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Equation Chapter 1 Section 1

Trabajo fin de Grado

Grado de Ingeniería en Tecnologías Industriales

Instalación Fotovoltaica para Sistema de Riego con

Elevada Demanda

Autor: Joaquín Magro Morales

Tutor: Francisco Javier Pino Lucena

Dep. Ingeniería Energética

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

iii

Trabajo Fin de Grado

Grado de Ingeniería en Tecnologías Industriales

Instalación Fotovoltaica para Sistema de Riego

con Elevada Demanda

Autor:

Joaquín Magro Morales

Tutor:

Francisco Javier Pino Lucena

Profesor Contratado Doctor

Dep. de Ingeniería Energética. Grupo de Termotecnia.

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2016

v

Trabajo Fin de Grado: Instalación Fotovoltaica para Sistema de Riego con Elevada Demanda

Autor: Joaquín Magro Morales

Tutor: Francisco Javier Pino Lucena

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2016

El Secretario del Tribunal

vii

A mi familia, que tanto

apoyo y comprensión me

ha concedido a lo largo

de toda mi vida.

A mis amigos, los que

tenía y los que hice

durante este camino.

A mis maestros, por el

esfuerzo y dedicación

empleados en nuestra

formación.

ix

Resumen

El objetivo del presente Trabajo es estudiar la viabilidad de la implantación de la energía

fotovoltaica en sistemas de riego de elevada potencia.

Para realizar el estudio nos basamos en una estación de bombeo situada en La Monta

(Cantillana), utilizando las facturas de consumo eléctrico durante un año. A partir de estos

datos y conociendo la instalación existente, estimaremos la demanda hídrica. Con la

herramienta PVsyst tendremos una aproximación de la energía útil que podremos extraer de

nuestro campo solar y estudiaremos la reducción de la inversión en energía.

En la actualidad el consumo energético constituye el 70 % de los gastos de la estación,

resultando interesante estudiar la posibilidad de reducir estos costes.

Se estudiarán varias configuraciones de campo fotovoltaico conectado a la red de baja tensión

con el fin de analizar la capacidad de dar sustento eléctrico a parte de la demanda eléctrica de

la estación de bombeo.

A posteriori analizaremos qué inversión resulta más ventajosa y si es o no factible.

xi

Abstract

The aim of this work is to study the feasibility of the implementation of photovoltaic energy in

irrigation high power.

For the study we rely on a pumping station located in La Monta (Cantillana), using electricity bills for

one year. From these data and knowing the existing facility, we will estimate water demand. With the

tool PVSYST we have an approximation of the useful energy that can be drawn from our study solar

field and reducing energy investment.

At present, the energy consumption is 70% of the costs of the station, resulting interesting to study the

possibility of reducing these costs.

various configurations of photovoltaic field connected to the low voltage network in order to analyze

the ability to sustain electrical part of the electricity demand of the pumping station will be studied.

Then we discuss what investment is most advantageous and whether or not feasible.

xiii

Í ndice 1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 1

1.1. OBJETIVO 1 1.2. INTRODUCCIÓN 1 1.3. ENERGÍAS RENOVABLES 1

1.3.1. ENERGÍA EÓLICA 2 1.3.2. ENERGÍA HIDRÁULICA 3 1.3.3. BIOMASA 4 1.3.4. ENERGÍA GEOTÉRMICA 4 1.3.5. ENERGÍA SOLAR 5

1.4. RADIACIÓN SOLAR 6 1.4.1. TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR 7 1.4.2. MOVIMIENTO SOLAR 8

1.5. VENTAJAS DE LA ENERGÍA SOLAR 9 1.6. DESCRIPCIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 9 1.7. CONVERSIÓN DE ENERGÍA SOLAR EN ELECTRICIDAD 10

1.7.1. EFECTO FOTOVOLTAICO 10 1.7.2. CÉLULAS FOTOVOLTAICAS 14 1.7.3. FABRICACIÓN DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS DE SILICIO 17 1.7.4. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 20 1.7.5. CURVAS CARACTERÍSTICAS 21

1.8. NUEVAS TECNOLOGÍAS FOTOVOLTAICAS 24 1.9. NORMATIVA DE APLICACIÓN 26

2. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA 27 2.1. BALANCE ENERGÉTICO 27

2.1.1. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN 27 2.1.2. EMPLAZAMIENTO DE LA INSTALACIÓN 29 2.1.3. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA HÍDRICA 29 2.1.4. DIMENSIONADO DEL CAMPO SOLAR 34 2.1.5. AUTOCONSUMO ENERGÉTICO, COMPRA-VENTA DE ENERGÍA 55 2.1.6. PEAJES DE ACCESO A LA RED 61

3. BALANCE ECONÓMICO 63 3.1. INGRESOS DE EXPLOTACIÓN 63 3.2. GASTOS DE EXPLOTACIÓN 64 3.3. ESTIMACIÓN DE LA INVERSIÓN 65 3.4. AMORTIZACIÓN 66 3.5. FINANCIACIÓN 66 3.6. CUENTA DE RESULTADOS 67 3.7. VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RENTABILIDAD Y PAY BACK 73

4. CONCLUSIONES 74

5. BIBLIOGRAFÍA 75

xiv

Í ndice de tablas

Tabla 1: Tipos de materiales 11

Tabla 2: Propiedades de los materiales semiconductores. 15

Tabla 3: Ventajas e inconvenientes de las células de silicio. 16

Tabla 4: Ventajas e inconvenientes de otros tipos de células. 17

Tabla 5: Procesos de elaboración del silicio. 17

Tabla 6: Procedimiento de obtención del silicio monocristalino. 18

Tabla 7: Lectura de maxímetros. 30

Tabla 8: Estimación de la combinación de bombas. 31

Tabla 9: Lectura de energía activa. 31

Tabla 10: Horas de bombeo. 32

Tabla 11: Demanda hídrica mensual. 33

Tabla 12: Ejemplo de resultados de simulación horarios. 49

Tabla 13: Funcionamiento de bombas mediante Energía Solar. 55

Tabla 14: Cálculo compra-venta de energía (1). 56


Tabla 16: Precio pool energía 2015. 59


Tabla 18: Peaje por energía autoconsumida. 61

Tabla 19: Ingresos por venta de energía. 63

Tabla 20: Gasto por compra de energía 2012-2013. 64

Tabla 21: Gastos por compra de energía. 64

Tabla 22: Inversión campo solar 200 kWp. 65

Tabla 23: Inversión campo solar 300 kWp. 65

Tabla 24: Tipos de préstamos. 66

Tabla 25: Cuenta de resultados 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años (1). 67

Tabla 26: Financiación 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años. 68

Tabla 27: Cash Flows 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años. 68

Tabla 28: Cuenta de resultados 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 68

Tabla 29: Financiación 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 69

Tabla 30: Cash Flows 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 69

Tabla 31: Cuenta de resultados 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años. 70

Tabla 32: Financiación 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años. 70

Tabla 33: Cash Flows 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años. 71

Tabla 34: Cuenta de resultados 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 71

Tabla 35: Financiación 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 72

Tabla 36: Cash Flows 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años. 72

xv

Tabla 37: Resultados análisis económico 300 kWp, 4,5% y 8 años. 73

Tabla 38: Resultados análisis económico 300 kWp, 6% y 15 años. 73

Tabla 39: Resultados análisis económico 200 kWp, 4,5% y 8 años. 73

Tabla 40: Resultados análisis económico 200 kWp, 6% y 15 años. 73

xvi

Í ndice de figuras

Figura 1: Aerogeneradores. 2

Figura 2: Ciclo del agua. 3

Figura 3: Central hidroeléctrica. 3

Figura 4: Ciclo de la biomasa. 4

Figura 5: Central Geotérmica. 4

Figura 6: Muros Trombe, energía solar térmica pasiva. 5

Figura 7: Colector solar. 5

Figura 8: Energía solar fotovoltaica. 6

Figura 9: El Sol. 6

Figura 10: Radiación solar en superficie. 7

Figura 11: Altura y azimut solar. 8

Figura 12: Alumbrado público. 9

Figura 13: Esquema sistema fotovoltaico. 10

Figura 14: Estructura átomo. 11

Figura 15: Efecto de la radiación en los enlaces químicos del silicio. 12

Figura 16: Proceso unión p-n (1) 12

Figura 17: Proceso unión p-n (2) 13

Figura 18: Célula fotovoltaica. 14

Figura 19: Circuito de generación de corriente en la célula fotovoltaica. 14

Figura 20: Proceso de elaboración del silicio. 18

Figura 21: Método de Czchralsky. 18

Figura 22: Obleas de silicio. 19

Figura 23: Textura obleas de silicio tratado. 19

Figura 24: Composición de módulo fotovoltaico. 20

Figura 25: Curva intensidad-tensión de la célula fotovoltaica. 22

Figura 26: Curva intensidad-tensión de los módulos fotovoltaicos. 23

Figura 27: Paneles solares con forma de tejas. 24

Figura 28: Panel solar transparente. 24

Figura 29: Paneles solares cilíndricos. 25

Figura 30: Células solares esféricas. 25

Figura 31: Panel fotovoltaico orgánico. 26

Figura 32: Bombas de 90 kW de la estación de bombeo. 27

Figura 33: Bombas de 60 kW de la estación de bombeo. 27

Figura 34: Emplazamiento campo solar. 28

Figura 35: Factura Endesa. 29

Figura 36: Lectura maxímetros. 30

xvii

Figura 37: Capacidad de bombas caprari. 32

Figura 38: Portada programa PVsyst 34

Figura 39: Ventana de designación del proyecto de PVsyst. 35

Figura 40: Ventana de selección de inclinación, orientación y selección de estación del año de PVsyst. 36

Figura 41: Ventana de definición del sistema de PVsyst. 37

Figura 42: Ventana de opciones de simulación de PVsyst. 38

Figura 43: Ventana de resumen de simulación de PVsyst. 39

Figura 44: Informe PVsyst 100 kWp (1). 40









Figura 53: Ficha técnica panel Atersa (1). 51

Figura 54: Ficha técnica panel Atersa (2). 52

Figura 55: Ficha técnica inversor Zigor (1). 53

Figura 56: Ficha técnica inversor Zigor (2). 54

Figura 57: Cargos peaje de autoconsumo según periodo y tarifa. 61

Figura 58: Configuración de contadores. 62

Figura 59: Ingresos de explotación año 2015. 63

Figura 60: Tabla de amortizaciones simplificada. 66

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA PARA SISTEMAS

DE RIEGO CON ELEVADA DEMANDA

- TRABAJO FIN DE GRADO - JOAQUÍN MAGRO MORALES

1

1. INTRODUCCIÓN A LA ENERGÍA SOLAR

FOTOVOLTAICA

1.1. OBJETIVO

El objetivo del proyecto es el dimensionado de una instalación fotovoltaica para el abastecimiento de una estación

de bombeo.

