ESTUDIO DE VIABILIDAD

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2 ÍNDICE GENERAL DEL 1. MEMORIA 2. ANEJOS A LA MEMORIA ANEJO 1: EL RECURSO SOLAR. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ANEJO 2: CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO ANEJO 3: ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVA ANEJO 4: ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS ANEJO 5: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL ANEJO 6: SELECCIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA ADECUADA 3. PLANOS Mª Ángeles Ruiz Moreno

3 1. MEMORIA

4 Memoria ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 2. OBJETIVO Y ALCANCE 3. ESTRUCTURA DEL 4. MARCO LEGAL 5. EL RECURSO SOLAR. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 6. MEDIO FÍSICO Y SOCIOECONÓMICO 7. ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS 8. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS 9. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL 10. SELECCIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA ADECUADA Mª Ángeles Ruiz Moreno 2

5 Memoria 1. INTRODUCCIÓN 2. OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO Hoy en día, la vida no se concibe sin un uso continuo de energías, ya sea para aspectos de la actividad cotidiana, transporte, iluminación, climatización, etc. En la actualidad, la cantidad de energía usada per cápita está sufriendo un rápido crecimiento y las previsiones indican que este aumento se mantendrá en los próximos años. Si a esto se le une el aumento de la población previsto para los próximos años, nos encontramos con un incremento significativo y constante del consumo energético mundial por año haciéndose necesario el uso de una planificación sostenible que asegure la disponibilidad energética durante los próximos años. Como es conocido, un alto porcentaje de esta demanda de energía es cubierta mediante combustibles fósiles de los cuales se disponen cantidades limitadas por lo que se hace imprescindible el planteamiento de nuevas formas de energía ilimitadas y que se renueven de forma natural para solucionar el problema energético a medio y largo plazo ante un eventual agotamiento de dichos combustibles fósiles. A partir de esta necesidad surgen las energías renovables o alternativas. Se conciben como la llave de un futuro energético más limpio, eficaz, seguro y autónomo en el que se satisfacen las necesidades de hoy sin comprometer el mañana. Además, pueden solucionar muchos de los problemas ambientales, como el cambio climático, los residuos radiactivos, las lluvias ácidas y la contaminación atmosférica ya que su contaminación es prácticamente nula y evitan emisiones de CO 2 entre otros gases. Desde el punto de vista regional, el uso de energías renovables conlleva una disminución de la compra de energía al exterior reduciéndose el déficit comercial. En este contexto, la energía solar fotovoltaica ha protagonizado en la última década una progresión importante debido al desarrollo de la tecnología asociado a la reducción de costes de equipos y de mantenimiento y principalmente, gracias al interés mostrado por las diferentes administraciones en distintos países, en forma de políticas de apoyo en forma de ayudas y subvenciones. En estos últimos años, estas políticas de apoyo se han vuelto ligeramente retroactivas (se han aprobado normas para la reducción de las primas por producción de energía solar fotovoltaica o eliminando las deducciones medioambientales o ayudas) siendo una actitud en contra de los Planes de Energías Renovables de manera que habrá que ajustarse a los intervalos marcados por dichas modificaciones, ajustar mejor el precio de venta de equipos, reducir el coste de las operaciones de instalación, invertir en I+D+i mejorando así sus componentes y su fabricación, etc., para que esta energía sea competitiva con las fuentes de energía convencionales y vuelvan a ser viables. En 2011, la Agencia Internacional de la Energía se expresó en los siguientes términos: "el desarrollo de tecnologías solares limpias, baratas e inagotables supondrá un enorme beneficio a largo plazo. Aumentará la seguridad energética de los países mediante el uso de una fuente de energía local, inagotable y, aun más importante, independiente de importaciones, aumentará la sostenibilidad, reducirá la contaminación, disminuirá los costes de la mitigación del cambio climático, y evitará la subida excesiva de los precios de los combustibles fósiles. Estas ventajas son globales. De esta manera, los costes para su incentivo y desarrollo deben ser considerados inversiones; deben ser realizadas de forma sabia y deben ser ampliamente difundidas". A día de hoy, la energía solar fotovoltaica es la fuente más versátil y social ya que permite satisfacer las necesidades energéticas de aquellos que no disponen de red eléctrica (mediante sistemas fotovoltaicos autónomos) o bien permite generar energía para su posterior venta a la red eléctrica (mediante sistemas conectados a la red), contribuyendo tanto al desarrollo de zonas rurales aisladas como a aplicaciones, tecnológicamente, más complejas. Por consiguiente, el presente proyecto de viabilidad tiene por objeto llevar a cabo un prediseño de implantación de distintas tecnologías de sistemas fotovoltaicos conectados a red en un terreno situado en el municipio de Pinos Puente, en la provincia de Granada, con el fin último de generar energía eléctrica en alta tensión para su venta a la compañía eléctrica distribuidora de la zona a partir del aprovechamiento de una fuente de energía limpia y renovable acogiéndose principalmente a la siguiente normativa: Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Resolución de 31 de Mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Por tanto, en el presente estudio pretende definir y dimensionar los elementos necesarios de producción, de regulación y control, de medición y de protecciones eléctricas, para la construcción de dicha planta solar fotovoltaica de conexión a red. Para ello se han tenido en cuenta dos alternativas de diseño con objeto de alcanzar el dimensionado óptimo de la instalación fotovoltaica, atendiendo no sólo a los criterios económicos, sino también a necesidades energéticas y medioambientales. El alcance de este proyecto es apoyar la diversificación energética y la producción de energía de forma respetuosa con el medio ambiente construyendo una instalación fotovoltaica que se enmarque dentro de las actuaciones previstas en el marco de la estrategia del Plan de Energías Renovables , cuyo objetivo para 2020 es alcanzar los MW de potencia instalada, que se corresponderán con GWh de generación eléctrica bruta. 3. ESTRUCTURA DEL En primer lugar, se realizará una introducción a la energía solar profundizando en la energía solar fotovoltaica conectada a red que es el caso que nos ocupa, explicando brevemente cuales son los principios necesarios para su generación y definiendo los elementos que pueden componer un generador fotovoltaico conectado a red incluyendo además el coste, la vida útil o el mantenimiento de dicho campo generador. Por otro lado, en este bloque se comentará también la evolución del sector fotovoltaico a nivel nacional y se enumerarán los trámites y pasos a seguir desde el diseño hasta la puesta en marcha de una instalación fotovoltaica. Mª Ángeles Ruiz Moreno 3

6 Memoria En segundo lugar, se procederá a hacer un estudio físico y socioeconómico de los terrenos en los que se va a ubicar la instalación y las características atmosféricas existentes en la zona definiendo así los datos y los condicionantes de partida a considerar. En tercer lugar, se realizará un análisis de cada una de las alternativas consideradas, incluyéndose el cálculo más relevante y el diseño de la obra civil necesaria para su correcto funcionamiento. Estas alternativas serán, para las mismas consideraciones atmosféricas y la misma extensión de terreno, una instalación con estructura fija y otra con seguidores solares a dos ejes. Por último, se realizarán una serie de estudios, tanto económicos como ambientales, que garanticen la viabilidad económica y la sostenibilidad medioambiental y energética de cada una de las alternativas anteriores. Comparándolas se finalizará con la elección de una de ellas para su posterior proyecto de construcción. 4. MARCO LEGAL Este proyecto de viabilidad se ha definido de acuerdo a las normas y reglamentos vigentes de aplicación para estas instalaciones, en particular las siguientes: 4.1. RESPECTO A CONSIDERACIONES ELÉCTRICAS Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Reglamento de Centrales Generadoras de Energía Eléctrica. Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (Decreto 842/2002, de 2 de Agosto) e Instrucciones Técnicas Complementarias. Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en estaciones eléctricas, instituciones o centros (12 de Noviembre de 1982). Reglamento de transporte, distribución, comercialización, suministro y autorización de instalaciones de energía eléctrica (RCL 1998/3048). Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. Real Decreto 661/2007 de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1699/2011, de 29 de Septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red establecidas por el IDAE en su apartado destinado a Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica (PCT C. Octubre 2002). Norma UNE-EN 62466: Sistemas fotovoltaicos conectados a red. Requisitos mínimos de documentación, puesta en marcha e inspección de un sistema. Normas C.T.N.E. aplicables a esta instalación. Normas Autonómicas y Provinciales para este tipo de instalaciones. Normas Municipales para este tipo de instalaciones RESPECTO A OBRA CIVIL Plan de Ordenación Urbanística del municipio de Pinos Puente Reglamento Electrotécnico de Alta Tensión (Real Decreto 223/2008 del 15 de febrero) sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09. Real Decreto 9/2008, del 11 de enero, por el que se modifica el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, aprobado por el Real Decreto 849/1986, de 11 de abril. Ley 25/1988 del 29 de Julio de Carreteras del Estado y Ley 8/2001 del 12 de Julio de Carreteras de Andalucía. Ley 3/1995 de Vías Pecuarias y su Reglamento 155/1998. Norma sismoresistente española NCSE 02, del 11 de octubre del Mª Ángeles Ruiz Moreno 4

7 Memoria 5. EL RECURSO SOLAR. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA La energía solar es la energía obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación electromagnética procedente del Sol. Se puede incluir dentro de las llamadas energías renovables. También se le puede considerar una fuente limpia de energía, pues su nivel de contaminación es muy bajo o nulo. La energía solar fotovoltaica, temática con la que se desarrolla este proyecto final de carrera, consiste en la obtención de electricidad directamente a partir de la radiación solar mediante un dispositivo semiconductor denominado célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un sustrato llamada célula solar de película fina. Aunque existen tres tipos de radiación (directa, difusa y de albedo) sólo es aprovechable sus componentes directa y difusa. La radiación directa es la que más importancia tiene en las aplicaciones fotovoltaicas. Actualmente, en el mercado existen diversos tipos de células solares que dan lugar a los distintos tipos de módulos o paneles: módulos monocristalinos, policristalinos,amofos..., cuya principales diferencias es la forma con la que cristaliza el silicio y las imperfecciones que posea. Gracias al avance de estas tecnologías, están apareciendo células fabricadas con otros materiales como son los de arseniuro de galio o el diseleniuro de cobre en indio que dan mejores rendimientos. Debido a que los valores de voltaje de la célula son muy bajos para el común de las aplicaciones eléctricas, sobre los 0,5 V de tensión de operación normal en células de silicio, estas se suelen asociar en series de 33, 36 ó 72 células y en paralelo formando una estructura rígida llamada panel fotovoltaico VENTAJAS E INCONVENIENTES La energía solar fotovoltaica es una de las fuentes más prometedoras de las energías renovables en el mundo. Comparada con las fuentes no renovables, sus ventajas son claras: Emplea un recurso energético inagotable a escalas de tiempo no geológico. Este hecho es básico en su desarrollo y diferenciador respecto a la elevada limitación geográfica de los recursos energéticos convencionales. Es una energía de libre disposición porque se puede utilizar de forma gratuita. La transformación fotovoltaica es no contaminante, no genera residuos y además no consume agua. Permite un aprovechamiento de espacios vacíos en lo que hay una buena radiación solar, necesita escaso mantenimiento y su vida útil está en torno a los años. Permite la generación eléctrica próxima al consumo, reduciendo la saturación de las redes y disminuyendo las pérdidas y el coste de las líneas de transporte. Es modular, permite un amplio rango de potencias, apta para una gran variedad de aplicaciones y lugares, incluidas zonas de difícil acceso y escasa concentración de población, donde otras tecnologías no tiene opción. Su proceso completo, desde la fabricación hasta la instalación y el mantenimiento puede implicar niveles de cualificación profesional muy diferentes favoreciendo la creación de empleo rural. Según esto, puede tener efectos tangibles en el desarrollo regional contribuyendo a una mayor cohesión económica y social. Tiene un corto tiempo de implementación. A pesar de sus grandes ventajas, la tecnología fotovoltaica presenta inconvenientes que deben exponerse con el objetivo de buscar mejoras: Los inconvenientes no son tanto el origen la materia prima de donde se extrae el silicio, que consiste en arena común muy abundante en la naturaleza sino en la técnica de construcción y fabricación de los módulos fotovoltaicos que es compleja y cara. La ocupación de espacio por cada kwh generado es elevada, si bien sus múltiples opciones de ubicación reducen la importancia de este hecho. Así mismo, se desarrollan equipos que permiten concentrar la luz solar, aumentando así la densidad energética recibida por el dispositivo fotovoltaico. La radiación solar es una fuente variable y aleatoria, por tanto, de difícil predicción y está muy vinculada a factores climáticos y de contaminación atmosférica. Asimismo, es una fuente intermitente, lo que obliga a la inclusión de fuentes generadoras de apoyo o sistemas de almacenamiento. Es una tecnología cara que requiere una elevada inversión inicial aunque, una vez instalados, los equipos fotovoltaicos tienen unos tiempos de vida largos en donde se recupera dicha inversión. Su uso está restringido a espacios en los que la radiación solar sea adecuada y que no se produzca un alto impacto ambiental por la presencia de la planta El SECTOR FOTOVOLTAICO Los estados, entre los que se incluye España, han realizado políticas de desarrollo para estas energías mediante legislación, planes y programas que fomentan la implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, cuya finalidad es reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a los combustibles fósiles, contribuyendo a la mejora medioambiental. En España esta tecnología fue en auge hasta tal punto que en el año 2008 España se convirtió en el primer mercado fotovoltaico del mundo, con más de MW instalados, superando a Alemania, tradicional líder internacional en implantación de la energía solar. Sin embargo, el crecimiento no se producía de un modo sostenible, la demanda de equipos colapsó el mercado internacional e hizo subir los precios. Esto junto con la desconfianza generada por las el continuo cambio de la normativa y la mala situación financiera en la que se sumerge el país (no se consigue el capital necesario para su ejecución), ha supuesto un gran freno al desarrollo de la energía fotovoltaica y ha agravado la crisis del sector renovable iniciada en el año Mª Ángeles Ruiz Moreno 5

8 Memoria Por tanto, ante esta situación las empresas del sector fotovoltaico nacional están intensificando la salida hacia otros mercados exteriores para desarrollar su actividad, ya que la situación en España no se corresponde con lo que sucede más allá de nuestras fronteras. Las perspectivas de futuro según la Asociación Europea de la Industria Solar Fotovoltaica (EPIA) para España hasta el año 2016 anuncian que el sector seguirá creciendo aunque este crecimiento dependerá de las políticas que lleve a cabo el Estado para su fomento o su moderación CLASIFICACIÓN DE LAS INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS CONECTADOS A RED Los sistemas conectados a red no tienen sistema de acumulación ya que la energía producida durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica. Tienen como objetivo fundamental generar energía eléctrica, e inyectarla en su totalidad a la red eléctrica de distribución. Estas instalaciones se suelen ubicar en tejados, estructuras fotovoltaicas en edificios, o a modo de grandes centrales de generación fotovoltaica como son los denominados huertos solares. El esquema general de la instalación se presenta en la siguiente figura. Un sistema fotovoltaico es el conjunto de componentes mecánicos, eléctricos y electrónicos que concurren para captar la energía solar disponible y transformarla en energía eléctrica. Estos sistemas independientemente de su utilización y del tamaño de potencia, se pueden clasificar en tres grandes grupos: AISLADOS Las instalaciones fotovoltaicas aisladas son, como su propio nombre indica, sistemas que no están conectados a la red eléctrica. Este sistema está compuesto, generalmente, por paneles solares, acumuladores a base de baterías, reguladores de carga e inversores como se muestra en la figura siguiente que esquematiza además el funcionamiento de esta instalación. Figura: Esquema general de instalación conectada a red (Fuente: Elaboración propia) La duración de una instalación fotovoltaica depende de los componentes que la forman. Si ésta está bien diseñada y se realiza el mantenimiento adecuado, en España, los módulos fotovoltaicos pueden tener una vida útil de hasta 40 años. Normalmente se considera la vida útil de unos años. La experiencia ha demostrado que estos componentes en realidad nunca dejan de generar electricidad, aunque con el paso del tiempo las células fotovoltaicas reducen su rendimiento energético. El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red es mínimo, y de carácter preventivo. Para los sistemas con seguidores este mantenimiento no es tan simple ya que incluye revisarlas partes móviles sometidas a desgaste, cambio de piezas y lubricación. Figura: Esquema general de una instalación fotovoltaica aislada Dos aspectos a tener en cuenta son, por un lado, asegurar que ningún obstáculo haga sombra sobre los módulos; y por el otro, mantener limpios los módulos fotovoltaicos, concretamente las caras expuestas al sol. Normalmente la lluvia ya se encarga de hacerlo, pero es importante asegurarlo. Por último mencionar que respecto a los costes, los sistemas fotovoltaicos requieren una importante inversión de capital inicial, como se podrá comprobar más adelante. Mª Ángeles Ruiz Moreno 6

9 Memoria HÍBRIDOS Los sistemas combinados son instalaciones con otro tipo de generación de energía eléctrica a fin de tener mayores garantías de disponer de electricidad. Su número es notablemente inferior a las anteriores y en ellas se complementa una instalación fotovoltaica aislada con otro tipo de recurso energético como pueden ser los grupos electrógenos o aerogeneradores. En el anejo número 1 se desarrolla muy ampliamente lo comentado en este epígrafe haciendo más hincapié en los elementos y características fundamentales de los sistemas conectador a red. 6. CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO El municipio de Pinos Puente se encuentra situado al NW de la provincia de Granada siendo uno de los términos municipales más grandes que componen la comarca de la Vega de Granada. La carretera nacional N-432 constituye el principal acceso al núcleo urbano. Como accesos significativos también podemos mencionar la carretera provincial GR-213. La zona en la que se desarrolla este proyecto se localiza geológicamente en borde NW de la de depresión de Granada, dentro de la penillanura del río Cubillas. Geología El término de Pinos Puente es producto de la actuación de dos fases tectónicas sucesivas: 1. Orogénesis alpina del subbético medio meridional: Se encuentra localizado al sureste de la zona, en Sierra Elvira, y rodeado por materiales de la Depresión de Granada. 2. Fase de tectónica cuaternaria: se detectan subsidencias y elevaciones generalizadas en toda la Depresión de Granada formadas por la existencia de fallas tectónicas en sus bordes. Si bien la primera fase fue decisiva al ser responsable de la formación de la depresión y sus bordes delimitando un área de subsidencia entre los bloques elevados (el conjunto de las Béticas, así como la presencia en el borde norte de la llanura de Sierra Elvira, eslabón de las montañas Béticas que emerge dentro del área deprimida como una isla) será la fase cuaternaria la que actué más directamente en nuestra zona produciéndose acumulación en el fondo y arrasamiento en los bordes acompañadas por la continua movilidad de los bloques hundidos y levantados. Composición del suelo Gran parte del término municipal de Pinos Puente comprende territorios de suelos muy fértiles debido a su situación dentro de la Vega de Granada. En la parte norte del municipio que es la que nos ocupa, el perfil edafológico del suelo cambia encontrándose suelos más margoarenoso y con un escaso contenido en materia orgánica en los suelos cultivados. En esta zona, los suelos son de color pardo-claro (existencia de limos) o pardo-rojizo (existencia de arcillas), con textura arenos, ph ligeramente ácido y consistentes. Hidrología El término de Pinos Puente está recorrido en su sector más meridional por el río Genil, cauce principal que recorre toda la Vega y por el Cubillas y Velillos que aparecen por el noroeste del municipio hasta desembocar en el primero. La hidrología de la zona se completa con el acuífero detrítico existente en el subsuelo de la llanura aluvial. Su existencia se debe a la potente masa detrítica acumulada en el fondo de la depresión de Granada, de unos trescientos metros de espesor, apoyada directamente sobre las margas impermeables del Mioceno y Pliocuaternario. Climatología La climatología de la zona de proyecto se puede definir como un clima mediterráneo continentalizado. El régimen térmico se rige por un fuerte contraste estacional entre un verano largo y caluroso, un invierno frío y no excesivamente amplio frente a la irrelevancia de la primavera y otoño. El volumen anual pluviométrico es de 357 mm ( produciéndose la mayoría de las precipitaciones en los meses de invierno) y aproximadamente con una humedad relativa anual del 59 %. En este municipio, la escasez de vientos fuertes atenuados por las barreras montañosas tienen dirección dominante es la Noroeste (NW) y en muchos casos son sustituidos por brisas de montaña o valles locales. Por último y no menos importante, la irradiación solar de Wh/m 2 y la turbidez atmosférica medida de 3,1 por lo que se considera una atmósfera limpia. Estos parámetros son fundamentales para el diseño de este tipo de instalaciones. Usos del suelo Los principales usos del suelo en el término municipal de Pinos Puente son el agrícola, el ganadero y el urbanístico e industrial, siendo los dos primeros de mayor relevancia y al mismo tiempo presentando una mayor incidencia sobre la conservación del propio recurso edáfico y sobre la estructura de los sistemas ecológicos. Dentro del uso agrícola del suelo se pueden distinguir los siguientes tipos de uso: - Cultivos herbáceos - Mosaico de cultivos - Olivares Mª Ángeles Ruiz Moreno 7

10 Memoria Flora y fauna La vegetación autóctona perviviente asociada a zonas forestales es residual y microparcelada, estando representada fundamentalmente por el encinar mediterráneo. 7. ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS La instalación solar fotovoltaica en estudio se va a situar en el municipio de Pinos Puente, en la provincia de Granada, como ya se ha mencionado con anterioridad, en una parcela de titularidad privada. Los terrenos destinados para el cultivo se encuentran cultivados en general tanto por cultivos de regadío como de secano. Respecto a la fauna, la reducción de los hábitats que desencadenan una ausencia de cobertura vegetal especialmente densa debido a la acción antrópica del hombre condiciona una mayor abundancia especies de pequeño tamaño de reptiles, mamíferos, aves, anfibios e insectos. Socioeconomía El núcleo de Pinos Puente es uno de los de mayor población de toda la Vega de Granada, sin embargo, si bien está aumentando su población en los últimos años, es un crecimiento lento y no se prevé un cambio brusco para un futuro próximo o lejano de mantenerse las actuales expectativas. En cuanto a población activa se refiere, vemos como el porcentaje de esta se sitúa en el 41,3% de la población, dando unos porcentajes de paro dentro de la misma del orden del 52,2% del total de activos. A continuación se muestra un gráfico sectorial con las actividades económicas presentes en el municipio de Pinos Puente: Construcción ; 8,20% Servicios; 31,10% Industria; 15,90% Agricultura; 43,60% Energia y agua; 1,10% Gráfico: gráfico sectorial de los sectores presentes en el municipio En el anejo número 2 se desarrolla más ampliamente la caracterización del entorno donde se pretende emplazar dicho proyecto. Figura: Localización parque fotovoltaico Los datos catastrales de la parcela son los siguientes: Referencia catastral: 18161A SY Localización: Polígono 7 Parcela 15 TOMILLARES. PINOS PUENTE (GRANADA) Clase: Rústico Coeficiente de participación: 100% Uso: Agrario Superficie: m 2 Utilizando SIGPAC se ha identificado sus coordenadas UTM siendo: Huso: 30 X: m Y: m Algunos de los motivos fundamentales por los que se ha escogido esta ubicación son: Mª Ángeles Ruiz Moreno 8

