Máster en Sistemas de Energía...

UNIVERSIDAD DE SEVILLA

Escuela Técnica Superior de Ingenieros

Departamento de Ingeniería Energética

Máster en Sistemas de Energía

Térmica

ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO

EXPERIMENTAL DE PLANTAS

FOTOVOLTAICAS

TRABAJO FIN DE MASTER

EMILIO MOLINA BÉJAR

DIRECTOR

Dr. D. Isidoro Lillo Bravo

Análisis Comparativo de Instalaciones Fotovoltaicas

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Índice:

1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

2. OBJETO DEL PROYECTO

3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

4. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

4.1. Sistemas fotovoltaicos de conexión aislada

4.2. Sistemas fotovoltaicos conectados a red

4.2.1. Principales aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red

eléctrica convencional

4.2.2. Condiciones generales de la conexión a red

4.2.3. El papel del Inversor en sistemas de conexión a red

4.2.4. Componentes que conforman un sistema fotovoltaico de conexión a red

5. COMPONENTES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED

5.1. Módulos fotovoltaicos

5.1.1. Naturaleza de una célula solar

5.1.2. Proceso de fabricación

5.1.3. Características eléctricas

5.2. Generador fotovoltaico

5.2.1. Tipos de estructura soporte

5.2.2. Normativa y requisitos de las estructuras de soporte

5.3. El inversor

5.3.1. Tipos de inversores

5.3.2. Requisitos de un inversor en el sistema fotovoltaico

5.3.3. Seguridad y normativa de un inversor

5.3.4. El inversor en una instalación de conexión aislada

5.3.5. El Inversor en una instalación de conexión a red

5.4. Los cables de conexionado

5.4.1. El cableado en una instalación fotovoltaica de conexión a red

5.5. Sistema de medición

5.5.1. Centros de transformación

5.6. Elementos de protección del sistema

5.6.1. Protecciones

5.6.2. Puesta a tierra

5.7. Sistema de monitorización

5.7.1. Instalación de fotovoltaica de conexión a aislada

5.8. Mantenimiento de la instalación


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6. ANÁLISIS COMPARATIVO

6.1. Análisis Comparativo Grupo I: Fijas de Silicio Monocristalino

(Plantas/Parques)

6.1.1. Cuadro de Datos

6.1.2. Grafica comparativa de Rendimientos

6.1.3. Grafica Comparativa de PR

6.1.4. Estadística

6.1.5. Observaciones

6.2. Análisis Comparativo Grupo II: Fijas de Silicio Policristalino

(Plantas/Parques)




6.2.4. Estadística


6.3. Análisis Comparativo Grupo III: Seguimiento 2 Ejes de Silicio

Moonocristalino (Plantas/Parques)




6.3.4. Estadística


6.4. Análisis Comparativo Grupo IV: Seguimiento 2 Ejes de Silicio Policristalino

(Plantas/Parques)




6.4.4. Estadística


6.5. Análisis Comparativo Rendimiento por Parques/Grupos


6.5.2. Grafica Rendimiento Parques

6.5.3. Grafica Rendimiento Grupos


6.6. Análisis Comparativo PR por Parques/Grupos


6.6.2. Grafica PR Parques

6.6.3. Grafica PR Grupos


6.7. Análisis comparativo Rendimiento y PR Parques Representativos

6.7.1. Cuadro de Datos de Rendimiento

6.7.2. Cuadro de Datos de PR

6.7.3. Grafica Rendimiento

6.7.4. Grafica PR



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7. CONCLUSIONES GENERALES

8. BIBLIOGRAFÍA

9. ANEXO I: Graficas de Producción mensuales

10. ANEXO II: Resumen de Producción, Rendimiento y PR.

11. ANEXO II: Listado de Estaciones Meteorológicas IFAPA


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1. INTRODUCCIÓN

La disponibilidad de energía en el mundo se ha convertido en un problema crucial,

dado que las sociedades, sin importar el nivel de desarrollo en el que se encuentren, se

ven afectadas por las crecientes demandas requeridas para satisfacer sus metas.

La oferta de energía está sufriendo una transición, empezando desde su inicial

dependencia de los hidrocarburos hacia aplicaciones energéticas más diversificadas, lo

cual implica un mayor aprovechamiento de las diferentes fuentes de energía renovables

de las que disponemos.

Dentro de las variadas fuentes naturales de energía existentes, el sol es una fuente

inagotable de recursos para el hombre. Provee energía limpia, abundante y disponible en

la mayor parte de la superficie terrestre, puede por lo tanto suministrarnos la energía

necesaria evitando problemas ambientales derivados de procesos convencionales del

tratamiento de los recursos, como el petróleo, centrales nucleares y otras alternativas

energéticas.

Pero muy a pesar de los avances tecnológicos en esta materia a lo largo de las últimas

décadas, el aprovechamiento que ha tenido ha sido muy insignificante, en comparación

con el consumo global de energía en el mundo.

Sin embargo, en los últimos años el desarrollo de las renovables está creciendo de forma

exponencial tanto por mejoras en la eficiencia energética como en los aspectos

económicos.

Entre las energías renovables, la solar fotovoltaica está en estos últimos años llegando a

la paridad en coste con los costes de consumo de la energía eléctrica por los usuarios en

muchos países, como por ejemplo España, lo que le augura un futuro muy

esperanzador.

Esta mejora se ha producido gracias al desarrollo que esta tecnología ha experimentado

en los últimos diez años que han llevado a mejorar los procesos productivos tanto desde

el punto técnico como económico.

A título orientativo en España se han instalado en los últimos 6 años más de 4 MW

fotovoltaicos que deben servir para ganar experiencia en todos los campos. Siendo por

ello de mucho interés el conocer los problemas reales a los que se ha enfrentado

durante su montaje y operación, sus prestaciones energéticas y por supuesto sus costes.


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2. OBJETO DEL PROYECTO

El objetivo de este proyecto es conocer la eficiencia energética real de un gran

número de plantas con tecnologías diferentes y sistemas de seguimiento diferentes, a

partir de los datos reales de los sistemas de adquisición de las mismas.

Para ello se procederá al análisis de 12 parques fotovoltaicos con un total de 97 plantas

fotovoltaicas. La selección se ha realizado teniendo en cuenta los siguientes criterios:

1. Instalaciones fotovoltaicas de conexión a red

2. Ubicadas en la medida de lo posible en la misma zona geográfica

3. Tecnología utilizada: Fija o con Seguimiento a dos Ejes

4. Tipo de módulos fotovoltaicos: Silicio monocristalino o Si policristalino

Teniendo en cuenta estos criterios se han seleccionado 3 parques para cada una de las

opciones posibles:

Fija y paneles de Si monocristalico (Almodovar del Rio, Aznalcollar I e Hinojos)

Fija y paneles de Si policristalico (Carmona, Marchena y Morón)

Seguimiento a dos ejes y paneles de Si monocristalico (Fuenteovejuna I, Alcalá

del Rio (1-8) y Villanueva de la Reina (12).

Seguimiento a dos ejes y paneles de Si policristalico (Alcalá del Rio (9-10),

Aznalcollar II y Villanueva de la Reina (3)).

Los datos de las distintas instalaciones objeto de los estudios, agrupados en tres

bloques, son los siguientes:

1) Datos de la instalación:

- Nombre del parque

- Nombre de la planta

- Término municipal,

- Provincia

- Tecnología utilizada (Fija o con seguimiento a dos ejes)

- Potencia nominal de la instalación (kW)

- Potencia pico (kWp)

- Nº Paneles

2) Módulos fotovoltaicos:

- Anchura (m)

- Altura (m)

- Superficie (m2)

- Marca Modelo Módulo

- Coeficiente de Corrección por Temperatura

- Tecnología del módulo (Silicio monocristalino o Si policristalino)

3) Producción (Energía medida en el Contador) y datos meteorológicos (Estación

meteorológica de referencia Red IFAPA):

- Energía producida en kWh

- Radiación recibida en MJ/m2

- Temperatura media en ºC


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El análisis se ha realizado para el horizonte temporal de un año. El periodo objeto de

estudio seleccionado ha sido el año 2013, desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre

con objeto de abarcar un ciclo anual completo.


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3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

En el presente proyecto, se ha realizado un análisis comparativo de instalaciones

fotovoltaicas, con el fin de analizar la influencia que tiene el tipo de tecnología utilizada,

fija o con seguimiento a dos ejes, y el tipo de paneles a utilizar. Y en qué medida afectan.

Para llevar a cabo el estudio, en primer lugar se ha procedido a la recopilación de los

datos de las instalaciones descritos en el apartado 2. En primer lugar se ha tabulado

toda la producción de las diferentes plantas fotovoltaicas durante los 365 días del año

teniendo siempre en cuenta los valores medios de temperatura y de radiación a lo largo

del día y la energía total producida, en las tablas también se ha indicado el valor máximo

de producción alcanzado, directamente de los datos aportados por las propias plantas.

Hay que destacar que los datos han sido adquiridos de diferentes formas como por

ejemplo, datos de radiación solar mediante células fotovoltaicas o piranómetros situados

en la propia planta e incluso datos sólo aportados de estaciones meteorológicas ajenas a

la planta más o menos cercanas a las mismas. Esto se ha considerado así para conocer

la realidad de los datos que se manejan en las plantas fotovoltaicas reales.

En segundo lugar se han agrupado las producciones por meses para facilitar su estudio

y se han realizado las gráficas de producción por planta fotovoltaica y parque, y que se

encuentran en el anexo 9.1. A continuación y con el fin de comparar los resultados de las

diferentes instalaciones entre si se han comparado la producción total anual, los valores

medios de temperatura y radiación por planta y por parque en el año en estudio.

Para llevar a cabo la comparativa entre los diferentes tipos de instalaciones objeto del

estudio se han tenido en cuenta el “Rendimiento energético de la instalación” y el

“Coeficiente de Rendimiento de la instalación” (en inglés Performance Ratio), ambos

calculados en términos de potencia:

Rendimiento de la instalación (𝜂):

Rendimiento medio de la instalación. Se denomina así a la potencia medida en el

contador (Pcontador) entre la irradiancia (I) por el área de captación de los paneles (A).

𝜂𝑖𝑛𝑠𝑡 =𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟(𝑊)

𝐼 (𝑊𝑚2⁄ ) × 𝐴(𝑚2)

Coeficiente de Rendimiento de la instalación (PR)” (en inglés Performance Ratio):

Se denomina así a la potencia medida en el contador (Pcontador) entre la potencia

pico de la instalación (Ppico), la irradiancia (I) y un coeficiente de corrección de la

Temperatura “ α” dado por el fabricante.

𝑃𝑅𝑖𝑛𝑠𝑡 =𝑃𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟(𝑊)

𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜(𝑊) ×𝐼

1000 (𝑊𝑚2⁄ ) × (1 − 𝛼(𝑇𝑝 − 25))


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El coeficiente de rendimiento constituye una de las magnitudes más importantes para la

evaluación de la efectividad de una instalación fotovoltaica una vez instalada.

Cuanto más cercano al 100 % sea el valor del coeficiente de rendimiento calculado para

una instalación fotovoltaica, de forma más efectiva trabajará esta instalación fotovoltaica.

No obstante, no es posible alcanzar un valor real del 100 % puesto que durante la

operación de la instalación fotovoltaica se producen siempre pérdidas inevitables (p. ej.

pérdidas térmicas por el calentamiento de los módulos fotovoltaicos). Sin embargo, las

instalaciones fotovoltaicas eficientes alcanzan un coeficiente de rendimiento de hasta el

80 %.

Factores que influyen en el coeficiente de Rendimiento (PR):

El coeficiente de rendimiento es una mera magnitud de definición que puede llegar a

alcanzar incluso valores superiores al 100 % debido a la influencia de determinados

factores. El motivo de esto reside en que, al calcular el coeficiente de rendimiento, se

utilizan características del rendimiento de los módulos fotovoltaicos calculadas en

condiciones de ensayo estándar (irradiación de 1.000 W/m2 y temperatura de los

módulos de 25 °C). Por ello, las desviaciones en las condiciones durante la operación

real influyen en el coeficiente de rendimiento.

El valor del coeficiente de rendimiento está influenciado por los siguientes factores:

- Temperatura de los módulos fotovoltaicos

- Sombra o suciedad en los módulos fotovoltaicos

- Pérdidas por acoplamiento de los módulos fotovoltaicos.

- Pérdidas en cableado, tanto en corriente continua como alterna.

- Rendimiento del inversor y transformador de aislamiento si lo lleva.

- Pérdidas de seguimiento del punto de máxima potencia.

En el apartado 4, se ha realizado una descripción general de las instalaciones

fotovoltaicas, en nuestro estudio nos hemos centrado en las instalaciones con conexión

a red. Y en el apartado 5 se hace una descripción de los componentes de las

instalaciones fotovoltaicas.

En el apartado 6, se procede a realizar el análisis comparativo objeto del proyecto,

tabulando y representando los resultados mediante gráficas comparativas de

Rendimiento y PR para cada una de las instalaciones en particular, para los parques y

finalmente para los grupos de parques con el fin de analizar la influencia que tiene el tipo

de tecnología utilizada, fija o con seguimiento a dos ejes, y el tipo de paneles a utilizar,

Silicio Monocristalino o Silicio Policristalino. Y en qué medida afectan, a partir de los

datos obtenidos de los sistemas de adquisición de datos de las plantas..


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Los estudios que se han llevado a cabo en el análisis comparativo, son los siguientes:

A partir de datos brutos tomados de las plantas:

6.1 Análisis Comparativo Grupo I: Fijas de SiMo

6.2 Análisis Comparativo Grupo II: Fijas de SiPo

6.3 Análisis Comparativo Grupo III: Seguimiento 2 Ejes de SiMo

6.4 Análisis Comparativo Grupo VI: Seguimiento 2 Ejes de SiPo

6.5 Resumen Análisis Comparativo Rendimiento por Parques y Grupos

6.6 Resumen Análisis Comparativo PR por Parques y Grupos.

A partir de datos depurados de las plantas:

6.7 Análisis Comparativo Rendimiento y PR de los Parques Representativos

En los apartados 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4 se ha llevado a cabo el análisis comparativo del

Rendimiento y PR por grupos, comparándolas entre sí.

En los apartados 6.5 y 6.6 se ha realizado el análisis comparativo del Rendimiento y PR

entre los 12 parques y entre los grupos 4 grupos.

Para el análisis del punto 6.7 se ha seleccionado un parque de cada grupo atendiendo a

la calidad de los datos obtenidos de forma que los datos fueran representativos,

descartando aquellos que debido a paradas de producción significativas han afectado al

rendimiento de las plantas fotovoltaicas y en consecuencia al resultado del análisis de

los Parques. Hay que tener en cuenta que el Rendimiento de la instalación calculado es

un rendimiento medio anual por lo que las paradas de producción por el motivo que sea

afectan directamente a la baja en el resultado final de rendimiento del año en estudio;

este es un aspecto muy importante a tener en cuenta para el análisis de los resultados

obtenidos.

En el apartado 7 se exponen las conclusiones del estudio.


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4. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

En términos generales, se define como sistema fotovoltaico, el conjunto de componentes

mecánicos, eléctricos y electrónicos utilizados en el aprovechamiento de la energía solar

disponible para transformarla en energía eléctrica.

Estos sistemas, dependiendo de su configuración y de la potencia producida, se dividen

en dos categorías:

Sistemas Aislados.

Sistemas de conexión a red.

4.1. Sistemas fotovoltaicos de conexión aislada

Componentes de una instalación aislada

Utilizados para proveer electricidad a sitios lejanos, que por su ubicación geográfica y

dificultad de acceso no compensa pagar el coste de la conexión a la red convencional.

Los sistemas aislados al no estar conectados a la red eléctrica, normalmente están

equipados con baterías de acumulación para la energía producida. La acumulación es

necesaria, porque el sistema fotovoltaico depende de la insolación captada durante el

día, y a menudo la demanda de energía por parte del usuario se concentra en las horas

de la tarde y nocturnas.

Es necesario dimensionar la instalación de manera que durante el periodo de insolación

permita la carga de la batería y a su vez sea capaz de alimentar las cargas conectadas

al sistema.

En estos sistemas la energía producida por lo módulos solares es almacenada en las

baterías de acumulación a través de un sistemas reguladores de carga, los cuales están

preparados para alimentar pequeños consumos en corriente directa. El inversor va

conectado a las baterías y es el encargado de transformar la energía almacenada en los

acumuladores en corriente alterna para alimentación de consumos.