Además, se realizará un estudio de la rentabilidad económica en el que analizaremos diferentes financiaciones que

nos proponen las entidades bancarias, así como la reducción de gasto en compra de energía.

1.2. INTRODUCCIÓN

La energía solar fotovoltaica es una fuente de energía renovable, por tanto, es inagotable, limpia y autogestionada,

es decir, se puede disponer de la energía generada en el mismo lugar donde se genera.

El desarrollo tecnológico lento pero continuado y seguro marca el camino de la energía solar fotovoltaica. En 1838

el francés Alexandre Edmond Bequerel descubrió el efecto fotovoltaico mientras experimentaba con pilas

electrónicas al comprobar que la exposición al sol incrementaba la corriente de la misma.

La actual problemática de los combustibles convencionales, tanto a nivel de escasez como a nivel medio ambiental,

está provocando el auge de esta tecnología, así como del resto fuentes de energía renovables.

1.3. ENERGÍAS RENOVABLES

El hombre lleva haciendo uso de las fuentes de energía renovable desde hace mucho tiempo, junto con la energía

animal. Hasta la llegada de la Revolución Industrial en la que el carbón apartó al resto de fuentes de energía al

contener una densidad energética bastante superior al resto.

Más adelante el petróleo sustituiría al carbón por su mayor limpieza y poder calorífico y su carácter fluido.

En el siglo XX entró en escena el gas natural, aportando mayor limpieza y mayores reservas que el petróleo. Estas

características ponen al gas natural como la energía del siglo XXI.

En los últimos años, a la vista del encarecimiento de los combustibles fósiles debido a su agotamiento y los cada

vez más evidentes problemas ambientales por el uso de éstos, se está produciendo un aumento en el uso de energías

renovables.

Se denominan energías renovables aquellas que son inagotables (a escala humana), se pueden producir

continuamente y se pueden unir entre ellas. Estas energías son respetuosas con el medio ambiente y sus efectos

negativos sobre el medio ambiente son mucho menores que los producidos por los combustibles fósiles o energía

nuclear.

El Sol proporciona la energía a la tierra en forma de radiación, la luz, a través de la fotosíntesis, se transforma en

biomasa y produce gradientes térmicos que crean el viento.




2

Se pueden destacar las siguientes energías renovables:

Solar

Eólica

Hidráulica

Biomasa

Geotérmica

Dichas energías son respetuosas con el medio ambiente, no emiten gases contaminantes ni generan residuos

peligrosos y pueden implementarse tanto en zonas rurales como en zonas aisladas. Además, su impacto sobre el

medio ambiente es más de 30 veces inferior al producido por las energías convencionales.

La utilización del Sol como fuente energética no conlleva una modificación importante del equilibrio de la tierra al

cumplirse el primer principio de la termodinámica (la energía i se crea ni se destruye). Con estas fuentes de energía

se busca un desarrollo sostenible, evitando el efecto invernadero, el cambio climático y la emisión de sustancias

contaminantes a la atmósfera.

Aun a la vista de las ventajas medioambientales del uso de energías renovables, habrá que esperar al agotamiento

de los combustibles fósiles para que se conviertan en la base energética.

1.3.1. ENERGÍA EÓLICA

Las diferencias de presión creadas por el Sol en la atmósfera generan los vientos. La cantidad de energía solar que

se convierte en eólica pequeña, pero la cantidad total de energía eólica es bastante grande. Esta energía se transforma

en electricidad gracias al aerogenerador, que gracias al movimiento de sus palas por el efecto del viento provoca el

giro del generador eléctrico.

Figura 1: Aerogeneradores.

Este tipo de energía se utiliza para la extracción de agua por bombeo, electrificación de zonas aisladas y se pueden

agrupar para conectarse a la red formando parques eólicos.

La energía eólica es una de las más competitivas gracias a las mejoras técnicas de los últimos tiempos. Presenta

ventajas como su bajo coste, no producción de residuos, tecnología de fácil implementación, la posibilidad de

utilizar los espacios para otros menesteres (agricultura) y por supuesto evitar el consumo de fuentes de energía

contaminantes (petróleo, etc.). A pesar de todas estas ventajas, también producen efectos adversos como un fuerte

impacto visual, ruido, interferencias en medios de comunicación y su repercusión sobre la fauna y flora.




3

1.3.2. ENERGÍA HIDRÁULICA

El sol provoca la evaporación del agua terrestre que cae posteriormente en forma de lluvia, nieve o granizo sobre la

tierra. Este ciclo crea desniveles o saltos de agua que son aprovechados por las centrales hidroeléctricas para mover

las turbinas que generan la energía eléctrica.

Este tipo de instalaciones tiene un gran impacto ambiental, depende del clima y tiene un elevado coste. Sus ventajas

son la diversidad en cuanto a tamaño de las centrales, pudiendo ser desde el orden de kW hasta más de 10 MW de

potencia, la abundancia y la ausencia de contaminación.

Figura 2: Ciclo del agua.

Figura 3: Central hidroeléctrica.




4

1.3.3. BIOMASA

Esta fuente de energía se basa en las plantas, que realizan la fotosíntesis gracias al Sol. Tiene un gran potencial

gracias a su capacidad de convertir la energía solar en materia orgánica de la que se obtendrán posteriormente

combustibles. Actualmente incluso se realizan cultivos intensivos de determinados vegetales con el fin de su

aprovechamiento como biomasa, los llamados cultivos energéticos.

Unos ejemplos de combustibles a partir de biomasa serian la sustitución de diésel por combustibles derivados de

aceites o combustible para la calefacción a partir de madera.

Figura 4: Ciclo de la biomasa.

1.3.4. ENERGÍA GEOTÉRMICA

Es la energía en forma de calor que se encuentra en el interior de la tierra fruto de la desintegración de elementos

radiactivos y el calor permanente que se formó en la creación del planeta. Volcanes, géiseres y aguas termales con

algunas de las manifestaciones de este calor.

Po medio de unas redes de tuberías colocadas a profundidades necesarias se transforma el agua en vapor, que

impulsará una serie de turbinas conectadas a generadores eléctricos, como podemos ver en la Figura 5.

Figura 5: Central Geotérmica.




5

Las centrales geotérmicas tienen graves problemas de corrosión, emiten CO2 y ácido sulfhídrico, contamina aguas

próximas y deterioran el paisaje, además no existe la posibilidad de transportar dicha energía térmica. A pesar de

estos inconvenientes producen un impacto ambiental muy bajo y muy poca cantidad de residuos.

1.3.5. ENERGÍA SOLAR

Consiste en la utilización de la energía del Sol directamente. Con la ayuda de sistemas de captación y

almacenamiento podemos utilizar la radiación directamente, en la energía solar térmica pasiva, en la que se utilizan

materiales de elevada absorción de energía térmica.

Figura 6: Muros Trombe, energía solar térmica pasiva.

Otra forma de aprovechamiento de la energía solar es su transformación en calor, energía solar térmica. Donde

aprovecharemos la radiación para calentar agua o cualquier otro fluido haciéndolo pasar por el interior de los

captadores solares. El uso más popular para este tipo de energía es el agua caliente sanitaria.

Figura 7: Colector solar.

Por último, la transformación de la energía del Sol en energía eléctrica. La energía solar fotovoltaica transforma la

radiación en electricidad con la ayuda de las células fotovoltaicas. Dichas células van inmersas en un módulo solar

y la energía que producen se puede utilizar en el mismo momento de su generación o bien se puede acumular en

baterías para su uso posterior.




6

Figura 8: Energía solar fotovoltaica.

Este tipo de energía tiene un impacto ambiental mínimo, no produce residuos perniciosos para el medio ambiente,

tiene un mantenimiento sencillo y nos permite prescindir de las compañías suministradoras de energía. Como

desventaja, este tipo de instalación suele requerir sistemas de almacenamiento costosos y poco eficientes y tienen

un gran impacto visual.

1.4. RADIACIÓN SOLAR

El Sol posee una temperatura media de 5.600 ᵒC. Esta temperatura se alcanza gracias a las reacciones que se llevan

a cabo en su interior que liberan grandes cantidades de energía. La energía liberada por el Sol se transmite por la

radiación solar.

Figura 9: El Sol.

La radiación que llega a la superficie de la atmósfera terrerstre y que incide perpendicularmente toma un valor de

1.353 W/m2 al que se llama constante solar. Este valor varía a lo largo del año ± 3 % a que la órbita terrestre

alrededor del Sol tiene una forma de elipse.




7

Solo un tércio de la radiación que recibe la atmósfera alcanza a la Tierra. Aunque el 70 % va a parar al mar, la

energía restante es miles de veces mayor al consumo de energía mundial.

1.4.1. TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR

La radiación solar tiene tres componentes diferentes, según la incidencia que tengan en la Tierra. Estos componentes

son la radiación directa, difusa y el alabeo.

La radiación directa es la que se recibe del Sol sin que sufra ningún desvío mientras atraviesa la

atmósfera.

La radiación difusa sí se ve desviada a causa de reflexiones y difusiones al atravesar la atmósfera.

El alabeo es el conjunto de radiación directa y difusa recibida por reflexión en el suelo o superficies

cercanas.

La radiación que llega a la tierra es la suma de las tres anteriores, pero la radiación directa es la de mayor magnitud.

También es la más importante para las instalaciones fotovoltaicas.

Figura 10: Radiación solar en superficie.

El tipo de radiación recibida en las superficies varía según las condiciones climatológicas, la aparición de nubes

aumenta la captación de radiación difusa. La inclinación de la superficie influye en la cantidad de radiación difusa

y reflejada captada por la superficie, mientras más horizontal sea la superficie, más radiación difusa y menos

reflejada captará.




8

1.4.2. MOVIMIENTO SOLAR

El Sol se mueve de manera diferente dependiendo de la estación del año. Mientras que en verano se eleva mucho

en invierno la altura es considerablemente menor. Este fenómeno produce una variación en las sombras en función

de la estación en la que nos encontremos.

Existen dos coordenadas para definir de manera unívoca el movimiento del Sol. La altura y el azimut solar.

Altura solar (α): Ángulo entre el Sol y el horizonte

Azimut solar (ψ): Ángulo entre el Sol y el sur.

Figura 11: Altura y azimut solar.

Los días 21 de junio y diciembre son os días con mayor y menor altura solar respectivamente.

Éstas coordenadas son muy importantes ya que nos dan información de las sombras producidas y nos indican la

posición óptima para una mayor captación de radiación solar.




9

1.5. VENTAJAS DE LA ENERGÍA SOLAR

A pesar de que la red eléctrica está bastante bien implementada en la mayoría de lugares, existen multitud de casos

en los que la energía solar puede competir con ella. Por ejemplo, a la hora de suministrar energía eléctrica en lugares

que se encuentran aislados de la red, alimentación de sistemas de bombeo y repetidores, alumbrado público, etc.

Figura 12: Alumbrado público.

