MANUAL TÉCNICO. Instalación de plantas fotovoltaicas en terrenos marginales

MANUAL TÉCNICO Instalación de plantas fotovoltaicas en terrenos marginales Proyecto PVs in BLOOM - Un nuevo reto para la revalorización del terreno dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el desarrollo local G. Nofuentes, J. V. Muñoz, D. L. Talavera, J. Aguilera y J. Terrados

Lugar de publicación: Valencia, mayo de 2011 ISBN 978-84-694-2315-8 DL V-1908-2011 Este manual técnico ha sido desarrollado en el marco del Proyecto PVs in Bloom - Un nuevo reto para la revalorización del terreno dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el desarrollo local. Contrato número IEE/07/762/SI2.499457, financiado por el Programa de Energía Inteligente de la Unión Europea (CIP Framework Programme) de la Comisión Europea. La responsabilidad sobre el contenido de esta publicación recae en los autores. No refleja necesariamente la opinión de las Comunidades Europeas. La Comisión Europea no es responsable de ningún uso que pueda hacerse de la información que contiene.

índice 1. Fundamentos de los Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red... 5 1.1. Generalidades... 5 1.2. Parte de CC (módulos FV, cableado, cajas de conexión de CC, conmutadores de CC)... 8 1.3. Parte de CA (inversor y contadores de energía)... 13 1.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.)... 16 1.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp... 18 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1... 19 2. Estimación de la Energía Anual Producida por un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red... 21 2.1. Evaluación de los Recursos Solares del Emplazamiento... 21 2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red... 26 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2... 28 3. Dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red... 29 3.1. Escoger el módulo FV... 29 3.2. Dimensionamiento de la potencia nominal del generador FV... 31 3.3. Dimensionamiento de la potencia nominal del inversor... 31 3.4. Dimensionamiento del número de módulos... 32 3.5. Dimensionamiento de los módulos conectados en serie... 33 3.6. Dimensionamiento del número de módulos conectados en paralelo... 34 3.7. Dimensionamiento del cableado... 35 3.8. Dimensionamiento de las medidas protectoras... 37 3.9. Algunos datos característicos relativos a los huertos solares construidos... 39 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 3... 42 APÉNDICE DEL APARTADO 3 TERMINOLOGÍA... 43 4. Ajuste de tipologías de huertos solares a Terrenos Específicos... 45 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 4... 46 5. Evaluación Económica sobre sistemas fotovoltaicos conectados a la red... 47 5.1. Cifras representativas del coste de SFVCAR en algunos países... 47 5.2. Medidas de apoyo existentes para los huertos solares en cada uno de los países que participan en el proyecto PVs in BLOOM... 48 5.3. Revisión de los índices de rentabilidad más significativos y comprensibles: la tasa interna de rentabilidad (TIR)... 54 5.4. Tablas de fácil utilización para estimar la TIR... 55 5.5. Breve revisión del efecto fiscal... 58 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 5... 60 APÉNDICE I DEL APARTADO 5. TABLAS DESTINADAS A ESTIMAR LA TIR... 61 APÉNDICE II DEL APARTADO 5: TERMINOLOGÍA... 71 APÉNDICE:... 73 Principales cuestiones técnicas y contractuales que un posible propietario debe comprobar y comparar cuando examina una propuesta de un proveedor de IAC (Ingeniería, Adquisición y Construcción) AGRADECIMIENTOS... 75

manual técnico 1. FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED 1.1. Generalidades La tecnología fotovoltaica (FV) convierte la luz del sol en electricidad utilizando dispositivos en estado sólido llamados módulos FV. Durante los últimos años, esta forma de producir energía ha experimentado uno de los crecimientos más formidables en la industria de la energía renovable, tal y como se muestra en la figura 1.1. Figura 1.1: Evolución mundial del número de producción de células fotovoltaicas. El incremento de MW producidos ha seguido una tendencia exponencial (fuente: EurObsev ER 2008). Los sistemas FV pueden agruparse en sistemas autónomos (SAFV) y sistemas fotovoltaicos conectados a la red (SFVCAR) Básicamente, el primero utilizaba la electricidad producida para el consumo propio mientras que en el segundo la energía se vende a través de la red eléctrica. Teniendo en cuenta las características del proyecto PVs in Bloom, el sistema FV autónomo queda fuera del alcance del análisis del presente artículo y por este motivo vamos a centrarnos en los SFVCAR. En este tipo de sistemas FV toda la energía generada se inyecta en la red de la compañía eléctrica. De hecho, la empresa asume la función de un enorme almacén de energía: en los países desarrollados, la mayoría de sistemas FV están conectados a la red. En principio, este punto hace que los SFVCAR sean más simples que los SAFV principalmente porque no es necesario almacenar energía. 5