11 Memoria Su orografía casi horizontal en el eje Norte-Sur y con una ligera pendiente ascendente favorable La proximidad de red eléctrica para su conexión a red La existencia de accesos siendo el principal la carretera GR La no existencia montañas ni edificaciones en el entorno próximo que pudieran producir sombras o dificultar la explotación de la misma Las alternativas consideradas para este estudio de viabilidad han sido, por un lado, una instalación de módulos fotovoltaicos montados sobre una estructura fija y por otro lado una instalación sobre seguidores de dos ejes, los cuáles cambian su ángulo de orientación a lo largo del día para ajustar su posición al movimiento solar. El procedimiento de estudio a grandes rasgos ha sido como primer paso calcular el número de paneles conocida el área efectiva de la parcela, el tipo de módulo fotovoltaico, la distancia mínima entre filas de paneles o entre seguidores solares (según haya sido la alternativa estudiada) y las diferentes pérdidas. Una vez obtenido el número de paneles y poseyendo los datos locales de irradiación solar, se ha hallado la potencia generada y la producción estimada anual del parque solar. A continuación se recogen los resultados obtenidos para cada una de las alternativas consideradas en la siguiente tabla: Paneles Inversor ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 IBC Solar Polysol 230 LS Sunny Central 800MV Sunny Central 1000 MV Estructura soporte Schletter FS 2V ADES 8F22 Distancia entre estructuras 4,2 m 29 m Potencia generada 1,6 MWh 1 MWh Serie Interconexión Paralelo Performance Ratio 79,5 % 79 % Producción energética 2.961,4 MWh MWh 8. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS Para el análisis económico las alternativas se han calculado los ingresos producidos por la venta de la energía a la compañía eléctrica, los costes tanto de inversión inicial como explotación, el capital de amortización y la estructura de la inversión. Con ello se ha obteniendo finalmente la rentabilidad económica de cada una de las alternativas. A continuación se resumen los resultados obtenidos: Para la instalación fija: Ingresos: ,445 euros (IPC del 2% cada año) Inversión inicial: ,00 euros Financiación del 85 % del presupuesto ( ,800 euros) con un tipo de interés del 3,5% y un año de carencia. Gastos totales para la vida útil de la planta solar: euros Rentabilidad: VAN Para la instalación con seguidores: Ingresos: ,433 euros ,392 euros TIR 8,4 % Inversión inicial: ,01 euros Financiación del 80 % del presupuesto ( ,008 euros) con un tipo de interés del 3,5% y un año de carencia. Gastos totales para la vida útil de la planta solar: euros Rentabilidad: VAN ,402 euros TIR 5,9 % En el anejo número 3 redactado en este estudio se recogen todos los cálculos y consideraciones realizadas para llegar a estos resultados. En el anejo número 4 se expone con más detenimiento todo lo comentado en este apartado yse detallan todos los cálculos realizados para cada una de las alternativas. Mª Ángeles Ruiz Moreno 9

12 Memoria 9. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL 10. SELECCIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA Se ha realizado un estudio de análisis ambiental para cada una de las alternativas consideradas para así hacer una comparativa de cual ellas es la que presenta mayor impacto sobre el medio en el que se va a emplazar. Para ello se han descrito el medio acogiéndose a aspectos del medio físico, del medio biológico, del medio socioeconómico y del medio perceptual. Con ello se ha definido los factores del medio más susceptibles a impacto y se ha valorado dicha afección para cada una de las alternativas tanto en la fase de ejecución de las obras como en la fase de explotación. Una vez finalizada esta valoración, los resultados obtenidos son: IMPACTO PESO ALTERNATIVA 1 ALTERATIVA 2 Puntos Valor Puntos Valor Suelo Contaminación acústica Contaminación atmosférica Flora y fauna Paisaje Residuos Medio socioeconómico TOTAL Una vez desarrollados los aspectos más relevantes a la hora de diseñar cada una de las dos alternativas de este proyecto, como han sido su producción energética, rendimiento, rentabilidad e impacto ambiental, se ha procedido a escoger aquella que resulte más ventajosa mediante el método del análisis multicriterio. Con el fin de comparar homogéneamente las distintas variables numéricas que intervienen en el Índice de Pertinencia Global, se ha asignado un valor homogéneo a cada una de las citadas variables. Los resultados de este método han concluido que la alternativa más rentable es la de una instalación conectada a red con estructura soporte fija por lo que será la que se realizará en el proyecto constructivo. Valores homogeneizados Índices de Pertinencia Temáticos Peso ALT 1 AL 2 ALT 1 AL 2 Producción 0,3 0,597 0,457 0,179 0,137 Rentabilidad 0,3 0,629 0,371 0,189 0,111 Impacto ambiental 0,4 0,564 0,436 0,226 0,174 Índice de Pertinencia Global 0,593 0,423 Tabla: Índice de Pertinencia Global Por último se han enumerado posibles medidas correctoras o preventivas para evitar o disminuir dichos impactos así como un programa de vigilancia ambiental En el anejo número 5 se redacta dicho estudio de impacto ambiental. Granada, junio de 2013 El alumno autor del Proyecto: Fdo.: Mª Ángeles Ruiz Moreno Mª Ángeles Ruiz Moreno 10

13 2. ANEJOS A LA MEMORIA

14 ÍNDICE ANEJO 1: EL RECURSO SOLAR. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ANEJO 2: CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO ANEJO 3: ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVA ANEJO 4: ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS ANEJO 5: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL ANEJO 6: SELECCIÓN FINAL DE LA ALTERNATIVA ADECUADA Mª Ángeles Ruiz Moreno

15 ANEJO 1: EL RECURSO SOLAR. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

16 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN 2. RADIACIÓN SOLAR 3. POSICIÓN SOLAR 4. CONVERSIÓN DE LA ENERGÍA SOLAR 4.1. EL EFECTO FOTOELÉCTRICO 4.2. LA CÉLULA FOTOVOLTAICA 4.3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 5. VENTAJAS E INCONVENIENTES 6. EL SECTOR FOTOVOLTAICO 7. CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS 8. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED 8.1. ELEMENTOS 8.2. VIDA ÚTIL 8.3. SEGURIDAD 8.4. MANTENIMIENTO 8.5. COSTES 9. TRÁMITES BUROCRÁTICOS Mª Ángeles Ruiz Moreno 2

17 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. 1. INTRODUCCIÓN 2. RADIACIÓN SOLAR La energía solar es la energía obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación electromagnética procedente del Sol. Es una de las llamadas energías renovables, incluidas en el grupo de energías no contaminantes, también conocidas como energías limpias o verdes. A la superficie terrestre sólo llega aproximadamente 1/3 de la energía total interceptada por la atmósfera, y de ella el 70 % cae al mar. Aun así, es varios miles de veces el consumo energético mundial. En la actualidad, el calor y la luz del Sol puede aprovecharse por medio de captadores como células fotovoltaicas, helióstatos o colectores térmicos, que pueden transformarla en energía eléctrica o térmica. Según la conversión de la radiación solar, esta energía se puede clasificar en: Energía solar fotovoltaica: Consiste en la obtención de electricidad directamente a partir de la radiación solar mediante un dispositivo semiconductor denominado célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un sustrato llamada célula solar de película fina. Energía solar térmica: Convierte la radiación solar en calor que es transferida a un medio para generar trabajo. Por ejemplo, este calor se usa para calentar edificios, agua, mover turbinas para generar electricidad, secar granos o destruir desechos peligrosos. España tiene un alto grado de irradiación en comparación con algunos países europeos. Por ello, la fuente de energía solar más desarrollada es la fotovoltaica que, gracias a los avances tecnológicos, la sofisticación y la economía de escala, su coste se ha reducido de forma constante desde que se fabricaron las primeras células solares comerciales, aumentando a su vez la eficiencia. Otras tecnologías solares, como la energía solar termoeléctrica también está reduciendo sus costes de forma considerable. Las diferentes tecnologías solares se clasifican en pasivas o activas en función de la forma en que capturan, convierten y distribuyen la energía solar: Las tecnologías activas incluyen el uso de paneles fotovoltaicos y colectores térmicos para recolectar la energía. Entre las técnicas pasivas, se encuentran diferentes técnicas enmarcadas en la arquitectura bioclimática: la orientación de los edificios al Sol, la selección de materiales con una masa térmica favorable o que tengan propiedades para la dispersión de luz, así como el diseño de espacios mediante ventilación natural. El Sol es una estrella que en cuyo interior tiene lugar una serie de reacciones de fusión termonuclear que producen una pérdida de masa que se transforma en una gran energía. Esta energía liberada se transmite al exterior en forma de ondas electromagnéticas mediante la denominada radiación solar. El espectro electromagnético de la radiación solar en la superficie terrestre está ocupado principalmente por luz visible y rangos de infrarrojos con una pequeña parte de radiación ultravioleta. La media de la radiación solar es la irradiancia, que es la radiación que incide en un instante sobre una superficie determinada. Se re presenta mediante I, y se mide en W/m2. La radiación solar total (a lo largo de todas las longitudes de onda) recogida fuera de la atmósfera que llega a una unidad de superficie expuesta perpendicularmente a los rayos del Sol es una constante y recibe el nombre de constante solar extraterrestre o constante solar (su valor medio es de 1353 W/m 2 ) aunque este parámetro varía ± 3% a causa de la elipticidad de la órbita terrestre. El valor máximo de irradiacia medido sobre la superficie terrestre es aproximadamente 1000 W/m 2 considerando condiciones óptimas de radiación. Otra magnitud a tener en cuenta es la irradiación, H, que es la radiación incidente sobre una superficie determinada en un periodo de tiempo. Se mide en Wh/m 2 o en J/m 2. tierra: Se distinguen tres componentes de la radiación solar en función de cómo inciden los rayos en la Directa: Es la recibida desde el Sol sin que se desvíe en su paso por la atmósfera por fenómenos de reflexiones o refracciones intermedias. Difusa: Es la que sufre cambios en su dirección principalmente debidos a la reflexión, refracción y difusión solar en la atmósfera, las nubes o el resto de elementos atmosféricos de la bóveda terrestre. Albedo: Es la radiación directa y difusa que se recibe por reflexión en el suelo u otras superficies próximas. Figura: Tipos de radiación solar Mª Ángeles Ruiz Moreno 3

18 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. La radiación es aprovechable en sus componentes directa y difusa, o en la suma de ambas, ya que pueden reflejarse o concentrase. La radiación directa es la que más importancia tiene en las aplicaciones fotovoltaicas. Las proporciones de radiación directa, difusa y albedo que recibe una superficie dependen de: Condiciones meteorológicas: en un día nublado la radiación es prácticamente difusa, mientras que en uno soleado es directa. Inclinación de la superficie respecto el plano horizontal: una superficie horizontal recibe la máxima radiación difusa y la mínima reflejada. Presencia de superficies reflectantes: las superficies claras son las más reflectantes por lo que la radiación reflejada aumenta en invierno por el efecto de la nieve y disminuye en verano por efecto de la absorción de la hierba o del terreno. 3. POSICIÓN SOLAR De acuerdo a lo mencionado en el epígrafe anterior, un diseño adecuado de cualquiera de estas instalaciones solares pasa por predecir la energía disponible en un determinado lugar y en un determinado momento. Para que eso sea posible se necesita conocer qué relaciones existen entre la posición del Sol y de la Tierra y cómo influyen en la radiación que esta recibe cada día debido a que la trayectoria del Sol no es fija sino que va cambiando a lo largo de las horas diarias y conforme pasan las estaciones del año. ángulos: La posición relativa del Sol respecto a un punto de la superficie terrestre queda definida por dos Azimut solar: ángulo formado entre el Norte Magnético y la proyección horizontal de la línea que une el sol y el punto (ψ s ). Altitud o altura solar: ángulo entre la línea que une el Sol y el punto y su proyección horizontal (γ s ). Para poder efectuar el diseño de una instalación fotovoltaica, conocer el nivel de radiación en la zona de ubicación es fundamental ya que a mayor valor, mayor producción de energía generará la planta. Este dato suele ser consultado en tablas o imágenes las cuales son actualizadas y elaboradas cada cierto intervalo de tiempo: Figura: Coordenadas horizontales solares Figura: Mapa de zonificación en función de la radiación solar global sobre superficie horizontal (Fuente INM) Por lo tanto, la posición del Sol en el cielo será función de la situación del punto de la Tierra en estudio (latitud), de la época del año (que vendrá indicada por la declinación solar, ángulo entre el ecuador terrestre y el plano orbital Sol-Tierra) y el momento del día (que se mide con el ángulo horario, ω, siendo cero en el momento del medio día local y aumenta o disminuye 15º por cada hora que queda para llegar al él o que pase de este momento). Mª Ángeles Ruiz Moreno 4

19 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. 4. CONVERSIÓN DE LA ENERGÍA SOLAR 4.1. EL EFECTO FOTOELÉCTRICO El efecto fotoeléctrico es un fenómeno físico que consiste en la transformación de la radiación luminosa en energía a las diferentes longitudes de onda del espectro solar. Una vez es absorbido, la energía del fotón se transfiere a un electrón del átomo de la célula. Con esta nueva energía, el electrón es capaz de liberarse de su posición normal asociada a un átomo para formar parte de una corriente.la falta de este electrón en su posición se denomina hueco, y puede considerarse como una carga positiva del mismo valor que el electrón. Así pues, la incidencia de fotones sobre el material puede generar pares electrón-hueco que, en principio se mueven de forma caótica. Para que los movimientos de electrones y huecos sean los adecuados, se necesita un campo eléctrico que reconduzca las cargas negativas y positivas en sentidos opuestos. Esto permite la formación de dos regiones de carga eléctrica neta opuesta, con un diferencial de voltaje entre ellas determinado: dicho material es iluminado, los fotones de luz incidentes con energía igual o superior a la energía de enlace del material son capaces de generar pares electrón-hueco en su interior. Desafortunadamente, no todos los fotones de energía que inciden sobre la célula generan pares electrón-hueco. Tampoco todos los pares generados llegan a formar parte de la corriente externa, ya que una parte de ellos se re combinan, con el electrón volviendo a quedar enlazado a un átomo, liberando energía no aprovechable en forma de calor LA CELULA SOLAR Como hemos dicho, la célula solar se considera el dispositivo básico para el aprovechamiento del efecto fotovoltaico. Es un dispositivo electrónico no lineal basado en un modelo de enlace covalente y de bandas de energía, con uniones p-n donde la región iluminada es la zona n, permitiendo obtener energía eléctrica en forma de corriente continua. En una de ellas el material semiconductor está impurificado (dopado) con átomos con más electrones en su última órbita. Es una región con un exceso de electrones, llamada de tipo n. La otra región se dopa con átomos de menor número de electrones exteriores. Así pues, se forma una región con exceso de huecos o portadores positivos, o región de tipo p. Figura: Estructura interna de una célula fotovoltaica Actualmente, en el mercado existen diversos tipos de células que dan lugar a los distintos tipos de módulos o paneles: De silicio monocristalino: Figura: Proceso de funcionamiento de una célula fotovoltaica La unión de dos semiconductores de diferente dopado (n y p) permite la aparición del campo eléctrico necesario. Los materiales en los que tienen lugar estos procesos son los llamados semiconductores. Estos materiales requieren la aportación una cierta cantidad de energía para que un electrón se desligue de su átomo y salte a la llamada Banda de Conducción, pudiendo entonces moverse libremente. Esta energía necesaria, llamada energía de enlace o anchura de la banda prohibida, depende del tipo de material. Si Están formadas principalmente a partir de un único tipo de cristal de silicio que es fundido y, al enfriarse, se solidifica formando una red cristalina homogénea casi con muy pocas imperfecciones dotando al material una buena conducción eléctrica. Estas células son generalmente de color azul oscuro brillante y es el que proporciona mayor eficiencia en la conversión eléctrica (~ 17% de rendimiento). El inconveniente de este material es que el proceso de cristalización es largo y costoso. Mª Ángeles Ruiz Moreno 5

20 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. De silicio policristalino: Son muy similares a las anteriores pero en éstas, el silicio de partida está formado por un conglomerante de estructuras cristalinas. El proceso de cristalización no es tan cuidadoso solidificando ahora de forma heterogénea. Debido a esto, disminuye su conductividad eléctrica y su rendimiento baja hasta el 14%. No obstante, como se reduce el tiempo y el coste de fabricación, son más baratas. Por las características físicas del silicio cristalizado, los paneles fabricados siguiendo esta tecnología presentan un grosor considerable. Mediante el empleo del silicio con otra estructura o de otros materiales semiconductores es posible conseguir paneles más finos y versátiles que permiten incluso en algún caso su adaptación a superficies irregulares. Son los denominados paneles de lámina delgada. Así pues, los tipos de paneles de lámina delgada son: diseño en forma de malla (en diversas formas posibles) que optimice la generación y extracción de corriente. Para el contacto posterior no iluminado, no existen estas restricciones, siendo el único objetivo la mejor extracción de la corriente, por lo que el contacto ocupa toda la superficie. Una célula solar se puede modelar a través de su circuito equivalente, que tiene en cuenta los efectos de generación (I L ) y de recombinación (I D ), además de las pérdidas resistivas en la extracción de corriente (R S ) y efectos menores de fugas de corriente, representados por una resistencia paralelo, (R P ). De silicio amorfo: Es una estructura cristalina no definida que contiene muchos defectos tanto de estructura como de enlaces (gran cantidad de huecos), lo que provoca una disminución considerable en la eficiencia del material. Para contrarrestar esta baja eficiencia, se le añaden átomos de hidrógeno con el fin de facilitar el movimiento de los electrones cubriendo esos huecos libres que posee defectuosamente el silicio amorfo. Con este material se fabrican láminas flexibles que pueden ser muy útiles en muchas aplicaciones pero su rendimiento no supera el 10%. Módulos de otros materiales: Para reducir los costos de producción y salir de la posible escasez de silicio se están desarrollando células solares fabricadas con otros materiales. Los módulos de mayor rendimiento son los de arseniuro de galio (25 %), aunque también se están comercializando los de telurio de cadmio (16%) y diseleniuro de cobre en indio (17%).Existen también los llamados paneles Tándem que combinan dos tipos de materiales semiconductores distintos alcanzándose redimiendo del 35%. Figura: Circuito equivalente de una célula fotovoltaica Como puede apreciarse en la figura, al conectar una célula solar iluminada a una carga eléctrica externa, se produce una diferencia de potencial en los extremos de la carga, circulando corriente por ella. Esta corriente circulante es la resultante de los dos efectos opuestos antes mencionados: generación y recombinación. El comportamiento de una célula solar variará principalmente por efectos de temperatura e irradiancia que influirán directamente en su rendimiento. En las siguientes imágenes se ve cómo afectan estos dos parámetros a las curvas características: En las células de silicio, que son las más habituales, la región de carga neta negativa, tipo n, se logra mediante el dopado con fósforo, que tiene con 5 electrones en su última órbita. La región de carga neta positiva se forma dopando la red de silicio con átomos de boro, con3 electrones en su capa de valencia. La unión p-n se logra difundiendo una capa de fósforo (0,2-0,5 µm) en una oblea de silicio toda ella previamente impurificada con boro. El voltaje creado se sitúa alrededor de los 0,5-0,6 V. Para poder extraer la corriente es necesario disponer en ambas caras de los contactos metálicos adecuados, si bien su diseño es completamente diferente: En la cara iluminada (región n) deben contemplarse dos aspectos. Por una parte, la extracción de corriente de toda la superficie de la célula debe realizarse con la mayor eficacia posible, esto es, con pérdidas resistivas reducidas lo que conduciría a conectores de amplio grosor (este factor se modela a través de la denominada resistencia serie de la célula).al mismo tiempo, los contactos metálicos deben dejar al descubierto una gran parte de la superficie para permitir el paso de la mayor cantidad de luz. Así pues, al contemplar ambos factores contrapuestos, resulta un Gráfica: Dependencia de las curvas I-V de una célula solar con la irradiancia solar (Fuente Agencia Andaluza de la Energía) Mª Ángeles Ruiz Moreno 6

21 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica EL PANEL FOTOVOLTAICO Debido a que los valores de voltaje de la célula son muy bajos para el común de las aplicaciones eléctricas, sobre los 0,5 V de tensión de operación normal en células de silicio, estas se suelen asociar en series de 33, 36 ó 72 células. Estas asociaciones pueden ser en serie (string) o en paralelo. Cuando las células se asocian en serie, circula la misma corriente a través de ellas, y la tensión resultante es la suma de los voltajes de cada una; cuando se conectan varias agrupaciones de células en paralelo se incrementan las corrientes generadas para cada valor de tensión. Gráfica: Dependencia de las curvas I-V de una célula solar con la temperatura. (Fuente Agencia Andaluza de la Energía) Las asociaciones serie-paralelo de células se acompañan con la estructura soporte adecuada, dotando de rigidez y protección al conjunto, evitando la entrada de humedad e impurezas y permitiendo su conexionado eléctrico exterior. Esta unidad recibe el nombre de panel, módulo o placa solar fotovoltaica. Las células solares asociadas entre sí quedan recubiertas por una sustancia encapsularte (EVA, etileno-vinilo-acetato), impermeable al agua, que las protege. En la cara frontal del panel se dispone un vidrio tratado para reducir al mínimo la reflexión de la luz y, a la vez, soportar las condiciones ambientales extremas. En la parte posterior, las células se disponen sobre una superficie soporte, normalmente en plástico opaco blanco, para evitar su calentamiento. En la parte trasera del panel se sitúa la caja de conexión con los terminales positivo y negativo (la corriente generada por los paneles es corriente continua), para conectar a las cargas o a otros paneles y configurar un generador fotovoltaico de mayores dimensiones. Gráfica: Variación de la curva característica P-V de una célula solar con la irradiancia solar. (Fuente Agencia Andaluza de la Energía) La potencia eléctrica final de nuestros módulos dependerá de su área activa, del número de células y por supuesto de las condiciones de irradiancia y temperatura a las que el módulo se encuentre expuesto. Gráfica: Variación de la curva característica P-V de una célula solar con la temperatura. (Fuente Agencia Andaluza de la Energía) Mª Ángeles Ruiz Moreno 7