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Para conseguir un suministro de corriente absolutamente fiable, puede incorporarse al

sistema un grupo electrógeno de apoyo, garantizándose que en el caso de que los

acumuladores se queden sin energía, el sistema pueda seguir suministrando

electricidad. La aplicación de los sistemas fotovoltaicos de conexión aislada se orientan

al suministro de energía para.

- Electrificación de viviendas y edificios

- Alumbrado público

- Aplicaciones agropecuarias

- Bombeo y tratamiento de agua

- Señalización de carreteras u obras

- Sistemas de medición o telecontrol aislados

- Aplicaciones mixtas con otras renovables

Estos sistemas no son el objeto de nuestro estudio por lo que no vamos a profundizar

más en ellos.

4.2. Sistemas fotovoltaicos conectados a red

Componentes de una instalación a red

A diferencia de los sistemas aislados, este tipo de sistemas no tienen baterías de

acumulación para la energía producida por el sistema, ya que la energía producida

durante las horas de insolación es canalizada hasta la red eléctrica y la carga es

alimentada directamente por la red. Una instalación de este tipo resulta más fiable desde

el punto de vista de continuidad energética, que una instalación no conectada a la red,

que en caso de avería y de no disponer de un grupo eléctrico de apoyo, no tendría

posibilidad de alimentación.


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En los sistemas de conexión a red, es necesario cumplir los requisitos técnicos

demandados por la compañía eléctrica a la cual está conectado nuestro sistema. De

igual manera se incluirá dentro de nuestro sistema fotovoltaico, un conjunto de medición,

para contabilizar la energía producida por el sistema fotovoltaico durante su periodo de

funcionamiento.

Como principio general se ha de asegurar un aislamiento eléctrico mínimo de

clase I en lo referente a módulos, inversores, como al resto de los materiales de

la instalación (cajas, armarios, conexiones, cableado, exceptuando el de DC que

será de doble aislamiento).

La instalación de conexión a red incorporará todos los elementos necesarios para

garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.

El funcionamiento de la instalación no deberá provocar en la red a la cual se

conecte, averías, disminuciones de las condiciones de seguridad, ni alteraciones

superiores a las permitidas por la normativa vigente.

El funcionamiento de la instalación no podrá originar condiciones peligrosas de

trabajo para el personal de mantenimiento, ni explotación de la red de

distribución.

Los materiales situados a la intemperie se protegerán contra agentes

ambientales, en particular contra los efectos de la radiación solar y la humedad.

La instalación deberá incluir todos los elementos de seguridad, protección de

personas y de toda la instalación fotovoltaica, para asegura la protección frente a

contactos directos e indirectos, cortocircuitos , sobrecargas, así como todos los

elementos de protección que establezca la legislación vigente.

Las instalaciones de energía solar fotovoltaica de conexión a red, son una interesante

solución que supone ventajas de cara a la conservación del medio ambiente, tales como:

Ausencia de los costes derivados del uso de combustible, con escaso

mantenimiento y pocas posibilidades de averías técnicas.

Beneficios medio ambientales, derivados de los usos de una fuente natural de

energía no contaminante e inagotable. Evitando la emisión de contaminante

atmosféricos como SO2, CO2, Pb, etc, trayendo consigo la eliminación del efecto

invernadero, ya que la energía que se introduce a la red eléctrica es una energía

limpia generada de la radiación solar.

Ventajas económicas y ayudas públicas en forma de créditos y subvenciones a

fondo perdido según la comunidad autónoma donde se instale la planta solar.

La existencia de una legislación especí.ca, que de.ne los derechos de conexión y

venta a red de la energía generada, estableciendo incentivos ilimitados, en forma

de primas sobre energías convencionales.

La vida media de los paneles solares y por ende se considera también la vida útil

de una instalación de conexión a red, está garantizada por un periodo de 25 a 30

años, siendo operativos después de pasado este periodo, pero con la posibilidad

de obtener un rendimiento inferior.


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4.2.1. Principales aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red

eléctrica convencional

Sistemas en tejado y edificios

Sistemas modulares de fácil instalación, pensados para la captación y aprovechamiento

de la radiación solar en las superficies libres de los tejados de casas y edificios.

Plantas de producción

Instalaciones de conexión a red de aplicación industrial, que pueden ser instaladas en

zonas rurales o sobrepuestas en grandes cubiertas de áreas urbanas (aparcamientos,

centros comerciales, áreas deportivas) no aprovechadas para otros usos.

Integración de edificios

La principal característica de este tipo de instalación es que está integrado en la

estructura principal de la edificación, de modo que los paneles solares encajan estética y

estructuralmente en la cubierta del edificio.

4.2.2. Condiciones generales de la conexión a red

Con independencia de lo estipulado en el real decreto 1663/2000, del 29 de septiembre,

sobre instalaciones fotovoltaicas de conexión a red de baja tensión, pueden existir

condiciones particulares en la normativa de la compañía eléctrica propietaria de la red de

distribución en la que pretenda conectar la instalación fotovoltaica. A continuación se

detallan algunas condiciones generales que podría ser necesario cumplir de cara a la

conexión a red de instalaciones solares.

El funcionamiento de la instalación fotovoltaica no deberá provocar en la red

averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones

superiores a las admitidas por la normativa aplicable.

Las condiciones de conexión a red se harán en función de la potencia de la

instalación fotovoltaica, con objeto de evitar efectos perjudiciales a los usuarios

con cargas sensibles.

Para establecer el punto de conexión a la red de distribución, se tendrá en cuenta

la capacidad de transporte de la línea, la potencia instalada en los centros de

transformación y las distribuciones en diferentes fases de generadores en

régimen especial provistos de inversores monofásicos.

No podrá intercalarse ningún elemento de generación ni de acumulación o de

consumo, entre el circuito de generación y el equipo de medida.

En caso de que la línea de distribución se desconecte de la red, las instalaciones

fotovoltaicas no deberán mantener tensión en la línea de distribución.

Aplicar la normativa vigente sobre calidad del servicio, en caso de que una

instalación fotovoltaica se vea afectada por perturbaciones de la red a la cual se

conecta.


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4.2.3. El papel del Inversor en sistemas de conexión a red

A diferencia de los sistemas aislados, que bien podrían funcionar sin inversor dentro de

su conjunto, en los sistemas de conexión a red el inversor es el componente más

importante de la instalación, ya que maximiza la producción y optimiza las características

técnicas de corriente la inyectada a la red.

Los inversores de conexión a red, están equipados con un dispositivo electrónico

(SPMP) que permiten extraer la máxima potencia del generador fotovoltaico, adaptando

las características de producción del campo fotovoltaico a las exigencias de la carga.

4.2.4. Componentes que conforman un sistema fotovoltaico de conexión a red

Módulos fotovoltaicos

Regulador de carga

Inversor

Sistema de medición de generación de energía

Sistema de monitorización

Cableado, elementos de protección del sistema


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5. COMPONENTES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

5.1. Módulos fotovoltaicos

Actualmente las células solares utilizadas en instalaciones fotovoltaicas para generación

de energía eléctrica, se basan en las propiedades de los materiales semiconductores

como el silicio. No obstante investigaciones en el tema, apunta al desarrollo de

tecnologías más eficientes en base al uso de nano componentes.

En la célula fotovoltaica comienza la generación de corriente continua, tan pronto como

la luz del sol incide sobre su superficie. En dicha generación eléctrica no intervienen

ningún componente mecánico, ningún proceso químico o térmico.

Al incidir la luz solar sobre la superficie de la célula fotovoltaica, los fotones de la luz

solar transmitan su energía a los electrones del semiconductor para que así puedan

circular dentro del sólido, parte de estos electrones salen al exterior del material

semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito

externo.

Las células solares se unen eléctricamente unas con otras y tras un encapsulado sobre

el conjunto de células unidas, con el objetivo de proporcionar resistencia a la intemperie,

obteniéndose los conocidos paneles o módulos fotovoltaicos. El número de células en un

panel, y por lo tanto su voltaje de salida, depende de la estructura cristalina del

semiconductor usado Los módulos se pueden conectar a su vez entre si, formando un

número conveniente de ramas o cadenas. Los paneles pueden tener diferentes tamaños,

los más utilizados están compuestos por un grupo entre 40 - 80 células conectadas en

serie, con una superficie alrededor de 0,8 m2 a 2 m2.

El rendimiento de un panel solar fotovoltaico, depende de algunas variables externas,

como la radiación solar, la temperatura de funcionamiento, la orientación del panel frente

al sol, suciedad, el envejecimiento, etc.

5.1.1. Naturaleza de una célula solar

La célula fotovoltaica es un dispositivo formado por una delgada lámina de un material

semiconductor, frecuentemente de silicio.

El silicio es el elemento más abundante después del oxígeno con una estructura cúbica

de configuración atómica en la que cada átomo contiene cuatro electrones de valencia.

Un cristal de silicio tipo “p”, puede obtenerse dopando silicio con tres electrones de

valencia, como por ejemplo el Boro.

Un cristal de silicio de tipo “n”, puede obtenerse dopando el silicio con átomos de cinco

electrones de valencia, como por ejemplo el fósforo.

5.1.2. Proceso de fabricación

El silicio se emplea como materia prima de fabricación en un 87%, tanto en tecnología

cristalina, como en los receptores de lámina delgada basados en silicio amorfo.


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Para la fabricación de los paneles solares fotovoltaicos, es el silicio desestimado en la

industria electrónica el utilizado para la industria fotovoltaica como materia prima para

producir silicio cristalino de grado solar.

A pesar de que su proceso de fabricación sea más costoso, con el uso del silicio

cristalino se obtiene mayor eficiencia que el caso del silicio monocristalino y poli-

cristalino. No obstante se prevé que las tecnologías vayan evolucionando en un futuro

inmediato hacia una reducción de costes basada en tres factores fundamentales:

- La disminución en la aplicación de materias primas y energía

- La mejora de la eficiencia

- La optimización

Para fabricarla el silicio es depurado, fundido y cristalizado; posteriormente el silicio

cristalino es rebanado en pulidas obleas. Una vez pulidas las obleas, se introduce por

difusión a alta temperatura el material dopante, con lo cual se convierte a la oblea en un

material semiconductor tipo “p” si se le añadió boro o de tipo “n” si el material dopante ha

sido fósforo.

La corriente entregada por la célula será proporcional a su tamaño. El espesor requerido

para efectos fotovoltaicos es del orden de 3 a 4um.

Hasta el momento las células fotovoltaicas existentes en el mercado suelen estar

construidas en base al silicio. Los cristales de silicio pueden diferentes configuraciones.

- Silicio Mono-cristalino

- Silicio Poli-cristalino

- Silicio Am

Silicio Mono-cristalino:

Estructura cristalina con superficie de brillo uniforme.

Alto rendimiento energético.

Elaborado proceso de fabricación donde se requieren enorme cantidades de energía eléctrica, incrementando sustancialmente el coste del material.

Silicio Poli-cristalino:

Estructura poli cristalina con zonas de brillo diferentes.

Rendimiento energético medio, ligeramente menor que el caso del silicio mono-cristalino.

Obtención mediante el fundido de material semiconductor de menor calidad y costo (que el caso del silicio monocristalino) y posteriormente es vertido en moldes.

El silicio Amorfo

El silicio amorfo no presenta estructura cristalina a diferencia de las células antes

mencionadas. Las unidades de silicio se fabrican depositando capas delgadas de silicio

evaporado al vació (proceso denominado erosión iónica) sobre un sustrato de vidrio,

plástico o metal, obteniendo de esta manera células fotovoltaicas bastante económicas.


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El rendimiento del silicio amorfo crece con la calidad de las capas, debido a que las

capas de silicio permiten el paso de la luz solar, es necesario depositar varias capas una

encima de otra para conformar una célula. Tal efecto hace que incremente la cantidad de

electricidad producida por célula, en contra parte la cantidad de electricidad producida

inicialmente, se ve mermada en un 15% a las 8 semanas de funcionamiento de la célula;

ello se debe a que la película delgada presenta una alta degradación cuando es

expuesta a los rayos solares.

5.1.3. Características eléctricas

Máxima potencia de salida

La potencia máxima de salida de un panel fotovoltaico, es una de las características más

importante. Normalmente la complementación de un sistema fotovoltaico requiere el uso

de paneles con potencias de salida de como mínimo de 30 vatios. Los módulos formados

tienen una potencia que varía entre las 50Wp y los 220Wp, dependiendo de la eficacia y

tipos de células componentes.

Para cada condición de trabajo se puede calcular la potencia de salida del panel,

multiplicando los valores correspondientes al voltaje y la corriente para determinado

punto de la curva I-V. En particular, la potencia de salida es nula para dos puntos de

trabajo: circuito abierto y cortocircuito. Entre estos valores nulos la potencia alcanza un

valor máximo, denominado valor optimo o valor pico (Wp) del panel, que corresponde a

una temperatura de trabajo de ambiente de 25oC y que son suministrados por el

fabricante.

Para determinar el valor óptimo se usan los denominados valores estándar STC, los

cuales expresan la potencia eléctrica suministrable por el módulo en condiciones

estándar de funcionamiento.

Temperatura = 25oC

Espectro luminoso = 1,5 masa de aire

Radiación Solar = 1000W/m2

𝑃𝑡 = 𝑃𝑝 − (𝑃𝑝 ∙ 𝜉 ∙ ∆𝑇)

Donde:

Pt es la potencia de salida del panel

Pp es la potencia pico del panel a 25ºC

ξ es el coeficiente de degradación, suministrado por el fabricante

∆T es el incremento de temperatura por sobre 25ºC

Intensidad

La corriente de salida de un panel fotovoltaico es función del voltaje en la carga y la

temperatura de trabajo, esto es debido a las características intrínsecas de los materiales

semiconductores.


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La intensidad de corriente que genera un panel aumenta con la radiación,

permaneciendo el voltaje aproximadamente constante.

Curva característica de corriente-tensión de un módulo fotovoltaico

En la .gura puede observarse, como para unas condiciones de temperatura constante,

las curvas de I-V varían según la incidencia de la radiación solar, que en este caso

afecta en mayor medida a la intensidad.

En este sentido tiene mucha importancia la colocación (orientación, inclinación respecto

a horizontal) de los paneles, ya que los valores de radiación varían a lo largo del día en

función de la inclinación del sol respecto al horizonte.

Efecto de la Temperatura

Es importante colocar los paneles en un lugar aireado, ya que la potencia del panel

disminuye al aumentar la temperatura de trabajo del mismo, esto implica que tanto como

la corriente de cortocircuito como el voltaje a circuito abierto se vean afectados por la

temperatura de trabajo.

El aumento de la temperatura en las células fotovoltaicas supone un incremento de

corriente, pero al mismo tiempo una disminución de la tensión.

Supongamos un rango de variación de temperatura de 25ºC a 50ºC y posteriormente de

50ºC a 75ºC, la corriente en cortocircuito aumenta moderadamente un 1% entre el rango

comprendido entre 25ºC a 50ºC, y un 3% en el rango de 50ºC a 75ºC; mientras que el

voltaje en circuito abierto disminuye sensiblemente en 8% a 50ºC y cerca de un 15% a

75ºC.

La temperatura de trabajo que alcanza el panel, viene determinada por la expresión.

𝑇𝑡 = 𝑇𝑎 + (𝑘 ∙ 𝑅)


20

Donde:

Ta es la máxima temperatura ambiente,

Tt temperatura de trabajo del panel,

R es el valor de la radiación solar en W=m2, y tiene un rango de variación comprendido

entre 800 y 1000 W=m2,

k es un coeficiente que varía entre 0,02 y 0,04ºC.m/W, dependiendo de la velocidad

promedio.

Cuando la velocidad del viento es baja, k toma valores cercanos al máximo 0,04; si la

velocidad del viento produce enfriamiento efectivo del panel, el valor de k será mínimo

(0,02ºC.m/W).

Con alta insolación diaria, se usa el valor máximo de R, si existen nubes pasajeras se

reduce el valor de radiación y R toma su valor mínimo.

Factor de degradación

En la práctica, debido a la disipación de calor en las células del panel, salvo en climas

fríos, la temperatura de trabajo excederá siempre los 25ºC. Cuando esto ocurre, el valor

de la potencia de salida nunca alcanza el valor óptimo especificado por el fabricante.