pvs in bloom La razón de inyectar toda la energía que el SFVCAR genera, está relacionada con las generosas tarifas reguladas existentes, por las que la energía FV generada se vende a la red a precios que están bastante por encima de los precios del mercado. Además, la cantidad de estos sistemas ha crecido enormemente en todo el mundo. Este crecimiento se ha debido principalmente a un continuo descenso en la tendencia de los costes FV además de a una gran variedad de políticas de apoyo que han emprendido diversos países (por ej.: Alemania, España e Italia). Dichas estrategias o políticas se ponen en práctica con incentivos financieros, como la concesión de ayudas por kwp de capacidad instalada o un pago por kwh producido y vendido, dichos conceptos se explicarán en mayor profundidad en el apartado 5. En otras palabras, estos incentivos financieros se dividen entre aquellos que se basan en la generación (principalmente llevados a la práctica a través de generosas tarifas reguladas) y los que se centran en la inversión (ayudas o descuentos a la inversión inicial, préstamos con un bajo interés). Las instituciones gubernamentales están eliminando progresivamente estos incentivos mencionados en segundo lugar. Tras esta breve introducción a los SFVCAR a partir de ahora realizaremos un estudio en mayor profundidad, en el que trataremos los elementos de estos sistemas y su forma de funcionamiento. En la figura 1.2 se muestra un plano simplificado de un sistema FV conectado a la red. Normalmente, el sistema se compone de los siguientes elementos: 1. Módulos FV, normalmente llamados generador FV (algunos módulos FV conectados en serie o en paralelo en una estructura de soporte) 2. Inversor (un aparato en estado sólido que convierte la electricidad de CC de los módulos en electricidad de CA con las mismas características que las que suministra la red). 3. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red 4. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad comprada a la red 5. Cargas de CA de aparatos eléctricos Los primeros SFVCAR a menudo se montaron en los tejados de edificios residenciales utilizando el esquema anterior. Hoy en día, estos sistemas se instalan cada vez con mayor frecuencia en edificios de pisos, colegios y edificios agrícolas e industriales, etc. Además, en los casos en que las generosas tarifas reguladas están disponibles, se ha abandonado el esquema que se muestra en la figura 1.2 y se ha sustituido por el sistema más ventajoso que se muestran en la figura 1.3. Este último le permite al propietario del sistema vender la totalidad de la electricidad generada a la red. Esta beneficiosa disposición ha preparado el camino para que las empresas públicas, las compañías de explotación y las empresas inversoras energéticas utilicen SFVCAR de gran tamaño instalados en el suelo. Además, especialmente en zonas soleadas, se ha demostrado que los sistemas de seguimiento solares son rentables, dado el favorable apoyo financiero mencionado anteriormente. 6

manual técnico Figura 1.2: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Parte de la electricidad FV generada se vende a la red Figura 1.3: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Toda la electricidad FV generada se vende a la red Si se tienen en cuenta las características de la electricidad, el diagrama que se muestra en la figura 1.3 puede dividirse de forma general en dos partes. PARTE DE CC: del generador FV a la entrada del inversor, la principal característica de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. En esta parte se incluyen los módulos FV, las estructuras de soporte, los cables y las cajas de conexión de CC. 7

pvs in bloom PARTE DE CA: desde el inversor hasta la red eléctrica pública, en esta parte la electricidad se suministra como CA. En esta parte se incluyen los siguientes elementos: inversor, cables, elementos protectores y un dispositivo medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red Esta división es útil cuando se describe un SFVCAR y sus elementos constituyentes. No obstante, hay un elemento clave de los sistemas conectados a la red que está relacionado con las partes de la CC y la CA; concretamente las partes metálicas y las tomas de tierra. Dichos elementos son elementos del sistema de seguridad del SFVCAR y están destinados como protección contra descargas eléctricas. 1.2. Parte de CC: Los módulos FV, los cables y las cajas de conexión son los elementos principales que pueden encontrarse en la parte de CC. El carácter de CC de la corriente y el funcionamiento de los módulos plantean muchas cuestiones y nuevas situaciones para los electricistas inexpertos que están acostumbrados a trabajar con CA. 1.2.1. Módulos FV Los módulos FV son probablemente uno de los elementos más importantes de la SFVCAR, cuando los módulos FV están conectados en configuraciones en serie y/o paralelo obteniendo un generador FV. Al mismo tiempo, los módulos están hechos de células solares fotovoltaicas conectadas, que están conectadas en series y en paralelo, para obtener mayor corriente y tensión. Para proteger las células contra el esfuerzo mecánico, el desgaste y la humedad, las células se incrustan en un material transparente que también aísla las células eléctricamente. En muchos casos, se usa el cristal pero dependiendo del proceso es posible usar plástico acrílico, metal o laminado plástico. Por el contrario, la conexión eléctrica de las células de película delgada es una parte fundamental de la fabricación de las células y se consigue cortando estrías en las capas individuales. Finalmente, los módulos estándar tienen marco de aluminio aunque es posible conseguir módulos sin marco. Las células solares incluidas en los módulos FV convierten directamente la radiación solar en energía eléctrica. En el proceso de conversión, la energía incidente de la luz crea partículas móviles cargadas en algunos materiales, conocidos como semiconductores, que están separados por la estructura del aparato y producen corriente eléctrica. Esta corriente puede utilizarse para alimentar un circuito eléctrico. El material celular fotovoltaico utilizado más habitualmente es el silicio (Si), uno de los elementos más abundantes de la tierra. Las primeras células disponibles comercialmente eran de silicio monocristalino en las cuales todos los átomos de silicio están perfectamente alineados formando un cristal organizado. A fin de reducir costes, se desarrollaron nuevas técnicas que su vez dieron origen a las células solares policristalinas. Este tipo de material contiene muchos cristales y los átomos están alineados en diferentes direcciones. 8

manual técnico Figura 1.4: Tipos principales de células solares disponibles en el mercado actual. Estas técnicas permiten fabricar células solares de forma más sencilla, barata y rápida utilizando menos silicio puro. En este sentido, el desarrollo de tecnologías de película delgada ha permitido aún más reducciones en los costes mediante la reducción de la cantidad de material necesaria para fabricar una célula solar. Además del silicio para fabricar células solares se utilizan algunos materiales como el telururo de cadmio (CdTe), diselenuro de cobre e indio (CIS), silicio amorfo, etc. En estos momentos, hay muchas células solares diferentes disponibles en el mercado y hay más en etapa de experimentación. Los tipos de módulos se clasifican frecuentemente según la tecnología de las células solares incorporadas. En este sentido, es habitual encontrar en la literatura módulos de Si monocristalino, módulos de Si policristalino, módulos de Si amorfo, módulos de CdTe, módulos CIS, etc. Siguiendo esta tendencia, a continuación mostramos una explicación en mayor profundidad de las tecnologías de células solares más importantes que existen hoy en día. Tecnologías de silicio cristalino El material más importante de las células solares cristalinas es el silicio. Este es el segundo elemento más abundante en la tierra aunque nunca se encuentra como elemento químico puro. Está combinado con el oxígeno en forma de dióxido de silicio. Así que es necesario separar ambos elementos mediante un proceso químico para obtener silicio metalúrgico con una pureza del 98%. Este tipo de silicio no puede utilizarse para producir células solares a causa de su baja pureza. Por lo tanto, es necesario realizar otro proceso más de purificación que permita obtener silicio de grado elevado (como mínimo con un 99,9999999% de pureza). Este silicio de grado elevado puede ahora procesarse de diferentes formas para producir células monocristalinas y policristalinas. No es venenoso y es ecológico, ya que sus residuos no representan problema alguno. Entre todas las clases de células solares las que más se usan son las células solares de silicio. Su eficacia es limitada debido a diversos factores. La energía de los fotones se reduce a mayores longitudes de onda. La mayor longitud de onda a la que la energía fotónica todavía es lo suficientemente elevada para producir electrones libres es de 9