22 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. 5. VENTAJAS E INCONVENIENTES La energía solar fotovoltaica es una de las fuentes más prometedoras de las energías renovables en el mundo. Comparada con las fuentes no renovables, sus ventajas son claras: Emplea un recurso energético inagotable a escalas de tiempo no geológico. Este hecho es básico en su desarrollo y diferenciador respecto a la elevada limitación geográfica de los recursos energéticos convencionales. Es una energía de libre disposición porque se puede utilizar de forma gratuita. La transformación fotovoltaica es no contaminante, no genera residuos y además no consume agua. Permite un aprovechamiento de espacios vacíos en lo que hay una buena radiación solar, necesita escaso mantenimiento y su vida útil está en torno a los años. Permite la generación eléctrica próxima al consumo, reduciendo la saturación de las redes y disminuyendo las pérdidas y el coste de las líneas de transporte. Es modular, permite un amplio rango de potencias, apta para una gran variedad de aplicaciones y lugares, incluidas zonas de difícil acceso y escasa concentración de población, donde otras tecnologías no tiene opción. Su proceso completo, desde la fabricación hasta la instalación y el mantenimiento puede implicar niveles de cualificación profesional muy diferentes favoreciendo la creación de empleo rural. Según esto, puede tener efectos tangibles en el desarrollo regional contribuyendo a una mayor cohesión económica y social. Tiene un corto tiempo de implementación. A pesar de sus grandes ventajas, la tecnología fotovoltaica presenta inconvenientes que deben exponerse con el objetivo de buscar mejoras: Los inconvenientes no son tanto el origen la materia prima de donde se extrae el silicio, que consiste en arena común muy abundante en la naturaleza sino en la técnica de construcción y fabricación de los módulos fotovoltaicos que es compleja y cara. La ocupación de espacio por cada kwh generado es elevada, si bien sus múltiples opciones de ubicación reducen la importancia de este hecho. Así mismo, se desarrollan equipos que permiten concentrar la luz solar, aumentando así la densidad energética recibida por el dispositivo fotovoltaico. La radiación solar es una fuente variable y aleatoria, por tanto, de difícil predicción y está muy vinculada a factores climáticos y de contaminación atmosférica. Asimismo, es una fuente intermitente, lo que obliga a la inclusión de fuentes generadoras de apoyo o sistemas de almacenamiento. Es una tecnología cara que requiere una elevada inversión inicial aunque, una vez instalados, los equipos fotovoltaicos tienen unos tiempos de vida largos en donde se recupera dicha inversión. Su uso está restringido a espacios en los que la radiación solar sea adecuada y que no se produzca un alto impacto ambiental por la presencia de la planta. 6. El SECTOR FOTOVOLTAICO Los estados, entre los que se incluye España han realizado políticas de desarrollo para estas energías mediante legislación, planes y programas que fomentan la implantación de tecnologías de generación eléctrica a partir de fuentes renovables, cuya finalidad es reducir nuestra tasa de dependencia energética del exterior, mejorar la eficiencia y disminuir la aportación al consumo de las fuentes energéticas vinculadas a los combustibles fósiles contribuyendo a la mejora medioambiental. El desarrollo de la energía solar fotovoltaica antes del año 2000 era muy escaso, su venta a la red estaba fomentada mediante primas que cobraban los productores por cada kwh inyectado a la red sobre el precio del mercado. Aparecieron pequeñas y medianas instalaciones puesto que el Real Decreto 2818/1998 primaba en gran medida a las instalaciones menores de 5 kw. Desde el año 2000, y con la aprobación del Plan de Fomento de Energías Renovables y su posterior revisión en 2005, la instalación de placas fotovoltaicas fue creciendo vertiginosamente. El objetivo era llegar a los kilovatios instalados en 2010, cubriendo al menos el 12% del consumo de energía primaria mediante renovables. En 2004 esta energía representaba una parte muy pequeña del conjunto de las renovables, que en total suponían aproximadamente el 6,5% del consumo de energía primaria. Tras un estudio exhaustivo de las necesidades energéticas españolas, el gobierno sacó adelante el Real Decreto 436/2004 del 12 de marzo, que pretendía promocionar la generación de energías por medios renovables e incentivar inversión privada. Respecto a la energía fotovoltaica se revisaron los precios a la baja y, se vinculan las primas e incentivos a un porcentaje de la tarifa media o de referencia o TMR (575% durante los primeros años y el 80% durante toda la vida de la instalación). Otro aspecto que marcó la evolución de las instalaciones fotovoltaicas fue la ampliación del escalón para la máxima retribución posible de 5kW a 100kW, lo que impulsó la creación de grandes instalaciones fotovoltaicas, apareciendo el concepto de huerto solar. En 2006 hubo un nuevo cambio, el Real Decreto Ley 7/2006, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético y se anuncia un cambio en el marco regulador que desestabilizó el sector. Así en 2007 aparece una nueva normativa reguladora retroactiva de instalaciones fotovoltaicas con la aparición del Real Decreto 661/2007 que deroga el Real Decreto 436/2004 y que anula la retribución de las instalaciones con respecto a la TMR y se indexa su retribución de acuerdo al IPC 0,5 (índice de precios al consumo). Entre 2004 y 2007, el consumo de energía a partir de renovables se incrementó en un 10%. La tendencia y las previsiones eran ascendentes y, para el año 2012 se preveía que el 12,3% del consumo de energías primarias corresponderá a las renovables. Mª Ángeles Ruiz Moreno 8

23 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. La industria fotovoltaica, aportó un 0,62% del PIB entre 2006 y 2008 y mantuvo empleos durante 2009.También se fueron regulando los límites de potencia nacional instalada, desde 1998 hasta 2007: 50 MW en 1998, 150MW en 2004, 371MW en Durante el año 2008 España se convirtió en el primer mercado fotovoltaico del mundo, con más de MW instalados, superando a Alemania, tradicional líder internacional en implantación de la energía solar. Sin embargo, el crecimiento no se producía de un modo sostenible ya que la demanda de España de equipos colapsó el mercado internacional e hizo subir los precios. Como resultado, el Gobierno recortó su política de ayudas al aprobar el Real Decreto 1578/2008.A grandes rasgos, se establece un nuevo régimen de retribución de las instalaciones que provocó una reestructuración del mercado al reducir la retribución por la energía producida en un 30%; introducir una reducción progresiva de la retribución que podía superar el 10% anual; establecer un cupo máximo de potencia, que se adaptaría año a año en función del comportamiento del mercado, con un nuevo registro para adjudicar esta potencia que complica la tramitación administrativa de los proyectos. Este Real decreto también figura una serie de condicionantes para garantizar la calidad del servicio, exigiendo garantías de tensión, de frecuencia y de suministro de reactiva. Estos cupos, al ser menores que el ritmo de crecimiento anual experimentado en el pasado, provocó una contracción del sector fotovoltaico y perdió la posición de liderazgo que se había alcanzado en esta tecnología. En el 2010, la administración central publica el Real Decreto 1565/2010, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Se establecen unas nuevas categorías para las primas, de tipo I en el caso de que el sistema este instalado en cubierta, con un escalón a los 20kW, mientras que las de tipo II serán aquellas que no estén contenidas en el tipo I, de esta manera, se procede a una reducción respecto a las tarifas propuestas en el Real Decreto 1578/2008, según su tipo. Además, en el mismo año se promulgó el Real Decreto 14/2010 para la energía solar fotovoltaica. Con esta normativa se suprimió el derecho a la percepción de prima equivalente para las instalaciones fotovoltaicas a los 25 años de vida útil entre otros aspectos. Potencia (MW) Año Instalada Acumulada Tabla: Potencia real en España en el periodo (Datos de IDAE) Tal regulación ha supuesto un gran freno al desarrollo de la energía fotovoltaica y ha agravado la crisis del sector renovable iniciada en el año Por tanto, ante esta situación las empresas del sector fotovoltaico nacional están intensificando la salida hacia otros mercados exteriores para desarrollar su actividad, ya que la situación en España no se corresponde con lo que sucede más allá de nuestras fronteras. Las perspectivas de futuro según la Asociación Europea de la Industria Solar Fotovoltaica (EPIA) para España hasta el año 2016 anuncian que el sector seguirá creciendo aunque este crecimiento dependerá de las políticas que lleve a cabo el Estado para su fomento o su moderación como se ilustra en la siguiente gráfica: Debido a la desconfianza generada por estas normas y la mala situación financiera en la que se sumerge el país (no se consigue el capital necesario para su ejecución), gran parte de la potencia asignada en 2010 no se instaló en Por último, en enero de 2012 se aprobó el Real Decreto Ley 1/2012 que suspende actualmente de forma indefinida los procedimientos de preasignación de retribución y de los incentivos económicos para nuevas instalaciones fotovoltaicas y demás fuentes renovables. En la práctica este Real Decreto supone que las nuevas plantas fotovoltaicas que no estuvieran inscritas en cupos no recibirán prima alguna pero podrán vender la energía a precio de mercado. Mª Ángeles Ruiz Moreno 9

24 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Pero los mercados no europeos empiezan a mostrar signos de que esta tendencia va a cambiar porque, teniendo en cuenta la disminución de los precios que está viviendo la industria fotovoltaica, en la próxima década esta energía será cada vez más competitiva en más países. El mayor mercado fotovoltaico no Europeo se situó en China, donde en 2011 se instalaron 2,2 GW, seguido por Estados Unidos donde se instalaron 1,6 GW. Por otro lado, países de la región del llamado Cinturón solar como África, Oriente Medio, Sureste Asiático, y Sur América están empezando a desarrollar esta tecnología. Se prevé que para 2030 la energía solar fotovoltaica sea la fuente de energía mayoritaria en estos países, donde puede competir con el diesel en la generación de potencia pico sin apoyo financiero. En la figura de la página siguiente se muestra la potencia instalada acumulada por dichos países entre otros hasta el año 2011: Gráfica: Perspectivas de futuro para España (Fuente: EPIA) En el resto de países y, a pesar de la crisis económica, la energía solar fotovoltaica continuó creciendo a una velocidad mayor de la esperada durante el año Hasta ahora Europa ha liderado el mercado fotovoltaico, con un 75% de la nueva capacidad conectada en 2011 (durante 2011 se conectaron a la red mundial 29,7GW, de los cuales 21,9 GW se instalaron en Europa). En la gráfica siguiente se puede observar la potencia fotovoltaica de los distintos países europeos durante el periodo ROW: Resto de países MEA: África y Oriente Medio APAC: Pacífico Asiático Figura: Evolución de la potencia instalada acumulada entre (MW) (Fuente EPIA) Figura: Evolución de la potencia fotovoltaica conectada a red instalada en Europa (MW) (Fuente: EPIA, the European Photovoltaic Industry Association) Con las políticas adecuadas, el potencial de crecimiento en Europa para los próximos años está alrededor de los GW y fuera de Europa el mercado podría alcanzar entre 38 y 77 GW en En las gráficas siguientes se pueden ver estas previsiones más detalladamente a nivel europeo y mundial y considerando nuevamente dos escenarios: uno con políticas favorables y otro con políticas moderadas: Mª Ángeles Ruiz Moreno 10

25 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. 7. CLASIFICACIÓN DE LAS INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS Un sistema fotovoltaico es el conjunto de componentes mecánicos, eléctricos y electrónicos que concurren para captar la energía solar disponible y transformarla en energía eléctrica. Estos sistemas independientemente de su utilización y del tamaño de potencia, se pueden clasificar en tres grandes grupos: 7.1. AISLADOS Las instalaciones fotovoltaicas aisladas son, como su propio nombre indica, sistemas que no están conectados a la red eléctrica. Pueden ser de dos tipos: Gráfica: Perspectivas de futuro de la potencia europea acumulada (MW) según políticas contrarias o favorecedoras al sector (Fuente: EPIA) Con un sistema de baterías que sean capaces de almacenar la energía y regular así la variación entre la generación y el consumo. Sin baterías y con la utilización de la energía de forma directa para distintos usos como el bombeo de agua. La potencia suele estar entre los 600 y 3500 Wp. El suministro puede a su ver ser en continua o en alterna: En continua se utiliza cuando la potencia sea de 1 a 2 kwp y en sistemas de 12 a 14 V con receptores adecuados a estos valores de tensión. En alterna la potencia estará por encima de los 2 kwp y la instalación tiene que ir provista de un inversor de frecuencia y permitir el suministro en corriente alterna todo el día. menor. Son de mucho menor tamaño que las conectadas a red ya que la potencia que ofrecen es mucho Gráfica: Perspectivas de futuro de la potencia global acumulada (MW) según políticas contrarias o favorecedoras al sector (Fuente: EPIA) Entre sus numerosas aplicaciones, se usan para demandas aisladas o concretas, y que no necesitan tanta energía eléctrica. Otro de sus usos es para satisfacer total o parcialmente la demanda de energía eléctrica en un lugar determinado donde no existe red eléctrica de distribución o ésta es de difícil acceso, como lo son las zonas rurales o de montaña con escasa población. También suelen tener aplicación en áreas de cultivo donde el suministro mediante la red eléctrica pública puede resultar excesivamente caro, mientras que la instalación de un sistema fotovoltaico puede ser una opción factible. Por lo general, este tipo de instalaciones se usan en: Electrificación de viviendas y edificios Alumbrado publico Aplicaciones agropecuarias Bombeo y tratamiento de aguas Sistemas de telecomunicación Equipos de telecomunicación Sistemas de medición Mª Ángeles Ruiz Moreno 11

26 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Señalización de carreteras Aplicaciones mixtas a otras fuentes de energía renovable (hibridación) Un sistema fotovoltaico aislado está compuesto, generalmente, por paneles solares, acumuladores a base de baterías, reguladores de carga e inversores como se muestra en la figura siguiente que esquematiza además el funcionamiento de esta instalación. Huertos o plantas solares. Son instalaciones en suelo que, generalmente, son de mayor potencia que se conectan con la red en MT. Se clasifican según el Real Decreto 1578/2008 en Tipo II. En este tipo de instalaciones se deben de tener en cuenta las siguientes consideraciones: Si la potencia nominal de la instalación es mayor de 5 kw, la conexión tiene de ser en trifásica. Se tiene de colocar un contador de energía en ambos sentidos o bien un contador de entrada y otro de salida. No puede conectar otro elemento de generación de energía entre los paneles y el equipo de medida, tampoco acumuladores ni consumos. Se recomienda intercalar un interruptor general magnetotérmico. Protección contra contactos indirectos en la parte de c. c. Protección para control de máxima y mínima frecuencia y máxima y mínima tensión. Separación mediante transformador de aislamiento entre la red de distribución y la instalación fotovoltaica. Figura: Esquema general de una instalación fotovoltaica aislada Por lo general, los acumuladores de energía forman parte de este tipo de sistemas puesto que, al no estar conectados a red, deben almacenar de alguna forma la energía no utilizada en horas de luz, para poder utilizarla en horas de oscuridad. No todos los usos citados antes necesitan de la instalación de este tipo de dispositivo HIBRIDAS O COMBINADAS Los sistemas combinados son instalaciones con otro tipo de generación de energía eléctrica a fin de tener mayores garantías de disponer de electricidad. Su número es notablemente inferior a las anteriores y en ellas se complementa una instalación fotovoltaica aislada con otro tipo de recurso energético como pueden ser los grupos electrógenos o aerogeneradores. Los sistemas fotovoltaicos aislados se puede clasificar a sí mismos en función de si los módulos fotovoltaicos están conectados directamente a una carga o si antes de la carga tienen un acumulador CONECTADAS A RED Los sistemas conectados a red no tienen sistema de acumulación ya que la energía producida durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica. Tienen como objetivo fundamental generar energía eléctrica, e inyectarla en su totalidad a la red eléctrica de distribución. Estas instalaciones se suelen ubicar en tejados, estructuras fotovoltaicas en edificios, o a modo de grandes centrales de generación fotovoltaica como son los denominados huertos solares. Dentro de las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red se distinguen varios tipos: Sobre tejados/fachadas en edificios o viviendas. Suelen ser de pequeña potencia y vierten la energía en BT. Según el reglamento 1578/2008 se denominan Tipo I y se discrimina en: - Tipo I.1: potencia menor de 20 kw - Tipo I.2: potencia mayor de 20 kw Mª Ángeles Ruiz Moreno 12

27 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. 8. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A RED Como ya hemos indicado en este tipo de instalaciones no se trata de satisfacer un consumo interno, sino verter el mayor número de kwh a la red, siempre y cuando la instalación tenga capacidad suficiente. A mayor número de paneles mayor potencia instalada, más coste y mayor venta de energía. La elección de la potencia dependerá de la capacidad de evacuación, de la superficie disponible y de la rentabilidad del proyecto entre otros condicionantes. En estas instalaciones debe de figurar un titular como propietario de la instalación que será tanto el que asuma la inversión inicial como el receptor del pago de la venta de energía eléctrica a la compañía. Su objetivo principal es la rentabilidad económica. En lo que sigue nos referiremos a instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, por tratarse del caso en estudio ELEMENTOS QUE LO COMPONEN Los componentes de un sistema fotovoltaico dependen del tipo de aplicación que se considere y de las características de la instalación. El esquema general de la instalación se presenta en la siguiente figura PANELES FOTOVOLTAICOS El módulo o panel fotovoltaico es una estructura sobre la que se colocan las células fotovoltaicas encargadas de transformar sin ningún paso intermedio la energía captada de la radiación solar en energía eléctrica de corriente continua. Si bien el tamaño y potencia de los paneles solares ha ido aumentando con el desarrollo de las aplicaciones en conexión a red, por las propias limitaciones constructivas y de transporte siguen siendo equipos pequeños. Debe recordarse que una de sus principales ventajas es su modularidad, lo que le confiere una gran flexibilidad a la hora de adaptarse a muy diferentes aplicaciones y ubicaciones. Los módulos solares se conectan eléctricamente en serie para obtener la tensión nominal degeneración, formando una rama; igualmente, la conexión eléctrica de varias ramas en paralelo obtienen la intensidad nominal y todas las conexiones en paralelo dan la potencia deseada constituyendo el campo generador fotovoltaico. Para poder entender el funcionamiento, tanto de una célula como de un módulo solar, es conveniente definir los siguientes parámetros de funcionamiento: Intensidad de cortocircuito, Isc: Es la intensidad de la corriente eléctrica que se obtiene de la célula cuando, en ausencia de cargas externas y tras haber sido cortocircuitada en sus terminales, la tensión entre bornes es nula. Constituye la máxima corriente que puede obtenerse. Tensión en circuito abierto, Voc: Es la tensión para la que los procesos de recombinación igualan a los de generación y por lo tanto, la corriente extraída de la célula es nula. Constituye la máxima tensión que puede obtenerse de la célula, cuando no hay conectado ningún consumo y la intensidad que circula es nula. Cabe mencionar que tanto en cortocircuito como en circuito abierto la potencia generada es nula. Potencia máxima o Potencia Pico, P: Figura: Esquema general de instalación conectada a red (Fuente: Elaboración propia) Es la potencia máxima que puede generar una célula fotovoltaica bajo unas condiciones estándar de la radiación incidente, y se obtiene como el producto de la tensión pico (Vp) y de la intensidad pico (Ip). A continuación se van a describir someramente los diferentes componentes de estas instalaciones. Mª Ángeles Ruiz Moreno 13

28 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Hasta ahora se ha supuesto que todos los paneles (todas sus células) son iguales y que trabajan bajo las mismas condiciones. Así, se pueden evaluar la corriente, la tensión y la potencia del generador como una extensión de lo que ocurre en un único panel. Esta es la práctica habitual y así se recomienda como punto de partida. Para cálculos más detallados se debe de tener en cuenta diversas situaciones que alejan el comportamiento del generador de esta idealidad y que, junto a otros factores, suponen una reducción de la potencia y de las energías generadas respecto al caso ideal ESTRUCTURA SOPORTE Los módulos fotovoltaicos que forman el generador, están montados sobre una estructura mecánica cuyo objetivo es el de sujetarlos y optimizar la radiación solar. En este apartado se describen las estructuras posibles a utilizar: Gráfica: Curvas características de un panel fotovoltaico La potencia de salida del módulo fotovoltaico estará determinada por los siguientes cuatro factores: el rendimiento de sus células fotovoltaicas, la resistencia en el punto de trabajo en la curva I-V, la irradiancia solar y la temperatura de las células. Los módulos fotovoltaicos generan electricidad durante todo el año, mientras llegue radiación solar. Normalmente en verano se genera más electricidad debido a la mayor duración del tiempo soleado. En los días nublados también se genera electricidad, aunque la producción energética se reduce proporcionalmente a la reducción de la intensidad de la radiación. Además, como la generación de electricidad es a partir de la intensidad de la radiación solar y no del calor, el frío no representa ningún problema para el aprovechamiento fotovoltaico. De hecho, como la mayoría de los dispositivos electrónicos, los generadores fotovoltaicos funcionan más eficientemente a más bajas temperaturas, dentro de unos límites. Respecto al campo generador, la intensidad I G y tensión V G con las que trabaja vienen dadas por: donde I G =N p I panel V G =N s V panel I panel y V panel : corriente y tensión de un panel N s :número de paneles conectados en serie N p : número de ramas conectadas en paralelo Así, la potencia del generador P nom,g, expresada en Wp, se puede determinar mediante: P nom,g = N S N P P nom,panel = N paneles P nom, panel Estructura fija La posición más habitual y más sencilla de los paneles es la fija. En este tipo de diseños, los paneles, agrupados, se fijan a una estructura soporte que asegure la orientación e inclinación definida por cálculo. Asimismo, debe garantizar una sujeción segura de los equipos y facilitar el montaje y el conexionado. En instalaciones en campo abierto la cimentación de la estructura soporte depende de la capacidad portante del terreno en el que nos encontremos, del número de paneles que haya sobre la estructura y de la carga de viento o nieve a resistir (deben de diseñarse acorde con la norma CTE).Los métodos más utilizados son el anclaje al suelo, el hincado del fuste en él con unas profundidades que las van a dar los anteriores condicionantes o las cimentaciones superficiales (zapatas o vigas corridas).el modelo de fijación garantizará las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos. Los materiales más comunes son el acero galvanizado y el aluminio ya que son estructuras que trabajan a intemperie y a larga duración. Por último mencionar que aunque es la más barata es la que presenta menor rendimiento en relación con el coste. Éste se debe a que la estructura siempre mantiene la misma inclinación y no aprovecha la radiación solar como los seguidores solares. Una ventaja que presenta es que permite una mayor relación potencia por unidad de superficie debido a que hay que dejar menos distancias entre filas de paneles Seguidores solares Son estructuras con soportes móviles o conseguimiento solar donde su función va mucho más allá de la sujeción de los paneles. Se busca en estos casos un incremento en la recepción de energía que, como es de suponer, implica también un aumento del rendimiento y del coste de la instalación. Las estructuras llevan incorporadas una unidad de control que posiciona el eje en la orientación óptima determinada mediante un programa que lleva en una memoria interna. Mª Ángeles Ruiz Moreno 14