El diseño de un sistema fotovoltaico debe tener en cuenta la degradación del panel en

función de la temperatura, a fin de satisfacer el requerimiento de nuestro sistema

eléctrico durante los días más calurosos del año.

Los fabricantes suelen aportar en las especificaciones técnicas del panel, un factor de

degradación o de pérdidas por temperatura, en términos de perdidas porcentual de

potencia por incremento en ºC.

5.2. Generador fotovoltaico

El conjunto de módulos solares conectados en serie, forman lo que se denomina ramal,

los ramales conectados en paralelo constituyen el generador fotovoltaico. La finalidad de

esta configuración es obtener las características de tensión y potencia deseada de

acuerdo a los requerimientos de nuestro sistema.

Los paneles fotovoltaicos que conforman el generador, están montados sobre una

estructura mecánica, capaz de sujetarlos, y orientada para conseguir la optimización de

la radiación solar incidente sobre el generador fotovoltaico; esta estructura puede ser fija

o móvil.

La cantidad de energía producida por un generador fotovoltaico, al depender de la luz

solar, no es constante; esta energía es función de la insolación, de la latitud del lugar, los

ciclos de las estaciones y de la variación de las condiciones meteorológicas del entorno,

además del tipo de estructura soporte. En el caso de una estructura móvil esta busca el


21

MPP (maximal power point) a lo largo del día, produciéndose un incremento sensible de

potencia.

Un factor a tener en cuenta en caso de querer alimentar dispositivos que funcionen con

corriente alterna o en caso de querer conectar nuestro generador a la red eléctrica, es

que el generador fotovoltaico proporciona corriente eléctrica continua, debido a ello y

dependiendo de cada aplicación nuestro sistema fotovoltaico deberá tener en cuenta lo

siguiente:

Latitud y radiación solar media anual del lugar donde se hará la instalación,

Características arquitectónicas del terreno o lugar,

Potencia pico del sistema,

Carga eléctrica demandada,

Características eléctricas específicas de la carga,

Posibilidad de conexión a la red eléctrica.

5.2.1. Tipos de estructura soporte

El diseño de la estructura deberá tener en cuenta la orientación y el ángulo de inclinación

específico para cada generador, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje

para la posible sustitución de cualquier elemento. Por ello en su diseño deberemos

garantizar que los módulos estén ubicados de cara a maximizar la producción de energía

eléctrica a lo largo de todo el año en lo que se refiere a orientación, inclinación y en

ausencia de sombras.

Estructuras Fijas:

La orientación sur sería la ideal para estructuras fijas, pero debido al cambio de posición

del sol durante el año, la inclinación ideal variará en función de la latitud. En España

normalmente se utiliza un ángulo de 30º sur en instalaciones fotovoltaicas, pero la

inclinación puede variar de acuerdo a la aplicación de los criterios de uso e integración

arquitectónica +/-10º.

Estructuras con seguimiento solar:

Las estructuras móviles se sitúan en la posición óptima para que la irradiación solar

recibida por el generador fotovoltaico, sea máxima a lo largo del día.

5.2.2. Normativa y requisitos de las estructuras de soporte

La estructura soporte deberá cumplir requisitos de montaje de acuerdo con la normativa

básica de edificación NBE-AE-88.

Deberá ser capaz de resistir con los módulos instalados, las sobrecargas del

viento y nieve; la estructura deberá estar protegida superficialmente contra la

acción de agentes ambientales.

En lo que se refiere al diseño, la construcción de la estructura y el sistema de

fijación de los módulos, deberemos asegurar que el conjunto soporte es capaz de

aguantar las dilataciones térmicas necesarias, sin que se transmitan cargas que

afecten la integridad de los módulos.


22

Para la sujeción del módulo deberemos tener en cuenta el área de apoyo y

posición relativa, de manera que no se produzcan flexiones superiores a las

permitidas para el diseño específico del módulo.

La tornillería deberá cumplir la normativa MV-106; en caso de tratarse de una

estructura galvanizada, se admitirá el uso de tornillos galvanizados, excepto las

sujeciones de los módulos a la estructura, que deberán ser de acero inoxidable.

Se dispondrán las estructuras soportes necesarias para montar los módulos

sobre superficies planas, como integrados sobre tejado, para minimizar el efecto

del sombreado.

En caso de instalaciones integradas en cubierta de edificios, el diseño de la

estructura y la estanquidad entre los módulos se ajustarán a las exigencias de las

normas básicas de la edificación y a las técnicas usuales en la construcción de

cubiertas.

Si está construida con perfiles de acero laminado en frio, cumplirá la normativa

MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición

química.

Si es de tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-

508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de

mantenimiento y prolongar su vida útil.

5.3. El inversor

El inversor es un dispositivo de potencia encargado de la transformación de la energía

continua producida por los módulos solares en energía alterna para consumo, éste debe

poseer ciertas características técnicas que evitaran inconvenientes de funcionamiento e

incompatibilidad con el sistema, debe estar dimensionado y ser capaz de alimentar

directamente los consumos que pretendan conectarse al sistema.

Un inversor simple consta de transistor controlado por oscilación, el cual es utilizado para

interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada, esta onda cuadrada

alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola un poco más una onda

sinusoidal y produciendo el voltaje de salida necesario. La forma de onda de salida de un

inversor ideal debería ser sinusoidal.

Un oscilador es un circuito que es capaz de convertir la corriente continua en una

corriente que varía de forma periódica en el tiempo (corriente periódica); estas

oscilaciones pueden ser sinusoidales, cuadradas, triangulares, etc, dependiendo de la

forma de onda producida. Un oscilador de onda cuadrada suele denominarse

multivibrador y por lo tanto, se les llama osciladores sólo a los que funcionan en base al

principio de oscilación natural que constituyen una bobina L y un condensador C,

mientras que a los demás se les asignan nombres especiales.

Un oscilador electrónico es fundamentalmente un amplificador cuya señal de entrada se

toma de su propia salida a través de un circuito de realimentación. Lo que se pretende es

obtener un sistema de oscilación que sea estable y periódico, manteniendo una

frecuencia y forma de onda constante; esta señal se va amortiguando en el tiempo, hasta

que acaba extinguiéndose transcurrido un periodo de tiempo bastante corto. El circuito


23

electrónico será capaz de volver a cargar eléctricamente uno de los componentes y

permitirá hacer un proceso de oscilación constante.

En un sistema fotovoltaico de conexión a red eléctrica, la potencia en corriente continua

DC generada por el conjunto de paneles solares, debe convertirse en corriente alterna

AC para poder ser inyectada a la red eléctrica. Este requisito hace imprescindible la

utilización de un inversor que se encargue de dicha conversión, con la finalidad de

conseguir la conversión del .ujo energético, de corriente DC a AC, como muestra la .gura

a continuación.

Flujo de energía de un inversor

Los inversores conectados directamente al módulo fotovoltaico, deberán disponer de un

seguidor del punto de máxima potencia SPMP, que continuamente vaya ajustando la

impedancia de carga con el fin de que el inversor pueda extraer la máxima potencia del

sistema que el generador puede proporcionar a lo largo del día.

5.3.1. Tipos de inversores

Actualmente existen dos grandes grupos de inversores, el conmutado de línea y el

autoconmutado.

Inversores conmutados de línea

Son inversores que usan interruptores tiristores, capaces de controlar el tiempo de

activación de la conducción, pero no el tiempo de parada. Para detener la conducción,

precisan de una fuente o circuito adicional que reduzca hasta cero la corriente que lo

atraviesa.

Inversores autoconmutados

Son los más utilizado en instalaciones con aplicaciones de energía distribuida a red, ya

que cumplen las especificaciones técnicas establecidas por las compañías eléctricas.

Están basados en el uso de transistores IGBT y MOSFET, con el uso de dispositivos de

conmutación que controlan libremente los estados de conducción y no conducción de los

transistores.

Estos inversores usan la modulación de ancho de pulso PWM, e incluyen transformación

de línea o de alta frecuencia, pudiendo controlar libremente la forma de onda de la

tensión y la corriente en la parte de alterna, ajustan el factor de potencia y reducen la

corriente armónica, siendo resistentes a las distorsiones procedentes de la red.

Los inversores auto conmutados se subdividen en inversores en fuente de corriente CSI

y en inversores en fuente de tensión VSI. Los inversores CSI disponen de una fuente de

corriente prácticamente constante a la entrada de continua, mientras que en los

inversores VSI, la fuente constante de entrada es de tensión.


24

Convertidores multinivel

La tecnología multinivel está basada en la síntesis de la tensión alterna de salida a partir

de la obtención de varios niveles de tensión del bus de continua; cuanto mayor es el

número de niveles de tensión de entrada de continua, más escalonada es la forma de la

onda de la tensión de salida, de modo que la onda tienda más a una señal senoidal pura,

minimizándose la distorsión.

Gracias al continuo aumento de niveles de potencia en los equipos fotovoltaicos, cada

vez se tiende más hacia la conexión en serie de paneles solares con niveles medios de

tensión. Las tecnologías de tres niveles son especialmente interesante en este tipo de

sistemas, ya que permiten incrementar el nivel de potencia a partir del uso de

dispositivos de baja tensión.

Las principales ventajas presentes en un inversor de tres niveles respecto a uno de dos

niveles se detallan a continuación:

Permite trabajar con niveles mayores de potencia, ya que los dispositivos están sometidos a menor estrés.

Permite trabajar con niveles medios de tensión mediante el uso de dispositivos de baja tensión, ya que dichos dispositivos están sometidos a la mitad de la tensión que reciben por la entrada de corriente continua.

Reducen la distorsión armónica de la forma de la onda de alterna, con lo cual los filtros de salida son menores y la respuesta dinámica es más rápida.

No obstante la práctica muestra la existencia de ciertas dificultades técnicas que

complican el funcionamiento de los inversores, las principales limitaciones se presentan

cuando al aumentar el número de niveles se incrementa la complejidad del control y se

introducen problemas de desequilibrio en las tensiones de los condensadores del bus de

continua.

5.3.2. Requisitos de un inversor en el sistema fotovoltaico

Su principio de funcionamiento será auto conmutado con fuente de corriente tipo VSI.

Disposición de un sistema adecuado de seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador fotovoltaico.

No funcionamiento en isla o en modo aislado.

5.3.3. Seguridad y normativa de un inversor

Un inversor deberá cumplir con las directivas comunitarias de seguridad eléctrica y

compatibilidad electromagnética (certificadas por el fabricante) incorporando

protecciones frente a:

Cortocircuito en alterna

Tensión y frecuencia de red fuera de rango

Protección contra sobre tensiones mediante el uso de varistores o similares dispositivos.

Protecciones contra perturbaciones en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclo, ausencia y retorno de la red, etc.


25

Cada inversor dispondrá de la correcta señalización para su uso y operación,

incorporando los controles automáticos que garanticen su adecuada supervisión y

manejo, incorporando como mínimo los siguientes controles manuales:

Encendido y apagado general del inversor.

Conexión y desconexión a la interfaz AC.

De acuerdo con el pliego de condiciones técnicas de seguridad para sistemas solares

fotovoltaicos el I.D.A.E establece las siguientes características de rendimiento:

El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiación solar de un 10% superior a las CEM. Además de soportar picos de un 30% superior a las CEM durante periodos de hasta 10 segundos.

Los valores de eficiencia del 25 al 100% de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85% y 88%, respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5kW y del 90% al 92% para inversores de potencia de salida mayor a 5kW.

El autoconsumo de los equipos, perdidas de vacío en stand by o en modo nocturno, deberán ser inferior a un 2% de su potencia de salida nominal.

El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0.95 entre el 25 y el 100% de la potencia nominal.

El inversor deberá inyectar en red, potencias superiores al 10% de su potencia nominal.

Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 22 para inversores de interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 32 para lugares accesibles y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie.

Los inversores deben estar garantizados para su operación en condiciones ambientales entre 0 y 40ºC de temperatura y de 0 a 85% de humedad relativa.

5.3.4. El inversor en una instalación de conexión aislada

Las características que definen el inversor en una instalación aislada son las siguientes:

VRMS es el valor eficaz de la tensión alterna de salida.

La potencia Nominal, es la potencia máxima especificada por el fabricante, que el inversor es capaz de entregar de manera continua.

La capacidad de sobrecarga, es la habilidad del inversor para entregar mayor potencia que su potencia nominal, durante ciertos intervalos de tiempo.

El rendimiento del inversor: Relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor. Depende de la potencia de operación.

Factor de potencia, es el cociente entre la potencia activa [W], y la potencia aparente [V ], a la salida del inversor.

Distorsión armónica total THD (%): Parámetro utilizado para indicar el contenido armónico de la onda de tensión de salida y se de.ne como:

𝑇𝐻𝐷(%) = 100 ∙√∑ 𝑉𝑛

𝑉1

Donde V1, corresponde al armónico fundamental y Vn al armónico n-esimo. Los requisitos técnicos que debe cumplir un inversor en una instalación aislada, entendiéndose por inversores para aplicación monofásica y trifásica que funcionan como fuente de tensión fijas.


26

Se recomienda el uso de onda senoidal, aunque se permitirá en algunos casos el uso de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1kV A, ya que no producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas.

Como norma general, los inversores se conectaran a la salida de consumo del regulador de carga. Si por incompatibilidad de operación no es posible se permitirá la conexión directa del inversor al acumulador y se asegurará la protección del mismo frente a sobre cargas.

El inversor debe asegurar su correcto funcionamiento dentro de los márgenes de tensión de entrada permitida para el sistema al cual está conectado.

La regulación interna del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de

salida estén dentro de los siguientes márgenes de funcionamiento.

a. 𝑉𝑛𝑜𝑚 + 15%−10

%; 𝑠𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜 𝑉𝑁𝑂𝑀: 220𝑉𝑅𝑀𝑆 𝑜 230 𝑉𝑅𝑀𝑆

b. 50𝐻𝑧 ± 2%

El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en el

margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante.

El inversor debe arrancar y operar cualquier carga, especialmente aquellas que

requieren elevada corriente de arranque (Televisores, motores, etc), sin interferir

en su correcta operación ni en el resto de cargas.

Los inversores deben estar protegidos contra:

i. Tensión de entrada fuera del margen de operación. ii. Operación sin batería. iii. Cortocircuito en la salida de corriente alterna. iv. Sobrecargas que excedan la duración y límites establecidos.

El auto consumo del inversor, en condiciones normales de operación, será menor

o igual al 2% de la potencia nominal de salida.

Las pérdidas de energía ocasionadas por el auto consumo del inversor serán

inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor

tenga un sistema de .Stand by´´ para reducir perdidas cuando el inversor trabaje

en vacío.

El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites

especificados en la siguiente tabla.

Rendimiento de un inversor


27

Los inversores deberán estar etiquetados con al menos la siguiente información:

v. Potencia nominal [VA] vi. Tensión nominal de entrada [V] vii. Tensión y frecuencia nominales de salida. viii. Fabricante y número de serie. ix. Polaridad y terminales.

5.3.5. El Inversor en una instalación de conexión a red

Las características exigidas a un inversor de conexión a red serán las siguientes:

Deberá tener una potencia de entrada variable siendo capaz de extraer en todo

momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico pueda proporcionar

durante el periodo de captación de radiación solar.

Principio de funcionamiento en fuente de corriente.

Deberá ser auto conmutado

Deberá poseer un seguidor automático del punto de máxima potencia del

generador fotovoltaico.

No deberá funcionar en modo aislado o en isla.

Deberán cumplir con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y

compatibilidad electromagnética certificada por el fabricante, incorporando

protecciones frente a cortocircuito.

i. Tensión y frecuencia de red fuera de rango. ii. Sobre tensiones mediante varistores o similares. iii. Perturbaciones presentes en la red, como microcortes, pulsos, defectos de ciclo,

ausencia y retorno de la red. iv. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación

e incorporará los controles automáticos imprescindibles para asegurar su adecuada supervisión.

El inversor incorporará como mínimo controles de encendido y apagado general,

y conexión de desconexión del inversor de la interfaz de AC.

El inversor seguirá entregando potencia de forma continuada a la red, en

condiciones de irradiancia solar y temperatura que den lugar a una potencia en

los paneles un 10% superior a la potencia en CEM (power capacity in standar

conditions). Además de ser capaces de soportar picos de potencia de 30%

superior a la potencia en CEM durante periodos de hasta 10s.