pvs in bloom 1,15µm (válida sólo para silicio). La radiación con mayor longitud de onda únicamente hace que las células solares se calienten y no produce corriente eléctrica. Cada fotón sólo puede causar la producción de un par electrón-hueco. Incluso a longitudes de onda más bajas muchos fotones no producen ningún par electrón-hueco, sin embargo incrementan la temperatura de la célula solar. La mayor eficiencia conseguida por una célula solar de silicio en un laboratorio de investigación está alrededor del 23%, mientras que en otros materiales semi-conductores esta cifra se eleva hasta el 30%. De hecho, la eficiencia depende del material semiconductor. Las pérdidas son causadas por contactos metálicos en la parte superior de una célula solar, además una parte de la radiación solar se dirige a la parte superior (vidrio) de la célula solar. Habitualmente, las células solares cristalinas son obleas de unos 0,3 mm de grosor cosidos a un lingote de Si de un diámetro de entre 10 a 15 cm. Generan aproximadamente 35 ma de corriente por zona de cm 2 (juntos hasta 2 células/a) a una tensión de 550 mv a iluminación total. La eficiencia en laboratorio de las células solares supera el 20%, mientras que las células solares producidas de forma tradicional por las marcas comerciales superan normalmente el 15%. De hecho, hay tipos posibles de células solares de silicio: monocristalino, policristalino (los dos primeros tipos comentados anteriormente) y amorfo. No obstante, para fabricar las células de silicio amorfas se requiere una técnica especial de fabricación, por esta razón estas normalmente no se clasifican junto a estas células monocristalinas o policristalinas, si no con las de película delgada. Células de película delgada Durante los últimos años, el desarrollo de procesos de película delgada para fabricar células solares ha cobrado mayor importancia. El proceso consiste en aplicar una fina capa de semiconductores fotoactivos en un sustrato (normalmente vidrio). Los materiales más habituales son: silicio amorfo (a-si), películas delgadas de silicio monocristalino en un sustrato de bajo coste, diselenuro de cobre e indio (CIS) y telururo de cadmio (CdTe). El reducido material, el consumo de energía y la producción automatizada aportan a esta tecnología un potencial muy alto de reducción de costes si se la compara con la tecnología de silicio cristalino. El silicio amorfo se diferencia del silicio cristalino porque que los átomos de silicio no están situados a distancias muy precisas los unos de los otros y esta aleatoriedad en la estructura atómica tiene un fuerte impacto en las propiedades electrónicas del material. El proceso de fabricación consiste en la deposición en un vidrio de bajo coste de diferentes capas de óxido, a-si y contacto metálico. La eficiencia de las células solares amorfas se encuentra normalmente entre el 6 y el 8%. La vida útil de las células amorfas es más corta que la vida útil de las células cristalinas. Las células amorfas tienen una densidad de corriente de hasta 15mA/cm 2, y la tensión de la célula sin carga conectada de 0,8 V, una cifra mayor que la de las células cristalinas para este parámetro. Su respuesta espectral alcanza su punto más alto en el rango de longitud de onda de luz azul: por lo tanto, la fuente lumínica ideal para las células solares amorfas es una lámpara fluorescente. La principal desventaja del silicio amorfo es su baja eficiencia (6-8%) que disminuye incluso durante los primeros 6-12 meses de funcio namiento. 10

manual técnico Después de este periodo de tiempo, la eficiencia se queda en un valor estable. En relación con las películas delgadas de silicio multicristalino, un sustrato cerámico conductivo que contiene silicio se cubre con una fina capa de silicio policristalino. El proceso de fabricación requiere temperaturas más bajas, así que es posible obtener semiconductores de alta calidad que tienen un potencial muy alto de reducir costes. El telururo de cadmio (CdTe), un material de película delgada producido por deposición o por chisporroteo es una base de bajo coste prometedora para las aplicaciones fotovoltaicas del futuro. La desventaja del proceso es que en su fabricación se utiliza un material venenoso (el cadmio), aunque algunos fabricantes secundan un sistema de póliza de seguros para financiar los costes futuros estimados de reclamación y reciclaje de sus módulos cuando ya no se puedan utilizar. La eficiencia de las células solares en el laboratorio es de hasta el 16%, mientras que la eficiencia de los modelos comerciales es de hasta el 8%. El diselenuro de cobre e indio (CuInSe2 o CIS) es un material de película delgada cuya eficiencia va desde el 13% de algunos módulos comerciales hasta algunos de los laboratorios de investigación en los que se ha alcanzado el 17%. Se trata de un material prometedor, que todavía no se usa de forma generalizada debido a los procedimientos específicos de producción y a la escasez del indio. En la tabla 1.1 se resumen las principales características de las células solares comerciales. TABLA 1.1 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LAS CÉLULAS SOLARES COMER CIALES Material Eficiencia Degradación de potencia nominal después de 22 años de exposición en el exterior Color Si monocristalino 15-22% 14,8% Azul oscuro (encapsulante Tedlar TM y EVA) Si multicristalino 13-15% 6,4% Azul (encapsulante de silicio transparente) Si amorfo 8-15% N/A Rojo azulado, negro CdTe 6-9% N/A Verde oscuro, negro CIS 7,5-9,5 N/A Negro a Fuente: Ewan D. Dunlop and David Halton, The Performance of Crystalline Silicon Photovoltaic Solar. Modules after 22 Years of Continuous Outdoor Exposure, Prog. Photovolt: Res. Appl., DOI: 10.1002/pip.627 Hoy en día, el mercado FV ofrece una enorme diversidad de la potencia de salida de los módulos FV. Se pueden adquirir módulos FV desde unos pocos vatios hasta varios miles de vatios y la cantidad de empresas que ofrecen módulos FV en el mundo es muy elevada. Un módulo estándar típico está formado por 36-72 células y la potencia va desde 75 hasta 270 Wp, en el caso de las células cristalinas. En ocasiones, en condiciones de funcionamiento las células solares de un módulo FV pueden oscurecerse y su temperatura podría incrementarse hasta provocar daños en el material. Esta situación se conoce 11