29 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Como referencia, puede estimarse que para latitudes como las de la España peninsular se obtiene una mejora en la recepción solar de entre un 25 y un 40% anual respecto a la posición fija con inclinación de unos 30º y orientación Sur. Se encuentran diversos tipos de estructuras para el seguimiento solar: - Seguimiento en un eje horizontal, Norte-Sur En este tipo de seguimiento los paneles están orientados hacia el Este por la mañana, moviéndose a lo largo del día sobre el eje Norte-Sur hasta la posición Oeste al atardecer. Después de la puesta de Sol se puede volver a la posición inicial en preparación para la mañana siguiente. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano terrestre que contiene al Sol. Dentro de los sistemas con seguimiento es de los que presenta una mayor sencillez, robustez y menor coste. Es apropiado para sistemas muy grandes, ya que el aprovechamiento del terreno es máximo porque no existe casi sombreado en la dirección Norte-Sur y se pueden colocar paneles contiguos en largas filas. - Seguimiento en un eje acimutal (vertical) El esta configuración, el eje de giro es vertical, estando los paneles inclinados un valor igual a la latitud, de forma constante. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano local que contiene al Sol, es decir, que el acimut de la superficie sea igual al acimut local del Sol. La velocidad de giro es variable a lo largo del día. En latitudes mayores se mejora la recepción energética con este tipo de seguimiento. - Seguimiento en un eje inclinado (polar) En el seguimiento con un eje inclinado, la superficie de la estructura gira sobre un eje orientado hacia el Sur. Cuando la inclinación de este eje es igual a la latitud recibe el nombre de seguimiento polar. En este movimiento, el giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano terrestre que contiene al Sol. La velocidad de giro es de 15 por hora. Es una configuración que combina una buena recepción energética con un buen aprovechamiento de terreno consiguiendo aproximadamente un 96% de captación, comparado con el sistema de dos ejes. - Seguimiento en 2 ejes Esta configuración hace un seguimiento Norte Sur (buscando el ángulo óptimo de incidencia) y Este Oeste (siguiendo la trayectoria del Sol). Este doble movimiento ocasiona que los paneles se encuentren orientados perpendicularmente al Solen todo momento, obteniéndose una ganancia por encima del 40% respecto a los sistemas sin seguimiento. sombreado sobre el resto de seguidores y lógicamente, el coste de equipos, montaje y mantenimiento ya que es son las más caras de las mencionadas. Los grandes seguidores a 2 ejes provocan mayor sombreado que las configuraciones a un eje o fijas antes descritas, por lo que en determinadas circunstancias de limitación de terreno deben estudiarse todas las opciones CABLEADO BAJA TENSIÓN Y CAJAS DE CONEXIÓN Como ya hemos mencionado anteriormente, la salida de los paneles es corriente continua. La agrupación de paneles dará una salida en corriente y tensión compatible con el inversor seleccionado por lo que la sección de los cables del generador fotovoltaico se determinará considerando su longitud para que no se produzca cizalladura y evitando perdidas de tensión y calentamientos no admisibles. El Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE establece unas caídas de tensión porcentuales máximas del 1,5% en la parte de continua y del 2% en alterna para cualquier situación de trabajo teniendo en cuenta en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a las cajas de conexiones. La caída de tensión V (V), en un cable de sección S (mm2), con resistividad ρ (Ω.mm2/m) y longitud L (m), para una corriente I (A) se relacionen mediante la siguiente expresión: V =2 ρ I L / S Por tanto, la sección mínima de cable que cumple con las recomendaciones de caídas de tensión porcentuales máximas se obtiene, a la máxima corriente de circulación, como: S min =2 ρ L I max 100 / (v max (%).V nom ) Si bien pueden darse condiciones de radiación ligeramente por encima de los W/m2, la máxima corriente de circulación en operación normal que se emplea para el cálculo anterior puede estimarse a partir de la corriente de cortocircuito de los paneles en CEM, como: I max = N paralelo xi panel Los conductores más habituales son de cobre (con resistividad de ρ Cu = 0,01724 Ω mm2/m a 20 C) y normalmente suelen ir enterrados con los positivos y los negativos de cada grupo de módulos separados y protegidos de acuerdo con la normativa vigente. Asimismo la colocación de los conductores como otros detalles (por ejemplo color, identificación, etc) deberá de seguir las instrucciones del Reglamento de Baja Tensión. Las cajas de conexión habituales en campos fotovoltaicos son de chapa de acero con tratamiento anticorrosivo y tienen una protección a la intemperie de clase IP 65. En el diseño de toda planta debe evaluarse, sin embargo, no sólo el incremento de radiación por posicionamiento, sino también los efectos de Mª Ángeles Ruiz Moreno 15

30 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica PUESTA A TIERRA Normalmente el inversor se desconecta cuando: Todas las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una red de tierras garantizando el valor normalizado de resistencia de puesta a tierra de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, así como de las masas del resto del suministro. Esta red de tierras será independiente de la del neutro del centro de transformación, según el Real Decreto 1663/2000, y no alterará las condiciones depuesta a tierra de la empresa distribuidora asegurándose que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución para lo que se aislará el conductor de puesta a tierra del neutro del transformador y se guardarán las distancias necesarias con la puesta a tierra del parque fotovoltaico. La red de tierras se efectúa a través de picas de cobre con una sección mínima de 16 mm 2. La configuración de las mismas debe ser redonda y de alta resistencia, asegurando una máxima rigidez para facilitar su introducción en el terreno y una resistencia de puesta a tierra lo más baja posible. La línea principal de tierra formará un anillo general alrededor del generador y se conectarán las partes metálicas de los soportes de los generadores y caja de conexión y la electrónica de la central (Inversor). Para la conexión de los dispositivos al circuito de puesta a tierra, será necesario disponer de bornes o elementos de conexión que garanticen una unión perfecta, teniendo en cuenta los esfuerzos dinámicos y térmicos que se producen en caso de cortocircuito. Para la puesta a tierra de la instalación se seguirá lo señalado en las instrucciones REBT, ITC INVERSOR El generador fotovoltaico entrega potencia eléctrica en continua. Toda instalación en conexión a red debe incluir, por tanto, inversores que se encarguen de transformar la electricidad generada a alterna, con las condiciones de tensión y frecuencia requeridas por la red eléctrica a conectar ya sea de alta, media o baja tensión. El funcionamiento de los inversores es totalmente automático. A partir de que los módulos solares generan potencia suficiente, la electrónica de potencia implementada en el inversor supervisa la tensión, la frecuencia de red y la producción de energía. A partir de que ésta es suficiente, el aparato comienza a inyectar a la red. Así pues, los inversores trabajan de forma que toman la máxima potencia posible (seguimiento del punto de máxima potencia) de los módulos solares. Cuando la radiación solar que incide sobre los paneles no es suficiente para suministrar corriente a la red, el inversor deja de funcionar. Puesto que la energía que consume la electrónica procede de los paneles solares, por la noche el inversor sólo consume una pequeña cantidad energía procedente de la red de distribución de la compañía. Fallo de red eléctrica: en caso de interrupción en el suministro de la red eléctrica, el inversor se encuentra en cortocircuito y por tanto se desconectará, no funcionando en ningún caso en isla, y volviéndose a conectar cuando se haya restablecido la tensión en la red. Tensión fuera de rango: si la tensión está por encima o por debajo de la tensión de funcionamiento del inversor, este se desconectará automáticamente, esperando a tener condiciones más favorables de funcionamiento. Frecuencia fuera de rango: en el caso de que la frecuencia de red esté fuera del rango admisible, el inversor se parará de forma inmediata, ya que esto quiere decir que la red está funcionando en modo de isla o que es inestable. Temperatura elevada: el inversor dispone de un sistema de refrigeración por convección y ventilación forzada. En el caso de que la temperatura interior del equipo aumente, el equipo está diseñado para dar menos potencia a fin de no sobrepasar la temperatura límite, si bien, llegado el caso, se desconectará automáticamente. Dentro de los inversores destinados a la conexión en red, podemos encontrar tres distintas categorías: Inversores centrales: generalmente utilizados en grandes instalaciones fotovoltaicas de potencia mayor a 100 kwp, en las que el generador fotovoltaico se conecta en ramas en paralelo y la conversión DC/AC está centralizada por un solo inversor. Las ventajas de este tipo de instalación son que se tiene una estructura robusta, se puede obtener potencias de la planta hasta el rango de MW, el predominio de conexiones es en serie y hay un fácil alojamiento de las derivaciones de sobretensión en la caja de conexión del generador y un mayor rendimiento. Inversores tipo string o de cadena: basados en un concepto modular en el que varias ramas de un generador fotovoltaico se conectan a inversores en el rango de potencias de 1 a 3 kw. Sus ventajas a destacar, son que tienen un menor cableado y por tanto menores pérdidas en CC, se obtiene un seguimiento del punto de máxima potencia individual por cadena, y que se puede prescindir de la caja de conexión del generador. Inversores multicadena: se utilizan con potencias entorno a los 5 kw y son una mezcla de los centrales por el lado de la alimentación y como varios inversores de cadena por el lado del generador. Inversores de pequeña potencia integrados en módulos fotovoltaicos para formar los denominados módulos AC. En instalaciones fotovoltaicas en conexión a red, el régimen de trabajo de un inversor, dado por su potencia nominal, está determinado por la potencia instantánea entregada por el generador fotovoltaico. Así pues, es un régimen muy variable. Mª Ángeles Ruiz Moreno 16

31 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. La potencia nominal del inversor suele dimensionarse a un valor inferior a la potencia del generador fotovoltaico. De esta forma, al tener en cuenta la inferior potencia real del generador (por irradiancia y temperatura), el inversor trabajará más a menudo cerca de sus condiciones nominales. En ocasiones, los propios fabricantes de inversores ofrecen una recomendación sobre la potencia de generador a asociar al inversor estableciéndose un límite mínimo de potencia nominal del inversor en un 80% de la potencia nominal del generador. Las características que debe tener un inversor de conexión a red son: Suministrar una onda de tensión y corriente de salida lo más perfecta posible a la red y con una frecuencia de 50 Hz sin introducir armónicos o interferencias a la red de distribución. Estar sincronizado con la red e incorporar la posibilidad de desconexión automática si hay algún fallo en la red. Incorporar las protecciones adecuadas para la conexión a red. Esto se hace mediante un cuadro de baja tensión. Encontrar el punto de máxima potencia. Se trata de dar la máxima potencia posible a partir de la recibida por el generador fotovoltaico. Tener el mayor rendimiento posible y por tanto las menores perdidas en la conversión de la energía. Desde el punto de vista energético, la influencia más inmediata de la presencia del inversor sobre el conjunto de la instalación es la pérdida de energía que introduce al realizar su función. Así, una parte de la energía de salida del generador fotovoltaico se pierde en el inversor, con tres componentes: - Pérdidas en vacío. - Pérdidas lineales con la corriente (diodos, transistores, etc.). - Pérdidas cuadráticas con la corriente (efecto Joule en elementos resistivos). El funcionamiento de un inversor cubre todo el rango de potencias, desde cero hasta su valor nominal, e incluso podría trabajar algo por encima, y todo esto cada día del año. Se comprende, entonces, la importancia de seleccionar un inversor que tenga una elevada eficiencia para todo nivel de carga, y no sólo a potencia nominal. Los inversores suelen ir montados en casetas prefabricadas que se colocan junto a la caseta del centro de transformación. Su ubicación es muy importante y debe ser un espacio frío(normalmente se consigue mediante un ventilador) ya que los que enfrían por convección se calientan mucho. Si la temperatura donde se encuentra el inversor es demasiado cálida perjudica gravemente al rendimiento de la instalación. La vida útil media de este componente está alrededor de los 20 años CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT) Debido a que las plantas solares vierten la energía a la red eléctrica en media tensión es necesario elevar la tensión de salida de los inversores a media tensión (15 30 KV). Para ello se emplean los centros de transformación, que, en este caso, son elevadores e incorporan todos los elementos propios de un centro de transformación y aparamenta necesarios. Los CT se suministran e instalan prefabricados y en potencias normalizadas con lo que todo el montaje y verificación interna se hace en fábrica. El lugar de colocación normalmente es junto a la caseta de los inversores. Puede haber más de un CT, esto dependerá de la potencia de salida final de la planta y la potencia suministrada por los inversores. Se suelen dimensionar al menos para una potencia del doble de la planta según la normativa. Por último mencionar que los CT suelen conectarse en anillo y disponerse perimetralmente al generador fotovoltaico y de tal manera que puedan tener un fácil acceso. Asimismo la tensión de salida ha de coincidir con la tensión de la línea donde se va a evacuar la energía eléctrica PROTECCIONES El Real Decreto 1663/2000, en su artículo 11, establece las protecciones que debe incorporar toda instalación fotovoltaica en conexión a red, en baja tensión. Son los siguientes elementos: Interruptor general manual, que será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor tiene que ser accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizarla desconexión manual. Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte alterna de la instalación. Este interruptor reacciona con toda intensidad de derivación a tierra que alcance o supere el valor de la sensibilidad del interruptor. La capacidad de maniobra debe garantizar que se produzca una desconexión perfecta encaso de cortocircuito y simultánea derivación a tierra. Por él también pasan todos los conductores que sirvan de alimentación a los aparatos receptores, incluso el neutro. De forma interna en el inversor existirán las siguientes protecciones: Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento. Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia(50.5 y 49.5 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión(1,1 y 0,9Um respectivamente). Interruptor Magnetotérmico General: suele estar integrado en el inversor y su función es la de proteger la instalación en la parte de alterna de posibles sobreintensidades. Debe estar debidamente calibrado y proteger todas las fases. Mª Ángeles Ruiz Moreno 17

32 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Interruptor General de corte CC: este elemento permite aislar el inversor de los generadores en el lado de continua. Estas protecciones pueden ser precintadas por la empresa distribuidora, tras las verificaciones correspondientes. vigente. El sistema de protecciones tiene que cumplir las exigencias previstas en la reglamentación Se debe de dotar de protecciones de cabecera a todas las instalaciones, y se retrasará su actuación con respecto a la de las protecciones de cada línea de generación con el fin de aislar la zona de fallo sin parar toda la instalación CUADRO DE PROTECCIONES Y MEDIDA (CPM) Del inversor parte la línea de CA hasta el CPM que incorpora el contador bidireccional de medida para la facturación de venta y para la facturación de consumo propio del parque solar así como los elementos de protección apropiados. Este cuadro se suele encontrar dentro del armario de inversor y de éste se llega hasta el cuadro general de baja tensión que estará a la entrada del transformador. Generalmente los consumos eléctricos en el mismo emplazamiento que la instalación fotovoltaica, se sitúan en circuitos independientes de los circuitos eléctricos de la instalación fotovoltaica y de sus equipos de medida. La medida de tales consumos se realiza con equipos propios e independientes, que sirven de base para su facturación. El contador de salida más utilizado es el bidireccional para medida en alta tensión con telemedida. La energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica de salida menos la de entrada a la instalación fotovoltaica. En el caso de instalación de dos contadores, no es necesario contrato de suministro para la instalación fotovoltaica. Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto a la entrada como a la salida de energía, son precintados por la empresa distribuidora. Los puestos de los contadores se deben señalizar de forma indeleble, de manera que la asignación a cada titular de la instalación quede patente sin lugar a la confusión. Además se indicará, para cada titular de la instalación, si se trata de un contador de entrada de energía procedente de la empresa distribuidora o de un contador de salida de energía de la instalación fotovoltaica. Los contadores se tiene que ajustar a la normativa metrológica vigente y su precisión debe ser como mínimo la correspondiente a la regulada por el Real Decreto 875/1984 de 28de Marzo, por el que se aprueba el Reglamento para la aprobación del modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente en conexión directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de energía en corriente monofásica o polifásica de 50Hz de frecuencia LÍNEA ELÉCTRICA DE EVACUACIÓN La línea eléctrica de evacuación es una línea de nueva construcción que conecta la salida de los centros de transformación con el punto de evacuación a media tensión de la red de distribución ya existente. Esta línea puede ser aérea o subterránea y su longitud dependerá de la distancia al punto de conexión. Se optará por líneas aéreas cuando haya que salvar obstáculos del terreno como cerros, viviendas, etc. Y subterránea cuando se den las condiciones necesarias en el terreno de humedad, cruzamientos, etc. A la hora de elegir el emplazamiento de la planta solar unos de los aspectos a tener en cuenta es la distancia del punto de conexión siendo el óptimo cuando estuviera junto a la salida de centro de transformación en cuyo caso no haría falta ningún tramo de línea SISTEMA DE MONITORIZACIÓN El sistema de monitorización se emplea para controlar el estado de las plantas solares fotovoltaicas mediante un sistema global, el cual permite realizar estudios de la producción de los campos de un modo individual ( por inversor) o conjunto (por cada grupo de inversores). Permite también la consulta del histórico de datos y tratamiento predictivo de las plantas (estudios de la evolución de la producción) que permita detectar diferencias de producciones y por tanto posibles defectos en algún elemento (panel, inversor, etc). Además permite la elaboración de estadísticas y comparativas de las producciones de los distintos inversores en diferentes escalas de tiempo y la generación de la facturación individual de la energía cedida por cada inversor (o grupo de ellos según esté configurada) de cada uno de los campos. Para esta adquisición de datos se requiere un sistema de adquisición de datos conexión red-pc. Algunas de las variables que se almacenan son: Voltaje y corriente D.C. a la entrada del inversor. Voltaje de fases en la red, potencia total de salida de inversor Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o módulo de tecnología equivalente. Temperatura ambiente a la sombra. Los sistemas de monitorización son fácilmente accesibles por el usuario y en principio se pueden integrar en los inversores pudiendo tener seguimiento a distancia. Las características del equipo de medida de salida son tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo. Mª Ángeles Ruiz Moreno 18

33 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica MANTENIMIENTO VALLADO En toda planta solar se debe de instalar un vallado perimetral a dicha planta para evitar el acceso a la misma. Este vallado suele ser de unos 2 metros de altura y presentará una cancela de 5 metros de longitud que estará junto al camino de acceso a la planta si existe. Asimismo existirá un puesto de control a la entrada de la parcela VIDA ÚTIL La duración de una instalación fotovoltaica depende de los componentes que la forman. Si ésta está bien diseñada y se realiza el mantenimiento adecuado, en España, los módulos fotovoltaicos pueden tener una vida útil de hasta 40 años. Normalmente se considera la vida útil de unos años. La experiencia ha demostrado que estos componentes en realidad nunca dejan de generar electricidad, aunque con el paso del tiempo las células fotovoltaicas reducen su rendimiento energético. Generalmente los fabricantes ofrecen unas garantías del panel de 25 años contemplando: 90% de la potencia a 10 años. 80% de la potencia a 25 años. Los dispositivos electrónicos suelen tener una vida útil alrededor de los 30 años. El resto de elementos auxiliares tales como cableado, canalizaciones, etc., pueden alcanzar una vida útil de más de 40 años SEGURIDAD En los sistemas fotovoltaicos conectados a red resulta de aplicación el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Como en cualquier otro tipo de instalación eléctrica de baja tensión existe la posibilidad de descarga eléctrica y/o cortocircuito, aunque se trata de un riesgo muy bajo, para evitarlo se utilizan dispositivos de protección, tales como magnetotérmicos, diferenciales, derivaciones a tierra, aislantes, etc. Los generadores fotovoltaicos conectados a la red no exigen la instalación de pararrayos, aunque la instalación puede dañarse por la acción de estos. En este sentido, la instalación de conductores a tierra en los elementos externos puede contribuir a paliar el efecto electrostático de los rayos. El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red es mínimo, y de carácter preventivo. Para los sistemas con seguidores este mantenimiento no es tan simple ya que incluye revisarlas partes móviles sometidas a desgaste, cambio de piezas y lubricación. Entre otras cuestiones, se considera recomendable realizar revisiones periódicas de las instalaciones, para asegurar que todos los componentes funcionan correctamente. Dos aspectos a tener en cuenta son, por un lado, asegurar que ningún obstáculo haga sombra sobre los módulos; y por el otro, mantener limpios los módulos fotovoltaicos, concretamente las caras expuestas al sol. Normalmente la lluvia ya se encarga de hacerlo, pero es importante asegurarlo. Las pérdidas, lo que se deja de generar, producidas por la suciedad pueden llegar a ser de un 5%, y se pueden evitar con una limpieza con agua después de muchos días sin llover, después de una lluvia de fango o de una nevada es recomendable a la hora de limpiar los paneles, sobre todo en verano, que se haga fuera de las horas centrales del día, para evitar cambios bruscos de temperatura entre el agua y el panel. Es difícil pensar en una fuente de energía con un mantenimiento tan sencillo. La experiencia demuestra que los sistemas fotovoltaicos conectados a red tienen muy pocas posibilidades de avería, especialmente si la instalación se ha realizado correctamente y si se realiza un mantenimiento preventivo COSTES DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO Los sistemas fotovoltaicos requieren una importante inversión de capital inicial, pero tienen unos gastos de manutención bajos. El análisis de todos los aspectos económicos relativos a un sistema fotovoltaico es complejo. De hecho, es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones: Cada aplicación tiene que ser contemplada en su contexto particular, evaluando condiciones locales como, por ejemplo, la normativa, la radiación solar, el espacio disponible, etc. Para realizar una comparación correcta es necesario hablar de valor de la energía producida y no de coste de la energía. La energía producida por una fuente fotovoltaica tiene un mayor valor añadido (casi nula contaminación, no consumo de materia prima, poco residuos generados, etc.) en comparación al de las fuentes tradicionales. La vida útil de un generador fotovoltaico es de aproximadamente unos 25 años. Algunas empresas ofrecen garantías que duran incluso todo ese tiempo. Existen casos en los que la conexión a la red eléctrica es difícil. Frente al problema de seguridad por robo o vandalismo en plantas de generación de energía eléctrica fotovoltaica la recomendación principal es una adecuada protección perimetral que permita garantizar que cualquier intento de acceso a la planta fotovoltaica o a los paneles va a ser detectado. Es determinante para la eficaz realización de la misma la evaluación preventiva de las características ambientales del sitio que hay que proteger. Mª Ángeles Ruiz Moreno 19

