tensión de Entrada (Vdc) 10-16 20-32 40-64 100-160Desconexión Automática Baja Tensión (Vdc) 10.8-11.6 21.9-23.2 43.8-46.4 108-116Potencia Pico de Arranque +300%Intensidad máxima de Pico de Arranque en DC 160 A 150 A 180 A 300 A 350 A 150 A 180 A 350 A 90 A
Forma de Onda Senoidal Pura Tensión Nominal de Salida 230 Vac o 110 Vac (según modelo) Rango Tensión de salida ± 7 % Frecuencia Nominal de Salida 50 Hz o 60Hz (según modelo) Rango Frecuencia de salida ± 0,1 Hz Distorsión Armónica Media < 4 % Rendimiento Máximo 93 % Potencia en Régimen Constante 450 VA 1400 VA 500 VA 900 VA 1350 VA 1800 VA 2800 VA 600 VA 900 VA 1100 VA 2300 VA 4200 VA 3800 VA
Opción de tensión de salida 110V y 60Hz Sí Sí Sí Sí No Sí Sí Sí Sí
Sensibilidad para Arranque Automático 9 W Consumo aprox. en Vacío a tensión nominal generando AC.
0.70 A 0,80 A 0.35 A 0.39 A 0.65 A 0.85 A 0.15 A 0.25 A 0.30 A 0.86 A 0.30 A
Consumo Medio en automático 70 mA 48 mA 60 mA 70 mA 32 mA 38 mA 90 mA 38 mA Consumo Mínimo en automático 47 mA 33 mA 33 mA 25 mA 25 mA 25 mA Sistema de Aislamiento Transformador toroidal según norma VDE-0550
Especificaciones FísicasFomato (ver página siguiente) A B A B A B Sistema de Refrigeración (por convección) Natural Forzada Natural Forzada Natural Forzada Rango de Temperatura de Trabajo -5 / +40 ºC Humedad Relativa Máxima (sin condensación) < 95%
Dimensiones aprox. (en mm.) 425x250x195 678x330x233 425x250x195 678x330x233 425x250x195 678x330x233 Peso (aprox.) 14 Kg 30 Kg 14 Kg 17 Kg 34 Kg 34 Kg 14 Kg 17 Kg 19 Kg 34 Kg 32 Kg Indice de protección IP20Material envolvente Chapa de Aluminio pintada con resina EPOXI en caliente Tornillería Acero Inox
Características a tensión nominal, a 20ºC de temperatura ambiente y a nivel del mar. Estos datos pueden estar sujetos a modificaciones sin previo aviso.
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10.5. GRUPO ELECTRÓGENO
ESPECIFICACIONES ESTANDAR DEL GENERADOR YD 12
CARACTERISTICAS GENERALES:
Motor TECNICS YD con protector de ventilador y partes rotantes Arranque, alternador, carga-baterías 12VDC Alternador principal MECC-ALTE Acoplamiento SAE motor-alternador Aisladores vibración entre motor chasis Chasis de acero laminado electro soldado Deposito registrable de acero Capacidad 8 horas al 75% carga Control BE-ONE o similar Incluye silenciador instalado de 10 dB(A) Relleno con aceite y anticongelante
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Modelo YD 12
Potencia en standby (KVA) 12
Potencia en standby (KW) 9,6
Factor de potencia 0,8
Frecuencia 50
Voltaje (V) 400 / 230
Dimensiones 1500x700x1500
Peso seco y rellenado 415 / 420
Capacidad del deposito 65
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Fabricante TECNICS YD
Modelo 385D
Número de cilindros 3
Forma En línea
Diámetro x carrera (mm) 85 / 90
Cilindrada (cc.) 1.532
Las especificaciones sujetas a cambio sin previo aviso
ESPECIFICACIONES ESTANDAR DEL GENERADOR YD 12
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Índice de compresión 22 : 1
Aspiración Natural
Control velocidad Mecánico
Arranque Eléctrico 12 VDC
Refrigeración Radiador con agua
Régimen 1.500 r.p.m.
Máxima potencia en kWm 11
Consumo por hora en litros al 100%
2,8
Tipo aceite lubricante API - CD
Capacidad en litros 5
Temperatura escape en ºC 540
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Modelo BTP3-1L/4
Regulación voltaje + 5%
Aislamiento clase H
Grado de protección IP23
Peso Kg 96
Factor influencia radio frecuencia THF< 2% TIF< 50
Excitación Brushless autoexcitado
Regulación voltaje + 1,5 %
Regulador tipo SR7
Las especificaciones sujetas a cambio sin previo aviso
CUADROS CONTROL
EQUIPO ESTANDAR –AUTOMATA B-ONE ( En grupos hasta 60 kVA)
Leds indicación de: Alarma de presión aceite con efecto paro
Alarma de temperatura con efecto de paro
Alarma de carga de baterías
Alarma de bajo nivel de gas-oil
Alarma de baja o alta velocidad
5 alarmas programables según otros criterios
Alarma exterior con efecto de paro
Pulsadores: Arranque, arranque automático y paro.
Auto: Encendido de funcionamiento automático
Start: Arranque manual del motor
Stop: Paro manual del motor
Display líquido: Con lectura de mensajes de error,
voltímetro, frecuencímetro, voltaje batería
cuenta-horas. Arranque automático por orden externa
EQUIPO ESTANDAR – AUTOMATA B-46( En grupos a partir de 60 kVA)
Las mismas características que el anterior, a las que se añade el control de la potencia mediante relé electrónico de sobrecargas, actuando mediante paro del motor, si la corriente oscila por encima del ajuste programado durante 6 segundos.
Todas las centrales enumeradas constan además de paro motor por alto y bajo voltaje y por sobre velocidad y baja velocidad instalados sobre el grupo
De requerirse con llave de accionamiento con las
mismas características, siendo su referencia B-24.
Fallo Tensión Red (FTR) Con mando conmutación.
Puede instalarse sin visualización y con visualización mediante pantalla LCD programable. Ambos cuadros constan de analizador red, mando de conmutación y orden de arranque al autómata del grupo, siendo normalmente instalado junto a la conmutación.
Fallo Tensión Red (FTR) con control motor y mando conmutación.
Montaje en el motor o en el cuadro de conmutación. Con autómatas independientes el cableado del motor al cuadro de conmutación es solo mediante dos hilos. En caso de autómata con todo integrado desde el cuadro del motor al de la conmutación se efectuará mediante 8 hilos.
MEDIDAS GRUPO
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Silueteado el conjunto motor alternador dentro de la cabina insonora