Los valores de eficiencia al 25 y al 100% de la potencia de salida nominal

deberán ser superiores al 85 y 88%, respectivamente para inversores de potencia

inferior s 5kW y del 0% al 92% para inversores con potencia superior a 5kW.


28

El auto consumo de los equipos en stand by o modo nocturno, deberá ser inferior

al 2% de su potencia nominal de salida.

El factor de potencia de la potencia generada, deberá ser superior a 0.5 entre 25

y el 100%.

El inversor deberá inyectar en red, para potencias superiores del 10% de su

potencia nominal.

Los inversores tendrán un grado de protección IP22 cuando sean instalados en

edificios o lugares inaccesibles, IP32 cuando estén instalados en lugares

accesibles, y con IP 65 cuando estén instalados a la intemperie.

Debe garantizarse la operación de los inversores a 0ºC y 40ºC de temperatura y

a 0% y 85% de humedad relativa.

5.4. Los cables de conexionado

Es el componente indispensable para el transporte de energía eléctrica entre los

diferentes bloques del sistema fotovoltaico.

Es inevitable que ocurra la perdida de energía en forma de calor, debido a que la

resistencia eléctrica del conductor nunca es nula. La elección de un cable conductor

representa un compromiso entre un valor bajo de resistencia y el coste del mismo.

Dentro de la gama de materiales existentes, el cobre presenta una buena solución, al ser

un material ligero, lo que favorece su empleo en líneas de transmisión de energía

eléctrica.

La resistencia de un material conductor viene dada por la expresión:

𝑟 =(𝜌 ∙ 𝐿)

𝐴

Donde:

r representa el valor de la resistencia lineal en Wm, y depende del material conductor y

de la temperatura de trabajo que alcanza el conductor,

L la longitud del conductor en m,

A es el área de la sección del conductor en m2,

𝜌 resistencia del material,

La expresión anterior indica que para una longitud determinada, un aumento del

diámetro significa una menor caída de voltaje en el cable (menor pérdida de energía).

Esto implica que en el diseño del cableado se deberán tener en cuenta las caídas de

tensión producidas en los conductores debido a la resistencia de los mismos. Para ello

las secciones de los cables utilizados en nuestra instalación, deben calcularse en función

de la máxima potencia de pérdidas admisibles para la instalación.


29

Concretamente, en el caso de instalaciones fotovoltaicas, los conductores de la parte de

corriente continua, deberán tener sección suficiente para que la caída de tensión sea

inferior de 1,5% y los conductores de corriente alterna para que la caída de tensión sea

inferior del 0,5 %. En términos generales debe respetarse lo establecido por el REBT

2002 (reglamento electrónico de baja tensión), que en líneas generales establece tres

criterios para determinar la sección de los conductores en una instalación eléctrica.

Criterio térmico

El conductor debe ser capaz de disipar el calor generado por la intensidad circundante

durante régimen permanente.

Criterio de caída de tensión

La caída de tensión debe ser menor que las especificadas por las condiciones de diseño.

Criterio de la intensidad de cortocircuito

La temperatura que alcanza el conductor no debe sobrepasar la temperatura máxima

admisible de corta duración para el aislante del conductor.

En la instalación, los positivos y los negativos de cada grupo de módulos se conducirán

separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente, y todo el cableado de

continua tendrá el doble de aislamiento y será el adecuado para su uso en intemperie, al

aire o enterrado, de acuerdo a la normativa UNE 21123.

5.4.1. El cableado en una instalación fotovoltaica de conexión a red

1. En el diseño se tendrá en cuenta que el cableado deberá tener la longitud

necesaria para no generar esfuerzos sobre los elementos de la instalación, ni

posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.

2. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso

en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo con la normativa UNE 21123.

3. Los conductores de la parte de DC deberán tener suficiente sección, tal que la

caída de tensión sea inferior de 1.5% y los cables de la parte de AC sección

suficiente para que la caída de tensión sea 0.5 %.

4. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán por separado,

protegiéndolo de acuerdo a la normativa vigente.

5.5. Sistema de medición

Cuando existen consumos eléctricos, estos deberán ubicarse en circuitos independientes

de la instalación fotovoltaica y de sus respectivos equipos de medición. La medida de

tales consumos se realizará de manera independiente, normalmente se gestiona a través

de los contadores de energía que instala la propia compañía eléctrica.


30

El contador de salida tendrá capacidad de medir en ambos sentidos, 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.

Todos los elementos de medidas, serán precintados por la empresa distribuidora, y sólo

se podrán abrir los precintos de seguridad con el consentimiento de la empresa

distribuidora; no obstante en caso de peligro pueden retirarse los precintos sin el

consentimiento expreso de la empresa distribuidora.

La colocación de los equipos de medida, se hará de acuerdo a la MIE BT 015 en caso de

que la evacuación se produzca en una red de media tensión, siempre y cuando el

contador se instale antes de la conexión con el centro de transformación. En todo caso

hay que tener en cuenta que la perdida de potencia que se produce en el centro de

transformación puede ser importante, con lo cual la medición que aporta el contador es

significativamente distinta del valor real de la energía inyectada en la red.

Esta pérdida de energía se encuentra reglamentada, y es equivalente al 4% de la

energía consumida más 6 KWh por cada kVA de potencia en el punto de conexión.

Los puestos de contadores deberán tener una asignación clara para cada titular,

indicando siempre 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.

Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad

correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica, se encuentre entre el

50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión del inversor.

5.5.1. Centros de transformación

En caso de no ser posible conectar en baja tensión, o siempre y cuando la potencia a

evacuar sea superior a 100 kVA, será necesario implementar un centro de

transformación en nuestra instalación.

La carga considerada en los centros de transformación, se calculará a la potencia

inyectada a la red.

El número de centros de transformación para realizar un suministro en baja tensión, será

determinado por la compañía eléctrica, de acuerdo al artículo 13 del reglamento

electrónico de baja tensión en función del suministro solicitado y la red existente en la

zona.

La realización de cada centro de transformación deberá justificar y cumplir todas las

características de diseño y construcción, especialmente en lo que respecta al

calentamiento, ventilación, nivel sonoro y tensiones de paso y contacto.

El montaje de los centros de transformación de BT constará de los siguientes elementos:


31

Celdas necesarias para la entrada y salidas de cables de alta tensión. Cada cual

equipada con interruptores seccionadores y seccionadores de puesta a tierra.

Una celda de protección por cada transformador a instalar, equipada con

interruptor seccionador, fusible limitador, y seccionador de puesta a tierra.

Una celda con iguales características para el esquema de .n de línea, incluyendo

un seccionador de puesta a tierra en la entrada de la línea.

Uno o dos transformadores para atender la demanda de suministro.

Un cuadro de baja tensión por cada transformador.

En zonas rurales, es posible la instalación a la intemperie de centros de

transformación de sobre apoyo, indicado en los casos en los que el transformador

de potencia no supere los 100kV A; también es posible la instalación de tipo

intemperie compacta, limitado a una potencia de transformador que no supere los

250kV A.

5.6. Elementos de protección del sistema

5.6.1. Protecciones

El sistema de protecciones deberá cumplir las exigencias previstas en la reglamentación

vigente, y deberá acreditarse mediante la descripción técnica de los dispositivos de

protección y elementos de conexión previstos en la instalación, entre los cuales se

incluyen:

Interruptor general magnetotérmico, con intensidad de cortocircuito superior a la

indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión; este interruptor

será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con el objeto de

poder realizar su desconexión manual.

Interruptor automático diferencial, con el .n de proteger a las personas en caso de

derivación en la parte continua de la instalación.

Interruptor automático de interconexión, para la conexión-desconexión

automática de la instalación fotovoltaica, junto a un relé de enclavamiento, en

caso de pérdidas de tensión o frecuencia en la red.

En conexiones de red trifásica, las protecciones para interconexión de máxima y

mínima frecuencia, y máxima y mínima tensión, que se instalarán para cada fase.

El rearme del sistema de conmutación, para que la conexión a la red sea

automática, una vez restablecidas las condiciones idóneas de la red.

5.6.2. Puesta a tierra

La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas, se realizará de manera que

no intervenga la puesta a tierra de de la red de la empresa distribuidora, tal que

no se produzca transferencias por los defectos a la red de distribución.


32

La instalación deberá disponer de separación galvánica entre la red de

distribución de baja tensión y la instalación fotovoltaica, bien mediante un

transformador de aislamiento o cualquier medio que cumpla la misma función.

Las masas de la instalación fotovoltaica, estarán conectadas a una tierra

independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el

reglamento electrónico para baja tensión, así como de las masas del resto del

suministro.

5.7. Sistema de monitorización

Dependiendo del tipo de instalación, el sistema de monitorización debería controlar las

siguientes variables.

5.7.1. Instalación fotovoltaica de conexión a red

Voltaje de DC a la entrada del inversor.

Voltaje de fase en la red.

Corriente total de salida del inversor.

Radiación solar incidente en los módulos.

Temperatura ambiente.

Potencia reactiva de salida del inverso.

5.8. Mantenimiento de la instalación

Se definen dos escalones de actuación, para garantizar la vida útil y el correcto

funcionamiento de la instalación.

Mantenimiento preventivo.

Mantenimiento correctivo.

El mantenimiento preventivo, implica como mínimo una revisión anual de la instalación,

incluyendo el mantenimiento de los elementos de la instalación; este tipo de

mantenimiento, se basa en la inspección visual y detallada del funcionamiento de los

equipos, pudiendo ser posible, a través de la revisión, detectar el deterioro prematuro de

los componentes de la instalación.

En el caso de las baterías, la inspección preventiva, también deberá determinar si hay

pérdidas del electrolito, las cuales se manifiestan como depósitos en el contacto positivo

de la batería, residuos ácidos en las bandejas plásticas o en el deterioro de la base de

sostén de la batería. Para ello debería agitarse con suavidad las baterías, como mínimo

dos veces al mes, para evitar las estratificaciones del electrolito.

En resumen, el mantenimiento preventivo de la instalación deberá incluir las siguientes

actividades:


33

Verificación de todos los componentes y equipos de la instalación.

Revisión del cableado, conexiones, pletinas, terminales.

Comprobación del estado de los módulos, situación respecto al estado original.

Limpieza, presencia de daños que afecten a seguridad de los módulos.

Inspección de la estructura soporte consiste en revisar los daños, el deterioro por

agente externos, el estado de oxidación.

Nivel de electrolito de las baterías, limpieza y engrasado de los bornes de

conexión de las baterías.

Inspección visual del regulador de carga, funcionamiento de indicadores, caídas

de tensión entre los terminales.

Alarmas e indicadores del inversor.

Caídas de tensión en el cableado de DC.

Verificación de los elementos de seguridad y protección de la instalación, tomas

de tierra, interruptores de seguridad, fusibles.

Comprobación del estado de los cables y terminales (incluyendo el reapriete de

las bornas)

Realización de informe técnico de cada visita a la instalación, en que se re.eje las

incidencias encontradas en la instalación.

Registro de las operaciones realizadas durante la inspección

Asimismo se dispondrá de un plan de mantenimiento correctivo, en caso de que

sea necesaria una operación de sustitución de algún componente de la

instalación.


34

6. ANÁLISIS COMPARATIVO

Se han seleccionado 12 Parques con 97 Plantas Solares. La selección se ha realizado teniendo en cuenta los siguientes criterios:

1. Instalaciones fotovoltaicas de conexión a red 2. Ubicadas en la medida de lo posible en la misma zona geográfica 3. Tecnología utilizada: Fija o con Seguimiento a dos Ejes 4. Tipo de módulos fotovoltaicos: Silicio monocristalino o Si policristalino

Se han seleccionado 3 parques para cada una de las opciones posibles:

Fija y paneles de Si monocristalico (Almodovar del Rio, Aznalcollar I e Hinojos)

Fija y paneles de Si policristalico (Carmona, Marchena y Morón)

Seguimiento a dos ejes y paneles de Si monocristalico (Fuenteovejuna I, Alcalá del Rio (1-8) y Villanueva de la Reina (12).

Seguimiento a dos ejes y paneles de Si policristalico (Alcalá del Rio (9-10), Aznalcollar II y Villanueva de la Reina (3)).

Los datos de las distintas instalaciones objeto de los estudios, agrupados en tres bloques, son los siguientes:

- Datos de la instalación: - Nombre del parque - Nombre de la planta - Término municipal, - Provincia - Tecnología utilizada (Fija o con seguimiento a dos ejes) - Potencia nominal de la instalación (kW) - Potencia pico (kWp) - Nº Paneles

- Módulos fotovoltaicos: - Anchura (m) - Altura (m) - Superficie (m2) - Marca Modelo Módulo - Coeficiente de Corrección por Temperatura - Tecnología del módulo (Silicio monocristalino o Si policristalino)

- Producción y datos meteorológicos (Estación meteorológica de referencia) - Energía producida en kWh - Radiación recibida en MJ/m2 - Temperatura media en ºC

El análisis se ha realizado para el horizonte temporal de un año. El periodo objeto de estudio seleccionado ha sido el año 2013, desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre con objeto de abarcar un ciclo anual completo.

En los apartados 6.1, 6.2, 6.3 y 6.4 se ha llevado a cabo el análisis comparativo del

Rendimiento y PR por grupos, comparándolas entre sí.

En los apartados 6.5 y 6.6 se ha realizado el análisis comparativo del Rendimiento y PR

entre los 12 parques y entre los grupos 4 grupos.

Para el análisis del punto 6.7 se ha seleccionado un parque de cada grupo atendiendo a

la calidad de los datos obtenidos de forma que los datos fueran representativos,


35

descartando aquellos que debido a paradas de producción significativas han afectado al

rendimiento de las plantas fotovoltaicas y en consecuencia al resultado del análisis de

los Parques. Hay que tener en cuenta que el Rendimiento de la instalación calculado es

un rendimiento medio anual por lo que las paradas de producción por el motivo que sea

afectan directamente a la baja en el resultado final de rendimiento del año en estudio;

este es un aspecto muy importante a tener en cuenta para el análisis de los resultados

obtenidos.