pvs in bloom con el nombre de «puntos calientes» y cuando aparece la potencia nominal producida por el módulo se reduce dramáticamente. Con el fin de evitar y prevenir los puntos calientes, los módulos FV deben incorporar diodos de derivación. Normalmente, un diodo de derivación está conectado para proteger unas 18-20 células solares. 1.2.2. Cableado El cableado de una instalación FV está destinado a llevar electricidad del generador FV al inversor y del inversor a la red de la compañía eléctrica. Significa que en el cableado hacen falta partes de CC y de CA. Se debe prestar una especial atención al cableado de CC dado que las características de la CC hacen que esta parte sea más peligrosa que la de CA si tiene lugar un cortocircuito. Por este motivo, se aconseja utilizar un nivel de aislamiento de categoría II en todos los cables utilizados, de forma que estos tipos de cable tengan un recubrimiento doble para hacer que el cableado sea más resistente a las condiciones meteorológicas. Además, la corriente que fluye en la parte de CC (en la mayoría de los casos mayor que la de la parte de CA) hace que sea recomendable el uso de una sección de cable apropiada para evitar pérdidas de producción eléctrica. En este sentido, tiene que seguirse el consejo de que la caída de tensión en el cableado no debe superar el 1,5%. En el apartado 3 se volverá a esta cuestión a fin de dimensionar la sección transversal adecuada del cableado en la instalación FV. Por último, a fin de realizar un trazado adecuado del cableado, se recomienda que el polo positivo y el negativo estén separados y claramente diferenciados. En este sentido, el color del polo del cable positivo debe ser diferente al del negativo, utilizando en la mayoría de los casos colores cálidos para el polo positivo (por ej. rojo) y colores fríos para el polo negativo (por ej. negro). En la parte de CA se recomienda utilizar colores diferenciados entre fases y también un suelo neutral. 1.2.3. Cajas de conexión Las cajas de conexión son los elementos en los que las ramas del generador FV están conectadas. La función de las cajas de conexión es doble: por un lado, garantiza una conexión impermeable entre las ramas y por otro, incluye varios dispositivos de seguridad muy recomendables para proteger la instalación de fallos eléctricos y problemas climáticos como cortocircuitos a causa de la humedad o degradación por una prolongada exposición a la radiación solar UV. La figura 1.6 se utilizará para ilustrar y explicar los elementos incluidos en las cajas de conexión de CC. 1. Cada rama del generador FV debe estar dirigida a la caja de conexión por separado, las líneas positivas atadas en un extremo y las negativas atadas a otro extremo. Esta medida garantiza una distancia física de seguridad entre los polos positivos y negativos evitando cortocircuitos y permitiendo que los trabajos de mantenimiento sean más sencillos de llevar a cabo. 2. Cada rama tiene un fusible para proteger la línea de corrientes inversas. Las corrientes inversas podrían darse cuando haya un fallo en una de las ramas y la corriente de otras ramas pase a través de esta rama dañada. 12

manual técnico 3. Los varistores evitan los posibles aumentos de tensión (por ej.: tensiones inducidas en los bucles de los cables debidos a impactos de rayos cerca de la instalación) que puedan acontecer en el generador FV. 4. El interruptor de CC es un elemento muy aconsejable a fin de frenar el flujo de la CC del generador al inversor. Figura 1.5: Moderna caja de conexión de CC. Todos sus elementos están colocados en un lugar adecuado y son accesibles (Cortesía de Suntechnics) 5. Toda la obra metálica y las salidas de los varistores deben estar conectadas a la toma de tierra. 6. El cableado de salida debe estar dirigido al inversor o a otra caja de conexión. Obviamente, la sección transversal de estos cables de salida debe ser mayor que los cables de hilos. 1.3. Parte de CA El (los) inversor(es), el cableado de CA, el interruptor principal de CC (y tanto el interruptor magnetotérmico como el disyuntor de corriente residencial) junto con los contadores de energía son los principales elementos que se encuentran en la parte de CA. El inversor es el elemento fundamental en esta parte ya que el contador de energía es un dispositivo que, en la mayoría de los casos, elige e instala la compañía eléctrica. De hecho, el inversor convierte la CC en CA de las mismas características que la de la red. Por eso el(los) inversor(es) son elementos cruciales de las plantas FV. 1.3.1. Inversor Los inversores conectados a la red se conocen también con el nombre de inversores vinculados a la red. Este dispositivo (figuras 1.2 y 1.3) conecta la serie FV a la red, o tanto a la red como a las cargas de CA de un edificio. Está destinado principalmente 13

pvs in bloom a convertir la electricidad de CC solar en electricidad de CA de las mismas características que la de la red, tal y como comentábamos anteriormente. El funcionamiento de estos dispositivos ha mejorado significativamente durante el pasado reciente y en esta conversión sólo se dan pequeñas pérdidas. En los huertos solares, como un caso particular de los SFVCAR, el inversor está conectado directamente a la red siguiendo el esquema representado en la figura 1.3, de forma que toda la energía generada se inyecta en la red. Figura 1.6: Imagen de un inversor de 100 kw de potencia durante la realización de un control de calidad. Los SFVCAR que utilizan inversores con potencias de 5 kw son habitualmente sistemas monofásicos. Si se supera esta cifra, se utilizan inversores trifásicos (Figura 1.7). Para aprovechar al máximo la curva corriente-tensión del generador FV el inversor tiene que funcionar al punto de máxima potencia (PMP) de esta curva. Este punto cambia incesantemente según las condiciones ambientales, así que tiene que haber dispositivos electrónicos disponibles dentro del inversor para seguir este PMP y maximizar la entrada de potencia de CC. 14