34 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. En algunos casos, la inversión inicial se amortiza sólo por el hecho de que el coste para electrificar la zona es superior al de la instalación de un sistema solar fotovoltaico. En muchas ocasiones, un sistema fotovoltaico presenta un coste por kwh producido notablemente superior al coste del kwh comprado de la red eléctrica. Por ello, la rentabilidad de la instalación de un sistema fotovoltaico depende mucho de las ayudas e incentivos por parte de las administraciones públicas. De todos modos, para poder obtener un coste por kwh producido por un sistema fotovoltaico comparable al kwh comprado en la red, es necesario contar con la financiación de subvenciones en porcentaje muy elevado, superiores al 70-80%. 9. TRAMITACIÓN DE PERMISOS Y ASPECTOS BUROCRÁTICOS Para que una instalación fotovoltaica quede legalizada y pueda empezar a explotarse debe obtener los trámites burocráticos siguientes que se expedirán por los órganos competentes de los que se encargan: 9.1. SOLICITUD DE PUNTO DE CONEXIÓN A RED Se le solicita a la compañía eléctrica que suministre en la zona el punto de conexión al poste eléctrico que se encuentre más cercano y cumpla con las condiciones de salida de la planta. El plazo aproximado es de 1 mes AUTORIZACIÓN ADMINISTRATIVA Se solicita ante la Consejería de Industria de la Comunidad Autónoma en la que se pretenda realizar la instalación para legalizar la instalación. Se debe de tener ya concedido el certificado de instalaciones eléctricas y el acta de puesta en marcha. El plazo es de aproximadamente 3 meses para instalaciones de más de 100 kw o instalaciones conectadas a media tensión LICENCIA DE OBRA Y LICENCIA DE ACTIVIDAD EN SU CASO Se pide al Ayuntamiento de la localidad en la que están situados los terrenos. Es necesario presentar tanto el proyecto de instalación como el proyecto de seguridad y salud entre otros documentos. Se realiza en un plazo aproximado de 3 meses y supone aproximadamente el 5% de presupuesto del proyecto INSCRIPCIÓN PREVIA EN EL REGISTRO DE PRODUCTORES EN RÉGIMEN ESPECIAL Se solicitará la inclusión en el régimen especial (REPE) y obtener la condición de instalación de producción de energía eléctrica acogida al régimen especial (RIPRE). Para ello habrá que presentar una solicitud ante la Consejería de Industria de la Comunidad Autónoma pertinente. El tiempo para su tramitación es menor a un mes INSCRIPCIÓN EN EL REGISTRO DE PREASIGNACIÓN PARA INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS (PREFO) Y ASIGNACIÓN DEFINITIVA DE LA RETRIBUCIÓN Para tener derecho a retribución recogida en el Real Decreto 1578/2008, será necesaria la inscripción, con carácter previo, de los proyectos de instalación o instalaciones en el Registro de preasignación de retribución. Las inscripciones en el Registro de preasignacion de retribución, irán asociadas a un periodo temporal denominado convocatoria, dando derecho a la retribución que quede fijada en dicho periodo. La solicitud deberá de presentarse en el Registro Administrativo de la sede del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, vía telemática o de forma presencial AUTORIZACIÓN DE PUESTA EN SERVICIO Esta autorización la expide la Consejería de Industria de la Comunidad Autónoma pertinente siendo necesario presentar los siguientes documentos: 1. Solicitud de puesta en servicio. 2. Certificado de dirección de obra. 3. Certificado de instalación extendido por instalador eléctrico de baja tensión especialista en instalaciones generadoras de baja tensión. Su plazo es de 1 mes aproximadamente TRÁMITES DE PUESTA EN MARCHA Los tres pasos que se muestran en este apartado han de solicitarse al mismo tiempo. Conexión a la red Se solicita ante el departamento de ATR y Régimen Especial de la compañía eléctrica. Verificación de equipos de medida Lo presta la compañía eléctrica y se realiza una inspección por parte de ésta de los equipos de protección y medida, sellando estos últimos para que no sean manipulados posteriormente. Mª Ángeles Ruiz Moreno 20

35 Anejo: El recurso solar. Energía solar fotovoltaica. Emisión de certificado de cumplimiento Este certificado lo elabora la compañía eléctrica y ésta lo emitirá una vez realizados los puntos anteriores y el pago de los derechos de primera verificación según Art. 6 del R.D. 1663/2000. El plazo máximo de tramitación conjunta es de 31 días CONTRATO DE VENTA DE ENERGÍA EN RÉGIMEN ESPECIAL Se realiza con la compañía eléctrica. Inscripción definitiva en el Registro de Productores en Régimen Especial Se expedirá ante la Consejería de Industria de la Comunidad Autónoma pertinente, en el Servicio de Instalaciones Energéticas. El tiempo de tramitación es aproximadamente 2 semanas ALTA PARA EL IMPUESTO DE ACTIVIDADES ECONÓMICAS Se solicita anta la Delegación de la Agencia Estatal de Administración tributaria. Su plazo es de un mes como máximo DECLARACIÓN CENSAL Se ha de dar de alta en la Declaración Censal del Ministerio de Economía y Hacienda, acogiéndose al régimen de Estimación Directa simplificada. Mª Ángeles Ruiz Moreno 21

36 ANEJO 2: CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO

37 Anejo: Características del medio ÍNDICE 1. ENCUADRE GEOGRÁFICO 2. LITOLOGÍA 3. GEOLOGÍA 4. EDAFOLOGÍA 5. HIDROLOGÍA 6. CLIMATOLOGÍA 6.1. TEMPERATURAS 6.2. IRRADIACIÓN Y TURBIDEZ 6.3. PRECIPITACIONES 6.4. VIENTOS 7. USOS DEL SUELO 8. ACCESOS 9. FLORA Y FAUNA 9.1. VEGETACIÓN 9.2. FAUNA 10. EFECTOS SÍSMICOS 11. ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS CARACTERÍSTICAS POBLACIONALES SISTEMA ECONÓMICO Mª Ángeles Ruiz Moreno 2

38 Anejo: Características del medio 1. ENCUADRE GEOGRÁFICO 2. LITOLOGÍA El municipio de Pinos Puente se encuentra situado al NW de la provincia de Granada siendo uno de los términos municipales más grandes que componen la comarca de la Vega de Granada. Está limitando con los municipios de Illora, Moraleda de Zafallona, Cijuela, Láchar, Fuente Vaqueros, Chauchina, Atarfe y Moclín. Los núcleos urbanos más importantes del término son: Pinos Puente, como capital del término, Casanueva, Zujaira, Valderrubio, Trasmulas y Fuensanta. También hay que resaltar que existen números núcleos urbanos con menos de 50 habitantes como puede ser Alitaje, Ánsola, Búcor, BuenaVista, ect. El pueblo de Pinos Puente que es el que nos concierne, está asentado al pie de la elevación de Sierra Elvira y es atravesado por su parte oriental por el río Cubillas. Como datos geográficos principales podemos destacar: Extensión del municipio: 98 km 2 Posición geográfica - Latitud: N - Longitud: W Altitud sobre el nivel de mar 576 metros Distancia a la capital de provincia 16 km El término municipal de Pinos Puente se divide en tres unidades morfológicas debido a lo extenso e irregular de su configuración: 1. En su borde septentrional, quedaría enmarcado dentro de los llamados "glacis de la cuenca del Cubillas" se caracteriza por un paisaje ondulado y el predominio de formaciones pliocuaternarias. Sierra Elvira, constituye una fuerte repercusión en el modelado de este sector al desviar los cursos de agua procedentes de las sierras subbéticas, alimentando de este modo al río del Cubillas y no al Genil directamente. 2. La zona meridional, queda incluida en lo que llamaríamos el "límite Oeste de la Vega", que viene marcado por la interrupción de la llanura a causa de la interposición de unos materiales triásicos diapíricamente puestos en superficie. Por el carácter arcilloso de la formación el modelado de estas elevaciones es suave, pero la existencia de esas coronaciones de caliza implica frecuentes rupturas de pendiente y la aparición de frecuentes resaltes duros. 3. El área central, donde se encuentran prácticamente ubicados todos los asentamientos urbanos, se correspondería con la "llanura central". Este núcleo central es sobre el que se desenvuelve la parte fundamental de la agricultura, puesto que es la que sostiene los regadíos. Figura: Ubicación del pueblo de Pinos Puente y su término municipal Mª Ángeles Ruiz Moreno 3

39 Anejo: Características del medio 3. GEOLOGÍA El estudio geológico se ha desarrollado con la recopilación de la documentación existente sobre el área, fundamentalmente la siguiente: Hoja Geológica nº 1009 I, III (Granada) E 1/ IGME. Hoja Geológica nº IV (Montefrío) E 1/ IGME. Hoja Geológica nº II (Padul) E 1/ IGME. Este término municipal queda incluido en el área de la Comarca de la Vega de Granada que, en sentido estricto, se inserta en una depresión tectónica formada en la orogenia Alpina, donde se ha modelado una extensa llanura aluvial propiciada por una situación de endorreísmo cuaternario. La pertenencia a esta comarca, hace que las características del término de Pinos Puente no sean del todo comprensibles si no se conocen las del conjunto comarcal. Si nos remontamos al origen de los materiales que rellenan la Depresión de Granada, vemos que estos son fundamentalmente sedimentos terciarios, sobre todo miocenos u pliocenos, de diversa naturaleza rocosa (limos grises, maciños, yesos, calizas, margas, arcillas rojizas..), recubiertos parcialmente por formaciones más recientes (conglomerados, material aluvial y travertinos del cuaternario). Estos materiales son postorogénicos, pero los plegamientos de gran radio, así como la inestabilidad tectónica entre los distintos bloques que forman el borde y el fondo de la cuenca les han afectado dándoles inclinaciones muy acusadas en muchos casos. Aparecen además discordantes entre sí, debido a que las fases erosivas se alternaron con las de depósito. La erosión cuaternaria ha completado la configuración actual de la Depresión, vaciando y remodelando parte del relleno y descubriendo nuevas líneas de fracturas. Por lo tanto, el término de Pinos Puente es producto de la actuación de dos fases tectónicas sucesivas: 1. Orogénesis alpina del subbético medio meridional Se encuentra localizado al sureste de la zona, en Sierra Elvira, y rodeado por materiales de la Depresión de Granada. Finalmente se instaura una sedimentación carbonatada de calizas, margocalizas y margas durante todo el Jurásico, destacando algunos tramos con sílex y un Dogger fundamentalmente radiolarítico, volviendo a terminar con materiales calizos y margosos. 2. Fase de tectónica cuaternaria Se muestra con dos manifestaciones diferentes e incluso opuestas: Una subsidencia general de la zona interna de la Depresión de Granada manifestada claramente a través de una línea de fallas que aparecen con una claridad extraordinaria. Una línea de falla recorre de Este a Oeste la zona interna del área deprimida desde el Norte de Láchar hasta la espalda de Sierra Elvira. Los materiales cuaternarios aparecen en algunos puntos verticalmente dispuestos y el hundimiento hacia esa línea de las formaciones cuaternarias determinaría un carácter especial en todo el borde Norte de la Vega. La elevación en el centro de la cuenca de una masa de arcillas yesosas que puede interpretarse como consecuencia de las presiones de los restantes bloques al hundirse. Esta elevación abre paso la masa triásica entre los materiales del relleno, apareciendo como una suave loma en la parte más central de la zona deprimida, afectando con su elevación a los glacis del cuaternario medio y reciente que se han visto elevados frente a la llanura, interceptando el paso del río Genil. Si bien la primera fase fue decisiva al ser responsable de la formación de la depresión y sus bordes delimitando un área de subsidencia entre los bloques elevados (el conjunto de las Béticas, así como la presencia en el borde norte de la llanura de Sierra Elvira, eslabón de las montañas Béticas que emerge dentro del área deprimida como una isla) será la fase cuaternaria la que actué más directamente en nuestra zona produciéndose acumulación en el fondo y arrasamiento en los bordes acompañadas por la continua movilidad de los bloques hundidos y levantados. La zona en la que se desarrolla este proyecto se localiza geológicamente en borde NW de dicha depresión dentro de la llanura del río Cubillas. La columna estratigráfica típica de la zona es la que se muestra en la figura siguiente: La serie se inicia en el Trías con materiales arcillosos y margosos con intercalaciones de yeso. Las partes más elevadas del Trías están recubiertas de un material carbonatado de naturaleza dolomítica. Este tramo presenta también varias intrusiones de rocas ígneas ("Ofitas") entre las arcillas y margas. En el paquete dolomítico suprayacente destaca la intercalación de coladas volcánicas originadas en un medio subacuoso, conocidas como pillow-lavas (lavas almohadilladas). Mª Ángeles Ruiz Moreno 4

40 Anejo: Características del medio 4. EDAFOLOGÍA El sustrato edáfico es el resultado, en su origen natural, de la naturaleza de la roca madre de donde procede, del clima y de las propias relaciones biológicas a que éste da lugar. Gran parte del término municipal de Pinos Puente comprende territorios de suelos muy fértiles debido a su situación dentro de la Vega de Granada. En la parte norte del municipio que es la que nos ocupa, el perfil edafológico del suelo cambia encontrándose suelos más margoarenoso y con un escaso contenido en materia orgánica en los suelos cultivados. En esta zona, los suelos son de color pardo-claro (existencia de limos) o pardo-rojizo (existencia de arcillas), con textura arenosa y de ph ligeramente ácido. La capa más superficial de la colmatación de la llanura es una obra conjunta de los ríos que confluyen a ella y de los aportes coluviales que descienden de los glacis de sus bordes, aunque la parte fundamental de la acumulación ha corrido a cargo del río Genil. En el tramo inferior de la Vega, los aluviones del Genil alcanzan el pie mismo de la falda occidental de Sierra Elvira y es el curso del Cubillas, que corre en las inmediaciones, el que establece el límite del aluvionamiento en el extremo occidental de la llanura, que penetra por el valle del Cubillas y enriquece los materiales con los aportes de los glacis. Figura: Mapa geológico y columna estratigráfica de la zona en estudio El diferente origen de los aluviones podría determinar un motivo de diferenciación en los suelos y en definitiva unas características diversas para la agricultura. Así, esta zona se distingue por su carácter arcilloso, hecho que se justifica porque en esta parte de la llanura cuentan como la base fundamental los aportes del río Cubillas más los aportes coluviales, ambos con una mayor proporción arcillosa. Se constituye pues, esencialmente por un limo arcilloso que hacia los bordes pasa a ser más bien una arcilla limosa. Solo las inmediaciones del lecho del Genil presentan un carácter diferente, ofreciendo un suelo limoso con poca arcilla y bastantes arenas. Envolviendo la llanura del Genil, se extienden por el Noroeste los suelos arcillosos del Cubillas. En general se tratan también de unos limos arcillosos que llegan incluso a que la proporción de las arcillas se eleve, en algunos puntos, hasta más de la mitad de sus componentes. En definitiva, el limo es el elemento más común en la textura de los suelos, siendo la diferente proporción de las arcillas la que marca los matices. Muy escasa en la parte Sur, se forman suelos muy ligeros y arenosos de poca consistencia. Por el contrario, son suelos consistentes y más fuertes los que aporta especialmente el río Cubillas. La estructura de los suelos ofrece así unas condiciones muy favorables para la agricultura, ya que son suelos con un cierto equilibrio entre arcillas, limo y arena y con una gran homogeneidad en lo que se refiere a sus compuestos minerales. Mª Ángeles Ruiz Moreno 5

41 Anejo: Características del medio 5. HIDROLOGÍA 6. CLIMATOLOGÍA El término de Pinos Puente está recorrido en su sector más meridional por el río Genil, cauce principal que recorre toda la Vega y por el Cubillas y Velillos que aparecen por el noroeste del municipio hasta desembocar en el primero. Durante el Cuaternario, el drenaje superficial de la cuenca se ha ido jerarquizando en torno al río Genil, que en la actualidad continua siendo el único tronco. Todas las Sierras Subbéticas que circundan el borde Norte drenan hacia la depresión mediante los ríos Cubillas, Colomera y Velillos constituyendo su fuente de abastecimiento principal y aportando un caudal significativo al Genil por la margen derecha. En el proceso de encajonamiento de los ríos a lo largo del Cuaternario son debidas a influencias estructurales de la Depresión que determinan algunos aspectos fundamentales de su trazado. En esta línea habría que destacar el papel jugado en el interior de la zona deprimida por la elevación diapírica, ya mencionada, de las arcillas triásicas en el centro de la llanura y el que también juega la individualización de un área de hundimiento relativo en la parte oriental de la Depresión. La constante presencia de Sierra Elvira también tendría su influencia en el trazado de algunos cursos del borde Norte. El diapirismo del centro de la llanura desplazaría a los afluentes del Genil a las áreas de hundimiento relativo que antes o después de su elevación quedaban individualizadas dentro de la llanura; a ello se debe el desplazamiento hacia el Oeste de los cursos de agua que bajan del Subbético y que desembocan al Genil en la Vega de Loja. A la interposición de Sierra Elvira se debe en gran medida el trazado de la red del río Cubillas, que absorbe los barrancos que pudiera recibir el Genil por su orilla derecha para desembocar luego en él después de bordear Sierra Elvira. Estos accidentes estructurales solo han influido en una cierta ordenación de los afluentes del Genil y dotado de cierta individualidad a la cuenca del Cubillas. La hidrología de la zona se completa con el acuífero detrítico existente en el subsuelo de la llanura aluvial. Se trata de un embalse subterráneo natural de regulación anual (recursos, según las aportaciones de la lluvia útil, los ríos y la reversión de las aguas de riego). Su existencia se debe a la potente masa detrítica acumulada en el fondo de la depresión, de unos trescientos metros de espesor, apoyada directamente sobre las margas impermeables del Mioceno y Pliocuaternario. El eje del acuífero coincide con el trazado actual del río Genil y la profundidad del nivel de agua varía desde cero, hacia el Oeste, donde rebosa frecuentemente, hasta unos cien metros en lugares ya bastante alejados del término. Considerando los terrenos en estudio, éstos se encuentran sobre dicho acuífero y cerca del curso del río del Cubillas pero debido a que las obras a realizar sobre el entorno son mínimas no se ven alterados en ninguna medida. Habría que incluir el clima de Pinos Puente dentro del clima actual de la Comarca de la Vega, que se corresponde a grandes rasgos con el conjunto de los templados mediterráneos. La inexistencia de una estación meteorológica dentro del término, hace imposible la definición del microclima que sería propio del municipio; es por esto que hablaremos de las características del clima de la Vega en general, que muy bien nos van a reflejar las tendencias del clima de Pinos Puente. El clima de la comarca está sujeto a dos situaciones atmosféricas generales: el dominio de las borrascas en el Oeste de la península (de la que se desprenden temperaturas suaves o frías y la mayoría de las precipitaciones) y la disposición meridiana de los centros de acción, que rara vez llegan a producir precipitaciones continuas y a las que se deben las temperaturas más bajas. Estas situaciones atmosféricas generales se ven mediatizadas por diversos factores intrínsecos, sobre topográficos: el relativo aislamiento que le proporcionan los relieves orográficos circundantes (privando a la comarca de la influencia suavizadora del Mediterráneo) y su altitud media de 670 metros sobre el nivel del mar, que provoca descensos térmicos de gradiente. Finalmente, su condición de cubeta cerrada y con un suelo frecuentemente húmedo, favorece las inversiones térmicas, lo que provoca abundantes situaciones de neblinas matinales TEMPERATURAS En la provincia de Granada en general, el régimen térmico se rige por un fuerte contraste estacional entre un verano largo y caluroso, un invierno frío y no excesivamente amplio frente a la irrelevancia de la primavera y otoño. A lo largo del año la temperatura describe una curva ascendente con un máximo y un mínimo muy marcado, coincidente con el invierno y el verano respectivamente. Este ritmo anual térmico no presenta variaciones importantes en toda la provincia. Como se puede observar en la tabla a continuación, el mes de Enero representa junto con Diciembre la época más fría del año. A partir de enero las temperaturas empiezan un ascenso continuado que finaliza con el máximo de Julio-Agosto. El período cálido se inicia cuando la temperatura media de las máximas sobrepasa los 30ºC. En Pinos Puente este umbral puede verse claramente a partir del mes de Julio y hasta el mes de Septiembre. Mª Ángeles Ruiz Moreno 6

42 Anejo: Características del medio T TM Tm Enero 6,7 13 0,3 Febrero 8,5 15,3 1,8 Marzo 11 18,3 3,4 Abril 12,8 20,1 5,6 Mayo 16,8 24,6 9 Junio 21, ,9 Julio 24,8 34,4 15,2 Agosto 24,5 33,9 15 Septiembre 20,9 29,4 12,4 Octubre 15,5 22,7 8,2 Noviembre 10,7 17,2 4,2 Diciembre 7,6 13,5 1,8 Anual 15,1 22,8 7, IRRADIACIÓN Y TURBIDEZ Respecto a los principales parámetros decisivos para la elección de la zona y el rendimiento de la planta cabe mencionar que, para un ángulo horizontal, la irradiación solar en la zona es de 5160 Wh/m2 y la turbidez atmosférica medida a partir de la turbidez de Linke presenta un valor medio de 3,1 por lo que se considera una atmósfera limpia. En la siguiente tabla se pueden ver los datos de estos parámetros en la zona en cada mes: Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic I Tl 2,4 2,9 2,5 3,2 3,4 3,7 3,8 4,1 3,8 2,8 2,8 2, IRRADIACIÓN T: Temperatura media mensual TM: Temperatura mensual de las temperaturas máximas diarias Tm: Temperatura mensual de las temperaturas mínimas diarias Irradiación T TM Tm Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic TURBIDEZ 2 Turbidez 1 Tabla y gráfica: Temperaturas mensuales (ºC) 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Cabe mencionar que la amplitud térmica anual que resulta de la diferencia del mes más cálido y del mes más frío es de 18,1 ºC y la amplitud térmica extrema que resulta de la diferencia de la temperatura media de las máximas del mes más cálido y la media de las mínimas del mes más frío, es de 33,6 ºC. Estos valores nos indican que el clima de Pinos Puente presenta claras características de clima mediterráneo continental. Tabla y gráficas: Irradiación (Wh/m2) y turbidez Mª Ángeles Ruiz Moreno 7

43 Anejo: Características del medio 6.3. PRECIPITACIONES El régimen anual de precipitaciones de Pinos Puente al igual que el resto de la provincia de Granada se caracteriza por presentar dos situaciones extremas, un verano muy seco y un invierno relativamente lluvioso, como corresponde a un clima mediterráneo continentalizado del que también es característica la irregularidad pluviométrica y el carácter torrencial con que a veces se presentan las precipitaciones (el 22% de la lluvia en la comarca es en forma de tormenta). El volumen anual de precipitaciones es de 357 mm aproximadamente con una humedad relativa anual del 59 %. Como se muestra en la siguiente tabla, se ve claramente que la sequía de los meses de verano es notoria en evidente contraste con las elevadas precipitaciones en los meses más fríos como Enero y Diciembre. Finalmente, otro fenómeno meteorológico es el de las heladas, tanto en forma de rocío como de escarcha, cuya presencia puede extenderse desde octubre a mayo, debido sobre todo a la persistencia invernal de los anticiclones polares así como a los mecanismos de inversiones y radiaciones térmicas VIENTO El factor viento puede ser importante en la caracterización climática de una región pues se encuentra estrechamente relacionado con las condiciones de presión en la atmósfera, las cuales determinan a su vez, las precipitaciones y olas de calor que pueden afectar a un territorio. En este municipio, la escasez de vientos fuertes atenuados por las barreras montañosas tienen dirección dominante es la Noroeste (NW) y en muchos casos son sustituidos por brisas de montaña o valles locales. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual R H R: Precipitación mensual media (mm) H: Humedad relativa media (%) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Precipitación Humedad Tabla y gráfica: Precipitaciones y humedad relativa Mª Ángeles Ruiz Moreno 8