La energía solar presenta una serie de ventajas importantes que la ponen a la cabeza de las energías renovables:

No emite contaminantes a la atmósfera

No produce contaminación acústica

Vida útil de más de 20 años

Muy resistente a condiciones climáticas adversar

Mantenimiento fácil

Fácil ampliación de las instalaciones

1.6. DESCRIPCIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Un sistema fotovoltaico es un conjunto de dispositivos que captan la energía solar y la transforman en energía

eléctrica.

Los sistemas fotovoltaicos se pueden clasificar de la siguiente manera:

Sistemas aislados (con o sin baterías).

Sistemas conectados a la red.

Sistemas híbridos.

Se pueden distinguir los siguientes componentes principales en las instalaciones fotovoltaicas:

Generados fotovoltaico: Capta y convierte la radiación que recibe del Sol en energía eléctrica.

Baterías: Almacenan la energía producida para usarla posteriormente en momentos en que el generador

no sea capaz de producir la energía necesaria.

Regulador: Se encarga de cargar de manera correcta las baterías y las protege de sobretensiones.

Inversor: Transforma la corriente continua a la salida del generador fotovoltaico en corriente alterna.

Elementos de protección: Protegen la instalación de sobretensiones o fallos.




10

Figura 13: Esquema sistema fotovoltaico.

1.7. CONVERSIÓN DE ENERGÍA SOLAR EN ELECTRICIDAD

1.7.1. EFECTO FOTOVOLTAICO

La Energía Solar Fotovoltaica es una tecnología que genera corriente continua (potencia medida en varios o

kilovatios) por medio de semiconductores cuando éstos son iluminados por un haz de fotones. Mientras la luz incide

sobre una célula solar, que es el nombre dado al elemento fotovoltaico individual, se general potencia eléctrica;

cuando la luz se extingue, la electricidad desaparece.

El efecto fotoeléctrico o fotovoltaico consiste en la conversión de luz en electricidad. Este proceso se consigue con

algunos materiales que tienen la propiedad de absorber fotones y emitir electrones. Cuando los electrones libres son

capturados, se produce una corriente eléctrica que puede ser utilizada como electricidad.

1.7.1.1. CONCEPTOS BÁSICOS

La materia está constituida por átomos, que tienen dos partes bien diferenciadas:

Núcleo: carga eléctrica positiva.

Electrones: carga eléctrica negativa

Los electrones giran alrededor del núcleo en distintas bandas de energía y compensan la carga positiva de éste,

formando un conjunto estable y eléctricamente neutro.

Los electrones de la última capa se llaman electrones de valencia y se interrelaciones con otros similares formando

una red cristalina.




11

Figura 14: Estructura átomo.

Eléctricamente hablando existen tres tipos de materiales que se recogen en la siguiente tabla:

Tabla 1: Tipos de materiales

AISLANTES

Tienen una configuración muy estable, con los electrones de valencia

muy ligados al núcleo; la energía necesaria para separarlos de éste es

muy grande.

CONDUCTORES

Los electrones de valencia están poco ligados al núcleo y pueden

moverse con facilidad dentro de la red cristalina con un pequeño

agente externo.

SEMICONDUCTORES

Los electrones de valencia están más ligados al núcleo, pero basta una

pequeña cantidad de energía para que se comporten como

conductores.

Los materiales que utilizaremos en las células fotovoltaicas son los semiconductores, por lo que serán desarrollados

a continuación.

1.7.1.2. MATERIALES SEMICONDUCTORES

En los materiales semiconductores, la energía que liga a los electrones de valencia con su núcleo es similar a la

energía de los fotones (partículas que forman los rayos solares).

Cuando la luz solar incide sobre el material semiconductor, se rompen los enlaces entre núcleo y electrones de

valencia, que quedan libres para circular por el semiconductor.

Al lugar que deja el electrón al desplazarse se le llama hueco y tiene carga eléctrica positiva (de igual valor que la

del electrón, pero de signo contrario).

Los electrones libres y los huecos creados por la radiación tienden a recombinarse perdiendo su actividad. Para que

esto no ocurra, y poder aprovechar esta libertad de los electrones, hay que crear en el interior del semiconductor un

campo eléctrico.

El material más utilizado en la fabricación de células solares es el silicio, que tiene cuatro electrones de valencia.




12

Para crear un campo eléctrico en este tipo de semiconductor, se unen dos regiones de silicio tratadas químicamente

(unión “p-n”).

Figura 15: Efecto de la radiación en los enlaces químicos del silicio.

1.7.1.3. UNIÓN “p-n”

Para conseguir que un semiconductor de silicio tipo “n”, se sustituyen algunos átomos de fósforo, que tiene cinco

electrones de valencia.

Como se necesitan cuatro electrones para formar los enlaces con los átomos contiguos, queda un electrón libre.

La otra región, denominada “p”, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres electrones de valencia, uno menos

que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro tiene una afinidad por los electrones superior al silicio puro. De

esta manera, la unión p-n así formada presenta una diferencia de potencial Ve que hace que los electrones tengan

menos energía en la zona n que en la zona p.

Figura 16: Proceso unión p-n (1)

Consecuentemente, un campo eléctrico dirigido de la zona n hacia la p tiende a enviar los electrones hacia la zona

n y los huecos hacia la zona p.




13

Figura 17: Proceso unión p-n (2)

1.7.1.4. ANCHO DE BANDA PROHIBIDA

Para que se produzca el efecto fotovoltaico, es decir, para que se produzca una corriente eléctrica cuando incide

energía sobre el material semiconductor, es necesario que los fotones tengan una energía mayor que un valor

mínimo determinado, que se denomina ancho de banda prohibida (Eg).

A este valor mínimo también se le denomina “gap” de energía y se suele expresar en electrón- voltios.

1 eV (electrón-voltio) = 1,602 x 10-19 J

La energía que se aprovecha de cada fotón es la Eg. Si los materiales utilizados en la fabricación de las células

fotovoltaicas tienen una Eg muy pequeña, se desaprovecharía mucha energía.

Si la Eg es muy grande, las células se mostrarían transparentes a la mayoría de los fotones incidentes ya que el

espectro de la luz solar se distribuye sobre un rango de longitudes de onda que va desde 0,35 µm hasta algo más de

3 µm.




14

1.7.2. CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

La conversión de la radiación solar en corriente eléctrica tiene lugar en la célula fotovoltaica.

Una célula fotovoltaica es un dispositivo formado por una lámina de material semiconductor, cuyo grosor varía

entre los 0,25 mm y los 0,35 mm, generalmente de forma cuadrada, con una superficie de aproximadamente 100

cm2.

Cada célula fotovoltaica se compone de una delgada capa de material tipo “n” y otra de mayor espesor de material

tipo “p”.

Ambas capas separadas son eléctricamente neutras, y al juntarlas se genera un campo eléctrico en la unión “p-n”.

Figura 18: Célula fotovoltaica.

Cuando la luz incide sobre la célula, los fotones rompen el par electrón-hueco. El campo eléctrico de la unión los

separa para evitar que se recombinen, llevando los electrones a la zona “n” y los huecos a la zona “p”. Mediante un

conductor externo, se conecta la capa negativa a la positiva, generándose así un flujo de electrones (corriente

eléctrica) de la zona “p” a la zona “n”.

La superficie de la zona “n” es la cara que se ilumina.

Mientras la luz siga incidiendo habrá corriente eléctrica, y su intensidad será proporcional a la cantidad de luz que

reciba la célula.

Teniendo en cuenta lo anterior, para obtener un buen rendimiento en células solares, éstas deben estar constituidas

por un material en el que la energía del enlace de sus electrones de valencia no sea ni muy baja, ya que se perdería

buena parte de la energía del fotón, ni muy alta, pues entonces sólo los fotones más energéticos del espectro solar

podrían romper los enlaces.

Figura 19: Circuito de generación de corriente en la célula fotovoltaica.




15

El silicio, con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro de galio, con 1.4 eV, tiene teóricamente mejores

características, pero es más caro. El sulfuro de cobre, con 1.2 eV, es un material prometedor.

Las células fotovoltaicas más utilizadas son las formadas por la unión “p-n” y construidas con silicio monocristalino,

aunque existen diversos procedimientos y tipos de materiales para su construcción.

Hay una serie de aspectos que afectan a todos los materiales semiconductores que se recogerán en la siguiente tabla:

Tabla 2: Propiedades de los materiales semiconductores.

CRISTALINIDAD

Indica la ordenación de los átomos en la estructura cristalina. El silicio,

como otros materiales, puede aparecer en varias formas: monocristalino,

policristalino o amorfo.

COEFICIENTE DE

ABSORCIÓN

Indica cómo la luz lejana, que tiene una longitud de onda específica, puede

penetral el material antes de ser absorbida.

Un coeficiente de absorción pequeño significa que la luz no es absorbida

fácilmente por el material.

Depende de dos factores:

Material que hay encima de la célula: tiene que tener un mínimo

coeficiente de absorción.

Longitud de onda o energía de la luz que es absorbida.

Las células de silicio cristalino son de un espesor grande ya que tienen un

coeficiente de absorción de la luz incidente relativamente reducido.

COSTE Y

COMPLEJIDAD

DE FABRICACIÓN

Varían dependiendo del material o materiales utilizados en las capas del semiconductor según los factores:

Deposición en diversos compartimentos.

Necesidad de trabajar en un ambiente determinado.

Cantidad y tipo de material utilizado.

Numero de pasos implicados.

Necesidad de mover las células.




16

Las partes más importantes de una célula solar son las capas del semiconductor, ya que es en ellas donde se liberan

los electrones y se produce la corriente eléctrica. Para hacer las capas de las distintas células solares se utilizan

diferentes materiales semiconductores, y cada uno de ellos tiene sus ventajas y sus inconvenientes. Quedan

recogidos en la siguiente tabla:

Tabla 3: Ventajas e inconvenientes de las células de silicio.

CÉLULAS DE SILICIO

MONOCRISTALINO

Presenta una estructura completamente ordenada.

Su comportamiento uniforme lo hace buen conductor.

Es de difícil fabricación.

Se obtiene de silicio puro fundido y dopado con boro.

Se reconoce por su monocromía azulada oscura y metálica

Su rendimiento oscila entre 15 – 18 %.

POLICRISTALINO

Presenta una estructura ordenada por regiones separadas.

Los enlaces irregulares de las fronteras cristalinas disminuyen el rendimiento de la célula.

Se obtiene de igual forma que la de silicio monocristalino, pero con menos fases de cristalización.

Su superficie está estructurada en cristales con distintos tonos de azules y frises metálicos.

Su rendimiento oscila entre 12 – 14 %.

AMORFO

Presenta un alto grado de desorden. Contiene un gran número de defectos estructurales y

de enlaces. Su proceso de fabricación es más simple que en los anteriores

y menos costoso.

Se deposita en forma de lámina delgada sobre vidrio o plástico. Son eficientes bajo iluminación artificial.