manual técnico A menudo, los inversores vienen con transformadores permanentes para aislar electrónicamente el SVCAR de la red. Los inversores sin transformador son más pequeños y ligeros pero no todos los códigos de regulación eléctrica nacional dirigidos a módulos FV conectados a la red permiten el uso de dichos dispositivos (por ej.: la normativa española no permite el uso de inversores sin transformador, mientras que la normativa alemana sí lo permite). La eficiencia de conversión (η) es el parámetro en el ratio entre la potencia de salida de CA y la potencia de entrada de CC. Este parámetro tiene en cuenta las pérdidas causadas por el transformador - si este dispositivo está fijo en el inversor - elementos óhmicos, dispositivos de conmutación, etc. Vale la pena comentar que la eficiencia de conversión depende de la potencia de entrada de CC: esto se nota especialmente a bajos niveles de irradiación que afectan al generador FV, lo que provoca que se conecte una carga inferior al inversor. Normalmente, los fabricantes facilitan una curva en la que se representa la eficiencia de conversión frente a la potencia de salida de CA: los inversores más modernos podrían alcanzar un pico en esta curva del 95%. A fin de realizar comparaciones fiables de los inversores basadas en la eficiencia, se introdujo una forma razonable de medir la eficiencia teniendo en cuenta diferentes condiciones climatológicas (Euro eficiencia o η Euro ) mediante la definición de la Euro eficiencia (η Euro ). La Euro eficiencia es un parámetro ponderado para el clima europeo, que tiene en cuenta diferentes condiciones de carga debidas al clima. El parámetro η Euro se expresa así: η Euro = 0.03η 5% + 0.06η 10% + 0.13η 20% + 0.1η 30% + 0.48η 50% + 0.2η 100% (1.1) En el que el subíndice del parámetro η se refiere a la eficiencia del inversor a una carga expresada como un porcentaje de la carga de CA nominal (100%) que corresponde a η. Ha de señalarse que los diferentes valores asignados a cada cifra de η a diferentes 100% cargas se realizó teniendo en cuenta el clima de la Europa central. Los inversores más modernos podrían alcanzar una η Euro que va desde el 92 hasta el 96 por ciento. 1.3.2. Contadores de energía El contador de energía (figura 1.7) es el elemento destinado a medir la electricidad de CA producida por la instalación FV. Este dispositivo está situado justo antes del punto de conexión a la red, después del inversor. Obviamente, el contador de energía es un dispositivo que la compañía eléctrica instala y comprueba de forma que ni el instalador ni el propietario del sistema FV puedan manipularlo, por razones obvias. 15

pvs in bloom Figura 1.7: Contador de energía trifásico con un sistema de monitorización y de comunicación Prácticamente todos los contadores de energía que se instalan hoy en día tienen un sistema de monitorización para almacenar las lecturas. Así, tanto el propietario de la instalación como la compañía eléctrica pueden acceder a las lecturas. 1.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.) Tanto las partes de CA como de CC tienen partes metálicas conductoras a las que puede acceder cualquier persona. La toma de tierra es un elemento protectivo destinado a evitar que dichas partes metálicas causen descargas eléctricas a las personas. De hecho, podría haber una situación de peligro si un cable de CC o de CA tiene un fallo de aislamiento y toca una parte metálica de la instalación. In this sense and to prevent risky situations like this one, all the metal works of the PV installation such as the inverter chassis, module frames, DC connection boxes must be connected with the earth electrode. En este caso, si hay un fallo de aislamiento, la toma de tierra realizaría 16

manual técnico la función de un drenaje que evita el riesgo de descarga eléctrica. Además, uno de los terminales de los varistores está conectado a la toma de tierra: este elemento proporciona el camino para purgar la sobretensión que pasa por estos varistores. En vez de no ser una parte activa del SFVCAR, la toma de tierra conectada a las partes metálicas es la clave para solucionar los problemas de seguridad relativos a los fallos de aislamiento, sobrecargas y sobretensiones. Dado que las plantas FV normalmente no se instalan directamente en el suelo por razones de seguridad, y debido a que muchos códigos normativos en materia de electricidad nacionales imponen esta distribución eléctrica, ninguno de sus polos (positivo o negativo) están conectados a la toma de tierra, el diseño correcto de este elemento es una cuestión a la que se tiene que prestar la debida atención. Por lo tanto, se recomienda encarecidamente que la resistencia de la toma de tierra no supere los 37 ohmios. Además, la conexión entre las partes metálicas y la toma de tierra debe ser fácilmente visible y accesible para que se pueda comprobar la seguridad del sistema (figura 1.8). Figura 1.8: Punto de conexión entre la toma de tierra y diversas partes metálicas en una instalación FV. 17

pvs in bloom 1.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp Dada la variedad de dispositivos comercializados existentes utilizados para construir plantas fotovoltaicas dentro de la gama de potencia en la que se centra el proyecto PVs in Bloom (50 kwp - 2 MWp) y las diferentes soluciones técnicas que pueden adoptarse para instalar una planta fotovoltaica de una potencia pico dada, es difícil instruir al lector con algunas de las características eléctricas típicas de dichos sistemas. No obstante, un ejemplo de la construcción de una planta fotovoltaica típica de 1-MWp podría ayudar a dar una idea de la variedad de tensiones, corrientes y potencias de estos sistemas. Una solución técnica bastante extendida destinada a utilizar huertos solares a gran escala (con una potencia nominal igual o superior a 1-MWp) podría consistir en dividirlos en subsistemas FV de menor tamaño. Una solución vanguardista viable podría ser que hubiera diez subsistemas de 120-MWp. Todos los generadores FV de los subsistemas están conectados a un inversor trifásico de 100-kW mientras que cada par de inversores alimentan a un transformador de 400-kVA 380V / 20kV 1 (en total se necesitan cinco transformadores de ese tipo). La figura 1.9 representa el esquema eléctrico para dichos huertos solares de 1,2 MWp. En estas figuras, los diez contadores de energía (uno para cada inversor) podrían además sustituirse por uno solo situado en la salida de alta tensión del transformador. De hecho, el colocar el contador de energía bien en la entrada de baja tensión o en la salida de alta tensión de este último dispositivo tiene más que ver con cuestiones legales que con limitaciones técnicas. Figura 1.9. Esquema eléctrico de una posible solución técnica para una planta fotovoltaica de 1,2-MWp. 1. La figura de la parte de alto voltaje del transformador podría variar dependiendo del sistema de distribución eléctrico del país. La potencia nominal del transformador se sobredimensiona intencionadamente hasta el doble de la energía del in versor conectada. 18