44 Anejo: Características del medio 7. USOS DEL SUELO 8. ACCESOS Los principales usos del suelo en el término municipal de Pinos Puente son el agrícola, el ganadero y el urbanístico e industrial, siendo los dos primeros de mayor relevancia y al mismo tiempo presentando una mayor incidencia sobre la conservación del propio recurso edáfico y sobre la estructura de los sistemas ecológicos. Dentro del uso agrícola del suelo se pueden distinguir los siguientes tipos de uso: - Cultivos herbáceos - Mosaico de cultivos - Olivares De entre los citados usos predominan claramente los cultivos herbáceos y los olivares, sobre todo en los términos cercanos al núcleo urbano. De ahí que la problemática general de la conservación de suelos esté muy vinculada a esta orientación agrícola. La carretera nacional N-432 constituye el principal acceso a Pinos Puente y cuyo trazado atraviesa el núcleo urbano de Este a Oeste en forma de travesía. Este vial en su parte oriental, conecta directamente este pueblo a la capital y también da opción de incorporarse a las autovías A-92 y A-44. En su parte occidental se enlaza con la carretera autonómica A-336 y a diferentes carreteras provinciales como son GR-NO-19 o GR-NO-31. Como accesos significativos también podemos mencionar la carretera provincial GR-213 que enlaza con la nacional N-323 en el entorno del embalse del Cubillas y la GR-NO-29 que une el municipio con el término municipal de Moclín. Por último mencionar los numerosos caminos al sur del municipio que ramifican la parte de la vega sirviendo tanto de caminos agrícolas como de viales de conexión con los distintos núcleos urbanos pertenecientes al término municipal. En la parcela de esta planta fotovoltaica existe un cultivo en olivar. Respecto a la calificación del suelo, según el capítulo XVII del Plan de Ordenación Urbanística de Pinos Puente, nuestra parcela se clasifica en suelo no urbanizable de protección natural o rural contemplando como usos permitidos actuaciones de interés público de carácter infraestructural como es un parque solar. Figura: Accesos al municipio de Pinos Puente En los terrenos utilizados para este proyecto tienen como acceso principal la carretera provincial GR-213 antes mencionada. Además posee otra entrada menos significativa por el camino agrícola que linda por la izquierda de la parcela justo en la zona donde la Vía Pecuaria atraviesa los terrenos. Figura: mapa usos del suelo (Fuente: ayuntamiento de Pinos Puente) Mª Ángeles Ruiz Moreno 9

45 Anejo: Características del medio 9. FLORA Y FAUNA 10. EFECTOS SÍSMICOS 9.1. VEGETACIÓN Asociada a zonas agroforestales La vegetación autóctona perviviente es residual y microparcelada, estando representada fundamentalmente por el encinar mediterráneo. En su estado climático, el encinar mediterráneo es una formación vegetal que aglutina una determinada variedad de especies florísticas, cuyo representante máximo es la encina, acompañada de una cohorte de especies que ocupan desde el estrato arbóreo y arbustivo hasta el muscinal y epidéndrico. Al aumentar la humedad del suelo por la proximidad del agua, esta vegetación cede gradualmente a favor de comunidades adaptadas a estas condiciones como son los álamos, sauces, olmos, tarajes, adelfas. Las construcciones de nueva planta que se construyan deberán seguir las prescripciones establecidas en la Norma de Construcción Sismorresistente NCSE-02, para la consideración de la acción sísmica, con el objetivo de evitar la pérdida de vidas humanas y reducir el coste económico que futuros terremotos puedan ocasionar. La citada norma delimita la peligrosidad sísmica de cada punto del territorio nacional en base a lo que denomina aceleración sísmica básica, cuyo valor se representa en relación al valor de la gravedad g, e indica un valor característico de la aceleración horizontal de la superficie del terreno. La figura siguiente muestra el mapa de peligrosidad sísmica, contenido en la NCSE-02, para la provincia de Granada. En los estadios regresivos surgen las comunidades de retamal, espinar, romeral, espartizal, jaral, tomillar según las condiciones del terreno y del estado de degradación que presente el encinar. Estos geosistemas naturales sólo se encuentran en el término como comunidades de ribera en la red fluvial (Velillos y Cubillas), sobre todo antes de su entrada en la llanura aluvial También existen repoblaciones de coníferas en el sector occidental de Sierra Elvira que no constituyen, en principio al menos, masas forestales destinadas a explotación maderera. Asociados a zonas de cultivo Los terrenos se encuentran cultivados en general y el regadío de la zona, desde el punto de vista agrobiológico, es muy productivo, cultivándose gran variedad de especies tanto leñosas,(principalmente chopos, frutales), como herbáceas (trigo, maíz, hortalizas, ajos, cebollas..) y asentándose sobre la práctica totalidad de la llanura. El cultivo de secano es lógicamente de menores rendimientos relativos. Sin embargo, en algunos sectores, la textura y estructura de los suelos y un inteligente aprovechamiento, lo hacen de gran calidad para los cultivos del olivar alcanza sus mayores producciones en la zona comprendida entre los ríos Cubillas y Velillos FAUNA Con la reducción de los hábitats que desencadenan una ausencia de cobertura vegetal especialmente densa debido a la acción antrópica del hombre condiciona una mayor abundancia especies de pequeño tamaño de reptiles, mamíferos, aves, anfibios e insectos. Figura: Mapa de peligrosidad sísmica distribuida por municipios (Fuente NCSR-02) Para Pinos Puente, se obtiene una a b = 0,22g por lo que la aceleración de cálculo será: Siendo: A c = S ρ a b ρ: coeficiente adimensional de riesgo. En este caso toma el valor 1. C: coeficiente de terreno que depende de las características geotécnicas del terreno. En este caso tiene el valor de 1,6. S: Coeficiente de amplificación del terreno. S = C/1,25 + 3,33(ρ a b /g - 0,11) (1 C/1,25) = 1,177 Por lo tanto a c = 0,259 Mª Ángeles Ruiz Moreno 10

46 Anejo: Características del medio Este valor habrá que tenerlo en cuenta para diseñar cualquier estructura, como refleja la norma. Como criterio de partida para la aplicación del sismo en la elaboración de proyectos, se parte de la citada aceleración sísmica básica y de la clasificación que establece la normativa en base a la importancia de la construcción estudiada. A los efectos de la NCSE-02, de acuerdo con el uso a que se destinan, con los daños que puede ocasionar su destrucción e independientemente del tipo de obra de que se trate, las construcciones se clasifican en: 11. ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS CARACTERÍSTICAS POBLACIONALES Como hemos dicho anteriormente, el término municipal de Pinos Puente lo constituyen en su mayoría los núcleos urbanos de Pinos Puente, Casanueva, Zujaira, Valderurubio, Trasmulas y Fuensanta. Según datos censales del 2011, tiene una población de habitantes y una densidad de 135,21 hab/km². De estos habitantes 9248 tienen residencia en Pinos Puente. 1. De importancia moderada. Aquellas con probabilidad despreciable de que su destrucción por el terremoto pueda ocasionar víctimas, interrumpir un servicio primario, o producir daños económicos significativos a terceros. 2. De importancia normal. Aquellas cuya destrucción por el terremoto pueda ocasionar víctimas, interrumpir un servicio para la colectividad, o producir importantes pérdidas económicas, sin que en ningún caso se trate de un servicio imprescindible ni pueda dar lugar a efectos catastróficos. 3. De importancia especial. Aquellas cuya destrucción por el terremoto, pueda interrumpir un servicio imprescindible o dar lugar a efectos catastróficos. En este grupo se incluyen las construcciones que sí se consideren en el planteamiento urbanístico y documentos públicos análogos así como en reglamentaciones más específicas. Podemos clasificar nuestra obra como de importancia moderada, por lo que no será necesario aplicar la norma sismorresistente. Figura: Pirámide de población del término municipal El núcleo de Pinos Puente es uno de los de mayor población de toda la vega de Granada, comarca en la que queda enmarcado. Sin embargo, si bien está aumentando su población en los últimos años, es un crecimiento lento y no se prevé un cambio brusco para un futuro próximo o lejano de mantenerse las actuales expectativas. Mª Ángeles Ruiz Moreno 11

47 Anejo: Características del medio A continuación se muestra un gráfico sectorial con las actividades económicas presentes en el municipio de Pinos Puente: Servicios; 31,10% Agricultura; 43,60% Figura: Pirámide de población de Pinos Puente Construcción ; 8,20% Industria; 15,90% Energia y agua; 1,10% Gráfico: gráfico sectorial de los sectores presentes en el municipio SISTEMA ECONÓMICO En este apartado se va a analizar la situación socioprofesional de los habitantes por medio de los datos referentes a población activa y al tipo de actividad que desempeña. La población activa y no activa a fecha del 2010 se muestra en la siguiente tabla: ACTIVOS NO ACTIVOS Ocupados Parados -16 año +16 años Total: Total: Tabla: distribución laboral En cuanto a población activa se refiere, vemos como el porcentaje de esta se sitúa en el 41,3% de la población, dando unos porcentajes de paro dentro de la misma del orden del 52,2% del total de activos. Dado que la agricultura es el sector económico que mayor porcentaje de la población ocupa (43,6%), podemos suponer que un elevado número de estos parados son jóvenes ya que además en las edades comprendidas entre 18 y 25 años, la tasa de escolarización es tan solo del 11,67%. Como se puede observar, la agricultura es la principal actividad económica estando a la cabeza el olivar de secano, seguido de maíz en regadío y diversos cereales como el trigo o la cebada, tanto en secano como en regadío y tubérculos y choperas de regadío. La parcelación agraria es muy alta, con parcelas que en la mayoría de los casos no superan la hectárea. El régimen de tenencia es el de propiedad, y en menor medida el de arrendamiento o aparcería. El sector servicios es el segundo en importancia en cuanto a ocupación de la población. Se puede decir que se encuentra mayoritariamente distribuido en el núcleo de Pinos Puente, ya que el resto de las poblaciones mantienen un carácter agrícola muy acentuado. Otro tanto ocurre con los sectores de industria y construcción, que juntos alcanzan un porcentaje elevado (24,1%) pero se ubican en su mayoría en Pinos Puente y alrededores (como el polígono existente a la entrada de la población) y que en el caso de la industria es del tipo de transformación de productos agroalimentarios (extracción de aceite de orujo, de harinas, etc.) y el caso de la limpieza y envasado de ajos existente en Valderrubio. Mª Ángeles Ruiz Moreno 12

48 ANEJO 3: ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS

49 Anejo: Estudio de las alternativas ÍNDICE 1. EMPLAZAMIENTO 2. DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS 3. PROCEDIMIENTO 4. SUPERFICIE ÚTIL 5. DATOS CLIMATOLÓGICOS LOCALES 5.1. RADIACIÓN SOLAR 5.2. TURBIDEZ 5.3. TEMPERATURAS 5.4. PLUVIOMETRÍA 6. ÁNGULO DE INCLINACIÓN ÓPTIMO 7. PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y SOMRA 7.1. ESTIMACIÓN DE SOMBRAS 7.2. PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN 7.3. VALORES LÍMITE 8. ALTERNATIVA DETALLES TÉCNICOS 8.2. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS. DISTRIBUCIÓN EN PLANTA 8.3. POTENCIA BRUTA A INSTALAR 8.4. INTERCONEXIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 8.5. ESTIMACIÓN PRODUCCIÓN DE ENERGIA DE LA INSTALACIÓN 9. ALTERNATIVA DETALLES TÉCNICOS 9.2. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE SEGUIDORES. DISTRIBUCIÓN EN PLANTA 9.3. POTENCIA BRUTA A INSTALAR 9.4. INTERCONEXIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 9.5. ESTIMACIÓN PRODUCCIÓN DE ENERGIA DE LA INSTALACIÓN 10. CUADRO RESUMEN Mª Ángeles Ruiz Moreno 2

50 Anejo: Estudio de las alternativas 1. EMPLAZAMIENTO Los datos catastrales de la parcela son los siguientes: La instalación solar fotovoltaica en estudio se va a situar en el municipio de Pinos Puente, en la provincia de Granada. Este municipio goza de una gran radiación solar y un ambiente muy limpio contando con un gran número de días soleados durante el año por lo que es apto para instalar un sistema fotovoltaico. A nivel local, la parcela donde se ubicará esta instalación se ha escogido debido a su orografía casi horizontal en el eje Norte-Sur y con una ligera pendiente ascendente en el eje Norte Sur favorable, a la proximidad de red eléctrica para su conexión a red y a los accesos como se verá posteriormente. Referencia catastral: 18161A SY Localización: Polígono 7 Parcela 15 TOMILLARES. PINOS PUENTE (GRANADA) Clase: Rústico Coeficiente de participación: 100% Uso: Agrario Superficie: m 2 Utilizando SIGPAC se ha identificado sus coordenadas UTM siendo: Huso: 30 X: m Y: m 2. DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS Se van a analizar dos alternativas para el proyecto, en un caso los módulos fotovoltaicos irán montados sobre una instalación fija y en el otro caso se ha optado por una instalación sobre seguidores de dos ejes, los cuáles cambian su ángulo de orientación a lo largo del día para ajustar su posición al movimiento solar. Para el cálculo de cada una de las instalaciones se van a emplear dos métodos: El primero seguirá el procedimiento que recomienda el Instituto de Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) mediante el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. Figura: Localización parque fotovoltaico Además se trata de una zona donde no existen montañas ni edificaciones en el entorno próximo que pudieran producir sombras o dificultar la explotación de la misma. El otro se llevará a cabo mediante un programa de simulación de instalaciones fotovoltaicas, PVsyst versión 5.0. Comparando ambos métodos se llegará una solución única, con la que se podrá obtener los ingresos anuales estimados para cada una de las opciones que se han planteado con anterioridad. Esta finca se encuentra al Norte del núcleo urbano y está limitada al Este con la carretera comarcal GR-213 por donde se accede a ella, al Oeste por un camino agrícola y al Norte por zonas de cultivo de olivar. La parcela está destinada a cultivo de olivar en su totalidad. Mª Ángeles Ruiz Moreno 3

51 Anejo: Estudio de las alternativas 3. PROCEDIMIENTO 3.1. SELECCIÓN DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Una vez seleccionado el inversor para una potencia nominal determinada, la potencia pico de los módulos debe ser entre un 5% y un 20% mayor que dicha potencia nominal. Este aumento de la potencia pico de los paneles, respecto a la potencia nominal del inversor, se debe a diferentes causas: Por un lado la potencia pico, o la potencia nominal de los módulos, se define como la que son capaces de generar en condiciones estándar de medida (CEM), o en condiciones de medida TONC (temperatura de operación nominal de la célula), respectivamente. Esto significa que son condiciones especiales, que no se darán habitualmente. Por lo tanto, los módulos, durante su operación normal, generarán menos potencia. Por otro lado, se producen pérdidas en el cableado, en el inversor, e incluso en los propios módulos debido a diversos factores que trataremos más adelante, que es preciso compensar para llegar a disponer de la potencia definida para los inversores. Generalmente los inversores están diseñados para soportar sobrecargas de un 15 a un 20%. También hay que considerar el peso de los módulos y sus soportes, las canalizaciones eléctricas, el personal de montaje y mantenimiento También es necesario tener en cuenta que los módulos hay que anclarlos y fijar la estructura de forma que cuando se produzcan dilataciones térmicas, no se transmitan los esfuerzos a los paneles. Una vez determinadas las estructuras que alojaran a los módulos, se conocen las dimensiones totales de las mismas. Con esta información, se calcula la distancia mínima entra las filas de los módulos para que las sombras entre ellas no perjudiquen el rendimiento de la instalación. Por otro lado, tampoco suele interesar espaciar demasiado las filas, por que el cableado necesario y las perdidas consiguientes también se verían incrementadas. A demás de que la superficie disponible para la colocación de los módulos suele estar limitada, por lo que determinar la distancia optima en horizontal entre módulos es una tarea muy importante. Para estimarla, se consideran las instrucciones que ofrece el IDAE en su web a través del Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones Conectadas a Red. La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por dicho procedimiento, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos SELECCIÓN DEL INVERSOR Una vez definida la potencia nominal de la instalación, la potencia del inversor debe corresponderse con este mismo valor (PN). Al seleccionar un inversor concreto, debe tenerse en cuenta los límites para la tensión e intensidad de entrada, porque la selección de los módulos dependerá de estos valores DETERMINACIÓN DE LA INTERCONEXIÓN DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Normalmente, se persigue formar ramas con el mayor número posible de módulos en serie. Por lo tanto la tensión total de cada rama es mayor, al ser la suma de la que genera cada módulo, y las pérdidas en corriente continua serán menores debido a que la intensidad se mantiene SELECCIÓN DE LAS ESTRUCTURAS SOPORTE Y CÁLCULO DELESPACIO ENTRE FILAS Una vez que se conoce el número de módulos a interconectar y sus dimensiones, se puede evaluar el tamaño de la estructura soporte. La estructura soporte ha de resistir con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y la nieve. En este sentido, hay que calcular las presiones y los esfuerzos a los que se ve sometida la estructura DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LA INSTALACIÓN Una vez conocidas las dimensiones de las estructuras portantes y las distancias entre ellas para aminorar los efectos por sombra, se procede a diseñar la distribución en planta de acuerdo a la superficie útil de la parcela. Además se prestará atención a cumplir los siguientes considerantes: Las casetas de control e inversores se intentarán ubicar en zonas donde no proyecten sombras a los paneles. La caseta de inversión y transformación se emplazará lo más cerca posible del punto de conexionado para que la línea de evacuación sea lo más pequeña posible disminuyendo así las pérdidas en el transporte. Se dotará de áreas suficientes libres de obstáculos para maniobras de vehículos y actividades varias. Se procurará dejar una distancia al vallado de 4 metros para evitar posible vandalismo y permitir la circulación interior. El trazado de los viales se hará de acuerdo al máximo aprovechamiento del terreno para la instalación. Los planos se elaborarán con el programa AUTOCAD. Mª Ángeles Ruiz Moreno 4

52 Anejo: Estudio de las alternativas 3.6. CÁLCULO DEL CABLEADO Donde: Cuando se conocen las distancias entre las filas de módulos, el número total de módulos a instalar, y el espacio ocupado por los mismos, se dispone de información suficiente para conocer las longitudes de los cables. En este punto también se dispone de información circulante por cada segmento de la instalación fotovoltaica. Por lo tanto, se puede calcular la sección de los conductores, para los tramos de corriente continua y para los de corriente alterna. Estas secciones deben asegurar que la caída de tensión de cada tramo no supere los límites establecidos por el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, además de permitir que la corriente que circula por ellos no produzca calentamiento excesivo que pueda llegar a dañarlos. Para dimensionar adecuadamente los cables que se emplean en una instalación solar fotovoltaica, hay que tener en cuenta las siguientes consideraciones: Selección del tipo de cable adecuado, según el tramo de instalación. Selección del sistema de instalación de los cables. Calculo de la sección. Para calcular la sección de los conductores, básicamente se elige el valor comercial disponible que cumpla los siguientes requisitos simultáneamente: - Caída de tensión: no deben superarse los límites establecidos para las caídas de tensión máximas asignadas a cada tramo de la instalación. - Criterio térmico: la sección elegida debe permitir el paso de la corriente del circuito son que se deteriore el aislamiento por la temperatura alcanzada. Por otro lado, los cables tienen unas características particulares según la función que desempeñen en la instalación fotovoltaica, distinguiendo: Cables de cadena Cables de grupo Cable principal de CC Cable de alimentación FV Las fórmulas para calcular la sección por caída de tensión son: Para corriente continua Para corriente alterna trifásica: Sct = 2 L Pc/ (Upm σ e) Sct = L Pc /( 3 U σ e) Pc es la potencia de cálculo [W] L es la longitud del circuito [m] U es la tensión nominal de salida del inversor [V] σ es la conductividad del material a emplear e es la caída de tensión máxima del tramo [V] Upm es la tensión máxima potencia del conjunto de módulos en serie [V] Ipm es la corriente para la máxima potencia del conjunto de cadenas o módulos en paralelo [A] El método para calcular la sección del conductor por criterio térmico o intensidad admisible se basa en que cada sección del conductor admita un valor máximo admisible de corriente, que no hay que superar. Según el REBT, la intensidad a considerar para el cálculo es: IC = 1,25 I N Siendo I N la máxima intensidad de cortocircuito del generador en condiciones estándar. Los valores máximos admisibles de corriente para cada sección están tabulados, según el tramo de la instalación considerado, y los tipos de cables de los que se trate DETERMINACIÓN DEL RENDIMIENTO ENERGÉTICO DE LA INSTALACIÓN El rendimiento energético de una instalación (PR) se define como la eficiencia de la instalación en condiciones normales de trabajo para el período de diseño. Este factor considera las pérdidas en la eficiencia energética debidas a: Temperatura Cableado Dispersión de parámetros y suciedad Errores en el seguimiento del punto de máxima potencia Eficiencia energética de otros elementos en regulación y operación de baterías (no en este proyecto) Eficiencia energética del inversor Otros PR puede englobar tantos factores como el diseñador pueda cuantificar, a fin de establecer un valor de eficiencia de la instalación lo más aproximado a las condiciones reales, y se estima mediante la siguiente expresión, y su valor varía en el tiempo en función de las distintas condiciones a las que se ve sometida la instalación: PR (%) = (100 A Ptemp) B C D E F Mª Ángeles Ruiz Moreno 5