Tiene un color marrón homogéneo.

Su rendimiento es menor del 10 %.




17

Tabla 4: Ventajas e inconvenientes de otros tipos de células.

OTRO TIPO DE CÉLULAS

CÉLULA DE

PELÍCULA

DELGADA

Una de las células más desarrolladas de este tipo es la de sulfuro de cadmio (Cd S) y sulfuro cuproso (Cu2 S).

Están formadas por la unión de dos materiales.

Se necesita poco material activo.

Su proceso de fabricación es sencillo. Los materiales utilizados están poco estudiados.

La tecnología para su obtención está poco desarrollada. Tiene un rendimiento del 5% aproximadamente.

CÉLULA DE

ARSENIURO DE

GALIO (Ga As)

Tiene buenos rendimientos con pequeños espesores. Mantiene sus características a elevadas temperaturas.

Presenta tolerancia a radiaciones ionizantes.

Elevado coste de producción. Material raro y poco abundante.

Tiene un rendimiento del 27 %.

1.7.3. FABRICACIÓN DE CÉLULAS FOTOVOLTAICAS DE SILICIO

Aunque hay gran variedad de células fotovoltaicas, las más utilizadas son las de silicio monocristalino.

Para la fabricación de una célula es necesario considerar tanto los materiales como el diseño:

• Propiedades electrónicas del material, pureza y grado de cristalinidad.

• Cantidad de luz absorbida en un determinad espesor del material (absortividad).

• Rango de longitudes de onda utilizadas por la celda (ancho de banda).

• Coste dependiendo del material, cantidad empleada y tecnología requerida.

El proceso de fabricación de las células de silicio monocristalino es bastante complejo, y se pueden diferenciar dos

etapas: La elaboración del silicio y la propia fabricación de la célula.

El silicio es el segundo elemento más abundante en la corteza terrestre, y se presenta en forma de dióxido de silicio

(Si O2). Los procesos de elaboración del silicio se ordenan en la siguiente tabla:

Tabla 5: Procesos de elaboración del silicio.

PROCESOS

REDUCCIÓN Proceso en el que se agrega carbón en cantidades

controladas a altas temperaturas.

Por medio de este proceso se extrae el silicio llamado de grado metalúrgico, que tiene una pureza del 98%.

PURIFICACIÓN Proceso en el que se trata el silicio químicamente obteniendo

el llamado silicio de grado electrónico, que tiene una pureza del 99,9999 %.




18

Figura 20: Proceso de elaboración del silicio.

Para la obtención de un lingote de silicio monocristalino, se emplea el método Czchralsky.

Tabla 6: Procedimiento de obtención del silicio monocristalino.

MÉTODO DE CZCHRALSKY

Se introduce el silicio en un crisol con impurezas de boro, que se calienta a altas temperaturas para obtener una masa fundida.

Una vez que todo el material se encuentra en estado líquido, se introduce una varilla con un germen de silicio en un extremo, que al ponerse en contacto con la masa empieza a solidificarla. La varilla tiene un movimiento de rotación y a la vez va ascendiendo lentamente, de forma que se obtiene un lingote cilíndrico.

Figura 21: Método de Czchralsky.

Una vez obtenido el lingote con el método Czchralsky, se corta mediante sierras muy precisas, obteniendo obleas




19

(discos) de un espesor aproximado de 0,3 mm.

El material sobrante se vuelve a utilizar fundiéndose de nuevo. Con el corte se dañan las capas superficiales por lo

que se tratan químicamente. De esta forma se obtienen obleas de silicio de tipo “p” dopadas con boro.

Figura 22: Obleas de silicio.

El paso siguiente consiste en formar la unión “p-n”, mediante la difusión de impurezas de tipo “n” a altas

temperatura y la duración del proceso. Para eliminar la zona “n” de la cara posterior y los lados se hace un ataque

químico localizado.

Ahora ya se tiene una unión “p-n” en el interior de la célula capaz de producir energía eléctrica al incidir radiación.

La superficie de la oblea es tan pulida que puede llegar a reflejar hasta una tercera parte de la luz incidente. Para

evitarlo se crea una superficie rugosa formada por pirámides microscópicas que hacen rebotar al rayo incidente

hacia el interior de la célula (texturado).

Figura 23: Textura obleas de silicio tratado.

El siguiente paso es formar los contactos metálicos, utilizando técnicas serigráficas de pastas conductoras en las dos

caras de la oblea.

Cuantos más contactos se pongan, mayor cantidad de electrones será capturada, pero menor iluminación llegará a

la parte activa.

Los contactos en la cara iluminada tienen forma de rejilla, para permitir que la luz entre en el semiconductor y en

la cara posterior cubren toda la superficie.

Finalmente se aplica una película antirreflectante a la superficie para disminuir aún más la reflexión de la célula.

Con este método junto con el texturado, se consigue que se pierda solo un 8 - 10 %. Una vez obtenidas las células,

se realizan medidas y pruebas eléctricas para conocer sus características.




20

1.7.4. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Los paneles o módulos fotovoltaicos son un conjunto de células conectadas convenientemente de forma que reúnan

unas condiciones determinadas que los hagan compatibles con las necesidades y equipos existentes en el mercado.

Se comercializan con distintos modelos y tamaños.

Los módulos proporcionan a las células:

Resistencia mecánica.

Protección contra los agentes ambientales externos.

Aislamiento eléctrico que garantiza su duración y la seguridad de las personas y animales que se

encuentran en su entorno.

Los módulos cumplen la función de refrigerar las células con el objetivo de mejorar su rendimiento en la captación

de energía solar.

Las células que se utilizan para construir un panel fotovoltaico han de tener los mismos parámetros eléctricos (se

admiten pequeñas desviaciones) para que no se produzcan descompensaciones que limiten su funcionamiento.

Por ejemplo, la intensidad de toda una rama de células conectadas en serie queda limitada por la célula que tenga

menor intensidad de corriente.

Por eso son muy importantes los ensayos finales que permitan clasificar y garantizar la igualdad de los parámetros

y características eléctricas de las células.

El módulo fotovoltaico tiene varias capas que recubren a las células, tanto por arriba como por abajo, dándoles

protección mecánica y contra agentes ambientales, sobre todo contra el agua que puede llegar a causar la oxidación

de los contactos que inutilizarían la célula.

Figura 24: Composición de módulo fotovoltaico.




21

Estructura:

La cubierta superior es de un vidrio templado especial, resistente a los golpes y con una superficie

exterior sumamente lisa para que no retenga la suciedad. Es muy importante su calidad óptica para

asegurar la mayor transparencia a la radiación solar.

La superficie posterior suele ser opaca y sólo tiene una función de protección contra los agentes externos.

Se suelen utilizar materiales sintéticos, Tedlar u otro vidrio.

Entre las dos cubiertas y envolviendo las células y las conexiones eléctricas se encuentra el material

encapsulante, que debe ser transparente a la radiación solar, no alterarse con la radiación ultravioleta y no

absorber humedad. Además, protege a las células ante posibles vibraciones y sirve de adhesivo a las

cubiertas. Los materiales que se utilizan son siliconas, polivinilo y sobretodo EVA (etil-vinil-acetileno).

Todo esto, se monta sobre un marco de aluminio anonizado o acero inoxidable, que confiere al panel

rigidez y protección mecánica sobre todo contra el viento. Este

soporte tiene taladros que permiten anclarlo y fijarlo a otros paneles.

Por último, se encuentra la caja de conexiones que permite interconectar los paneles entre sí y con la

instalación eléctrica exterior.

La fabricación de los módulos tiene las siguientes etapas:

Interconexionado de células: una vez que se dispone de las células seleccionadas y agrupadas, se

interconexionan en serie para conseguir una tensión normalizada y, por tanto, fácil para trabajar con ella.

Laminación: realizado el circuito electrónico, se colocan por una parte el cristal y una capa de

encapsulante, y por la contraria otra parte de encapsulante y la de protección exterior, y se introduce rodo

en un horno especial para su laminación.

Vacío: se realiza para eliminar toda bolsa de aire que pueda quedar en el interior.

Fundido del encapsulante: se aumenta la temperatura para que el encapsulante se funda entre las células

y los contactos.

Colocación del marco: una vez que todas las capas forman un bloque compacto, se aplica el marco

soporte con silicona para permitir las dilataciones del conjunto.

Incorporación de Bornes de conexión.

Realización de pruebas para clasificar los módulos por potencias: al igual que las células, los

módulos han de tener características similares para un mejor rendimiento.

1.7.5. CURVAS CARACTERÍSTICAS

La representación típica de la característica de salida de un dispositivo fotovoltaico

(célula, módulo, sistema) se denomina curva intensidad-tensión (curva I-V).

La corriente y la tensión a las que opera un dispositivo fotovoltaico están determinadas por:

Radiación solar incidente.

Temperatura ambiente.

Características de la carga conectada al mismo.

1.7.5.1. CURVAS DE LAS CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

La curva intensidad-tensión que define el comportamiento de una célula fotovoltaica es la representada en la figura:




22

Figura 25: Curva intensidad-tensión de la célula fotovoltaica.

A continuación, se detallan los parámetros para que queden correctamente definidas todas las células fotovoltaicas.

Corriente de cortocircuito (Icc): es la máxima corriente que puede entregar una célula a tensión nula,

en determinadas condiciones de radiación y temperatura. Se puede medir directamente con un

amperímetro conectado a la salida de la célula fotovoltaica.

Tensión de circuito abierto (Vca): es la máxima tensión que puede entregar una célula a corriente nula,

en determinadas condiciones de radiación y temperatura. Se medida se realiza conectando un voltímetro

entre bornes.

Potencia de pico (Pp): es la máxima potencia que puede suministrar una célula, y corresponde al punto

de la curva donde el producto de la tensión por la corriente es máximo. Todos los restantes puntos de la

curva generan valores inferiores.

Corriente a máxima potencia (I): corriente que entrega la célula a potencia máxima bajo unas

determinadas condiciones de radiación y temperatura. Se utiliza como corriente nominal de la célula.

Tensión a máxima potencia (Vmp): tensión que entrega la célula a potencia máxima bajo unas

determinadas condiciones de radiación y temperatura. Se utiliza como tensión nominal de la célula.

La tensión varía en función de la temperatura. La corriente que la célula suministra a una carga exterior es

proporcional a la intensidad de la radiación y a la superficie de la célula. El rendimiento de la célula es inversamente

proporcional a su temperatura.




23

1.7.5.2. CURVAS DE LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

La curva intensidad-tensión de un módulo se obtiene a partir de las curvas de las células que lo componen.

Como todas las células de un módulo han de tener características iguales (o muy similares), para hallar la intensidad

y corriente del módulo se hace lo siguiente:

Intensidad: se multiplica el parámetro de corriente de las células por el número de células en paralelo que

tiene el módulo.