6.1. Análisis comparativo Grupo I: Plantas Solares Fijas de Si-Monocristalino:

6.1.1. Cuadro de datos:

Parque Planta Provincia TecnologíaPotencia

(kWp)

Nº

Paneles

m2

MódulosMarca Modelo Módulo

Coeficiente

Corrección Tª

Tecnología

módulokWh año 2013

Radiación

(MJ/m2 año)

Temperatura

media anual

Rendimiento (%)

2013PR (%) 2013

PS ALMODOVAR DEL RIO Genis Solar Córdoba Fija 24,42 162 207,02 Conergy 185M 0,0049 Monocristalino 33.385,00 17,81 16,85 9,06 73,83

PS ALMODOVAR DEL RIO Paymogo Córdoba Fija 112,20 541 690,08 Conergy 185M 0,0049 Monocristalino 167.562,00 17,81 16,85 13,64 80,65

PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO Córdoba Fija 136,62 704 898,75 Conergy 185M 0,0049 Monocristalino 200.947,00 17,81 16,85 12,56 79,43

PS AZNALCOLLAR I Arteluz (C17) Sevilla Fija 99,90 666 853,50Gamesa GS5-

1501/Isofoton I-150S0,0042 Monocristalino

140.591,00 18,30 17,61 9,00 74,61

PS AZNALCOLLAR I Convertidor solar 19 (IDAE) Sevilla Fija 97,20 666 853,50Gamesa GS5-


102.674,00 18,30 17,61 6,57 56,00

PS AZNALCOLLAR I Energias Ferper (T1) Sevilla Fija 110,00 748 958,58Gamesa GS5-


158.428,00 18,30 17,61 9,03 76,36

PS AZNALCOLLAR I Inversiones Turruchel (T2) Sevilla Fija 110,00 748 958,58Gamesa GS5-


153.374,00 18,30 17,61 8,74 73,92

PS AZNALCOLLAR I Jens Jennebach (T4) Sevilla Fija 110,00 748 958,58Gamesa GS5-


149.709,00 18,30 17,61 8,54 72,15

PS AZNALCOLLAR I Lasemann FV (I1) Sevilla Fija 112,20 748 958,58Gamesa GS5-


164.943,00 18,30 17,61 9,40 77,94

PS AZNALCOLLAR I Mª Marta Barrio Gzalez. (T5) Sevilla Fija 110,00 748 958,58Gamesa GS5-


112.942,00 18,30 17,61 6,44 54,43

PS AZNALCOLLAR I Oromol FV (I3) Sevilla Fija 112,20 748 958,58Gamesa GS5-


175.171,00 18,30 17,61 9,99 82,77

PS AZNALCOLLAR I Prado Solar Sevilla Fija 112,14 748 958,58Gamesa GS5-


134.771,00 18,30 17,61 7,68 63,72

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR I Sevilla Fija 973,64 6.568 8.417,08Gamesa GS5-


1.292.603,00 18,30 17,61 8,39 70,38

PS HINOJOS Control Urbanistico (17) Huelva Fija 110,16 595 991,28 Isofoton ISF-180/18 0,0046 Monocristalino 156.219,00 17,89 17,38 8,81 76,55

PS HINOJOS Residencial Espartinas (20) Huelva Fija 97,20 525 874,66 Isofoton ISF-180/18 0,0046 Monocristalino 86.854,00 17,89 17,38 5,55 48,23

PARQUE SOLAR HINOJOS Huelva Fija 207,36 1.152 1.917,77 Isofoton ISF-180/18 0,0046 Monocristalino 243.073,00 17,89 17,38 7,08 63,27

INSTALACIÓN PRODUCCIÓN 2013 ANÁLISIS 2013


37

6.1.2. Grafica comparativa de rendimientos Grupo I (Fija-SiMo):

9,06

13,64

12,56

9,00

6,57

9,03 8,74 8,54 9,40

6,44

9,99

7,68 8,39

8,81

5,55

7,08

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

Rendimiento (%) 2013


38

6.1.3. Grafica comparativa de PR Grupo I (Fija-SiMo):

73,83

80,65 79,43 74,61

56,00

76,36 73,92 72,15

77,94

54,43

82,77

63,72

70,38

76,55

48,23

63,27

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

PR (%) 2013


39

6.1.4. Estadística Grupo I (Fi_SiMo):

Grupo I: F-SiMo

Rendimiento Medio Grupo: 8,97

Rendimiento Máximo Grupo: 13,64

Rendimiento Mínimo Grupo: 5,55

Parque Planta Rendimiento (%) 2013 Dif.Parque Dif.Grupo

PS ALMODOVAR DEL RIO Genis Solar 9,06 -2,29 0,09 Rendimiento Medio: 11,35

PS ALMODOVAR DEL RIO Paymogo 13,64 2,29 4,67 Rendimiento Maximo: 13,64

PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 11,35 Rendimiento Minimo: 9,06

PS AZNALCOLLAR I Arteluz (C17) 9,00 0,62 0,03 Rendimiento Medio: 8,38

PS AZNALCOLLAR I Convertidor solar 19 (IDAE) 6,57 -1,80 -2,39 Rendimiento Maximo: 9,99

PS AZNALCOLLAR I Energias Ferper (T1) 9,03 0,65 0,06 Rendimiento Minimo: 6,44

PS AZNALCOLLAR I Inversiones Turruchel (T2) 8,74 0,37 -0,22

PS AZNALCOLLAR I Jens Jennebach (T4) 8,54 0,16 -0,43

PS AZNALCOLLAR I Lasemann FV (I1) 9,40 1,03 0,44

PS AZNALCOLLAR I Mª Marta Barrio Gzalez. (T5) 6,44 -1,94 -2,53

PS AZNALCOLLAR I Oromol FV (I3) 9,99 1,61 1,02

PS AZNALCOLLAR I Prado Solar 7,68 -0,69 -1,28

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR I 8,38

PS HINOJOS Control Urbanistico (17) 8,81 1,63 -0,16 Rendimiento Medio: 7,18

PS HINOJOS Residencial Espartinas (20) 5,55 -1,63 -3,42 Rendimiento Maximo: 8,81

PARQUE SOLAR HINOJOS 7,18 Rendimiento Minimo: 5,55

ESTADISTICA RENDIMIENTO


40

Grupo I: F-SiMo

PR Medio Grupo: 69,95

PR Maximo Grupo: 82,77

PR Minimo Grupo: 48,23

Parque Planta PR (%) 2013 Dif.Parque Dif.Grupo

PS ALMODOVAR DEL RIO Genis Solar 73,83 -3,41 3,88 PR Medio: 77,24

PS ALMODOVAR DEL RIO Paymogo 80,65 3,41 10,70 PR Maximo: 80,65

PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 77,24 PR Minimo: 73,83

PS AZNALCOLLAR I Arteluz (C17) 74,61 4,40 4,66 PR Medio: 70,21

PS AZNALCOLLAR I Convertidor solar 19 (IDAE) 56,00 -14,21 -13,94 PR Maximo: 82,77

PS AZNALCOLLAR I Energias Ferper (T1) 76,36 6,15 6,41 PR Minimo: 54,43

PS AZNALCOLLAR I Inversiones Turruchel (T2) 73,92 3,71 3,97

PS AZNALCOLLAR I Jens Jennebach (T4) 72,15 1,94 2,21

PS AZNALCOLLAR I Lasemann FV (I1) 77,94 7,73 7,99

PS AZNALCOLLAR I Mª Marta Barrio Gzalez. (T5) 54,43 -15,78 -15,51

PS AZNALCOLLAR I Oromol FV (I3) 82,77 12,56 12,82

PS AZNALCOLLAR I Prado Solar 63,72 -6,49 -6,23

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR I 70,21

PS HINOJOS Control Urbanistico (17) 76,55 14,16 6,60 PR Medio: 62,39

PS HINOJOS Residencial Espartinas (20) 48,23 -14,16 -21,71 PR Maximo: 76,55

PARQUE SOLAR HINOJOS 62,39 PR Minimo: 48,23

ESTADISTICA PR (PERFORMANCE RATIO)

6.1.5. Observaciones Grupo I (Fija-SiMo):

Parque Solar Almodovar del Rio:

Las gráficas de producción de las PS de este parque tienen perfiles de producción

regulares y siguen los mismos patrones de producción por lo que podemos decir que el

Rendimiento medio anual (12,56%) y PR medio anual (79,43%) del parque son

representativos. Las PS de este parque no han tenido problemas de producción

significativos.

Parque Solar Aznalcollar I:

Hay 3 parques en los que el Rendimiento ha sido muy bajo que son Convertidor Solar 19

IDAE (6,57%), Mª Marta Barrio Glez (6,44%) y Prado Solar (7,68%); esto ha sido debido

a problemas de producción como se puede observar en las gráficas correspondientes,

esto afecta al rendimiento medio anual del parque (8,39%) y a su PR medio anual

(70,38%). El resto de PS siguen el mismo patrón de producción por lo que podemos

decir que sus Rendimientos medios anuales y PRs medios anuales son representativos,

no han tenido problemas de producción significativos.

Parque Solar Hinojos:

Las dos PS de este parque han tenido problemas de producción, en el caso de PS

Residencial Espartinas son especialmente graves ya que de marzo a julio prácticamente

no han producido nada por lo que el Rendimiento medio anual del parque cae al (7,08%)

y PR medio anual (63,27%). Podemos decir que estos valores no son representativos.

6.2. Análisis comparativo Grupo II: Plantas Solares Fijas de Si-Policristalino:



(kWp)

Nº

Paneles

m2


Coeficiente

Corrección Tª

Tecnología


Radiación

(MJ/m2 año)

Temperatura

media anual

Rendimiento (%)

2013PR (%) 2013

PS CARMONA 01 HUERTOS SOLARES SIGLO XXI Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 163.766,00 17,42 17,43 11,04 86,00

PS CARMONA02 INGENIERÍA Y ENERGÍA

CARMONASevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino

159.487,00 17,42 17,43 10,75 83,76

PS CARMONA 03 ENERSOL NATURAL Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 168.694,00 17,42 17,43 11,37 88,59

PS CARMONA 04 PEJEGARCHI Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 167.004,00 17,42 17,43 11,26 87,70

PS CARMONA 05 INVERSIONES BALMALLO S.L Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 167.167,00 17,42 17,43 11,27 87,79

PS CARMONA 06 ENERGÍAS CARTAGENERAS Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 168.912,00 17,42 17,43 11,38 88,70

PS CARMONA 07 ANDOL SOLAR Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 166.688,00 17,42 17,43 11,23 87,54

PS CARMONA 08 APROVECHAMIENTO FV Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 169.472,00 17,42 17,43 11,42 89,00

PS CARMONA 09 SATEL CARMONA S.L Sevilla Fija 105,30 650 851,56 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 170.552,00 17,42 17,43 11,49 89,57

PS CARMONA 10 SOLIENERGIAS Sevilla Fija 101,09 624 817,50 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 159.414,00 17,42 17,43 11,19 87,21

PS CARMONA 11 ALEUZARAM SOLARES Sevilla Fija 101,09 624 817,50 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 164.949,00 17,42 17,43 11,58 90,23

PS CARMONA 12 ENERGÍAS HUERTOS SOLÍS S.L Sevilla Fija 101,09 624 817,50 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 166.111,00 17,42 17,43 11,66 90,87

PARQUE SOLAR CARMONA Sevilla Fija 1.250,96 7.722 10.116,53 BP LP162EU 0,0050 Policristalino 1.992.216,00 17,42 17,43 11,30 88,07

PS MARCHENA Abrigosos FV 01 Sevilla Fija 149,60 880 1.123,44 Suntech 0,0044 Policristalino 234.698,00 18,69 17,44 11,18 81,22

PS MARCHENA Abrigosos FV 02 Sevilla Fija 148,00 864 1.103,02 Suntech 0,0044 Policristalino 234.036,00 18,69 17,44 11,35 81,87

PS MARCHENA Abrigosos FV 03 Sevilla Fija 50,40 168 214,48 Suntech 0,0044 Policristalino 74.712,00 18,69 17,44 18,63 76,75








PARQUE SOLAR MARCHENA Sevilla Fija 700,80 3.088 3.942,26 Suntech 0,0044 Policristalino 1.052.870,00 18,69 17,44 14,29 77,78

PS MORÓN PATERNA FV 01 S.C. Sevilla Fija 113,22 629 815,75 Yingli Solar YL-180Wp 0,0045 Policristalino 178.169,00 18,69 17,44 11,68 81,41



















PARQUE SOLAR MORÓN Sevilla Fija 2.138,37 11.901 15.434,41 Yingli Solar YL-180Wp 0,0045 Policristalino 3.342.837,00 18,69 17,44 11,59 80,87



43

6.2.2. Grafica comparativa de rendimientos Grupo II (Fija-SiPo):

11

,04

10

,75

11

,37

11

,26

11

,27

11

,38

11

,23

11

,42

11

,49

11

,19

11

,58

11

,66

11

,30

11

,18

11

,35

18

,63

18

,47

18

,30

17

,96

17

,77

18

,12

18

,26

18

,17

14

,29

11

,68

11

,46

11

,88

11

,79

11

,86

11

,22

11

,92

11

,78

11

,82

12

,06

11

,82

11

,79

11

,84

10

,17

11

,82

10

,78

11

,97

11

,90

10

,50

11

,59

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

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iPo

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08

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09

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10

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N



44

6.2.3. Grafica comparativa de PR Grupo II (Fija-SiPo):

86

,00

83

,76

88

,59

87

,70

87

,79

88

,70

87

,54

89

,00

89

,57

87

,21

90

,23

90

,87

88

,07

81

,22

81

,87

76

,75

76

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,97

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75

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74

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,13

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20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

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MO

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N

PR (%) 2013

6.2.4. Estadística Grupo II (Fi-SiPo):

Grupo II: F-SiPo


Rendimiento Máximo Grupo: 18,63

Rendimiento Mínimo Grupo: 10,17


PS CARMONA 01 HUERTOS SOLARES SIGLO XXI 11,04 -0,27 -2,20 Rendimiento Medio: 11,30

PS CARMONA 02 INGENIERÍA Y ENERGÍA CARMONA 10,75 -0,55 -2,49 Rendimiento Maximo: 11,66

PS CARMONA 03 ENERSOL NATURAL 11,37 0,07 -1,87 Rendimiento Minimo: 10,75

PS CARMONA 04 PEJEGARCHI 11,26 -0,05 -1,98

PS CARMONA 05 INVERSIONES BALMALLO S.L 11,27 -0,04 -1,97

PS CARMONA 06 ENERGÍAS CARTAGENERAS 11,38 0,08 -1,85

PS CARMONA 07 ANDOL SOLAR 11,23 -0,07 -2,00

PS CARMONA 08 APROVECHAMIENTO FV 11,42 0,12 -1,81

PS CARMONA 09 SATEL CARMONA S.L 11,49 0,19 -1,74

PS CARMONA 10 SOLIENERGIAS 11,19 -0,11 -2,04

PS CARMONA 11 ALEUZARAM SOLARES 11,58 0,28 -1,66

PS CARMONA 12 ENERGÍAS HUERTOS SOLÍS S.L 11,66 0,36 -1,57

PARQUE SOLAR CARMONA 11,30

PS MARCHENA Abrigosos FV 01 11,18 -5,65 -2,06 Rendimiento Medio: 16,82

PS MARCHENA Abrigosos FV 02 11,35 -5,47 -1,89 Rendimiento Maximo: 18,63

PS MARCHENA Abrigosos FV 03 18,63 1,81 5,40 Rendimiento Minimo: 11,18

PS MARCHENA Abrigosos FV 04 18,47 1,65 5,24







PARQUE SOLAR MARCHENA 16,82

PS MORÓN PATERNA FV 01 S.C. 11,68 0,10 -1,55 Rendimiento Medio: 11,58

PS MORÓN PATERNA FV 02 S.C. 11,46 -0,12 -1,78 Rendimiento Maximo: 12,06

PS MORÓN PATERNA FV 03 S.C. 11,88 0,30 -1,36 Rendimiento Minimo: 10,17

PS MORÓN PATERNA FV 04 S.C. 11,79 0,21 -1,45


PS MORÓN PATERNA FV 06 S.C. 11,22 -0,36 -2,02














PARQUE SOLAR MORÓN 11,58



46

Grupo II: F-SiPo


PR Máximo Grupo: 90,87

PR Mínimo Grupo: 70,86


PS CARMONA 01 HUERTOS SOLARES SIGLO XXI 86,00 -2,06 4,25 PR Medio: 88,08

PS CARMONA 02 INGENIERÍA Y ENERGÍA CARMONA 83,76 -4,31 2,01 PR Maximo: 90,87

PS CARMONA 03 ENERSOL NATURAL 88,59 0,52 6,84 PR Minimo: 83,76

PS CARMONA 04 PEJEGARCHI 87,70 -0,36 5,95

PS CARMONA 05 INVERSIONES BALMALLO S.L 87,79 -0,28 6,04

PS CARMONA 06 ENERGÍAS CARTAGENERAS 88,70 0,64 6,96

PS CARMONA 07 ANDOL SOLAR 87,54 -0,53 5,79

PS CARMONA 08 APROVECHAMIENTO FV 89,00 0,93 7,25

PS CARMONA 09 SATEL CARMONA S.L 89,57 1,50 7,82

PS CARMONA 10 SOLIENERGIAS 87,21 -0,86 5,46

PS CARMONA 11 ALEUZARAM SOLARES 90,23 2,17 8,48

PS CARMONA 12 ENERGÍAS HUERTOS SOLÍS S.L 90,87 2,80 9,12

PARQUE SOLAR CARMONA 88,07

PS MARCHENA Abrigosos FV 01 81,22 4,91 -0,53 PR Medio: 76,31

PS MARCHENA Abrigosos FV 02 81,87 5,56 0,12 PR Maximo: 81,87

PS MARCHENA Abrigosos FV 03 76,75 0,44 -5,00 PR Minimo: 73,19

PS MARCHENA Abrigosos FV 04 76,08 -0,23 -5,67







PARQUE SOLAR MARCHENA 76,31

PS MORÓN PATERNA FV 01 S.C. 81,41 0,54 -0,34 PR Medio: 80,84

PS MORÓN PATERNA FV 02 S.C. 81,68 0,81 -0,07 PR Maximo: 84,03

PS MORÓN PATERNA FV 03 S.C. 82,77 1,89 1,02 PR Minimo: 70,86

PS MORÓN PATERNA FV 04 S.C. 82,13 1,26 0,38
















PARQUE SOLAR MORÓN 80,87



47

6.2.5. Observaciones Grupo II (Fija-SiPo):

Parque Solar Carmona


regulares y siguen los mismos patrones de producción salvo PS Ingeniería y Energía

Carmona que tiene un hueco de producción importante en septiembre, aun así su

rendimiento es alto (10,75%). En general el rendimiento medio anual del parque es alto

(11,30%), esto ha sido debido a que la producción no ha sufrido paradas importantes.