53 Anejo: Estudio de las alternativas Cada uno de los términos de la expresión del PR es complejo por lo que se van a explicar por separado: Coeficiente A A = A1 + A2 + A3 + A4 A1: representa la dispersión de los parámetros entre los módulos debido a que no operan normalmente en las mismas condiciones que las reconocidas como estándares de medida, CEM. Un rango de valores del 10% es una dispersión elevada, un 5% es un valor adecuado, y valores inferiores al 5% se identifican como un buen campo solar en este aspecto. A2: representa el efecto del polvo y la suciedad depositada sobre los módulos solares. Éste es un valor muy variable, puesto que depende de la localización de la instalación. Evidentemente, una instalación próxima a una vía no asfaltada se encontrará más afectada que otra que este en otra zona más urbanizada. Lo mismo se puede esperar con la polución en las ciudades. La posibilidad de realizar mantenimientos periódicos en este aspecto influye a la hora de estimar este coeficiente. El rango de valores estaría entre 1% para instalaciones poco afectadas por el polvo y la suciedad, hasta el 8% donde este aspecto puede tener mayor influencia. A3: este término contempla las perdidas por reflectancia angular y espectral. Al acabado superficial de las células tiene influencia sobre este coeficiente, presentando mayores pérdidas en aquellas células con capas antirreflexivas que las que están texturizadas. También la estacionalidad influye en este término, aumentando las pérdidas en invierno, así como con la latitud. Un rango para este valor puede ser del 2 al 6%. A4: representa el factor de sombras, FS. Un rango válido para este factor puede ser de 1% (mínimo por defecto) al 10%, porcentaje a partir del cual las sombras comienzan a repercutir negativamente en el rendimiento de la instalación. Coeficiente Ptemp Este coeficiente representa las perdidas medias anuales debidas al efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas. Siendo: Ptemp (%) = 100 [1 0,0035 (T C -25)] T C = Tamb + (T ONC - 20) E/800 Tamb es la temperatura ambiente en ºC TONC es la temperatura de operación nominal del módulo fotovoltaico. Este valor lo proporciona el fabricante E esta la irradiancia solar en W/m2 La temperatura de las células se eleva por encima de la temperatura ambiente de forma proporcional a la irrradiancia incidente, lo que se tiene como consecuencia una reducción del rendimiento de las mismas. Coeficiente B Este coeficiente está relacionado con las pérdidas en el cableado de la parte de la corriente continua, es decir, entre los módulos fotovoltaicos y el inversor. Se incluyen las pérdidas en los fusibles, conmutadores, conexiones B = (1 Lcabcc) El valor máximo admisible para Lcabcc es 1,5%. Coeficiente C Coeficiente que, al igual que el anterior está relacionado con las perdidas en el cableado, pero en este caso en la parte de corriente alterna. Por este motivo, se calcula de una manera análoga al anterior coeficiente. C = (1 Lcabca) El valor máximo para Lcabca es 2% y un valor recomendable es 0,5%. Coeficiente D Está relacionado con las perdidas por disponibilidad de la instalación. Con este coeficiente se cuantifican las pérdidas debidas al paro de la misma, de forma parcial o total, debido a fallos en la red, mantenimiento Coeficiente E D = (1 Ldisp) Este valor representa los valores de eficiencia del inversor. En este caso hay que atender a los valores de rendimiento europeo, y a la potencia del inversor a utilizar. Coeficiente F Este coeficiente refleja las perdidas por no seguimiento del punto de máxima potencia (PMP) y en los umbrales de arranque del inversor. Unos valores de referencia para este coeficiente pueden estar entre el 5 y el 10% ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE LA INSTALACIÓN Para realizar una estimación de la energía aportada por un sistema de generación solar fotovoltaico conectado a red, basta con conocer el valor de radiación disponible en el plano de captación y el rendimiento global de la instalación que se diseña. Mª Ángeles Ruiz Moreno 6

54 Anejo: Estudio de las alternativas Se emplea la siguiente expresión: 4. SUPERFICIE ÚTIL Siendo: ED = Gdm (α,β) Pmp PR/G CEM Gdm (α,β) el valor medio mensual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en las condiciones de orientación e inclinación del plano de captación solar (kwh/m2 dia) Pmp es la potencia pico del generador (kwp) PR es el rendimiento energético de una instalación o Performa Ratio G CEM es un valor constante de 1 kw/m2. Debido a que la parcela se encuentra afectada o próxima a elementos limitantes se va a examinar cuáles de ellos afectan y cuál es la superficie libre que se dispone al final del proceso. Estas afecciones son: Tendido eléctrico: La finca es atravesada por su esquina NE por una línea eléctrica, debido a ello dejará una franja de 5 metros a cada lado según lo dispuesto en el Reglamento de Alta Tensión para este tipo de línea. Cauces: A la parte baja del entorno de la zona de proyecto se encuentra el Río Cubillas por lo que se estudiará si los terrenos se ven afectados por la zona de policía de dicho río. Esta zona de protección y seguridad de los cursos de agua (zona de policía) queda delimitada por una línea a 100 metros a ambos lados del albeo del cauce de acuerdo al Reglamento de Dominio Público Hidráulico. Además se tendrá en cuenta su superficie de inundación. Red de carreteras: Como se ha mencionado anteriormente, la finca queda delimitada al Este por una carretera provincial por lo que se debe de tener en cuenta la línea de No Edificación que según la tipología de la vía es de 25 metros desde la arista exterior de la calzada según lo dispuesto en la Ley 25/1.988 de Carreteras del Estado y en la Ley 8/2.001 de Carreteras de Andalucía. Vías pecuarias_ Esta parcela además limita con varias vías pecuarias. Por el Este nos encontramos con La Colada de las Rozas que no está deslindada; al Sur atraviesa la parcela La Colada de Caparacena y al Oeste existe un Camino agrícola del entorno. Según la Ley 3/1995 de Vías Pecuarias y su Reglamento 155/1.998 debe de dejarse una anchura de 8 metros legales. Zonas de protección medioambiental_ Se analizará si la zona de proyecto tiene algún tipo de protección conforme al Plan de Ordenación Urbanística de Pinos Puente. Según el capítulo XVII del anterior Plan, la parcela se clasifica en suelo no urbanizable de protección natural o rural contemplando como usos permitidos actuaciones de interés público de carácter infraestructural como es un parque solar. Por último, teniendo en cuenta los terrenos de vecinos, se dejará una franja de 3 metros a estos. A causa de las anteriores restricciones, la superficie se reduce de 4.1 Ha a 3.4 Ha útiles para la construcción de la instalación solar fotovoltaica. Estas afecciones se pueden contemplar en el plano número 2 de este proyecto. Mª Ángeles Ruiz Moreno 7

55 Anejo: Estudio de las alternativas 5. DATOS CLIMATOLÓGICOS LOCALES Irradiación( Wh/m2/día) 5.1. RADIACIÓN SOLAR Los datos de partida para el cálculo de la instalación son los solares, es decir, se precisa información de irradiación diaria media mensual sobre una superficie. Esta información puede obtenerse a través de varias fuentes, ya sean nacionales como la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET), o europeos, como es PVgis. Para el proyecto se han considerado los datos que proporciona este último a través de la página los siguientes: H h H opt D/G Hh Hopt Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual Hh: irradiación sobre un plano horizontal (Wh/m2/día) Hopt: irradiación sobre un plan con una inclinación óptima (Wh/m2/ día) D/G: difusión de la irradiación global 5.2. TURBIDEZ Tabla y gráfica: Irradiación solar La turbidez atmosférica se estudia a partir del factor de Turbidez de Linke, que se puede interpretar como la atenuación de la radiación solar producida por partículas sólidas y líquidas en la atmósfera, es decir, es un indicador de la densidad óptica del medio húmedo y brumoso en relación a una atmósfera limpia y seca. A mayor índice de turbidez, mayor radiación difusa, menor visibilidad. T L Enero 2,4 Febrero 2,9 Marzo 2,5 Abril 3,2 Mayo 3,4 Junio 3,7 Julio 3,8 Agosto 4,1 Septiembre 3,8 Octubre 2,8 Noviembre 2,8 Diciembre 2,4 Anual 3, Turbidez Tabla y gráfica: Turbidez Mª Ángeles Ruiz Moreno 8

56 Anejo: Estudio de las alternativas La turbidez obtenida presenta valores pequeños lo que el rendimiento de la instalación no se verá influenciado por este parámetro TEMPERATURAS En lo que respecta a la climatología, los parámetros de Pinos Puente se engloban dentro del denominado clima mediterráneo continental, caracterizado por inviernos fríos y secos, siendo habituales las heladas, mientras que los veranos son muy calurosos. La temperatura media anual se sitúa en torno a los 17º C. Para la temperatura media diaria se han considerados los datos proporciona el PVgis a través de la página son los siguientes: T 24h (ºC) Enero 9,1 Febrero 10,4 Marzo 13,2 Abril 14,9 Mayo 18,6 Junio 23,7 Julio 26,2 Agosto 26,0 Septiembre 21,9 Octubre 18, Temperatura media diaria 5.4. PLUVIOMETRIA En lo que respecta a las precipitaciones, no alcanzan los 500 milímetros al año de media, presentando una fuerte sequía estival en los meses de julio y agosto y máximos en primavera. Se presentan a continuación los datos de las lluvias medias a lo largo del año obtenidos del servidor de datos de AEMET de una estación pluviométrica situada en el municipio: P (mm) Enero 41 Febrero 38 Marzo 30 Abril 38 Mayo 28 Junio 17 Julio 4 Agosto 3 Septiembre 16 Octubre 42 Noviembre 48 Diciembre 53 Anual Tabla y gráfica: Precipitación media mensual y anual (mm) Precipitación media mensual Noviembre 12,5 Diciembre 9,7 Anual 17 Tabla y gráfica: Temperatura media diaria Mª Ángeles Ruiz Moreno 9

57 Anejo: Estudio de las alternativas 6. ÁNGULO DE INCLINACIÓN El ángulo de inclinación varía a lo largo del año, debido a la distinta inclinación con la que inciden los rayos del Sol en las distintas estaciones. Se observa que este ángulo disminuye en la época estival debido a que los rayos inciden más perpendicularmente. El ángulo proporcionado por PVgis en la zona Norte de Pinos Puente es de 33º por lo que es el que se tomará posteriormente en la instalación de los paneles fotovoltaicos. 0º 30º 33º 35º 90º Enero Febrero Marzo Abril Mayo β Enero 61 Junio Julio Febrero 54 Marzo 41 Abril 25 Mayo 12 Junio 3 Julio 7 Agosto Inclinación óptima mensual Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual Septiembre 36 Octubre 50 Noviembre 60 Diciembre 64 En la tabla anterior podemos observar con mayor claridad la influencia del grado de Inclinación en instalaciones solares fotovoltaicas fijas, viendo como para el ángulo de 90º obtenemos el menor rendimiento y para el de 30º el de mayor. Anual 33 Tabla y gráfica: Ángulos de inclinación óptimos mensuales y anuales (º) Para corroborar que este ángulo es el óptimo para la instalación fotovoltaica en la zona de proyecto vamos a comparar las irradiancias con distintas inclinaciones de panel en las mismas coordenadas geográficas: Mª Ángeles Ruiz Moreno 10

58 Anejo: Estudio de las alternativas 7. PÉRDIDAS DE ORIENTACIÓN, INCLINACIÓN Y SOMBRAS 7.1. ESTIMACIÓN DE SOMBRAS Para dimensionar correctamente una instalación fotovoltaica es necesario determinar los planos de sombra en el campo de paneles durante las diez horas que se consideran de insolación estimándose el porcentaje de radiación solar que se perdería. Para calcular las pérdidas que se producen debido a sombras en los módulos fotovoltaicos, se va a seguir el anexo III del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red que proporciona IDAE que además marca los umbrales límite de estas pérdidas como se verá más adelante. En el caso de este proyecto, al encontrarse en un terreno relativamente llano y cumpliendo con las distancias mínimas calculadas conforme especifica también este Pliego, este factor va a ser casi nulo. No obstante, se va a verificar dicha afirmación. Primeramente se ha obtenido el perfil de obstáculos que el programa PVgis proporciona al introducir las coordenadas exactas del emplazamiento. Figura: Diagrama de la trayectoria del Sol anual En este caso, el porcentaje de cada una de las áreas afectadas son las siguientes: D13 B11 B9 A9 A10 D14 20 % 50 % 5 % 60 % 10 % 20% Considerando la tabla V.1 de dicho anexo que expresa los coeficientes de pérdidas para cada una de las áreas con una inclinación de 35º y una orientación de 0º, debido a que es la más aproximada, obtenemos el factor de pérdidas por sombras. Figura: Perfil de obstáculos (Fuente: PVgis) Superponiendo este perfil de obstáculos al diagrama de trayectorias del sol, que muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo del año; seguidamente se identifica las porciones que están afectadas por sombras, y en qué tanto por ciento están afectadas por dichas sombras. β = 35 º, α = 0º A B C D , ,01 0,12 0,44 9 0,13 0,41 0,62 1, ,95 1,27 2,76 5 1,84 1,5 1,83 3,87 3 2,7 1,88 2,21 4,67 1 3,15 2,12 2,43 5,04 2 3,17 2,12 2,33 4,99 4 2,7 1,89 2,01 4,46 6 1, ,65 3,63 8 0,98 0,99 1,08 2, ,11 0,42 0,52 1, ,02 0,1 0, ,02 β es el ángulo de inclinación y α es el ángulo de acimut. Mª Ángeles Ruiz Moreno 11

59 Anejo: Estudio de las alternativas 0.12%. Por lo tanto, las pérdidas por sombreado FS (% de irradiación global incidente anual) son Una vez obtenidos estos valores se corregirán en función de la diferencia de latitud de la zona de estudio y la de 41º mediante las siguientes fórmulas: Inclinación máxima = 60 (41 37,262 ) = 56, PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN En este apartado se calculan los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles que contempla el pliego. Para calcular las pérdidas que se producen debido desviaciones de orientación y/o inclinación de los módulos fotovoltaicos, se va a tomar como guía el Anexo II del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red que proporciona IDAE en donde además, se marcan los umbrales límite de estas pérdidas como se verá más adelante. La latitud de la zona de proyecto es de 37,262 º. Conociendo el acimut de los paneles que en este caso es de 0º (orientados totalmente al Sur), determinamos en la figura 3 de dicho anexo los límites de inclinación en el caso de latitud de 41º. Inclinación mínima = 7 (41 37,262 ) = 3,262 Por tanto, esta instalación cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación y se puede considerar por tanto que la orientación de los módulos y su inclinación (33º), hacen que las pérdidas a considerar sean muy bajas. Para calcular cuales son las pérdidas concretas hacemos uso de la siguiente fórmula teniendo con cuenta que nuestra inclinación está comprendida entre 15 <β < 90 : 0,39 % Entonces, estas pérdidas (%) son igual a 100 [1, (β 37, ) 2 + 3, α 2 ] = 7.3. PERDIDAS LÍMITES Los valores de dichas pérdidas cumplen con mucho margen con los valores umbral de la tabla I de dicho pliego considerando el caso más similar a los descritos que es el caso general, por lo tanto: Orientación e inclinación ( OI) Sombras (S) Total (OI + S) Caso general 10 % 10% 15 % En nuestro caso los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de la región 90 %-95 %), máximo para el caso general, con la recta de azimut 0 nos proporcionan una inclinación máxima de 60º y una inclinación mínima de aproximadamente 7º. Mª Ángeles Ruiz Moreno 12

60 Anejo: Estudio de las alternativas 8. ALTERNATIVA 1: INSTALACIÓN FIJA La alternativa con paneles solares en estructura soporte fija se va a analizar con una inclinación óptima y una orientación completamente al Sur. El procedimiento de estudio a grandes rasgos va a ser como primer paso calcular el número de paneles conocida el área efectiva de la parcela, el tipo de módulo fotovoltaico y la distancia mínima para no tener pérdidas excesivas por sombras. Una vez obtenido, se hallará la potencia generada y la producción estimada anual del Parque Solar DETALLES TÉCNICOS En este apartado se va a seleccionar los elementos principales de la instalación y se van a recoger los datos fundamentales de estos para los posteriores cálculos PANEL FOTOVOLTAICO El panel escogido es el módulo fotovoltaico policristalino IBC Polysol 230 LS (230Wp) de IBC Solar ya que, tras haber realizado varios prediseños con varios modelos de paneles fotovoltaicos, es con el que se obtenía mejores resultados de performance ratio bajo las mismas condiciones de proyecto. Estos paneles están garantizados para 25 años, que será la vida útil de la instalación teniendo un rendimiento del 90% los primeros 10 años y un 80% al menos los primeros 25 años. Se presentan a continuación sus características técnicas y mecánicas de dicho módulo: Modelo Condiciones estándar de medida (STC) Potencia máxima (Wp) Tensión en punto de máxima potencia (Umpp) Corriente en punto de máxima potencia (Impp) Tensión de cortocircuito (Uoc) Corriente de cortocircuito (Ioc) Condiciones de operación nominal Temperatura de operación nominal de la célula (TONC) Potencia nominal Tensión en punto de máxima potencia (Umpp) Pérdidas Dimensiones Peso Tensión de cortocircuito (Uoc) Corriente de cortocircuito (Ioc) IBC Polysol 230 LS 230 W 29,7 V 7,74 A 36,7 V 8,72 A 45 ºC 165,1 W 26,1 V 33,8 V 6,85 A Eficiencia 14 % Rango de tolerancias 0-5 % Pérdida de potencia por Tª Pérdida de tensión por Tª Pérdida de corriente por Tª -0,44 %/ºC mv/ºc 0,06 %/ºC 1653x995x45 mm 20 kg Condiciones Estándar de Medida (CEM): Irradiación solar de 1000 W/m 2 Distribución espectral AM 1,5 G Temperatura de célula de 25 C. Condiciones de operación nominal de las células (TONC) Irradiación de 800 W/m² (incidencia normal) Distribución espectral AM 1.5, temperatura ambiente de 20 C Velocidad del viento de 1 m/s. Mª Ángeles Ruiz Moreno 13

61 Anejo: Estudio de las alternativas INVERSOR Las principales características vienen determinadas por la tensión de entrada del inversor, que se debe adaptar a la del generador, la potencia máxima de salida, la frecuencia y la eficiencia. De esta forma se podrá evacuar a la red de distribución toda la energía producida. Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica en Baja Tensión y Compatibilidad Electromagnética. El inversor proyectado es la estación Sunny Central 800 MV de inyección directa a media tensión de SMA-Ibérica que presenta las siguientes características: Figura: Estructura soporte FS 2V Datos de entrada CC Datos de salida AC Modelo Sunny Central 800 MV Potencia nominal 816kW Potencia máxima 900 KW Tensión entrada máxima 1000 V Rango de tensión en punto de máxima potencia (MMP) V Corriente máxima de entrada 1986 A Número de entradas en CC Potencia asignada (25ºC) Potencia nominal de AC ( 45ºC) Tensión nominal de AC Corriente máxima de salida Frecuencia nominal 880 kva 800 kva V 25,4 A 50 Hz Rendimiento europeo 97,3 % Dimensiones (ancho/alto/fondo) Peso 5400/3620/3000 mm kg Esta estación está compuesta a su vez de dos inversores Sunny Central 400 HE e incluye un centro de transformación trifásico con salida a media tensión ESTRUCTURA SOPORTE Los paneles del campo generador se situarán sobre estructuras hincadas en el terreno debido a que su montaje es sencillo y se realiza en un periodo muy corto de tiempo. Esta estructura resistirá el peso propio de los módulos, las sobrecargas de viento y nieve según la norma NBE-AE-88. El modelo elegido de estructura soporte es el FS 2V del fabricante Schletter con riostra diagonal que le aporta más robustez al sistema. Esta instalación se ejecuta en pack de 10 módulos en horizontal por 2 en vertical por lo que cada conjunto alberga 20 paneles. Las dimensiones más importantes del conjunto son: Longitud total del soporte.10 mts Distancia entre terreno y primera fila 0,50 mts Angulo de inclinación del soporte.. 33 º Altura total del soporte panel 33 º..2,4 mts Los materiales utilizados para su construcción son: Para elementos de fijación y tornillos se usa acero galvanizado en calor o acero inoxidable. Para los perfiles donde se colocan los paneles están realizados con acero galvanizado. Para los fustes se ha utilizado acero galvanizado DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE PANELES. DISTRIBUCIÓN EN PLANTA Teniendo en cuenta que se va a dimensionar la estructura soporte para ubicar dos paneles en vertical y considerando el ángulo de inclinación de 33º, se calcula la distancia mínima entre filas de paneles para que las sombras entre ellos no perjudiquen el rendimiento de la instalación. Para estimarla, se consideran las instrucciones que ofrece el IDAE en su web a través del Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones Conectadas a Red. La distancia d, medida sobre la horizontal, entre el final de una fila de módulos y el principio de la siguiente, o entre una fila y un obstáculo de altura h que pueda producir sombras sobre la instalación, deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión: d = h / tan (61 latitud) donde 1/ tan (61 latitud) es un coeficiente adimensional denominado k. Mª Ángeles Ruiz Moreno 14

62 Anejo: Estudio de las alternativas 8.4. INTERCONEXIÓN DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Una vez elegido el módulo fotovoltaico y el inversor vamos a calcular el número de módulos en serie por ramal, Ns, y el número de ramales en paralelo, Np, que pueden instalarse por cada inversor. Teniendo en cuenta tal como se ha indicado en el apartado de características técnicas del inversor y generador fotovoltaico, tenemos: Figura: Esquema distancia entre filas (Fuente: IDAE) Para nuestro caso, considerando que la latitud de la ubicación del campo solar es de 37,26 º tenemos: k = 1 / tan (61 37,26) = 2,27 Tensión a circuito abierto del generador Tensión máxima del generador Rango de tensiones de entrada del inversor Corriente máxima de entrada del inversor 36,7 V 29,7 V V 1986 A La altura h, la calculamos mediante trigonometría obteniendo un valor de 1,80 metros. La distancia d es de: d= k x h = 1,80 x 2,27 = 4,09 metros A la hora de la configuración en planta de las filas, se va a utilizar la distancia entre el principio de una fila y el principio de la siguiente, D T, ya que resultará más cómodo que este número sea un número entero: D T = d 1 + d d 1 es la proyección horizontal del panel en su inclinación final. Dicha distancia d 1 es de 2,78 metros. d es el espacio calculado entre filas. Por lo tanto la distancia D T será: D T = 2,78 + 4,09 = 6,87 metros. Finalmente se ha escogido una distancia de 7 metros conllevando la disposición 37 filas de longitud variable tal y como se muestra en el plano adjunto número 3. A nivel de este estudio no se va a considerar la reducción de dicha distancia ocasionada por la pendiente ascendente del terreno para quedarnos del lado de la seguridad POTENCIA BRUTA A INSTALAR La potencia de la instalación será igual a la potencia de cada uno de los paneles(230 ap.) por el número total de ellos instalados (7640), lo que es igual a kwp. MÓDULOS EN SERIE Para determinar número de módulos que estarán conectados en serie en cada ramal se tendrá en cuenta que la tensión máxima y mínima producida por dicho ramal estará comprendida dentro del rango de tensiones de entrada del inversor. Por otra parte se tendrá en cuenta que el valor máximo de la tensión de entrada del inversor corresponda a la tensión a circuito abierto del generador fotovoltaico. En este caso, se va a prefijar el número de módulos de cada ramal para facilitar el trabajo de conexión y se va a comprobar si con ellos nos encontramos dentro del rango de tensiones admisible por el inversor: Suponiendo 20 paneles, la tensión de la rama en el punto de máxima potencia, Ts,max, es: Ts, max = 20 29,7 = 594 V Como nos quedamos dentro del rango, cada ramal contará con 20 paneles en serie. La tensión en circuito abierto del ramal, Ts,oc, es: Ts,oc = Número de placas en serie Voc = = 734 V La potencia máxima por rama, Ps,max, es: Ps, max = = W Mª Ángeles Ruiz Moreno 15