ICC MÓDULO = ICC CÉLULA · N CÉLULAS

PARALELO

Tensión: se multiplica el parámetro tensión de las células por el número de células en serie que tiene el

módulo.

VCA MÓDULO = VCA CÉLULA · N CÉLULAS SERIE

Potencia: se multiplica el parámetro de potencia de las células por el número de células en paralelo y por

el número de células en serie que tiene el módulo.

PMÁX MÓDULO = PMÁX CÉLULA · N CÉLULAS PARALELO · N CÉLULAS SERIE

Figura 26: Curva intensidad-tensión de los módulos fotovoltaicos.




24

1.8. NUEVAS TECNOLOGÍAS FOTOVOLTAICAS

El continuo avance de la tecnología también afecta a la energía fotovoltaica, dotando a los equipos con mayor

eficiencia, abaratando los costes de fabricación y disminuyendo el impacto medioambiental y visual.

A continuación, describiremos algunas de estas nuevas tecnologías:

Paneles solares con forma de tejas: Aquí se aprovecha un elemento constructivo para la generación de

energía. Queda totalmente integrado en el edificio siendo su impacto visual nulo. Su eficiencia va desde

un 8 hasta un 10 por ciento y son capaces de generar 9000 kW/año por metro cuadrado.

Figura 27: Paneles solares con forma de tejas.

Paneles solares transparentes: Estas nuevas células transparentes tienen una gran funcionalidad,

pudiéndose implementar en ventanas o invernaderos. Están construidos en plástico flexible pudiéndose

colocar entre dos láminas de vidrio. También pueden ser teñidos de diferentes colores.

Figura 28: Panel solar transparente.




25

Paneles solares cilíndricos: Estos paneles presentan una mejor absorción de la luz y mayor resistencia al

viento, esto hace disminuir el costo de la instalación en los tejados. Están fabricados con rollos de células

solares cilíndricas.

Figura 29: Paneles solares cilíndricos.

Células solares esféricas: Pequeñas esferas de entre 1 y 1,5 mm de diámetro que se unen en un matiz y

son capaces de absorber la radiación solar incidente de cualquier punto, siendo capaz de absorber la

radiación difusa y reflejada con mayor eficiencia, superior al 20 %.

Permite la posibilidad de ser instalada en una base flexible y transparente, ampliando así su ámbito de

aplicación y reduciendo su impacto visual.

Figura 30: Células solares esféricas.




26

Paneles fotovoltaicos orgánicos: Los OPV pueden pintarse en superficies (paredes o tejados). Las

nuevas células CIGS (Cobre Indio Galio Selenio) pueden acoplarse a en soportes flexibles y ligeros,

pudiéndose instalar en fachadas, ventanas, etc.

Presentan una mayor rentabilidad siendo a la vez más ecológicas.

Figura 31: Panel fotovoltaico orgánico.

1.9. NORMATIVA DE APLICACIÓN

RD 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas

de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.

Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se

establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.

RD 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del

sistema eléctrico.

RD 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de

baja tensión.




27

2. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN

FOTOVOLTAICA

2.1. BALANCE ENERGÉTICO

2.1.1. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

Estamos ante una instalación de bombeo compuesta de 4 bombas de 90 kW y otras 2 de 60 kW.

Figura 32: Bombas de 90 kW de la estación de bombeo.

Figura 33: Bombas de 60 kW de la estación de bombeo.




28

Como vemos en las imágenes, las cuatro bombas de mayor potencia se encuentran en el exterior de la instalación y

las dos restantes dentro.

A través de las facturas de consumo eléctrico de 2012 estudiaremos la viabilidad económica de dos configuraciones

de campo solar: 200 y 300 kWp.

Los paneles solares se podrían instalar en un terreno adyacente en desuso que consta de una extensión aproximada

de 15.143,5 m2.

La potencia contratada de la estación es de 451 kW para P6 y 320 kW para el resto de franjas horarias.

Las bombas se encuentran dispuestas en paralelo, desembocando todas en una tubería general de 60 cm de diámetro.

La toma de agua de las bombas se produce a 0.5 m por debajo del nivel del suelo mediante unas tuberías de 20 cm

y se conectan a la tubería general por unas tuberías de 30 cm.

Figura 34: Emplazamiento campo solar.




29

2.1.2. EMPLAZAMIENTO DE LA INSTALACIÓN

La estación de bombeo se encuentra a 2,4 km del municipio de La Monta, perteneciente al ayuntamiento de

Cantillana.

Las coordenadas de la estación de bombeo son:

Latitud: 37°33'54.7"N

Longitud: 5°46'21.8"W

Altitud: 32 m

En los siguientes apartados se procederá a calcularemos la producción fotovoltaica necesaria para poder abastecer

energéticamente la estación de bombeo de La Monta.

2.1.3. ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA HÍDRICA

Los cálculos para la estimación de demanda hídrica en cada momento del año parten de una relación de facturas de

luz de un año completo, es decir, de la demanda energética real. Centrándonos en el consumo de energía activa y

en el valor registrado en los maxímetros en primer lugar.

En las facturas también obtenemos la información de la potencia contratada, que utilizaremos para saber qué tipo

de instalación de autoconsumo debemos tener y qué tipo de peajes debemos pagar.

Figura 35: Factura Endesa.




30

Figura 36: Lectura maxímetros.

A partir de estos datos construimos dos tablas, una con las lecturas de los maxímetros y otra con el consumo de

energía activa de cada mes:

Tabla 7: Lectura de maxímetros.

kW

MAXÍMETRO P1 P2 P3 P4 P5 P6

ENERO 69 69 0 0 0 70

FEBRERO 98 155 0 0 0 82

MARZO 0 0 1 3 0 9

ABRIL 0 0 0 0 94 93

MAYO 0 0 0 0 332 332

JUNIO 299 299 260 270 0 301

JULIO 330 403 0 0 0 327

AGOSTO 0 0 0 0 0 343

SEPTIEMBRE 0 0 314 317 0 307

OCTUBRE 0 0 0 0 12 1

NOVIEMBRE 0 0 1 1 0 1

DICIEMBRE 2 1 0 0 0 1

A partir de esta tabla obtenemos la posible configuración de funcionamiento de la estación de bombeo en cada

franja horaria. Recordemos que la estación de bombeo dispone de 6 bombas en paralelo, dos de 60 kW y cuatro de

90 kW.




31

Tabla 8: Estimación de la combinación de bombas.

MAXÍMETRO Nº B POSIBLES COMBINACIONES

ENERO 1 70≈1*60

FEBRERO 1 Y 2 98≈82≈1*90 155≈1*90+1*60

MARZO 0 -

ABRIL 1 94≈1*90

MAYO 4 332≈ 3*90+1*60

JUNIO 3 Y 4 300≈2*90+2*60 270=3*90

JULIO 4 330≈3*90+1*60 400≈3*90+2*60

AGOSTO 4 336=3*90+1*60

SEPTIEMBRE 4 312=2*90+2*60

OCTUBRE 0 -

NOVIEMBRE 0 -

DICIEMBRE 0 -

Tabla 9: Lectura de energía activa.

kWh

E. ACTIVA P1 P2 P3 P4 P5 P6

ENERO 311 490 0 0 0 3682

FEBRERO 906 1738 0 0 0 5648

MARZO 0 0 197 329 0 644

ABRIL 0 0 0 0 4656 2051

MAYO 0 0 0 0 55692 51220

JUNIO 19574 19118 11448 17767 0 79763

JULIO 55271 54631 0 0 0 114548

AGOSTO 0 0 0 0 0 224938

SEPTIEMBRE 0 0 19407 30038 0 43557

OCTUBRE 0 0 0 0 661 629

NOVIEMBRE 0 0 198 337 0 610

DICIEMBRE 183 300 0 0 0 695

A partir de estas dos tablas (maxímetros y consumo de energía activa) podemos realizar un cálculo de las horas de

bombeo que se han consumido en cada periodo tarifario de cada mes.

Para ello aplicaremos el siguiente cálculo:

𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 [𝑘𝑊ℎ]

𝑀𝑎𝑥í𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 [𝑘𝑊]




32

Aplicando esta fórmula con los datos anteriores obtenemos la relación de horas en las que se ha habido riego:

Tabla 10: Horas de bombeo.

h

BOMBEO P1 P2 P3 P4 P5 P6

ENERO 4,5 7,1 0,0 0,0 0,0 52,6

FEBRERO 9,2 11,2 0,0 0,0 0,0 68,9

MARZO 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ABRIL 0,0 0,0 0,0 0,0 49,5 22,1

MAYO 0,0 0,0 0,0 0,0 167,7 154,3

JUNIO 65,5 63,9 44,0 65,8 0,0 240,0

JULIO 167,5 135,6 0,0 0,0 0,0 248,0

AGOSTO 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 655,8

SEPTIEMBRE 0,0 0,0 61,8 94,8 0,0 141,9

OCTUBRE 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

NOVIEMBRE 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

DICIEMBRE 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Observamos dos datos en rojo, esto se debe a que el resultado excede el número de horas disponible en ese periodo

tarifario. Por lo tanto, pasamos a tomar el máximo de horas posibles para la estimación de las horas en dichos

periodos, asumiendo un posible error de lectura.

Una vez que hemos obtenido las horas de funcionamiento de bombas en cada periodo, debemos estimar el caudal

de agua demandado por la instalación. Para obtenerlo nos ayudamos de la ficha técnica de las bombas instaladas:

Figura 37: Capacidad de bombas caprari.

Se puede observar que la bomba de 60 kW no aparece en este catálogo, esto se debe a que esas bombas son más

antiguas. Tomaremos un valor aproximado para realizar los cálculos.




33

La estación de bombeo se encuentra a una altitud de 32 m y toma el agua está a medio metro por debajo del nivel

del suelo. La finca que mayor cota presenta tiene una altitud de 54 m.

Para asegurar el suministro tomaremos una altura manométrica total de 145 m, por tanto, supondremos que nuestras

bombas son capaces de extraer un caudal de:

Bombas de 90 kW: 150 m3/h.

Bombas de 60 kW: 80 m3/h.

Ahora pasaremos a calcular los metros cúbicos al mes que la estación de bombeo tiene que satisfacer. Tenemos que

tener en cuenta la combinación de bombas que hemos supuesto en la Tabla 8 y realizar el siguiente cálculo:

𝑚3/𝑚𝑒𝑠 = ∑ (ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑃𝑖) ∗ (150 ∗ 𝑛𝐵90 + 80 ∗ 𝑛𝐵60

∀𝑖 𝑐𝑜𝑛 𝑖𝑔𝑢𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑖𝑛𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎𝑠

)

Es decir, en cada mes tendremos que buscar las combinaciones de bombas de cada periodo tarifario que coincidan,

sumar las horas de bombeo y multiplicarlo por la suma de los caudales que manda cada bomba multiplicado por el

número de bombas.