Los PRs medios anuales son altos y en consecuencia la media anual para el parque sale

alta (88,07%) con los datos de radiación suministrados por los sistemas de adquisición

del parque.

Parque Solar Marchena:

Las gráficas de producción de las PS de este parque siguen perfiles de producción

regulares y todas iguales. En este parque hay dos plantas de 149,60 KWp y ocho de 30

kWp, las producciones son muy similares para las de 149,60 KWP y lo mismo ocurre con

las de 30 KWp por lo que su funcionamiento ha sido correcto para el año en estudio. En

cambio los valores de Rendimiento medio anual de la mayoría de las plantas de entorno

al 18% son muy elevados por lo que es posible que el área de los módulos empleado no

sea la correcta, sabemos que los módulos son del fabricante Suntech pero no el modelo

exacto por lo que se recomienda revisar este dato. En consecuencia los valores de PR,

aunque son coherentes hay que revisarlos.

Las plantas de 149,60 KWp (81%), empleando los mismos módulos FV tienen en torno

un 5% más de PR medio anual que las de 30 KWP (75%). El PR medio anual del parque

es del 77,78%.

Parque Solar Morón:

Las gráficas de producción de las 19 PS de 100 KWp de este parque tienen perfiles de

producción regulares y siguen los mismos patrones de producción salvo PS Paterna FV

14SC (10,17%), PS Paterna FV 16SC (10,78%) y PS Paterna FV 19SC (10,50%). A

pesar de estos huecos de producción el parque tiene un Rendimiento medio anual bueno

(11,59%). El PR se ve igualmente afectado en PS Paterna FV 14SC (70,86%), PS

Paterna FV 16SC (75,10%) y PS Paterna FV 19SC (74,07%) que están por debajo del

PR medio anual del parque que es del 80,87%.

6.3. Análisis comparativo Gr, upo III: Plantas Solares con Seguimiento a 2 Ejes de Si-Monocristalino:



(kWp)

Nº

Paneles

m2


Coeficiente

Corrección Tª

Tecnología


Radiación

(MJ/m2 año)

Temperatura

media anual

Rendimiento (%)

2013PR (%) 2013

PS FUENTEOVEJUNA I SN 09 Córdoba Seg.2 Ejes 52,50 300 351,00

Best Crystalline Silicon PV

Module B 175/Helios NAW-

M72-125/J

0,0045 Monocristalino

67.214,00 17,71 14,98 10,81 69,18




M72-125/J


79.857,00 17,71 14,98 12,85 82,19




M72-125/J


76.359,00 17,71 14,98 12,28 78,59




M72-125/J


75.844,00 17,71 14,98 12,20 78,06




M72-125/J


25.559,00 17,71 14,98 10,28 65,76




M72-125/J


44.631,00 17,71 14,98 11,97 76,56




M72-125/J


50.774,00 17,71 14,98 13,61 87,10




M72-125/J


36.056,00 17,71 14,98 9,67 61,85

PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA I Córdoba Seg.2 Ejes 325,50 1.860 2.176,20



M72-125/J

0,0045 Monocristalino 456.294,00 17,71 14,98 11,84 75,75

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 01 (A) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 856,55 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 226.389,00 17,27 17,24 15,30 111,69

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 02 (B) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 898,95 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 226.496,00 17,27 17,24 14,59 111,75

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 03 (C) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 898,95 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 226.980,00 17,27 17,24 14,62 111,99

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 04 (D) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 898,95 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 226.425,00 17,27 17,24 14,58 111,71

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 05 (E) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 898,95 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 227.739,00 17,27 17,24 14,67 112,36

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 06 (J) Sevilla seg.2 Ejes 75,24 360 599,30 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 154.161,00 17,27 17,24 14,89 114,51

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 07 (F) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 898,95 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 228.411,00 17,27 17,24 14,71 112,69

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 08 (H) Sevilla seg.2 Ejes 75,12 360 599,30 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 149.273,00 17,27 17,24 14,42 111,06

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (1-8) Sevilla seg.2 Ejes 830,04 3960 6.592,33 Isofoton ISF-200/18 0,0046 Monocristalino 1.665.874,00 17,27 17,24 14,63 112,17

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 12 Jaén seg.2 Ejes 95,30 624 799,67 Isofoton IS-150S/12 0,0046 Monocristalino 179.962,00 17,56 16,50 12,81 103,43












PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA

(12)Jaén seg.2 Ejes 1.133,08 7488 9.596,08 Isofoton IS-150S/12 0,0046 Monocristalino 2.131.790,00 17,56 16,50 12,65 103,05



49

6.3.2. Grafica comparativa de rendimientos Grupo III (Seg2Ejes-SiMo):

10

,81

12

,85

12

,28

12

,20

10

,28

11

,97

13

,61

9,6

7 1

1,8

4

15

,30

14

,59

14

,62

14

,58

14

,67

14

,89

14

,71

14

,42

14

,63

12

,81

12

,70

12

,53

12

,72

12

,48

12

,75

12

,75

12

,63

12

,44

12

,63

12

,72

12

,62

12

,65

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00



50

6.3.3. Grafica comparativa de PR Grupo III (Seg2Ejes-SiMo):

69

,18

82

,19

78

,59

78

,06

65

,76

76

,56

87

,10

61

,85

75

,75

11

1,6

9

11

1,7

5

11

1,9

9

11

1,7

1

11

2,3

6

11

4,5

1

11

2,6

9

11

1,0

6

11

2,1

7

10

3,4

3

10

2,1

9

10

0,7

7

10

4,1

7

10

2,6

1

10

2,5

4

10

4,7

7

10

3,7

7

10

0,4

1

10

3,8

0

10

4,5

2

10

3,7

6

10

3,0

5

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

PR (%) 2013

6.3.4. Estadística Grupo III (Seg2Ejes-SiMo):

Grupo III: Seg2Ejes-SiMo


Rendimiento Máximo Grupo:

15,30

Rendimiento Mínimo Grupo:

9,67


PS FUENTEOVEJUNA I SN 09 10,81 -0,90 -2,21 Rendimiento Medio: 11,71

PS FUENTEOVEJUNA I SN 10 12,85 1,14 -0,18 Rendimiento Maximo: 13,61

PS FUENTEOVEJUNA I SN 11 12,28 0,58 -0,74 Rendimiento Minimo: 9,67

PS FUENTEOVEJUNA I SN 12 12,20 0,49 -0,83

PS FUENTEOVEJUNA I SN 32 10,28 -1,43 -2,75


PS FUENTEOVEJUNA I SN 50 13,61 1,90 0,59


PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA I 11,71

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 01 (A) 15,30 0,58 2,28 Rendimiento Medio: 14,72

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 02 (B) 14,59 -0,14 1,56 Rendimiento Maximo: 15,30

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 03 (C) 14,62 -0,10 1,59 Rendimiento Minimo: 14,42

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 04 (D) 14,58 -0,14 1,56

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 05 (E) 14,67 -0,06 1,64

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 06 (J) 14,89 0,17 1,87

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 07 (F) 14,71 -0,01 1,68

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 08 (H) 14,42 -0,30 1,39

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (1-8) 14,72

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 12 12,81 0,16 -0,21 Rendimiento Medio: 12,65

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 15 12,70 0,06 -0,32 Rendimiento Maximo: 12,81

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 16 12,53 -0,12 -0,50 Rendimiento Minimo: 12,44

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 18 12,72 0,07 -0,31

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 19 12,48 -0,16 -0,54








PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA (12) 12,65



52

Grupo III: Seg2Ejes-SiMo





PS FUENTEOVEJUNA I SN 09 69,18 -5,73 -27,53 PR Medio: 74,91

PS FUENTEOVEJUNA I SN 10 82,19 7,28 -14,52 PR Maximo: 87,10

PS FUENTEOVEJUNA I SN 11 78,59 3,68 -18,12 PR Minimo: 61,85






PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA I 74,91

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 01 (A) 111,69 -0,47 14,98 PR Medio: 112,22

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 02 (B) 111,75 -0,42 15,04 PR Maximo: 114,51

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 03 (C) 111,99 -0,18 15,28 PR Minimo: 111,06

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 04 (D) 111,71 -0,46 15,00

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 05 (E) 112,36 0,19 15,65

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 06 (J) 114,51 2,34 17,80

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 07 (F) 112,69 0,52 15,98

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 08 (H) 111,06 -1,11 14,35

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (1-8) 112,17

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 12 103,43 0,38 6,72 PR Medio: 103,06

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 15 102,19 -0,86 5,48 PR Maximo: 104,77

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 16 100,77 -2,28 4,06 PR Minimo: 100,41

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 18 104,17 1,12 7,46

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 19 102,61 -0,45 5,90











53

6.3.5. Observaciones Grupo III (Seg2Ejes-SiMo):

Parque Solar Fuenteovejuna I:


regulares y siguen los mismos patrones de producción. En general el rendimiento medio

anual del parque es bueno (11,84%), esto ha sido debido a que la producción no ha

sufrido paradas importantes. El Rendimiento medio anual es del 11,84%.

Los PRs medios anuales de las PS son muy variables, esto puede ser debido a la

ubicación de las PS ya que se encuentran en la sierra de Córdoba y las condiciones

climáticas pueden cambiar mucho dependiendo de la orografía del terreno en que se

encuentren. El PR medio anual del parque es del 75,75%.

Parque Solar Alcala del Rio (1-8):


regulares y siguen los mismos patrones de producción. Tanto los valores de Rendimiento

medio anual como de PR medio anual del parque son muy elevados por lo que hay que

revisar los datos obtenidos de los sistemas de adquisición de datos.

Parque Solar Villanueva de la Reina (12):

Las gráficas de producción de las 12 PS de este parque tienen perfiles de producción

regulares y siguen los mismos patrones de producción, no tienen huecos de producción.

El Rendimiento medio anual es bueno (12,65%). El PR medio anual del parque es

superior al 100% por lo que hay que revisar el sistema de medición de radiación

empleado .

6.4. Análisis comparativo Grupo IV: Plantas Solares con Seguimiento a 2 Ejes de Si-Policristalino:



(kWp)

Nº

Paneles

m2


Coeficiente

Corrección Tª

Tecnología


Radiación

(MJ/m2 año)

Temperatura

media anual

Rendimiento (%)

2013PR (%) 2013

PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 09 (G) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 0,00 0,0045 Policristalino 226.548,00 17,27 17,24 #¡DIV/0! 111,89

PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 10 (I) Sevilla seg.2 Ejes 113,28 540 0,00 0,0045 Policristalino 230.404,00 17,27 17,24 #¡DIV/0! 113,79

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (9-10) Sevilla seg.2 Ejes 226,56 1080 0,00 0,0045 Policristalino 456.952,00 17,27 17,24 #¡DIV/0! 112,84

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 56 (A7) Sevilla Seg.2 Ejes 108,34 540 856,99 Solar World SW200 0,0034 Policristalino 179.356,00 18,30 17,61 11,44 88,26




PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 60 (A3) Sevilla Seg.2 Ejes 108,00 540 856,99 Total Energie TE200P 0,0043 Policristalino 184.128,00 18,30 17,61 11,74 90,30



PS AZNALCOLLAR II Convertidor solar 63 (A4) Sevilla Seg.2 Ejes 108,00 504 799,86 Solar World SW200 0,0034 Policristalino 172.148,00 18,30 17,61 11,76 84,98



PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR IISevilla Seg.2 Ejes 1.076,02 5.292 8.398,52

Solar World SW200/Total

Energie TE200P0,0039 Policristalino 1.865.061,00 18,30 17,61 12,14 92,10

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) CASTRO CONDADO SOLAR Jaén seg.2 Ejes 78,48 360 584,50 SILIKEN SLK 60P6L 0,0043 Policristalino 157.319,00 17,56 16,50 15,32 110,10

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) NADALSOL Jaén seg.2 Ejes 95,15 432 701,40 SILIKEN SLK 60P6L 0,0043 Policristalino 184.245,00 17,56 16,50 14,96 106,36

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) VILLANUEVA SOLAR 4 Jaén seg.2 Ejes 94,18 432 701,40 SILIKEN SLK 60P6L 0,0043 Policristalino 187.966,00 17,56 16,50 15,26 109,62

PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA

(3)Jaén seg.2 Ejes 267,81 1224 1.987,29 SILIKEN SLK 60P6L 0,0043 Policristalino 529.530,00 17,56 16,50 15,17 108,60

ANÁLISIS 2013INSTALACIÓN PRODUCCIÓN 2013


55

6.4.2. Grafica comparativa de rendimientos Grupo IV (Seg2Ejes-SiPo):

0,00 0,00 0,00

11,44 12,26 12,13 12,28

11,74 11,44

13,50

11,76 12,51 12,40 12,14

15,32 14,96 15,26 15,17

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00



56

6.4.3. Grafica comparativa de PR Grupo IV (Seg2Ejes-SiPo):

111,89 113,79 112,84

88,26 94,90 93,90 95,03

90,30 89,80

77,40 84,98

90,36 95,96

92,10

110,10 106,36

109,62 108,60

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

PR (%) 2013


57

6.4.4. Estadística Grupo IV (Seg2Ejes-SiPo):

Grupo IV: Seg2Ejes-SiPo


Rendimiento Máximo Grupo:

15,32

Rendimiento Mínimo Grupo:

11,44


PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 56 (A7) 11,44 -0,71 -2,22 Rendimiento Medio: 12,15

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 57 (A1) 12,26 0,12 -1,40 Rendimiento Maximo: 13,50

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 58 (A10) 12,13 -0,01 -1,53 Rendimiento Minimo: 11,44

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 59 (A2) 12,28 0,13 -1,39

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 60 (A3) 11,74 -0,40 -1,92



PS AZNALCOLLAR II Convertidor solar 63 (A4) 11,76 -0,38 -1,90



PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR II 12,15

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) CASTRO CONDADO SOLAR 15,32 0,14 1,66 Rendimiento Medio: 15,18

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) NADALSOL 14,96 -0,22 1,29 Rendimiento Maximo: 15,32

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) VILLANUEVA SOLAR 4 15,26 0,08 1,60 Rendimiento Minimo: 14,96




58

Grupo IV: Seg2Ejes-SiPo





PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 09 (G) 111,89 -0,95 8,02 PR Medio: 112,84

PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 10 (I) 113,79 0,95 9,92 PR Maximo: 113,79

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (9-10) 112,84 PR Minimo: 111,89

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 56 (A7) 88,26 -1,83 -15,62 PR Medio: 90,09

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 57 (A1) 94,90 4,81 -8,97 PR Maximo: 95,96

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 58 (A10) 93,90 3,81 -9,97 PR Minimo: 77,40





PS AZNALCOLLAR II Convertidor solar 63 (A4) 84,98 -5,11 -18,90



PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR II 90,09

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) CASTRO CONDADO SOLAR 110,10 1,41 6,23 PR Medio: 108,69

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) NADALSOL 106,36 -2,33 2,48 PR Maximo: 110,10

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) VILLANUEVA SOLAR 4 109,62 0,93 5,75 PR Minimo: 106,36



6.4.5. Observaciones Grupo IV (Seg2Ejes-SiPo):

Parque Solar Alcala del Rio (9-10):

Las gráficas de producción de las dos PS (113,28 KWp) de este parque tienen perfiles

de producción regulares y siguen los mismos patrones de producción, las producciones

han sido muy similares. No se pueden determinar los Rendimientos medios anuales del

as PS ni del parque debido a que no disponemos de los datos de los módulos solares

instalados por lo que no podemos saber el área de captación de las plantas.

El PR medio anual del parque es superior al 100% por lo que hay que revisar el sistema

de medición de radiación empleado para determinar si es el adecuado para este estudio.

Parque Solar Aznalcollar II:

Las gráficas de producción de las PS de 108,34 KWp este parque siguen perfiles de

producción regulares y todas iguales salvo Convertidor Solar 56 y Convertidor Solar 57

que tienen un hueco de producción en noviembre, esto no afecta en exceso al

rendimiento medio anual del parque que es del 12,14%.