manual técnico Las características eléctricas principales en CEM del generador FV de cada uno de estos diez posibles subsistemas se recopilan en la Tabla 1.2. TABLA 1.2 Principales características en CEM del generador FV de un subsistema de la planta fotovoltaica típica de aproximadamente 1 MWp descrita en este apartado. Las figuras para estas características eléctricas han sido elegidas teniendo en cuenta los modernos módulos y inversores de silicio cristalino, que guían la selección de módulos conectados en serie y en paralelo, disponibles en el mercado en el momento en que se escribió el presente documento Potencia Tensión en Intensidad en Tensión al Corriente nominal circuito abierto cortocircuito punto de al punto (Wp) (V) (A) máxima potencia (V) de máxima potencia (V) 120 000 790 205 631 190 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1 En el apartado 1 se han detallado las características principales de un sistema fotovoltaico conectado a la red. A fin de describir estos sistemas, se ha llevado a cabo una división adecuada. En este sentido, todos estos sistemas se componen básicamente de tres partes diferentes. Se ha comentado cada una de las partes y se han tratado los elementos constitutivos de las mismas. Parte de CC: va desde el generador FV a la entrada del inversor; la principal característica de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. Los módulos FV, las estructuras de soporte, los elementos protectores, los cables y las cajas de conexión de CC se incluyen esta parte de CC. En este apartado se ha hecho hincapié en las características (eficiencia, encapsulación, degradación, etc.) y los tipos de células FV y módulos FV (monocristalino, policristalino o película delgada). Parte de CA: va desde el inversor hasta la red eléctrica pública; en esta parte la electricidad se suministra como CA. Inversor, cables, elementos protectores y un aparato medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red En este apartado se ha hecho hincapié en la eficiencia del inversor, incluyéndose ecuaciones para calcular este parámetro. Partes metálicas y toma de tierra: esta parte está destinada a evitar descargas eléctricas a las personas. Se han presentado conceptos como sobrecargas y sobretensiones en plantas FV además de los elementos tratados para prevenir dichos fallos. Se facilitan al lector algunas características eléctricas de una planta fotovoltaica de 1-MWp para comprender mejor el concepto FV. 19

manual técnico 2. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL PRODUCIDA POR UN SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO A LA RED A pesar de que el coste de una instalación FV en suelo típica que va desde 50 kwp hasta 2 MWp (la gama de dimensiones de los huertos solares que trata el proyecto PVs in Bloom ) se ha visto reducida dramáticamente en un 35% durante los años de 2007 a 2009, la inversión inicial que necesita la instalación, fuerza al futuro dueño a tener que pedir un préstamo a un banco en la mayoría de casos. La futura producción energética de la planta es la mejor garantía para el propietario, y para el banco, por supuesto, de que el préstamo podrá devolverse. Este hecho podría ayudar a hacernos una idea de la importancia de hacer una estimación correcta de la energía anual producida por un sistema FV conectado a la red. El presente apartado está destinado a explicar la forma en la que calcular la producción eléctrica anual de un sistema FV conectado a la red. Además, a continuación se van a explicar también las herramientas online existentes para evaluar el recurso solar (la fuente que representa mayor incertidumbre). 2.1. Evaluación de los recursos solares del emplazamiento Saber que el recurso solar es el primer paso para evaluar la producción anual de la planta FV. Esto significa que es necesario conocer la irradiación incidente anual en el generador FV. Además, en esta cuestión se tienen que tener en cuenta tanto la inclinación del módulo (β, ángulo de inclinación, que está entre 0º y 90º) y la orientación (α, o azimut, Sur = - 0º; Oeste = 90º) dado que la irradiación recibida durante un año por una superficie con un ángulo de inclinación y azimut arbitrarios podrían diferir enormemente con respecto a la irradiación recogida en una superficie horizontal (los datos sobre irradiación disponibles de forma más habitual en las bases de datos solares). Existen algunos métodos para determinar el primer parámetro a partir del último parámetro, pero están fuera del alcance de este estudio. En cualquier caso, resulta útil saber que un generador FV orientado hacia el Ecuador, es decir orientado al sur (α = 0º) y orientado al norte (α = 180º) para los hemisferios norte y sur, respectivamente, con un ángulo de inclinación ligeramente inferior a la latitud local (β opt ) maximiza la irradiación global anual recogida y, por consiguiente, maximiza la generación de electricidad. La figura 2.1 ilustra las características relativas al ángulo de inclinación β y del azimut α. Figura 2.1: La inclinación y orientación de un generador FV (fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. IDAE, Madrid, p.53) 21