A modo de ejemplo calcularemos el caudal demandado en julio:

(ℎ𝑃1 + ℎ𝑃6) ∗ (150 ∗ 𝑛𝐵90 + 80 ∗ 𝑛𝐵60) + ℎ𝑃2 ∗ (150 ∗ 𝑛𝐵90 + 80 ∗ 𝑛𝐵60) =

(167.5 + 248) ∗ (150 ∗ 3 + 80) + 135.6 ∗ (150 ∗ 3 + 80 ∗ 2) = 302.900.66 𝑚3/𝑚𝑒𝑠

Realizando los cálculos anteriores obtenemos la siguiente tabla con las demandas hídricas mensuales:

Tabla 11: Demanda hídrica mensual.

BOMBEO m3/mes

ENERO 5.137

FEBRERO 9.476

MARZO 0

ABRIL 10.738

MAYO 170.673

JUNIO 219.352

JULIO 302.901

AGOSTO 347.572

SEPTIEMBRE 137.283

OCTUBRE 0

NOVIEMBRE 0

DICIEMBRE 0




34

Observamos que existe una enorme demanda, como era de esperar, en los meses de verano. El dimensionamiento

del campo solar irá encaminado a satisfacer la totalidad o la mayor parte posible de esta demanda hídrica, siempre

teniendo en cuenta la viabilidad económica.

2.1.4. DIMENSIONADO DEL CAMPO SOLAR

En este punto, una vez que conocemos el caudal de agua que nuestra instalación debe satisfacer, pasaremos a

dimensionar tres tamaños de campo solar: 100, 200 y 300 kWp.

Nótese que este tamaño no se ha elegido de manera arbitraria, sino que se ha elegido un valor ligeramente superior

al de la bomba de mayor potencia (90 kW), es decir, estaríamos dimensionando nuestro campo para poder satisfacer

1, 2 o 3 bombas de 90 kW.

Para dimensionar el campo solar utilizamos la herramienta informática PVsyst. En ella podremos seleccionar el

panel y el inversor que se amolda a nuestras necesidades y obtendremos un documento detallado de toda la

información de la instalación fotovoltaica, así como los valores simulados de la generación de energía en cada hora

del año.

Para introducir los datos en la herramienta informática procedemos de la siguiente manera:

Al abrir la aplicación, seleccionamos diseño del proyecto y seleccionamos el sistema conectado a la red.

Figura 38: Portada programa PVsyst




35

Una vez seleccionamos las opciones anteriores nos aparecerá la ventana de designación del proyecto, donde

tendremos que meter todos los datos de nuestra instalación:

Figura 39: Ventana de designación del proyecto de PVsyst.

Primero daremos nombre a nuestro proyecto e introducimos la ubicación del mismo, de este modo el programa

accederá a los datos meteorológicos de Meteonorm para realizar las simulaciones.

Después pasaremos a introducir los parámetros de la instalación. En orientación tendremos que definir la inclinación

con respecto a la horizontal y la orientación con respecto al sur de los paneles, además, seleccionaremos la

disposición óptima con respecto a todo el año, al verano o al invierno.




36

Figura 40: Ventana de selección de inclinación, orientación y selección de estación del año de PVsyst.

Para definir el número de paneles necesarios, así como su configuración y la selección del inversor pulsaremos en

sistema. El programa nos da un catálogo extenso para seleccionar el que más nos convenga o se acerque a nuestros

requisitos.




37

Figura 41: Ventana de definición del sistema de PVsyst.

En el apartado de ayuda al dimensionado introducimos el tamaño en kWp que deseamos. Al seleccionar el panel y

el inversor que queremos, el programa automáticamente nos da la configuración de los paneles con el número de

módulos en serie y número de cadenas y la potencia nominal del generador.

El resto de parámetros se suponen por defecto.

Una vez que hemos completado todos los datos de nuestra instalación pulsamos en simulación. Nos aparecerá la

siguiente ventana en la que tendremos que seleccionar registrar valores p/hora para poder disponer de la energía que

genera nuestro campo solar en cada momento del año.




38

Figura 42: Ventana de opciones de simulación de PVsyst.

Para finalizar, el programa nos muestra un resumen de la simulación y nos da la opción de acceder a los informes

obtenidos. Los datos hora a hora se almacenan automáticamente en una carpeta que nos designa el programa.




39

Figura 43: Ventana de resumen de simulación de PVsyst.

A continuación, se disponen los resultados de las tres simulaciones con los resultados de número de paneles,

conexión de los mismos, energía producida, etc.




40

Campo solar de 100 kWp:

Figura 44: Informe PVsyst 100 kWp (1).




41





42





43






44





45





46






47





48


Observamos que la superficie de paneles máxima de paneles es de 1830 m2 que es bastante inferior a los 15.143 m2

del terreno que tomamos como posible emplazamiento del campo solar. Esto nos da bastante margen para poder

realizar la instalación sin problemas de sombras y con la enorme ventaja de estar a escasos metros de la estación.

Como mencionamos anteriormente también disponemos de datos hora a hora de las instalaciones anteriores. Al ser

hora a hora de todo un año solo mostraremos una parte:




49

Tabla 12: Ejemplo de resultados de simulación horarios.

PVSYST v6.45

File File date Description

Proyecto LA MONTA.PRJ 11/06/16 10h55 LA MONTA

Lugar geográfico Sevilla_MN71.SIT 11/06/16 10h55 Sevilla Spain Europe

Datos climatológicos Sevilla_MN61.MET 04/02/16 18h08 Sevilla

Meteonorm 6.1 Synthetic

Variante de simulación LA MONTA.VC1 00/00/00 00h00

CAMPO SOLAR 200 Kwp

Simulation date 11/06/16 11h06

Simulation: Valores p/hora de 01/01/90 al 31/12/90

fecha GlobHor T Amb GlobEff EArrMPP EOutInv E_Grid

W/m² °C W/m² W W W

01/01/1990 0:00 0 13.827 0 0 0 0

01/01/1990 1:00 0 13.502 0 0 0 0

01/01/1990 2:00 0 13.178 0 0 0 0

01/01/1990 3:00 0 12.854 0 0 0 0

01/01/1990 4:00 0 12.529 0 0 0 0

01/01/1990 5:00 0 12.205 0 0 0 0

01/01/1990 6:00 0 11.88 0 0 0 0

01/01/1990 7:00 0 11.556 0 0 0 0

01/01/1990 8:00 0 11.231 0 0 0 0

01/01/1990 9:00 58.996 13.261 83.017 15328 14691 14691

01/01/1990 10:00 85.208 13.719 77.766 14264 13630 13630

01/01/1990 11:00 133.05 14.424 123.35 23160 22498 22498

01/01/1990 12:00 222.54 15.547 242.85 46023 45247 45247

01/01/1990 13:00 307.31 16.805 387.64 72345 71334 71334

01/01/1990 14:00 240.57 17.266 273.57 51403 50592 50592

01/01/1990 15:00 296.09 17.87 446.7 82373 81246 81246

01/01/1990 16:00 209.19 17.953 372.76 69302 68326 68326

01/01/1990 17:00 88.964 17.282 194.2 36467 35747 35747

01/01/1990 18:00 0 16.653 0 0 0 0

01/01/1990 19:00 0 16.024 0 0 0 0

01/01/1990 20:00 0 15.395 0 0 0 0

01/01/1990 21:00 0 14.765 0 0 0 0

01/01/1990 22:00 0 14.136 0 0 0 0

01/01/1990 23:00 0 13.507 0 0 0 0




50

Distinguimos los siguientes datos de la tabla anterior:

GlobHor: Irradiación global en el plano horizontal.

TAmb: Temperatura ambiente media.

GlobEff: Irradiación global efectiva en los colectores.

EArrMPP: Energía producida por el generador fotovoltaico a la entrada del inversor.

EOutInv: Energía producida por el generador fotovoltaico a la salida del inversor.

E_Grid: Energía inyectada a la red, después de las pérdidas del inversor y del cableado de corriente alterna.

Para la simulación hemos utilizado unos paneles solares de 320 Wp y un inversor de 100, 200 y 300 kW.

Nos servirían paneles e inversores que cumplan con las características de la simulación o que no difieran

significativamente, con objeto de que la simulación sea lo más fiel posible.

Por ejemplo, presentamos un panel y un inversor que podría servirnos:




51

Módulo Atersa A-320M GSE:

Figura 53: Ficha técnica panel Atersa (1).




52

Figura 54: Ficha técnica panel Atersa (2).




53

Inversor Zigor solar CTR3:

Figura 55: Ficha técnica inversor Zigor (1).




54

Figura 56: Ficha técnica inversor Zigor (2).

En las imágenes se resaltan los datos de mayor interés a la hora de dimensionar nuestra instalación (tensión máxima

potencia, corriente de cortocircuito, etc.).

Una vez que tenemos estos datos con los tres tamaños de campo solar que vamos a evaluar, procedemos a ver qué

cantidad de consumo energético son capaces de asumir.

El dato relevante para nuestro estudio es el que nos da la columna de EOoutInv, que nos da la energía que daría

nuestro campo solar a la salida del inversor en cada hora del día.




55

2.1.5. AUTOCONSUMO ENERGÉTICO, COMPRA-VENTA DE ENERGÍA

A partir de la energía que nos aporta nuestro campo solar comprobaremos cuantas bombas de 90 kW y cuantas de

60 kW podemos arrancar cada mes. Daremos prioridad a las bombas de 90 kW, es decir, si tenemos una lectura de

95.000,00 W arrancaremos una bomba de 90 kW y no la de 60.

Tabla 13: Funcionamiento de bombas mediante Energía Solar.

300 kWp

EOutInv B.90Kw B.60Kw

Soporte B.90

Resto prod

Soporte B.60

Resto Producción

W Bombas Bombas W W W W

01/01/1990 0:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 1:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 2:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 3:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 4:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 5:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 6:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 7:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 8:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 9:00 21.704 0 0 0 21.704 0 21.704

01/01/1990 10:00 20.126 0 0 0 20.126 0 20.126

01/01/1990 11:00 33.302 0 0 0 33.302 0 33.302

01/01/1990 12:00 67.088 0 1 0 67.088 60.000 7.088

01/01/1990 13:00 105.755 1 0 90.000 15.755 0 15.755

01/01/1990 14:00 75.025 0 1 0 75.025 60.000 15.025

01/01/1990 15:00 120.458 1 0 90.000 30.458 0 30.458

01/01/1990 16:00 101.293 1 0 90.000 11.293 0 11.293

01/01/1990 17:00 52.991 0 0 0 52.991 0 52.991

01/01/1990 18:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 19:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 20:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 21:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 22:00 0 0 0 0 0 0 0

01/01/1990 23:00 0 0 0 0 0 0 0




56

En la tabla anterior distinguimos:

B.90kW o B.60kW: Se muestra el número de bombas de cada tipo que puede arrancar con el generador

solar.