Los PRs medios anuales son altos y en consecuencia la media anual para el parque sale

alta (92,10%) con los datos de radiación suministrados por los sistemas de adquisición

del parque.

Parque Solar Villanueva de la Reina (3):


regulares y siguen los mismos patrones de producción, las producciones han sido muy

similares atendiendo a la diferencia de potencias pico de las plantas. El Rendimiento

medio de las PS de este parque está entorno al 15,17% que es óptimo ya que el

rendimiento de los paneles fotovoltaicos Siliken es del SLK60P6L es del está entorno al

15,5%.

El PR medio anual del parque es superior al 100% por lo que hay que revisar el sistema

de medición de radiación empleado para determinar si es el adecuado para este estudio.

6.5. Análisis comparativo Rendimiento Parques/Grupos:

6.5.1. Cuadro de datos de Rendimiento Parques/Grupos:

Minimo: Medio: Maximo: Minimo: Medio: Maximo:

PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 9,07 11,33 13,60

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR I 6,44 8,38 9,99

PARQUE SOLAR HINOJOS 5,55 7,18 8,81

PARQUE SOLAR CARMONA 10,75 11,30 11,66

PARQUE SOLAR MARCHENA 11,18 16,82 18,63

PARQUE SOLAR MORÓN 10,17 11,58 12,06

PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA I 9,67 11,71 13,61

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (1-8) 14,42 14,72 15,30

PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA (12) 12,44 12,65 12,81

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (9-10)

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR II 11,44 12,15 13,50


Grupo IV:

Seg2Ejes-SiPo

GRUPOS

Grupo II: Fija-

SiPo

Grupo III:

Seg2Ejes-SiMo

PARQUES

Grupo I: Fija-

SiMo

Rendimiento PARQUES Rendimiento GRUPOS

5,55

10,17

9,67

11,44

8,96 13,60

13,24

13,03

13,66

18,63

15,30

15,32


61

6.5.2. Grafica Rendimiento Parques:

9,0

7

6,4

4

5,5

5

10

,75

11

,18

10

,17

9,6

7

14

,42

12

,44

11

,44

14

,96

11

,33

8,3

8

7,1

8

11

,30

16

,82

11

,58

11

,71

14

,72

12

,65

12

,15

15

,18

13

,60

9,9

9

8,8

1

11

,66

18

,63

12

,06

13

,61

15

,30

12

,81

13

,50

15

,32

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00


62

6.5.3. Grafica Rendimiento Grupos:

5,5

5

10

,17

9,6

7

11

,44

8,9

6

13

,24

13

,03

13

,66

13

,60

18

,63

15

,30

15

,32

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

20,00

Grupo I:Fija-SiMo

Grupo II:Fija-SiPo

Grupo III:Seg2Ejes-

SiMo

Grupo IV:Seg2Ejes-

SiPo

6.5.4. Observaciones Rendimiento Parques/Grupos:

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos para todos los parques a partir de los datos

aportados por los sistemas de medición de la radiación empleados en la explotación

comercial de las plantas fotovoltaicas, incluidos los que han tenido huecos de producción

y para las plantas en estudio se puede observar que hay resultados muy dispares

independientemente de la tecnología utilizada (Fija o Seguimiento a dos ejes) y los

paneles utilizados (Silicio Monocristalino o Silicio Policristalino). No pudiendo sacar

conclusiones a partir de los datos obtenidos.

En cuanto al análisis de los Rendimientos medios anuales de los grupos. Tanto las

plantas Fijas de Silicio Policristalino, como las plantas con Seguimiento a dos ejes de

Silicio Monocristalino y Silicio Policristalino tienen Rendimientos medios anuales muy

similares de entorno al 13% por lo que atendiendo a los datos obtenidos se puede decir

que no hay diferencias significativas entre unos y otros. El Rendimiento medio anual de

las plantas Fijas de Silicio Monocristalino es muy bajo, 8,96%; observando los resultados

de los valores mínimos y máximos de la tabla se ve que hay grandes diferencias entre

unos parques y otros, decir que los parques de Aznalcollar I e Hinojos han tenido plantas

con importantes huecos de producción lo que sin duda afectan a los resultados

obtenidos de los Rendimientos ya que son Rendimientos medios anuales con lo que las

paradas de producción le afectan a la baja.

En el apartado 6.7 se hace un nuevo análisis del Rendimiento medio anual PR de los

grupos haciendo una selección de un parque por grupo eliminando los dos parques del

grupo que hayan tenido mayores huecos de producción.











PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (9-10)



Grupo IV:

Seg2Ejes-SiPo

GRUPOS

Grupo II: Fija-

SiPo

Grupo III:

Seg2Ejes-SiMo

PARQUES

Grupo I: Fija-

SiMo

Rendimiento PARQUES Rendimiento GRUPOS

5,55

10,17

9,67

11,44

8,96 13,60

13,24

13,03

13,66

18,63

15,30

15,32

6.6. Análisis comparativo PR por Parques/Grupos:

6.6.1. Cuadro de datos de PR Parques/Grupos:














Grupo I: Fija-

SiMo

GRUPOS

Grupo II: Fija-

SiPo

77,40 103,87 110,10

70,86 81,74 90,87

61,85 96,73 114,51

Grupo IV:

Seg2Ejes-SiPo

Grupo III:

Seg2Ejes-SiMo

PARQUESPR PARQUES PR GRUPOS

48,23 69,95 80,84


65

6.6.2. Grafica PR Parques:

73

,83

54

,43

48

,23

83

,76

73

,19

70

,86

61

,85

11

1,0

6

10

0,4

1

11

1,8

9

77

,40

10

6,3

6

77

,24

70

,21

62

,39

88

,08

76

,31

80

,84

74

,91

11

2,2

2

10

3,0

6

11

2,8

4

90

,09

10

8,6

9

80

,65

80

,84

76

,55

90

,87

81

,87

84

,03

87

,10

11

4,5

1

10

4,7

7

11

3,7

9

95

,96

11

0,1

0

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00


66

6.6.3. Grafica PR Grupos:

4

8,2

3

70

,86

61

,85

77

,40

69

,95

81

,74

96

,73

10

3,8

7

80

,84

90

,87

11

4,5

1

11

0,1

0

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

Grupo I: Fija-SiMo

Grupo II: Fija-SiPo

Grupo III:Seg2Ejes-

SiMo

Grupo IV:Seg2Ejes-

SiPo

6.6.4. Observaciones PR Parques/Grupos:

A partir de los resultados obtenidos se puede observar que los parques solares Fijos de

Si Monocristalino son los que tienen un PR inferior. A continuación están los parques

solares Fijos de Silicio Policristalino. Para los parques solares con seguimiento a dos

ejes no se puede determinar qué tipo tiene un PR mayor ya que oscilan de unos a otros,

incluso se obtienen valores de PR superiores a 100% por lo que se hace necesaria una

revisión de los datos obtenidos para estos parques.

En el apartado 6.7 se hace un nuevo análisis del PR medio anual de los grupos haciendo

una selección de un parque por grupo eliminando los dos parques del grupo que hayan

tenido mayores huecos de producción y PRs mayores de 100%.














Grupo I: Fija-

SiMo

GRUPOS

Grupo II: Fija-

SiPo

77,40 103,87 110,10

70,86 81,74 90,87

61,85 96,73 114,51

Grupo IV:

Seg2Ejes-SiPo

Grupo III:

Seg2Ejes-SiMo

PARQUESPR PARQUES PR GRUPOS

48,23 69,95 80,84


68

6.7. Análisis comparativo (Parques Representativos):

6.7.1. Cuadro de datos de Rendimiento (Parques Representativos):

6.7.2. Cuadro de datos de PR (Parques Representativos):

Minimo: Medio: Maximo:

Grupo IV (Seg2Ejes-SiPo): PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR II

13,61

Grupo II (Fija-SiPo): PARQUE SOLAR MORÓN

Grupo III (Seg2Ejes-SiMo): PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA

I9,67 11,71

11,44 12,15 13,50

10,17 11,58 12,06

GRUPO/PARQUERendimiento

Grupo I (Fija-SiMo): PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 9,07 11,33 13,60


77,40 90,09 95,96

80,65

70,86 80,84 84,03

61,85 74,91 87,10



Grupo III (Seg2Ejes-SiMo): PARQUE SOLAR

FUENTEOVEJUNA I

PRGRUPO/PARQUE

Grupo I (Fija-SiMo): PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 73,83 77,24

6.7.3. Grafica Rendimiento (Parques Representativos):

9,0

7 10

,17

9,6

7 1

1,4

4

11

,33

11

,58

11

,71

12

,15

13

,60

12

,06

13

,61

13

,50

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00G

rup

o I

(Fija

-SiM

o):

PS

ALM

OD

OV

AR

DEL

RIO

Gru

po

II (

Fija

-SiP

o):

PS

MO

RÓ

N

Gru

po

III (

Seg2

Ejes

-SiM

o):

PS

FUEN

TEO

VEJ

UN

A I

Gru

po

IV (

Seg2

Eje

s-Si

Po

): P

S A

ZNA

LCO

LLA

R II


70

6.7.4. Grafica Rendimiento (Parques Representativos):

73

,83

70

,86

61

,85

77

,40

77

,24

80

,84

74

,91

90

,09

80

,65

84

,03

87

,10 95

,96

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

Gru

po

I (F

ija-S

iMo

): P

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AR

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LAR

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ALC

OLL

AR

II

6.7.5. Observaciones Rendimiento y PR Parques Representativos:

Rendimiento de los Parques Representativos:

Atendiendo los rendimientos medios anuales no hay gran diferencia entre unos

grupos y otros. La máxima diferencia en el rendimiento medio es del 0,82% por lo

que se puede decir que son prácticamente iguales.

En cuanto a valores máximos y mínimos se puede ver que las plantas que tienen

instalados paneles de Silicio monocristalino tienen mayores oscilaciones de

rendimiento que las de Silicio Policristalino.

PR de los Parques Representativos:

Atendiendo a los valores medios anuales las plantas con paneles de Silicio

Policristalino tienen valores superiores de PR. Mientras que las de Silicio

Monocristalino tienen valores muy similares independientemente de si son Fijas o

con Seguimiento a dos ejes. En cuanto a las oscilaciones máximas mínimas todos

los grupos tienen grandes oscilaciones.



13,61



I9,67 11,71

11,44 12,15 13,50

10,17 11,58 12,06




77,40 90,09 95,96

80,65

70,86 80,84 84,03

61,85 74,91 87,10




FUENTEOVEJUNA I

PRGRUPO/PARQUE



72

7. CONCLUSIONES

1.- Partiendo de los datos aportados por los sistemas de adquisición de datos se

concluye que no es posible obtener una información precisa acerca del PR y del

rendimiento de las instalaciones. Esto es debido fundamentalmente a los siguientes

factores:

La incertidumbre de las medidas de radiación y temperatura del módulo es

desconocida.

No se lleva un control exhaustivo de los fallos de las instalaciones. No se

distingue entre fallos de la propia instalación de los fallos de la red. Además,

dentro de los fallos de la propia instalación, no se distingue los que afectan a la

producción de los que no afectan a la misma (por ejemplo, fallo del sistema de

adquisición de datos).

Todo ello lleva a la obtención de valores, incluso imposible, como es en algunos

casos PR superior al 100% en climas como Andalucía, producida principalmente

por la disminución de irradiancia medida con célula frente a la del piranómetro o

fotodiodo.

2.- Con los datos brutos analizados se puede observar, en cuanto al análisis de los

Rendimientos medios anuales de los grupos. Tanto las plantas Fijas de Silicio

Policristalino, como las plantas con Seguimiento a dos ejes de Silicio Monocristalino y

Silicio Policristalino tienen Rendimientos medios anuales muy similares. No ocurre lo

mismo en el Rendimiento medio anual de las plantas Fijas de Silicio Monocristalino es

muy bajo, 8,96% achacable a los problemas de producción.

A partir de los resultados obtenidos se puede observar que los parques solares Fijos de

Si Monocristalino son los que tienen un PR inferior. A continuación están los parques

solares Fijos de Silicio Policristalino. Para los parques solares con seguimiento a dos

ejes no se puede determinar qué tipo tiene un PR mayor ya que oscilan de unos a otros,

incluso se obtienen valores de PR superiores a 100% por lo que se hace necesaria una

revisión de los datos obtenidos para estos parques.


73

3.- Con los datos depurados

Cuadro de datos de Rendimiento (Parques Representativos):

Atendiendo los rendimientos medios anuales no hay gran diferencia entre unos

grupos y otros. La máxima diferencia en el rendimiento medio es del 0,82% por lo

que se puede decir que son prácticamente iguales.

En cuanto a valores máximos y mínimos se puede ver que las plantas que tienen

instalados paneles de Silicio monocristalino tienen mayores oscilaciones de

rendimiento que las de Silicio Policristalino.

Cuadro de datos de PR (Parques Representativos):

Atendiendo a los valores medios anuales las plantas con paneles de Silicio

Policristalino tienen valores superiores de PR. Mientras que las de Silicio

Monocristalino tienen valores muy similares independientemente de si son Fijas o

con Seguimiento a dos ejes. En cuanto a las oscilaciones máximas mínimas todos

los grupos tienen grandes oscilaciones.



13,61



I9,67 11,71

11,44 12,15 13,50

10,17 11,58 12,06




77,40 90,09 95,96

80,65

70,86 80,84 84,03

61,85 74,91 87,10




FUENTEOVEJUNA I

PRGRUPO/PARQUE



74

4.- Finalmente, si se desea conocer realmente la eficiencia de las plantas en operación,

es muy importante asegurar la calidad de los datos ya que pequeñas variaciones en la

incertidumbre de las medidas, sobre todo de radiación solar, repercuten

significativamente en los mismos.

LINEAS DE TRABAJO FUTURO

1.- Para conocer realmente la eficiencia de estas plantas es fundamental acotar y medir

la incertidumbre de las medidas. Por ello, se propone:

- Medir la radiación solar con piranómetro para determinar el rendimiento y con célula

fotovoltaica de las misma tecnología para medir el PR y el rendimiento corregido.

- Medir la temperatura del módulo.

Estas variables se medirán en un número de estaciones proporcional al tamaño de la

planta y a la posibilidad o no de zonas sombreadas en la misma.

- Medir las potencias de entrada y salida a inversor para cuantificar las pérdidas en el

mismo.

2.- Llevar un control exahustivo de las causas de fallos de las instalaciones, separando

las debidas a la propia instalación de las de la red de evacuación. Y de las de la propia

instalación, las que afectan o no a la producción.


75

8. BIBLIOGRAFÍA

- Apuntes de la asignatura Instalaciones Solares Fotovoltaicas a Media y Alta

Temperatura del Master en Sistemas de Energía Térmica. D.Isidoro Lillo Bravo.

Escuela Superior de Ingenieros de Sevilla.