pvs in bloom Antes de empezar a introducir la forma de evaluar el recurso solar, resulta interesante explicar qué es la irradiación y cuáles son las diferencias entre irradiación (H) e irradiancia (G). La figura 2.2 podría resultar útil para ver la diferencia entre estos dos términos. La figura 2.2-A representa un gráfico de irradiancia medida frente al tiempo en un día soleado. Como se muestra, la irradiancia tiene unidades de vatios por metro cuadrado (W/m 2 ) de forma que la irradiancia es la densidad de potencia de luz del sol incidente. Dado que la irradiancia no es sino potencia de luz de sol por metro cuadrado, tiene que recalcarse el carácter instantáneo de la irradiancia. En la figura 2.2-B, la zona bajo la última curva de irradiancia y el eje x ha sido coloreada en rojo: esta zona es la irradiación recogida durante ese día. Así, la irradiación tiene unidades de W s/ m 2 o kwh/m 2 : esto significa la energía recogida por metro cuadrado durante un intervalo de tiempo específico. Si el intervalo de tiempo considerado es un día o un año, se pueden utilizar los términos irradiación diaria o irradiación anual Figura 2.2: El gráfico A describe la irradiancia medida durante un día soleado mientras que la zona roja del gráfico B equivale a la irradiación recogida durante un día soleado Dada la naturaleza estadística del perfil de irradiación de un emplazamiento, normalmente se utilizan los valores medios mensuales o anuales de irradiación diaria (Hda(0) y Hma(0), respectivamente) cuando se diseñan los sistemas FV. Como hemos comentado anteriormente, dichos valores medios están disponibles únicamente para superficies horizontales en la mayoría de bases de datos solares. No obstante, en instalaciones situadas en climas soleados europeos y con un óptimo ángulo de inclinación la 22

manual técnico ecuación 2.1 es una regla general que relaciona ampliamente la irradiación horizontal media anual, H(0), y la irradiación media anual recogida en una superficie inclinada orientada hacia el Ecuador -H(0,β opt ): H(0, β opt )[kwhm -2 year -1 ]=1.15H(0)[kWhm -2 year -1 ] (2.1) Obviamente, esto quiere decir que: H da (0, β opt )[kwhm -2 day -1 ] 365=1.15H da (0)[kWhm -2 day -1 ] 365 (2.2) Esto es: H da (0, β opt )[kwhm -2 day -1 ]=1.15H da (0)[kWhm -2 day -1 ] (2.3) Si se tiene que estimar la irradiación recogida en superficies con un ángulo azimut α y un ángulo de inclinación β arbitrariamente -H(α,β)- algunos gráficos propuestos en la literatura pueden resultar de gran ayuda. Así, la figura 2.3 está destinada a derivar el valor último de H(0) y puede aplicarse a latitudes de rango similar a las de España (por ej.: países del sur de Europa). Se propone un ejemplo para comprender mejor su uso. Figura 2.3. Coeficiente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superficie orientada arbi- Coeficiente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superficie orientada arbitrariamente y el valor máximo de este parámetro en Madrid (α = 0 y β =35) (fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas IDAE, Madrid, p.55) 23

pvs in bloom Las circunferencias concéntricas representan el ángulo de inclinación mientras que los radios indican la orientación (ángulo azimut) de la superficie de la figura 2.3. Por ejemplo, imaginemos que la ubicación es Jaén, España (37 N latitud, 3ºW longitud) en la que Hda(0) = 4,9 kwh m -2 día -1. Hda(0) está situado en el centro del círculo (punto azul). Del código de color de la figura se deriva que Hda(0) =0,85 Hda(0,35 ). Por consiguiente, Hda(0,35 )=Hda(0) / 0,85= 5,8 kwh m -2 día -1 (punto negro). Ahora imaginemos una superficie con a = -30º y b = 60º (punto rojo). Según el código de color de la figura, Hda(-30,60º)=0,85 Hda(0,35 )= 4,93 kwh m -2 día -1. La zona central blanca sugiere que la irradiación recogida muestra una sensibilidad relativamente baja a pequeñas desviaciones de la orientación y ángulo de inclinación óptimos. Hay otros gráficos en la literatura con el mismo propósito que los descritos anteriormente. Por ejemplo, la figura 2.4 muestra la irradiación media anual (kwh m -2 año-1 ) en Berlín según el ángulo azimut y de inclinación de la superficie considerada. La forma relativa de las líneas del contorno, no los valores específicos de la irradiación media anual, podrían aplicarse a los climas de Europa central. Figura 2.4. Irradiación media anual (kwh m -2 año -1 ) en Berlín dependiendo del ángulo de inclinación y azimut (Fuente: DGS and Ecofys, 2005. Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, architects and engineers, James & James, London, p. 13) En el sur de Europa un sistema de seguimiento de dos ejes podría alcanzar incrementos de irradiación de hasta más o menos un 40% si se compara con superficies estáticas óptimamente orientadas e inclinadas (0,β opt ). El incremento desciende hasta más o menos un 30% en Europa central, debido a que el clima es más nublado. En el sur de Europa un sistema de seguimiento de un eje podría alcanzar incrementos de irradiación de hasta más o menos un 25-33%, dependiendo del método de seguimiento, si se compara con sistemas estáticos de superficies estáticas óptimamente orientadas e inclinadas (0,β opt ). El incremento desciende más o menos un 20% en Europa central, debido al mismo hecho mencionado anteriormente. 24

manual técnico Aparte de los métodos gráficos anteriores, existen algunas herramientas de software adecuadas destinadas a evaluar la irradiación de una superficie orientada e inclinada arbitrariamente para un emplazamiento específico (determinado por la latitud y la longitud). La mayoría de estas herramientas de software funcionan con una base de datos que se obtiene de dos formas: datos recopilados mediante mediciones del terreno y/o datos derivados de satélites. Normalmente, estas aplicaciones de software tienen un motor de software que permite evaluar la irradiación mediante complejos métodos de interpolación teniendo en cuenta los datos de varias estaciones meteorológicas y/u observaciones de satélites alrededor del lugar donde se encuentra ubicada la planta FV. En este sentido, programas como Meteonorm, Sundy y Shell Solar Path hacen posible y facilitan la evaluación de la irradiación anual de un lugar determinado. También existen algunas herramientas de software online gratuitas para estimar la irradiación. De esta forma, en lugares de Asia y África, el proyecto PVGIS fundado por la CE (http:// re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/) presta su apoyo mediante una excelente aplicación web que se muestra en la figura 2.5. Las opciones de la aplicación, que ha sido diseñada para proyectos FV, hacen posible incluir muchas características técnicas de la instalación FV incluso si la instalación utiliza técnicas de seguimiento. Figura 2.5. Aplicación web para estimar la irradiación incluida en el sitio web PVGIS. (fuente: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#). Por último, el sitio web de la NASA (http://eosweb.larc.nasa.gov/see/) facilita datos de irradiación online, pero en este caso los valores están disponibles para cualquier lugar del mundo. 25