Soporte B90 o B60: Indican os vatios que se consumen de la producción energética para el funcionamiento

de las bombas.

Resto producción: Sobrante de energía después de arrancar las bombas de 90 y 60.

Con las bombas de las que disponemos cada mes, y sabiendo que las bombas de 90 y 60 kW pueden extraer 150 y

80 m3/h respectivamente, obtendremos la demanda que somos capaces de cubrir con autoconsumo energético, el

excedente que verteremos a la red y la energía que tendremos que comprar en los momentos de mayor demanda

hídrica. El resto de producción contabiliza la energía que no nos es útil para el regadío, ya que no son capaces de

arrancar ninguna bomba.

Observamos que el campo solar de 100 kWp no es capaz de arrancar ni una sola bomba de 90 kW a lo largo del

año, por lo tanto, esta opción quedará descartada para los siguientes cálculos.

El primer paso es obtener los m3/mes que son capaces de aportar el número de horas de bomba del que disponemos

mensualmente, por ejemplo, para el mes de enero:

(ℎ. 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 90𝑘𝑊

𝑚𝑒𝑠) ∗ 𝑄. 90𝑘𝑊 = 235[ℎ. 𝐵90/𝑚𝑒𝑠] ∗ 150[m3/h] = 35.250 𝑚3/mes

Repetiremos este cálculo para las bombas de 60 kW.

Tabla 14: Cálculo compra-venta de energía (1).

Q. 90kW 150 m3/h

Q. 60kW 80 m3/h

300kW PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN DEMANDA

h.B.90/mes h.B.60/mes B.90 m3/mes B.60 m3/mes m3/mes

ENERO 235 67 35.250 5.360 5.137

FEBRERO 241 65 36.150 5.200 9.476

MARZO 343 86 51.450 6.880 0

ABRIL 308 88 46.200 7.040 10.738

MAYO 369 83 55.350 6.640 170.673

JUNIO 358 93 53.700 7.440 219.352

JULIO 405 96 60.750 7.680 302.901

AGOSTO 371 76 55.650 6.080 347.572

SEPTIEMBRE 347 78 52.050 6.240 137.283

OCTUBRE 290 70 43.500 5.600 0

NOVIEMBRE 190 70 28.500 5.600 0

DICIEMBRE 197 73 29.550 5.840 0




57

Las casillas en verde indican que se puede hacer frente a toda la demanda mensual con el caudal mensual que puede

aportarnos cada una de las bombas.

Los meses de mayo a septiembre tendremos que regar todo lo posible con el riego que hemos producido y pasaremos

a comprar energía en los periodos tarifarios más baratos.

Distinguiremos por tanto tres opciones:

Producción > consumo: En este caso daremos prioridad al riego con las bombas de mayor potencia,

restaremos la demanda a la producción de ambas bombas y el sobrante de cada bomba lo pasaremos a su

equivalente energético. Después lo sumaremos al resto de producción. A modo de ejemplo, calcularemos

el mes de enero:

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝐵90 [𝑚3

𝑚𝑒𝑠] − 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠] = 𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒. 𝐵90 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠]

32.500 − 5137 = 30.113 [𝑚3

𝑚𝑒𝑠]

𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒[𝑊ℎ] = 𝑅𝑒𝑠𝑡𝑜. 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛[𝑊ℎ] +𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒. 𝐵90 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠] ∗ 90.000[𝑊]

150 [𝑚3

ℎ]

+𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒. 𝐵60 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠] ∗ 60.000[𝑊]

80 [𝑚3

ℎ]

7.242.234 +30.113 ∗ 90.000

150+

5.360 ∗ 60.000

80= 29.330.217 𝑊ℎ

Producción < consumo: Cuando tenemos un consumo superior a nuestra producción solo podremos

vender el resto de producción, ya que es la energía que no podemos utilizar para riego. Restaremos la

producción de todas las bombas al consumo y el resto de demanda la satisfaremos en el periodo más

barato.

Utilizaremos el mes de mayo como ejemplo:

𝑅𝑒𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 [𝑚3

𝑚𝑒𝑠] = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠] − 𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝐵90 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠] − 𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝐵60 [

𝑚3

𝑚𝑒𝑠]

108.683 [𝑚3

𝑚𝑒𝑠] = 170.673 − 55.350 − 6.640

Para abaratar costes, supondremos que en las horas que tengamos que comprar energía, la estación

funcionará a pleno rendimiento, lo que implica que pondremos en funcionamiento todas las bombas

obteniendo un caudal de (4*150+2*80)=760 m3/h en P6 en este caso.

𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎𝑃6 [ℎ

𝑚𝑒𝑠] =

𝑅𝑒𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 [𝑚3

𝑚𝑒𝑠]

𝑃6 [𝑚3

ℎ ]




58

143 [ℎ

𝑚𝑒𝑠] =

108.683

760

Demanda = 0: Por último, si no tenemos riego en un mes, directamente restamos el consumo total a la

producción energética total de cada mes y el valor obtenido se verterá a la red. Tomamos el mes de marzo

como ejemplo:

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛[𝑊ℎ] − 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙[𝑊ℎ] = 𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒[𝑊ℎ]

44.746.524 − 1.170.000 = 43.576.524 [𝑊ℎ]

Una vez que hemos realizado los cálculos anteriores obtenemos la siguiente tabla:


SOBRANTE SOBRANTE RESTO DEM

P6 MAX P6 RESTO DEM

P2 COMP P6 COMP P2 SOBRANTE

B.90 m3/mes

B.60 m3/mes

m3/mes m3/h m3/mes m3/mes m3/h h/mes h/mes Wh

30.113 5.360 29.330.217

26.674 5.200 27.307.654

43.576.524

39.160 7.040 37.595.766

108.683 760 143 9.755.020

158.212 760 208 8.869.175

234.471 760 188.480 45.991 760 248 61 8.775.332

285.842 760 376 9.932.433

78.993 760 104 8.950.975

37.448.682

26.625.562

27.526.852

Para finalizar tenemos que calcular el coste del consumo energético y el beneficio de la venta en cada mes. Para el

cálculo de los ingresos por la venta nos apoyamos en los precios pool medios del año 2015 que podemos encontrar

en la página de OMIE:




59

Tabla 16: Precio pool energía 2015.

OMIE - Mercado de electricidad

Mínimo, medio y máximo del precio del mercado diario (EUR/MWh)

Mes Precio medio aritmético

de España Precio medio aritmético

de Portugal Energía total

(GWh) Energía total con bilaterales (GWh)

Ene 51,60 51,82 20.099 26.782

Feb 42,57 42,57 18.192 25.065

Mar 43,13 43,22 18.008 25.215

Abr 45,34 45,49 16.655 22.733

May 45,12 45,18 18.072 23.128

Jun 54,73 54,74 19.133 23.212

Jul 59,55 59,61 21.240 26.645

Ago 55,59 55,59 18.869 24.226

Sep 51,88 51,92 17.575 22.821

Oct 49,90 49,89 18.506 22.959

Nov 51,20 51,46 19.118 23.321

Dic 52,61 52,92 20.157 24.923

Para el caso de venta de energía, simplemente realizaremos el producto del sobrante por el precio pool de la energía

en el mes correspondiente:

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 [€] = 𝑆𝑜𝑏𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒[𝑊ℎ] ∗ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎[€

𝑊ℎ]

Por ejemplo, para el mes de marzo:

1879 € = 43.576.524 ∗43,13

106

Para calcular el coste de la energía que tenemos que comprar debemos que apoyarnos en la Tabla 15, ya que

necesitamos la configuración de bombas y las horas consumidas en cada periodo. Las horas que compraremos

energía de cada periodo serán:

𝐶𝑜𝑚𝑝. 𝑃6 [ℎ

𝑚𝑒𝑠] =

𝑅𝑒𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎[𝑚3/𝑚𝑒𝑠]

(4 ∗ 150 + 2 ∗ 80)[𝑚3/ℎ]




60

Por ejemplo, para el mes de mayo:

143 [ℎ

𝑚𝑒𝑠] =

108.683

760

El gasto en compra de energía quedaría:

𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜𝑠[€] = 𝐶𝑜𝑚𝑝. 𝑃6 [ℎ

𝑚𝑒𝑠] ∗ 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐶𝑜𝑚𝑝 [

€

𝑊ℎ] (4 ∗ 90.000 + 2 ∗ 60.000)[𝑊]

Por ejemplo, para el mes de mayo:

4670 [€] = 143 ∗ 0.000068029 ∗ 480000

Tras realizar estos cálculos obtenemos la siguiente tabla:


PRECIO VENT INGRESOS PRECIO COM PRECIO COM GASTOS

€/Wh € P6 €/Wh P2 €/Wh €

0,0000516 1.513

0,00004257 1.162

0,00004313 1.879

0,00004534 1.705

0,00004512 440 0,000068029 4.670

0,00005473 485 0,000067273 6.722

0,00005955 523 0,000067273 0,00014591 12.247

0,00005559 552 0,000063291 11.426

0,00005188 464 0,000063291 3.158

0,0000499 1.869

0,0000512 1.363

0,00005261 1.448

13.405 38.222




61

2.1.6. PEAJES DE ACCESO A LA RED

En el Real Decreto de Autoconsumo de especifican dos peajes que debemos satisfacer en el caso en el que nuestra

instalación esté conectada a la red. Estos peajes se aplican a la energía autoconsumida y a la potencia contratada.

Peaje de autoconsumo energético: Para calcular este peaje debemos extraer de la Tabla 13 el total de la

energía que utilizamos para regar. Este cálculo no es fácil, ya que no siempre autoconsumitos y es

complejo saber en qué periodo lo estamos haciendo. Por este motivo asumiremos que toda la energía que

nos es útil será autoconsumida, teniendo así una cota superior del gasto.

Sumando de la columna de soporte B.90 y B.60 de la Tabla 13 de cada periodo tarifario obtenemos la

siguiente tabla:

Tabla 18: Peaje por energía autoconsumida.

PEAJE AUTOCONS P1 P2 P3 P4 P5 P6 TOTAL

AUTOCONSUMO W 77.460.000 57.150.000 45.870.000 65.640.000 101.490.000 37.950.000 385.560.000

PEAJE €/Wh 6.1A 0,000012995 0,000012837 0,000008996 0,000010431 0,000011206 0,000007951

GASTO € 1006,5927 733,63455 412,64652 684,69084 1137,29694 301,74045 4.277

El importe del peaje para cada periodo se obtiene de Real Decreto de Autoconsumo. Recordemos que se

nos aplica la tarifa 6.1:

Figura 57: Cargos peaje de autoconsumo según periodo y tarifa.




62

Cargo fijo de potencia: En nuestro caso, al ser una instalación de más de 100 kW, el RD de

Autoconsumo nos exige la siguiente configuración:

Figura 58: Configuración de contadores.