63 Anejo: Estudio de las alternativas MÓDULOS EN PARALELO El número de ramales en paralelo se determina como el cociente entre la potencia pico del generador fotovoltaico que le llega a un inversor, Pp,fv, y la potencia pico de un ramal, Pp,s: Np = Pp,fv / Pp, s Sustituyendo valores: Np = ((7640/2)*230) / (230*20) = 191 ramales Además se debe de cumplir que la corriente de cortocircuito máxima de cada ramal por el número de ramales en paralelo será menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor, lo comprobamos: Np x Ioc, s < Imax,inv =>191 8,72 = 1.665,52 A < 1986 A Por lo que no tenemos que modificar el número de ramales. La potencia total instalada en el campo solar, P T, es = W siendo la potencia nominal de la instalación de 1,6 MW. En resumen, para la instalación de sistema fotovoltaico fijo se va a configurar en 20 paneles por ramal con un total de 382 ramales distribuidos en dos subcampos de igual potencia ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE LA INSTALACIÓN SEGÚN MÉTODO DE IDAE Primeramente se va a cuantificar el rendimiento energético de la instalación (PR) que se define como la eficiencia de la instalación en condiciones normales de trabajo para el período de diseño. El valor de las pérdidas para su cálculo se detalla a continuación: Pérdidas por dispersión de los parámetros entre los módulos (A1) : se ha escogido una pérdidas de un 3 % que es aproximadamente mayor que el valor medio del rango de tolerancia que nos ha dado el fabricante de los módulos. Pérdidas por efecto del polvo y la suciedad depositada sobre los módulos solares (A2) : debido a que los viales limítrofes no están asfaltados a excepción de uno, se va a considerar un 2 % que corresponde a una situación moderada de polvo y suciedad. Pérdidas por reflectancia angular y espectral (A3) :Se tomarán unas pérdidas de un 3 % que es el valor medio anual estimado en el pliego de condiciones. Factor de sombras (A4) :Se considerará un factor de sombra de un 1 %. Pérdidas en el cableado de la parte de corriente continua (B) : lo calculamos considerando el valor máximo admisible que es de 1,5 %: B = (1 - Lcabcc) = (1 0,015) = 0,985 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas en el cableado de la parte continua es de 0,985. Pérdidas en el cableado de la parte de corriente alterna (C) : Se elige el valor máximo admisible de pérdidas en el cableado en la parte alterna que es de un 2 %, entonces: C = (1 - Lcabca) = (1 0,02) = 0,98 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas en el cableado de la parte alterna es de 0,98. Pérdidas por disponibilidad (D) : Se escoge un valor del 5 %. D = (1 - Ldisp) = (1 0,05) = 0,95 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas por disponibilidad de la instalación es de 0,95. Pérdidas por el rendimiento del inversor (E) : En este caso el fabricante nos da un rendimiento europeo del 97,3 %. Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador (F) : Tomaremos como un valor de referencia el 3 % de forma que: F = (1 - Ldisp) = (1 0,03) = 0,97 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador es de 0,97. Pérdidas por temperatura (Ptemp) : Las pérdidas medias anuales debidas al efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas se calculan según la siguiente fórmula: Ptemp (%) = [1 0,0035 (Tc - 25)] Siendo Tc = Tamb + (TONC 20) (E / 800) A continuación calculamos la temperatura de trabajo de las células solares y las pérdidas debidas al efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas en cada mes: Total de pérdidas en el generador (A) : es la suma de las anteriores: A = A1 + A2 + A3 + A4 = 3 % + 2 % + 3 % + 1 % = 9 % Mª Ángeles Ruiz Moreno 16

64 Anejo: Estudio de las alternativas Tamb Irradiancia W/m2 Tc Ptemp (%) Enero 9,1 351,67 20,09-1,72 Febrero 10,4 410,83 23,24-0,62 Marzo 13,2 501,67 28,88 1,36 Abril 14,9 518,33 31,10 2,13 Mayo 18,6 545,00 35,63 3,72 Junio 23,7 602,50 42,53 6,13 Julio 26,2 627,50 45,81 7,28 Agosto ,33 45,32 7,11 Septiembre 21,9 545,83 38,96 4,89 Octubre ,17 32,51 2,63 Noviembre 12,5 382,50 24,45-0,19 Diciembre 9,7 347,50 20,56-1,55 Media anual ,99 32,41 2,59 El rendimiento energético de la instalación (PR) es: La producción energética del parque es : Gdm (α,β) (kwh/m 2 día) Pmp Ed (kwh/dia) Ed kwh/mes Enero 4, ,2 6138, ,23 Febrero 4, ,2 7087, ,81 Marzo 6, ,2 8470, ,57 Abril 6, ,2 8676, ,04 Mayo 6, ,2 8961, ,83 Junio 7, ,2 9636, ,06 Julio 7, ,2 9901, ,40 Agosto 7, ,2 9776, ,17 Septiembre 6, ,2 8857, ,52 Octubre 5, ,2 7727, ,65 Noviembre 4, ,2 6568, ,40 Diciembre 4, ,2 6055, ,47 ANUAL ,14 PR (%) Enero 82,79 Febrero 81,81 Marzo 80,07 Abril 79,38 Mayo 77,98 Junio 75,85 Julio 74,83 Agosto 74,99 Septiembre 76,95 Octubre 78,95 Noviembre 81,44 Diciembre 82,64 Media Anual 78, SEGÚN PROGRAMA PVSYST El modelo se ha configurado con el mismo número total de paneles y la misma distribución en serie y paralelo calculado anteriormente verificándose que es adecuado y entrando dentro de la distribuciones posibles más óptimas. Los resultados arrojados por dicho programa son los siguientes: Mª Ángeles Ruiz Moreno 17

65 Anejo: Estudio de las alternativas Figura: Curvas de Iso-sombreados (Fuente PVsyst 5.0) Gráfica: Producciones normalizadas por kw instalado (Fuente PVsyst 5.0) Gráfica: Factor de rendimiento mensual y anual, PR (Fuente PVsyst 5.0) Tabla: Resultados principales (Fuente PVsyst 5.0) Mª Ángeles Ruiz Moreno 18

66 Anejo: Estudio de las alternativas 9. ALTERNATIVA 2: INSTALACIÓN CON SEGUIDOR En una instalación de este tipo en funcionamiento normal, el seguidor solar orienta los paneles fotovoltaicos de forma que la radiación solar directa es en todo momento perpendicular a la superficie de los mismos, obteniéndose así la máxima producción eléctrica posible. Este movimiento puede incrementar la producción alrededor de un 35%. Determinada el área efectiva de la parcela y escogidos el tipo de panel solar fotovoltaico e inversor se puede proceder a la distribución de la instalación para conocer el número de paneles que podemos instalar y así hallar la potencia generada DETALLES TÉCNICOS En este apartado se va a seleccionar los elementos principales de la instalación y se van a recoger los datos fundamentales de estos para los posteriores cálculos PANEL FOTOVOLTAICO El panel escogido al igual que en el caso anterior es el módulo fotovoltaico policristalino IBC Polysol 230 LS (230Wp) de IBC Solar. Estos paneles están garantizados para 25 años, que será la vida útil de la instalación teniendo un rendimiento del 90% los primeros 10 años y un 80% al menos los primeros 25 años INVERSOR Figura: Diagrama de pérdidas durante el año (Fuente PVsyst 5.0) Comparando las producciones energéticas obtenidas mediante ambos métodos, se observa que hay una diferencia 20MWh más en la producción calculada según IDAE(que supone el 0,7 % del total) a pesar de que el perfonmance ratio calculado con este método es ligeramente inferior. Esta diferencia surge por la variación a la hora de elegir las pérdidas que se producen por sombra y por temperatura mayoritariamente, puesto que en las referencias a estas pérdidas que se aconsejan en la bibliografía consultada para desarrollar la hoja de cálculo, establecían un margen de pérdidas distinto al obtenido por la simulación del programa. Los inversores escogidos para esta alternativa cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica en Baja Tensión y Compatibilidad Electromagnética. En este caso y debido a la potencia instalada se va a optar por la estación Sunny Central 1000 MV de inyección directa a media tensión de SMA-Ibérica que presenta las siguientes características: Como dato para la producción anual, se va a considerar la calculada por el PVsyst, debido a que es la más restrictiva. En estudios, posteriores se llevaran a cabo estudios más detallados de las pérdidas para poder afinar su valor. Mª Ángeles Ruiz Moreno 19

67 Anejo: Estudio de las alternativas Datos de entrada CC Datos de salida AC Modelo Potencia nominal Potencia máxima Tensión entrada máxima Rango de tensión en punto de máxima potencia (MMP) Corriente máxima de entrada Sunny Central 1000 MV 1018 KW 1120 kw 1000 V V 2484 A Número de entradas Potencia asignada (25ºC) Potencia nominal de AC ( 45ºC) Tensión nominal de AC Corriente máxima de salida Frecuencia nominal 1100 kva 1000 kva V 31,8 A Hz Rendimiento europeo 97,5 % Dimensiones (ancho/alto/fondo) Peso 5400/3620/3000 mm kg Figura: Seguidor a dos ejes ADES 8F22 Los paneles fotovoltaicos se disponen a diferente nivel y a dos vertientes para permitir una mejor ventilación y un menor coeficiente de resistencia al viento. Además el seguidor dispone de sistemas de seguridad que protegen los paneles fotovoltaicos frente a condiciones ambientales desfavorables. Esta estación de inversión está compuesta a su vez de dos inversores Sunny Central 500 HE e integra un centro de transformación a media tensión SEGUIDOR Se ha optado por un seguidor a dos ejes, acimutal y cenital de la marca ADES y modelo 8F22. El seguidor fotovoltaico ADES 8F22 es una estructura anclada al terreno y auto-orientable automáticamente, sobre la que se instala un conjunto ordenado de módulos fotovoltaicos. Está diseñada para resistir el peso propio de los módulos, las sobrecargas de viento y de nieve según la norma NBE-AE- 88. dos ejes: A continuación se expones las características técnicas facilitadas por el fabricante del seguidor a Modelo ADES 8F22M Características físicas Configuración parrilla 8 filas de 22 metros Dimensión parrilla (ancho/alto) 22 / 13,5 metros Fuste (diámetro/alto) 1,4 / 1,8 metros Inclinación 0 49 º Barrido acimutal 250 º Características mecánicas Viento 110 km/h Peso 6000 kg Este seguidor consta de los siguientes componentes fundamentales: Cimentación Columna Rodamiento de orientación acimutal Brazos soporte Mª Ángeles Ruiz Moreno 20

68 Anejo: Estudio de las alternativas Bastidores articulados Filas porta-paneles Soportes de paneles Motorización Sistema de control Sistemas de seguridad: descargadores de sobretensiones de alta tensión para rayos, etc. La altura del seguidor, h, la calculamos mediante trigonometría y tiene un valor de 7,35 metros. La distancia d es de: d= k x h = 7,35 x 2,27 = 16,69 metros A la hora de la configuración en planta de las filas, se va a utilizar la distancia entre el principio de una fila y el principio de la siguiente, D T, ya que resultará más cómodo que este número sea un número entero: D T = d d 9.2. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE SEGUIDORES. DISTRIBUCIÓN EN PLANTA Una vez determinadas las estructuras que alojaran a los módulos y sus dimensiones, se calcula la distancia mínima entre seguidores para que las sombras entre ellos no perjudiquen el rendimiento de la instalación. Para estimarla, se consideran las instrucciones nuevamente que ofrece el IDAE en su web a través del Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones Conectadas a Red. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión: d = h / tan (61 latitud) donde 1/ tan (61 latitud) es un coeficiente adimensional denominado k. d:teniendo en cuenta que las dimensiones de la parrilla del seguidor con los paneles colocados es de 22 x 14 metros, dicha distancia es de 5,66 metros. d 1 : es el espacio calculado entre seguidores anterior. Finalmente, la distancia mínima entre un seguidor y los de su alrededor, D T será: D T = 2 x 5, ,69 = 28,01 metros. Todos los cálculos se han realizado con una inclinación de 33º. Como ya se sabe, esta inclinación no va a ser fija ya que como se explicó la posición de los seguidores cambia a lo largo del día y del año pero se establece ésta por ser la óptima. Por lo tanto y para trabajar con números enteros, se ha escogido una distancia de 30 metros conllevando la disposición de 27 estructuras de seguidor en la superficie útil de la finca. Aumentar mucho esta distancia no tiene sentido ya que el aumento energético no es significativo en comparación con el aumento de la superficie necesaria para una misma potencia. La distribución se ha hecho al tresbolillo para un mejor aprovechamiento del espacio. De esta forma también se produce una mejora en las primeras y últimas horas del día ya que es cuando el Sol incide de Oeste y Este y los rayos son más tendidos POTENCIA BRUTA A INSTALAR Primeramente se va a diseñar la parrilla de los seguidores solares teniendo en cuenta sus dimensiones y las dimensiones de los paneles fotovoltaico. Figura: Esquema distancia entre seguidores solares (Elaboración propia) Para nuestro caso, considerando que la latitud de la ubicación del campo solar es de 37,26 º tenemos: k = 1 / tan (61 37,26) = 2,27 Como dichos paneles tienes unas dimensiones de 1653 x 995 podemos distribuir 8 filas con 22 paneles cada una que nos da un total de 176 paneles por seguidor. La potencia pico de cada seguidor se obtiene al multiplicar la potencia de cada módulo por el número de éstos siendo Wp. La potencia de la instalación será igual a la potencia de cada uno de los ejes seguidores por el número total de seguidores lo que es igual a 1.093kWp. Mª Ángeles Ruiz Moreno 21

69 Anejo: Estudio de las alternativas Se observa que se ha obtenido para el mismo espacio una disminución de la potencia instalada. Esto es debido a que placas seguidoras necesitan alrededor de un 40% más de espacio para una misma potencia INTERCONEXIÓN DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Una vez elegidos el módulo fotovoltaico y el inversor vamos a calcular el número de módulos en serie por ramal, Ns, y el número de ramales en paralelo, Np, que pueden instalarse por cada inversor. Teniendo en cuenta tal como se ha indicado en apartados de características técnicas del inversor y generador fotovoltaico, tenemos: Tensión a circuito abierto del generador Tensión máxima del generador Rango de tensiones de entrada del inversor Corriente máxima de entrada del inversor MÓDULOS EN SERIE 36.7 V 29,7 V V 2484 A Para determinar número de módulos que estarán conectados en serie en cada ramal se tendrá en cuenta que la tensión máxima y mínima producida por dicho ramal estará comprendida dentro del rango de tensiones de entrada del inversor. Por otra parte se tendrá en cuenta que el valor máximo de la tensión de entrada del inversor corresponda a la tensión a circuito abierto del generador fotovoltaico. En este caso, se va a prefijar el número de módulos de cada ramal para hacerlos coincidir con el número de paneles que admite el seguidor de dos ejes en una fila para facilitar el trabajo de conexión y se va a comprobar si con ellos nos encontramos dentro del rango de tensiones admisible por el inversor: Suponiendo 22 paneles, la tensión de la rama en el punto de máxima potencia, Ts,max, es: Ts,max = 22 29,7 = 653,4 V Como nos quedamos dentro del rango, cada ramal contará con 22 paneles en serie. La tensión en circuito abierto del ramal, Ts,oc, es: Ts,oc = Número de placas en serie Uoc = = 807,4 V La potencia máxima por rama, Ps,max, es: Ps, max = = W MÓDULOS EN PARALELO El número de ramales en paralelo se determina como el cociente entre la potencia pico del generador fotovoltaico, Pp,fv, y la potencia pico de un ramal, Pp,s : Sustituyendo valores: Np = Pp,fv / Pp, s Np = (27*22*8*230) / (230*22) = 216 ramales Además se debe de cumplir que la corriente de cortocircuito máxima de cada ramal por el número de ramales en paralelo será menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor, lo comprobamos; Np x Ioc, s < Imax,inv =>216 * 8,72 = 1.883,53 A < 2484 A Por lo que no tenemos que modificar el número de ramales. La potencia total instalada en el campo solar, P T, es = W siendo la potencia nominal de la instalación 1 MW. En resumen, para la instalación de sistema fotovoltaico con seguidores a dos ejes se va a configurar en 22 paneles por ramal con un total de 216 ramales ESTIMACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE LA INSTALACIÓN SEGÚN MÉTODO DE IDAE Primeramente se va a cuantificar el rendimiento energético de la instalación (PR) que se define como la eficiencia de la instalación en condiciones normales de trabajo para el período de diseño. Pérdidas por dispersión de los parámetros entre los módulos (A1) : se ha escogido una pérdidas de un 3 % que es el valor de tolerancia que nos ha dado el fabricante de los módulos. Pérdidas por efecto del polvo y la suciedad depositada sobre los módulos solares (A2) : debido a que los viales limítrofes no están asfaltados a excepción de uno, se va a considerar un 2 % que corresponde a una situación moderada de polvo y suciedad. Pérdidas por reflectancia angular y espectral (A3) : Tomaremos unas pérdidas de un 2 % que es el valor medio anual estimado en el pliego de condiciones. Factor de sombras (A4) : Se tomara un factor de sombra de un 1 %. Total de pérdidas en el generador (A) : es la suma de las anteriores A = A1 + A2 + A3 + A4 = 3 % + 2 % + 2 % + 1 % = 8 % El total de pérdidas en el generador son de un 8 %. Mª Ángeles Ruiz Moreno 22

70 Anejo: Estudio de las alternativas Pérdidas en el cableado de la parte de corriente continua (B) : El valor máximo admisible para Lcabcc es de 1,5 %. B = (1 - Lcabcc) = (1 0,015) = 0,985 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas en el cableado de la parte continua es de 0,985. Pérdidas en el cableado de la parte de corriente alterna (C) : Elegiremos el valor máximo admisible de pérdidas en el cableado en la parte alterna que es de un 2 %, entonces: C = (1 - Lcabca) = (1 0,02) = 0,98 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas en el cableado de la parte alterna es de 0,98. Pérdidas por disponibilidad (D) : Se escoge un valor del 5 %, D = (1 - Ldisp) = (1 0,05) = 0,95 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas por disponibilidad de la instalación es de 0,95. Tª ambiente Irradiancia W/m2 Tc Ptem (%) Enero 9,1 474,75 23,94-0,37 Febrero 10,4 554,63 27,73 0,96 Marzo 13,2 677,25 34,36 3,28 Abril 14,9 699,75 36,77 4,12 Mayo 18,6 735,75 41,59 5,81 Junio 23,7 813,38 49,12 8,44 Julio 26,2 847,13 52,67 9,69 Agosto ,75 52,09 9,48 Septiembre 21,9 736,88 44,93 6,97 Octubre ,63 37,58 4,40 Noviembre 12,5 516,38 28,64 1,27 Diciembre 9,7 469,13 24,36-0,22 ANUAL ,00 37,81 4,48 Pérdidas por el rendimiento del inversor (E) : En este caso el fabricante nos da un rendimiento europeo del 97,5 %. El rendimiento energético de la instalación (PR) considerando las pérdidas descritas es: Pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador (F) : Tomaremos como un valor de referencia el 3 % de forma que: F = (1 - Ldisp) = (1 0,03) = 0,97 El valor del coeficiente relacionado con las pérdidas por rendimiento de seguimiento del punto de máxima potencia del generador es de 0,97. Pérdidas por temperatura (Ptemp) : Las pérdidas medias anuales debidas al efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas se calculan según la siguiente fórmula: Ptemp (%) = [1 0,0035 (TC - 25)] siendo TC = Tamb + (TONC 20) (E / 800) A continuación calculamos la temperatura de trabajo de las células solares y las pérdidas debidas al efecto de la temperatura sobre las células fotovoltaicas en cada mes: PR (%) Enero 84,76 Febrero 83,55 Marzo 81,42 Abril 80,64 Mayo 79,09 Junio 76,68 Julio 75,54 Agosto 75,72 Septiembre 78,02 Octubre 80,38 Noviembre 83,25 Diciembre 84,63 ANUAL 80,31 Mª Ángeles Ruiz Moreno 23

71 Anejo: Estudio de las alternativas Calculamos ahora la producción energética del parque solar considerando que, al ser una instalación con seguidores, se va a suponer que la irradiación es un 30 % mayor que en el caso de una instalación fija (es un valor muy normal teniendo en cuenta que la superficie de los seguidores está casi en todo momento en una posición óptima); por lo tanto: Gdm (α,β) (kwh/m 2 día) Pmp Ed (kwh/dia) Ed kwh/mes Enero 5, , ,09 Febrero 6, , ,12 Marzo 8, , ,81 Abril 8, , ,67 Mayo 8, , ,35 Junio 9, , ,24 Julio 10, , ,98 Agosto 10, , ,91 Septiembre 8, , ,05 Figura: Curvas de Iso-sombreados (Fuente PVsyst 5.0) Octubre 7, , ,11 Noviembre 6, , ,61 Diciembre 5, , ,56 ANUAL , SEGÚN PROGRAMA PVSYST El modelo se ha configurado con el mismo número total de paneles y la misma distribución en serie y paralelo calculado anteriormente verificándose que es adecuado y corroborando que está dentro de las soluciones óptimas. Los resultados obtenidos han sido: Gráfica: Factor de rendimiento mensual y anual, PR (Fuente PVsyst 5.0) Mª Ángeles Ruiz Moreno 24

72 Anejo: Estudio de las alternativas Tabla: Resultados principales (Fuente PVsyst 5.0) Figura: Diagrama de pérdidas durante el año (Fuente PVsyst 5.0) En este caso, aunque los rendimientos son diferentes y ligeramente menor según lo calculado con PVsyst, la producción anual estimada es semejante. Esto es debido a dos razones principalmente: En la hoja de cálculo se ha dispuesto un aprovechamiento de la irradiación solar del 30% respecto a la instalación fija y, el programa ha obtenido un porcentaje del 40% con lo cual favorece más al cálculo de la producción. Sin embargo, las pérdidas del generador y el estudio de sombras producen mayores pérdidas que las aconsejadas según el método del IDAE en su Pliego de Condiciones Técnicas para Instalaciones de Conexión a Red por lo que se ve reducido dicho performance ratio. Como dato para la producción anual, se va a considerar la calculada por PVsyst, debido a que es la más restrictiva. En estudios, posteriores se llevaran a cabo estudios más detallados de las pérdidas para poder afinar su valor. Gráfica: Producciones normalizadas por kw instalado (Fuente PVsyst 5.0) Mª Ángeles Ruiz Moreno 25

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