pvs in bloom 2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red. Se dice que un sistema tiene una potencia de 1-kWp si el generador FV produce un kw en Condiciones Estándar de Medida (CEM). Estas condiciones consisten en una irradiancia global de 1000 W m -2 con una distribución espectral según el espectro de 1,5 G AM y una temperatura de la célula del módulo FV de 25ºC. A pesar de esta definición aparentemente compleja, la calificación del sistema FV utilizando kwp (o los múltiplos del mismo) resulta conveniente, dado que permite una estimación directa el rendimiento energético anual de un SFVCAR (E PV ) por medio de la siguiente ecuación: E pv [KWhyear -1 ]=H(α,β)[KWhm -2 year -1 ] P * [KWp] PR (2.4) En la que P * = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de rendimiento El coeficiente de rendimiento está relacionado con la eficiencia del sistema además de muchas otras pérdidas que tienen lugar inevitablemente, pérdidas de temperatura de funcionamiento, acondicionamiento energético y pérdidas de cableado, etc., y la influencia en la generación de electricidad en los sistemas FV. Los valores PR de los SFVCAR bien diseñados podrían estar entre 0,70 y 0,80. Estas cifras coinciden bastante con muchos datos de rendimiento a los que se ha tenido acceso. Un ejemplo podría ayudar a entender mejor la ecuación (2.4). Imaginemos que un SFVCAR de 1-MWp situado en un lugar en el que la irradiación anual media del generador FV es de 1900 kwh m -2 año-1. Si se asume una cifra de 0,7 para el coeficiente de rendimiento del sistema, entonces: E pv [KWhyear -1 ]=1900KWhm -2 year -1 ] 1000KWp0.7=1330000KWhyear -1 Un parámetro utilizado habitualmente para evaluar la cantidad de electricidad solar producida por un SFVCAR es el rendimiento final (Y f, en kwh kwp -1 año-1 ). La figura 2.6 representa algunos valores máximos y mínimos de este parámetro en algunos países. Además, la tabla 2.1 recopila algunos valores típicos de este parámetro calculados en algunos lugares específicos situados en los países que participan en el proyecto PVs in BLOOM (Italia, España, Grecia, Polonia, Austria, Eslovaquia). 26

manual técnico Figura 2.6. Resultados de electricidad FV anuales mínimos y máximos en diversos países producidos por un sistema de 1-kWp (kwh año -1 ) con módulos FV óptimamente inclinados y un coeficiente de rendimiento igual a 0,75. (Fuentes: European Commission Joint Research Centre, http://re.jrc.cec.eu.int/pvgis/apps/ pvest.php?lang=en&map=europe; and National Renewable Energy Laboratory, http://www.nrel.gov/rredc/ pvwatts/). TABLA 2.1 Valores típicos para este pará me tro calculados en algunos lugares específicos situados en todos los países que participan en el Proyecto. PVs in BLOOM. Nota: Se ha utilizado el software PVGIS. Se han supuesto estructuras estáticas orientadas al Ecuador e inclinadas de forma óptima con un coeficiente de rendimiento igual a 0,8. Lugar Latitud, longitud Ángulo de inclinación óptimo (º) Y f, (kwh kwp -1 año -1 ) LUGARES REPRESENTATIVOS EN ITALIA Padua (Italia) 45.410N, 11.877E 34 1144 Belluno (Italia) 46.140N, 12.218E 36º 1096 Berchidda (Italia) 40.785N, 9.166E 34 1456 Lugo di Vicenza (Italia) 45.746N, 11.530E 35º 1112 Mores (Italia) 41.474N, 1.564E 34º 1376 Sassari (Italia) 40.727N, 8.56E 34 1456 Siliqua (Italia) 39.301N, 8.81E 34 1472 LUGARES REPRESENTATIVOS EN GRECIA Afetes (Grecia) 39.283N, 23.18E 30 1328 Aiginio (Grecia) 40.511N, 22.54E 31 1280 (Continúa en la página siguiente) 27

pvs in bloom Lefkonas (Grecia) 41.099N, 23.50E 31 1224 Milies (Grecia) 39.328N, 23.15E 30 1352 Sourpi (Grecia) 39.103N, 22.90E 29 1304 LUGARES REPRESENTATIVOS EN POLONIA Adamow (Polonia) 50.595N, 23.15E 35 936 Gmina Wisznice (Polonia) 51.789N, 23.21E 36 944 Urzad Miasta Lublin (Polonia) 51.248N, 22.57E 36 936 LUGARES REPRESENTATIVOS EN AUSTRIA Burgau (Austria) 48.432N, 10.41E 36 1000 Fürstenfeld (Austria) 47.095N, 15.98E 35 1064 LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESLOVAQUIA Drahovce 48.518N, 17.80E 35 1040 Bacuch 48.859N, 19,81E 38 1024 LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESPAÑA Valencia 39.470N, -0.377E 35 1400 Jaén 37.766N, -3.790E 33 1544 Alcaudete 37.591, -4.087E 33 1560 Hornos 38.217N, -2.720E 32 1520 BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2 El hecho de explicar cómo se calcula la irradiación solar recogida en una superficie con una orientación (α) y un ángulo de inclinación (β) determinados, prepara el terreno para calcular la energía producida por una planta FV. Se han facilitado algunos métodos gráficos para estimar la irradiación solar recogida en una superficie inclinada y orientada de forma arbitraria. (H(α,β)). Se han introducido algunas herramientas de software con el mismo objetivo Se ha presentado una ecuación que combina precisión y simplicidad destinada a calcular la producción de energía anual de la instalación: E pv [KWhyear -1 ]=H(α,β)[KWhm -2 year -1 ] P * [KWp] PR En la que P * = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de rendimiento (0,7-0,8) 28