- Coeficiente de Rendimiento. Factor de Calidad de una instalación Fotovoltaica. SMA

Solar Technology AG. http://sma.de/dl/7680/Perfratio-UES100810.pdf

- Guía completa de la energía solar fotovoltaica y termoeléctrica. D.José María

Fernández Salgado. Ed. Antonio Madrid Vicente 2010. ISBN 9788496709126

- Estaciones Agroclimáticas IFAPA:

http://www.juntadeandalucia.es/agriculturaypesca/ifapa/ria/servlet/FrontController?action=

Init.

http://sma.de/dl/7680/Perfratio-UES100810.pdf

http://www.juntadeandalucia.es/agriculturaypesca/ifapa/ria/servlet/FrontController?action=Init

http://www.juntadeandalucia.es/agriculturaypesca/ifapa/ria/servlet/FrontController?action=Init


76

9. ANEXO I: Graficas de Producción mensuales

9.1. Instalaciones Fijas de Si Monocristalino 9.1.1. Parque Solar Almodovar del Rio

9.1.1.1. Genis Solar 9.1.1.2. Paymogo

9.1.2. Parque Solar Aznalcollar I 9.1.2.1. Arteluz (C17) 9.1.2.2. Convertidor solar 19 (IDAE) 9.1.2.3. Energías Ferper (T1) 9.1.2.4. Inversiones Turruchel (T2) 9.1.2.5. Jens Jennebach (T4) 9.1.2.6. Lasemann FV (I1) 9.1.2.7. Mª Marta Barrio Gzalez. (T5) 9.1.2.8. Oromol FV (I3) 9.1.2.9. Prado Solar

9.1.3. Parque Solar Hinojos 9.1.3.1. Control Urbanistico (17) 9.1.3.2. Residencial Espartinas (20)

9.2. Instalaciones Fijas de Si Policristalino 9.2.1. Parque Solar Carmona

9.2.1.1. 01 Huertos Solares siglo XXI 9.2.1.2. 02 Ingeniería y Energía Carmona 9.2.1.3. 03 Enersol Natural 9.2.1.4. 04 Pejegarchi 9.2.1.5. 05 Inversiones Balmallo S.L 9.2.1.6. 06 Energías Cartageneras 9.2.1.7. 07 Andol Solar 9.2.1.8. 08 Aprovechamiento FV 9.2.1.9. 09 Satel Carmona S.L 9.2.1.10. 10 Solienergías 9.2.1.11. 11 Aleuzarán Solares 9.2.1.12. 12 Energías Huertos Solís S.L

9.2.2. Parque Solar Marchena 9.2.2.1. Abrigosos FV 1 9.2.2.2. Abrigosos FV 2 9.2.2.3. Abrigosos FV 3 9.2.2.4. Abrigosos FV 4 9.2.2.5. Abrigosos FV 5 9.2.2.6. Abrigosos FV 6 9.2.2.7. Abrigosos FV 7 9.2.2.8. Abrigosos FV 8 9.2.2.9. Abrigosos FV 9 9.2.2.10. Abrigosos FV 10

9.2.3. Parque Solar Morón 9.2.3.1. Paterna FV 01 S.C. 9.2.3.2. Paterna FV 02 S.C. 9.2.3.3. Paterna FV 03 S.C. 9.2.3.4. Paterna FV 04 S.C. 9.2.3.5. Paterna FV 05 S.C. 9.2.3.6. Paterna FV 06 S.C. 9.2.3.7. Paterna FV 07 S.C. 9.2.3.8. Paterna FV 08 S.C. 9.2.3.9. Paterna FV 09 S.C. 9.2.3.10. Paterna FV 10 S.C. 9.2.3.11. Paterna FV 11 S.C.


77

9.2.3.12. Paterna FV 12 S.C. 9.2.3.13. Paterna FV 13 S.C. 9.2.3.14. Paterna FV 14 S.C. 9.2.3.15. Paterna FV 15 S.C. 9.2.3.16. Paterna FV 16 S.C. 9.2.3.17. Paterna FV 17 S.C. 9.2.3.18. Paterna FV 18 S.C. 9.2.3.19. Paterna FV 19 S.C.

9.3. Instalaciones con Seguimiento a dos ejes de Si Monocristalino 9.3.1. Parque Solar Fuenteovejuna I

9.3.1.1. SN 09 9.3.1.2. SN 10 9.3.1.3. SN 11 9.3.1.4. SN 12 9.3.1.5. SN 32 9.3.1.6. SN 49 9.3.1.7. SN 50 9.3.1.8. SN 51

9.3.2. Parque Solar Alcalá del Rio (1-8) 9.3.2.1. Alcalá del Rio Solar 01 (A) 9.3.2.2. Alcalá del Rio Solar 02 (B) 9.3.2.3. Alcalá del Rio Solar 03 (C) 9.3.2.4. Alcalá del Rio Solar 04 (D) 9.3.2.5. Alcalá del Rio Solar 05 (E) 9.3.2.6. Alcalá del Rio Solar 06 (J) 9.3.2.7. Alcalá del Rio Solar 07 (F) 9.3.2.8. Alcalá del Rio Solar 08 (H)

9.3.3. Parque Solar Villanueva de la Reina (12) 9.3.3.1. Villanueva Solar 3 9.3.3.2. Villanueva Solar 5 9.3.3.3. Villanueva Solar 6 9.3.3.4. Villanueva Solar 7 9.3.3.5. Villanueva Solar 8 9.3.3.6. Villanueva Solar 9 9.3.3.7. Villanueva Solar 12 9.3.3.8. Villanueva Solar 15 9.3.3.9. Villanueva Solar 16 9.3.3.10. Villanueva Solar 18 9.3.3.11. Villanueva Solar 19 9.3.3.12. Villanueva Solar 20

9.4. Instalaciones con Seguimiento a dos ejes de Si Policristalino 9.4.1. Parque Solar Alcalá del Rio (9-10)

9.4.1.1. Alcalá del Rio Solar 09 (G) 9.4.1.2. Alcalá del Rio Solar 10 (I)

9.4.2. Aznalcollar II 9.4.2.1. Convertidor Solar 56 (A7) 9.4.2.2. Convertidor Solar 57 (A1) 9.4.2.3. Convertidor Solar 58 (A10) 9.4.2.4. Convertidor Solar 59 (A2) 9.4.2.5. Convertidor Solar 60 (A3) 9.4.2.6. Convertidor Solar 61 (A8) 9.4.2.7. Convertidor Solar 62 (A9) 9.4.2.8. Convertidor solar 63 (A4) 9.4.2.9. Convertidor Solar 64 (A5) 9.4.2.10. Convertidor Solar 65 (A6)


78

9.4.3. Villanueva de la Reina (3) 9.4.3.1. Castro Condado Solar 9.4.3.2. Nadalsol 9.4.3.3. Villanueva Solar 4


79

9.1. Instalaciones Fijas de Si Monocristalino 9.1.1. Parque Solar Almodovar del Rio

9.1.1.1. Genis Solar

9.1.1.2. Paymogo


80

9.1.2. Parque Solar Aznalcollar I


81

9.1.2.1. Arteluz (C17)

9.1.2.2. Convertidor solar 19 (IDAE)

9.1.2.3. Energias Ferper (T1)


82

9.1.2.4. Inversiones Turruchel (T2)

9.1.2.5. Jens Jennebach (T4)

9.1.2.6. Lasemann FV (I1)


83

9.1.2.7. Mª Marta Barrio Gzalez. (T5)

9.1.2.8. Oromol FV (I3)

9.1.2.9. Prado Solar


84

9.1.3. Parque Solar Hinojos

9.1.3.1. Control Urbanistico (17)

9.1.3.2. Residencial Espartinas (20)


85

9.2. Instalaciones Fijas de Si Policristalino

9.2.1. Parque Solar Carmona


86

9.2.1.1. 01 Huertos Solares siglo XXI

9.2.1.2. 02 Ingenieria y Energia Carmona

9.2.1.3. 03 Enersol Natural


87

9.2.1.4. 04 Pejegarchi

9.2.1.5. 05 Inversiones Balmallo S.L

9.2.1.6. 06 Energías Cartageneras


88

9.2.1.7. 07 Andol Solar

9.2.1.8. 08 Aprovechamiento FV

9.2.1.9. 09 Satel Carmona S.L


89

9.2.1.10. 10 Solienergías

9.2.1.11. 11 Aleuzarán Solares

9.2.1.12. 12 Energías Huertos Solís S.L


90

9.2.2. Parque Solar Marchena


91

9.2.2.1. Abrigosos FV 1




92





93





94



95

9.2.3. Parque Solar Morón


96

9.2.3.1. Paterna FV 01 S.C.




97





98





99

9.2.3.10. Paterna FV 10 S.C.

9.2.3.11. Paterna FV 11 S.C.

9.2.3.12. Paterna FV 12 S.C.


100

9.2.3.13. Paterna FV 13 S.C.

9.2.3.14. Paterna FV 14 S.C.

9.2.3.15. Paterna FV 15 S.C.


101

9.2.3.16. Paterna FV 16 S.C.

9.2.3.17. Paterna FV 17 S.C.

9.2.3.18. Paterna FV 18 S.C.


102

9.2.3.19. Paterna FV 19 S.C.


103

9.3. Instalaciones con Seguimiento a dos ejes de Si Monocristalino

9.3.1. Parque Solar Fuenteovejuna I


104

9.3.1.1. SN 09

9.3.1.2. SN 10

9.3.1.3. SN 11


105

9.3.1.4. SN 12

9.3.1.5. SN 32

9.3.1.6. SN 49


106

9.3.1.7. SN 50

9.3.1.8. SN 51


107

9.3.2. Parque Solar Alcalá del Rio (1-8)


108

9.3.2.1. Alcalá del Rio Solar 01 (A)

9.3.2.2. Alcalá del Rio Solar 02 (B)

9.3.2.3. Alcalá del Rio Solar 03 (C)


109

9.3.2.4. Alcalá del Rio Solar 04 (D)

9.3.2.5. Alcalá del Rio Solar 05 (E)

9.3.2.6. Alcalá del Rio Solar 06 (J)


110

9.3.2.7. Alcalá del Rio Solar 07 (F)

9.3.2.8. Alcalá del Rio Solar 08 (H)


111

9.3.3. Parque Solar Villanueva de la Reina (12)


112

9.3.3.1. Villanueva Solar 3




113






114




115





116

9.4. Instalaciones con Seguimiento a dos ejes de Si Policristalino

9.4.1. Parque Solar Alcalá del Rio (9-10)


117

9.4.1.1. Alcalá del Rio Solar 09 (G)

9.4.1.2. Alcalá del Rio Solar 10 (I)


118

9.4.2. Aznalcollar II


119

9.4.2.1. Convertidor Solar 56 (A7)




120





121


9.4.2.8. Convertidor solar 63 (A4)



122



123

9.4.3. Villanueva de la Reina (3)

9.4.3.1. Castro Condado Solar

9.4.3.2. Nadalsol


124


10. ANEXO II: Resumen de Producción, Rendimiento y PR.

Grupo I (Resumen): Plantas Solares Fijas con Paneles de Silicio Monocristalino

INSTALACIÓN PRODUCCIÓN

2013 ANÁLISIS 2013

Parque Planta Potencia

(kWp) kWh año 2013


PR (%) 2013

PS ALMODOVAR DEL RIO Genis Solar 24,42 33.385,00 9,06 73,83

PS ALMODOVAR DEL RIO Paymogo 112,20 167.562,00 13,64 80,65

PARQUE SOLAR ALMODOVAR DEL RIO 136,62 200.947,00 12,56 79,43

PS AZNALCOLLAR I Arteluz (C17) 99,90 140.591,00 9,00 74,61

PS AZNALCOLLAR I Convertidor solar 19 (IDAE) 97,20 102.674,00 6,57 56,00

PS AZNALCOLLAR I Energias Ferper (T1) 110,00 158.428,00 9,03 76,36

PS AZNALCOLLAR I Inversiones Turruchel (T2) 110,00 153.374,00 8,74 73,92

PS AZNALCOLLAR I Jens Jennebach (T4) 110,00 149.709,00 8,54 72,15

PS AZNALCOLLAR I Lasemann FV (I1) 112,20 164.943,00 9,40 77,94

PS AZNALCOLLAR I Mª Marta Barrio Gzalez. (T5) 110,00 112.942,00 6,44 54,43

PS AZNALCOLLAR I Oromol FV (I3) 112,20 175.171,00 9,99 82,77

PS AZNALCOLLAR I Prado Solar 112,14 134.771,00 7,68 63,72

PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR I 973,64 1.292.603,00 8,39 70,38

PS HINOJOS Control Urbanistico (17) 110,16 156.219,00 8,81 76,55

PS HINOJOS Residencial Espartinas (20) 97,20 86.854,00 5,55 48,23

PARQUE SOLAR HINOJOS 207,36 243.073,00 7,08 63,27


126

Grupo II: Plantas Solares Fijas con Paneles de Silicio Policristalino


2013 ANÁLISIS 2013


(kWp) kWh año 2013


PR (%) 2013

PS CARMONA 01 HUERTOS SOLARES SIGLO XXI 105,30 163.766,00 11,04 86,00

PS CARMONA 02 INGENIERÍA Y ENERGÍA CARMONA

105,30 159.487,00 10,75 83,76

PS CARMONA 03 ENERSOL NATURAL 105,30 168.694,00 11,37 88,59

PS CARMONA 04 PEJEGARCHI 105,30 167.004,00 11,26 87,70

PS CARMONA 05 INVERSIONES BALMALLO S.L 105,30 167.167,00 11,27 87,79

PS CARMONA 06 ENERGÍAS CARTAGENERAS 105,30 168.912,00 11,38 88,70

PS CARMONA 07 ANDOL SOLAR 105,30 166.688,00 11,23 87,54

PS CARMONA 08 APROVECHAMIENTO FV 105,30 169.472,00 11,42 89,00

PS CARMONA 09 SATEL CARMONA S.L 105,30 170.552,00 11,49 89,57

PS CARMONA 10 SOLIENERGIAS 101,09 159.414,00 11,19 87,21

PS CARMONA 11 ALEUZARAM SOLARES 101,09 164.949,00 11,58 90,23

PS CARMONA 12 ENERGÍAS HUERTOS SOLÍS S.L 101,09 166.111,00 11,66 90,87

PARQUE SOLAR CARMONA 1.250,96 1.992.216,00 11,30 88,07

PS MARCHENA Abrigosos FV 01 149,60 234.698,00 11,18 81,22







127





PARQUE SOLAR MARCHENA 700,80 1.052.870,00 14,29 77,78

PS MORÓN PATERNA FV 01 S.C. 113,22 178.169,00 11,68 81,41



















PARQUE SOLAR MORÓN 2.138,37 3.342.837,00 11,59 80,87


128

Grupo III: Plantas Solares con Seguimiento a 2 Ejes con Paneles de Silicio Monocristalino


2013 ANÁLISIS 2013


(kWp) kWh año 2013


PR (%) 2013

PS FUENTEOVEJUNA I SN 09 52,50 67.214,00 10,81 69,18








PARQUE SOLAR FUENTEOVEJUNA I 325,50 456.294,00 11,84 75,75

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 01 (A) 113,28 226.389,00 15,30 111,69

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 02 (B) 113,28 226.496,00 14,59 111,75

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 03 (C) 113,28 226.980,00 14,62 111,99

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 04 (D) 113,28 226.425,00 14,58 111,71

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 05 (E) 113,28 227.739,00 14,67 112,36

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 06 (J) 75,24 154.161,00 14,89 114,51

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 07 (F) 113,28 228.411,00 14,71 112,69

PS ALCALA DEL RIO (1-8) ALCALA DEL RIO SOLAR 08 (H) 75,12 149.273,00 14,42 111,06

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (1-8) 830,04 1.665.874,00 14,63 112,17


129

PS VILLANUEVA DE LA REINA (12) VILLANUEVA SOLAR 12 95,30 179.962,00 12,81 103,43












PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA (12) 1.133,08 2.131.790,00 12,65 103,05


130

Grupo VI: Plantas Solares con Seguimiento a 2 Ejes con Paneles de Silicio Policristalino


2013 ANÁLISIS 2013


(kWp) kWh año 2013


PR (%) 2013

PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 09 (G) 113,28 226.548,00 #¡DIV/0! 111,89

PS ALCALA DEL RIO (9-10) ALCALA DEL RIO SOLAR 10 (I) 113,28 230.404,00 #¡DIV/0! 113,79

PARQUE SOLAR ALCALA DEL RIO (9-10) 226,56 456.952,00 #¡DIV/0! 112,84

PS AZNALCOLLAR II Convertidor Solar 56 (A7) 108,34 179.356,00 11,44 87,97







PS AZNALCOLLAR II Convertidor solar 63 (A4) 108,00 172.148,00 11,76 84,70



PARQUE SOLAR AZNALCOLLAR II 1.076,02 1.865.061,00 12,14 92,10

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) CASTRO CONDADO SOLAR 78,48 157.319,00 15,32 110,10

PS VILLANUEVA DE LA REINA (3) NADALSOL 95,15 184.245,00 14,96 106,36


PARQUE SOLAR VILLANUEVA DE LA REINA (3) 267,81 529.530,00 15,17 108,60

11. ANEXO III: Listado Estaciones Meteorológicas IFAPA

Parque Solar Estación IFAPA Id_Estación

PS Almodóvar del Río Cordoba 6

PS Fuenteovejuna I Bélmez 1

PS Morón Puebla de Cazalla 18

PS Marchena Puebla de Cazalla 18

PS Carmona IFAPA Centro Las Torres-Torrejil 19

PS Alcalá del Río IFAPA Centro Las Torres-Torrejil 19

PS Villanueva de la Reina iFAPA Centro Mengibar 104

PS Aznalcóllar I Sanlúcar La Mayor 13

PS Hinojos La Palma del Condado 9

PS Aznalcollar II Sanlúcar La Mayor 13

PS Fuenteobejuna II Bélmez 1

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