Los cargos fijos se aplican a la siguiente potencia:

𝑃𝑂𝑇𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑓𝑖𝑗𝑜𝑠 = 𝑃𝑂𝑇 𝑑𝑒 𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑜𝑠 𝑓𝑖𝑗𝑜𝑠

− 𝑃𝑂𝑇 𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑟 𝑎 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑎𝑗𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜

Con la configuración anterior, la potencia de aplicación de cargos coincidiría con la potencia a facturar a efectos

de aplicación de peajes de acceso. Por lo tanto, el cargo fijo será nulo.




63

3. BALANCE ECONÓMICO

Llegados a este punto, solo nos queda analizar la viabilidad económica y financiera del proyecto. Para ello

realizaremos la cuenta de resultados de los dos posibles campos solares y nos basaremos en el valor actual neto

(VAN), la tasa interna de rentabilidad (TIR) y el Pay Back (PB) para seleccionar la opción más ventajosa.

Se aplicará una inflación del 3% a los ingresos y a los gastos de explotación durante los 20 años de vida útil de la

instalación.

Estudiaremos dos posibles tipos de financiación para cada tamaño de campo solar.

3.1. INGRESOS DE EXPLOTACIÓN

La estación de bombeo presenta unos ingresos de 134.037,90 € en 2015:

Figura 59: Ingresos de explotación año 2015.

A parte de estos ingresos devenidos de los pagos de los socios de la estación de bombeo tenemos que contar los

ingresos extra que provienen de la venta de energía:

Tabla 19: Ingresos por venta de energía.

CAMPO SOLAR INGRESOS POR VENTA DE ENERGÍA

200 kW 9.971 €

300 kW 13.405 €




64

3.2. GASTOS DE EXPLOTACIÓN

Los gastos en luz de la estación de bombeo hasta ahora son del orden de 116.478,30 € anuales.

Tabla 20: Gasto por compra de energía 2012-2013.

FECHA-0

FECHA-F CONCEPTO SUBCONC. PC1 PC2 PC3 PC4 PC5 PC6

TOTAL UD

NOV-12 NOV-13

POTENCIA

KW CONTRAT.: 320 320 320 320 320 451 KW

COSTE KW: €/KW

COSTE €: 20.793,23 €

ENERGIA

KWH: 76.245 76.277 31.243 48.471 65.629

531.624 829.489 KW

COSTE KWH: 0,087737

€/KWH

COSTE €: 72.776,53 €

ENERGIA REACTIVA

KVARH: 11.229,0

7 11.709,2

2 2.571,6

6 3.777,7

9 7.928,6

4 0,00 37.216,38 KW

COSTE KVARH: 0,042823

€/KWH

COSTE €: 1.593,73 €

D.CONS. (5%) -3.638,83 €

IMPUESTO SOBRE ELECTRIC. 4.679,38 €

ALQUILER DE EQUIPOS 59,02 €

TOTAL BASE: 96.263,06 €

IVA (21%): 20.215,24 €

TOTAL FACTURA: 116.478,3

0 €

Con las instalaciones solares conseguimos reducir drásticamente el gasto en energía eléctrica que constituye el

principal gasto de la estación. Disponemos de dos gastos anuales dependiendo del tipo de campo solar.

Tabla 21: Gastos por compra de energía.

CAMPO SOLAR GASTOS POR COMPRA DE ENERGÍA

200 kW 45.673 €

300 kW 38.222 €

Se puede observar que los campos de 200 y 300 kW consiguen reducir el gasto energético en un 60,7% y un 67,2%

respectivamente. A este ahorro habría que añadirle el ahorro que supone la venta de energía con el que se llegaría a

reducir en un 69,34% y 78,69%.




65

3.3. ESTIMACIÓN DE LA INVERSIÓN

Para el cálculo del capital necesario para realizar el proyecto nos basamos en el número de paneles necesarios que

hemos obtenido en las simulaciones en el apartado 2.1.4. El coste del panel representa el principal gasto de la

instalación:

Tabla 22: Inversión campo solar 200 kWp.

PRESUPUESTO CANTIDAD POTENCIA PRECIO PRECIO TOTAL

UNIDADES ud Wp/ud €/Wp €/ud €

PANELES 625 320 1 - 200000

INVERSOR 2 100000 0,0847 - 16940

SOPORTE 625 - - 11 6875

MANO DE OBRA 26185

CABLEADO 10000

260.000

Tabla 23: Inversión campo solar 300 kWp.

PRESUPUESTO CANTIDAD POTENCIA PRECIO PRECIO TOTAL

UNIDADES ud Wp/ud €/Wp €/ud €

PANELES 937 320 1 - 299840

INVERSOR 3 100000 0,0847 - 25410

SOPORTE 937 - - 11 10307

MANO DE OBRA 26185

CABLEADO 10000

371.742




66

3.4. AMORTIZACIÓN

En la siguiente tabla vemos como se amortizaría nuestra inversión. Esta tabla está extraída de la agencia tributaria.

Como vemos las instalaciones se amortizan en 20 años a un máximo del 10 %.

Figura 60: Tabla de amortizaciones simplificada.

3.5. FINANCIACIÓN

Para el cálculo de la financiación se han obtenido dos posibles tipos de préstamos en una entidad bancaria:

Tabla 24: Tipos de préstamos.

TIPO INTERÉS AMORTIZACIÓN DEL PRÉSTAMO

1 6 % 15 años

2 4.5 % 8 años

Estas condiciones son las más desfavorables que podemos obtener en caso de que se nos conceda, ya que para saber

el tipo de interés que pueden concedernos habría que acceder a datos de liquidez de la empresa de los que no se

dispone actualmente.

Se considera que los prestamos cubren el 100 % de la inversión. Esto no es habitual en la entidad bancaria, lo

habitual es que se cubra un 80 % y el 20 % restante se cubriría externamente añadiendo un 1,5 % aproximado al

interés (suponemos que ese 1,5 % está ya incluido). Las liquidaciones serán idénticas anuales.




67

3.6. CUENTA DE RESULTADOS

Con los datos anteriores podemos construir las tablas con las cuentas de resultados. Distinguiremos 3 tablas en cada

opción, la primera con la cuenta de resultados, la segunda con los datos del préstamo y el pago de intereses y

finalmente otra con los flujos de caja. De esta última se analizará posteriormente la rentabilidad, el valor actual neto

y el retorno de la inversión. También analizamos el coste de la deuda de cada opción (kd), a la hora de elegir interesa

que sea lo menor posible.

Se supone una inflación del 3%. Analizaremos los ingresos devenidos tanto de la venta de energía como de la

actividad natural de la estación y los gastos de compra de energía y pago de peajes.

Se mostrarán las diferentes tablas con todos los datos y posteriormente analizaremos cada opción detalladamente.

Debido al tamaño de las tablas se han dividido en dos.

Campo solar 300 kWp, 4,5% de interes y amortización en 8 años:

Tabla 25: Cuenta de resultados 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años (1).




68

Tabla 26: Financiación 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años.

Tabla 27: Cash Flows 300 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años.

Campo solar 300 kWp, 6% de interes y amortización en 15 años:

Tabla 28: Cuenta de resultados 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.




69

Tabla 29: Financiación 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.

Tabla 30: Cash Flows 300 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.




70


Tabla 31: Cuenta de resultados 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años.

Tabla 32: Financiación 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años.




71

Tabla 33: Cash Flows 200 kWp, 4,5% interés y amortización en 8 años.


Tabla 34: Cuenta de resultados 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.




72

Tabla 35: Financiación 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.

Tabla 36: Cash Flows 200 kWp, 6% interés y amortización en 15 años.




73

3.7. VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RENTABILIDAD Y PAY BACK


Tabla 37: Resultados análisis económico 300 kWp, 4,5% y 8 años.

Proyecto Accionistas

VAN k=18% 78.871,24 € -115.883,24 €

TIR 22% 13%

PAY BACK 4a y 8m


Tabla 38: Resultados análisis económico 300 kWp, 6% y 15 años.


VAN k=18% 107.459,67 € -87.423,44 €

TIR 23% 14%

PAY BACK 4a y 6m


Tabla 39: Resultados análisis económico 200 kWp, 4,5% y 8 años.


VAN k=18% 151.897,70 € -8.833,87 €

TIR 27% 18%

PAY BACK 3a y 9m


Tabla 40: Resultados análisis económico 200 kWp, 6% y 15 años.


VAN k=18% 161.963,33 € 25.660,18 €

TIR 28% 20%

PAY BACK 3a y 8m




74

4. CONCLUSIONES

Durante la elaboración del proyecto se han realizado diferentes cálculos. Comenzando con la estimación de la

demanda hídrica, donde nos hemos apoyado en los datos de consumo eléctrico y las características técnicas de las

bombas instaladas para estimar una demanda de riego. Posteriormente, con la ayuda de la herramienta PVsyst, se

han calculado diferentes configuraciones de campos solares. Una vez que hemos obtenido las simulaciones con

toda la energía que producen hemos pasado a ver cuánta energía nos es realmente útil y cuanta energía tendríamos

que comprar finalmente a lo largo del año, así como el pago de peajes de acceso a la red. Para finalizar hemos

estudiado la viabilidad económica del proyecto, analizando la rentabilidad, el valor actual neto y el retorno de la

inversión.

El resultado del estudio parece bastante prometedor al analizar el punto 3.7. En las cuatro opciones posibles que

hemos estudiado obtenemos una rentabilidad elevada de la inversión y un Pay Back máximo de cuatro años y ocho

meses. Teniendo en cuenta que la vida útil de la instalación es de 20 a 25 años parece muy interesante estudiar a

fondo esta alternativa. Además, al tener un retorno de inversión tan corto, se podría estudiar la posibilidad de la

autofinanciación de la renovación de las instalaciones, con lo que conseguiremos prolongar el ahorro.

A pesar de que la normativa actual parece penalizar la utilización de energías limpias aplicándoles peajes, el actual

panorama político puede traer cambios inminentes que ayuden a aprovechar este recurso inagotable del que

disponemos, de manera envidiable, en nuestro país.

Es nuestra responsabilidad encaminar nuestro modelo de consumo energético hacia un futuro en el que la utilización

de energías limpias pase de ser una opción a ser una obligación. Debemos utilizar la tecnología para mejorar nuestra

calidad de vida sin perjudicar el planeta.




75

5. BIBLIOGRAFÍA

IDAE, Ministerio de Industria, Energía y Turismo (Gobierno de España) http://www.idae.es/

BUREAU VERITAS FORMACIÓN, MÉNDEZ MUÑIZ, J. y CUERVO GARCÍA, R. Energía Solar

Fotovoltaica. 4º Ed. FC. Editorial

http://es.krannich-solar.com/

http://solartradex.com/

http://ingemecanica.com/

http://www.miliarium.com/

http://comparadorluz.com/

http://www.bombascaprari.es/

http://www.omie.es/

http://www.cambioenergetico.com/


http://es.enfsolar.com/

http://www.agenciatributaria.es/

http://www.energias-renovables.com/

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