Memoria
“PROYECTO DE
EFICIENCIA
ENERGÉTICA Y ENERGÍAS RENOVABLES
DE LA COOPERATIVA
AGRÍCOLA NTRA SRA DE
LOS PUEYOS”
TFG presentado para optar al título de GRADO en
INGENIERÍA de la ENERGÍA
por David Alejos Lop
Barcelona, 11 de Octubre de 2016
Directora: Noelia Olmedo Torre
Departament d'Expressió Gràfica a l'Enginyeria (EGE) Universitat Politècnica de Catalunya (UPC)
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ÍNDICE MEMORIA
Índice memoria .......................................................................................... 1
Capítulo 1: Objeto ................................................................................ 5
Capítulo 2: Justificación y alcance ........................................................ 6
Capítulo 3: Normas y reglamentos ........................................................ 7
Capítulo 4: Emplazamiento y características ...................................... 11
Capítulo 5: Descripción de la actividad ............................................... 14
5.1. Caseta de control ........................................................................ 15
5.2. Porche 1 .................................................................................... 15
5.3. Porche 2 .................................................................................... 16
5.4. Porche 3 .................................................................................... 16
5.5. Nave 1 ...................................................................................... 17
5.6. Nave 2 ...................................................................................... 18
5.6.1. Nave 2, Parte A ..................................................................... 18
5.6.2. Nave 2, Parte B ..................................................................... 19
5.7. Nave 3 ...................................................................................... 20
5.8. Nave 4 ...................................................................................... 21
5.9. Nave 5 o Nave Piensos ................................................................ 22
5.10. Nave 6 .................................................................................... 23
5.11. Nave 7 .................................................................................... 24
5.11.1. Nave 7, Parte A .................................................................. 24
5.11.2. Nave 7, Parte B .................................................................. 25
5.12. Nave 8 .................................................................................... 25
5.13. Silos ....................................................................................... 26
5.14. Centro de Gestión .................................................................... 26
5.15. Tabla resumen ......................................................................... 27
Capítulo 6: Análisis de la factura eléctrica .......................................... 28
6.1. Término de potencia .................................................................... 29
6.2. Término variable de energía activa ................................................ 32
6.3. Término variable de energía reactiva ............................................. 35
6.4. Factura Total .............................................................................. 36
Capítulo 7: Descripción y consumos de los circuitos eléctricos ........... 38
David Alejos Lop
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7.1. Canal 1 - Circuito Seleccionadora .................................................. 39
7.2. Canal 2 - Circuito Secadero .......................................................... 41
7.3. Canal 3 - Circuito Fábrica de Piensos ............................................. 43
7.4. Canal 4 - Circuito Silos y Nave maíz nueva ..................................... 45
7.5. Canal 5 - Circuito Oficinas, Tienda, Almacenes y Báscula ................. 47
7.6. Canal 6 - Circuito Olivarera .......................................................... 49
7.7. Consumo total ............................................................................ 50
Capítulo 8: Análisis de datos .............................................................. 53
8.1. Potencia .................................................................................... 53
8.2. Energía activa ............................................................................ 54
8.3. Energía reactiva .......................................................................... 55
Capítulo 9: Planes de actuación .......................................................... 56
9.1. Contratar con "Som Energia" ........................................................ 56
9.2. Optimización de la potencia contratada .......................................... 58
9.3. Implantar una instalación solar fotovoltaica para autoconsumo ......... 60
9.4. Compensación de reactiva ........................................................... 62
Capítulo 10: Instalación solar fotovoltaica ......................................... 65
10.1. Sistemas de captación y conversión ........................................... 65
10.1.1. Características del módulo fotovoltaico .................................. 65
10.1.2. Estructura de soporte .......................................................... 67
10.1.3. Características del inversor .................................................. 67
10.1.4. Dimensionado del sistema de captación ................................. 69
10.1.5. Distribución del sistema de captación .................................... 72
10.2. Sistema de distribución ............................................................. 73
10.2.1. Elementos en el sistema de distribución ................................ 73
10.2.2. Dimensionado del sistema de distribución .............................. 76
10.3. Sistemas de protección y medida ............................................... 82
10.3.1. Selección de sistemas de protección ..................................... 82
10.3.2. Selección de las protecciones ............................................... 84
10.3.3. Sistema de medida y monitorización ..................................... 85
10.3.4. Puesta a tierra ................................................................... 87
10.4. Producción energética ............................................................... 88
10.4.1. Comparativa energía consumida diurna/producida .................. 90
10.4.2. Comparativa energía consumida total/producida .................... 93
Capítulo 11: Estudio de viabilidad de implantación ............................. 95
11.1. Contexto jurídico ...................................................................... 95
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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11.1.1. Marco europeo ................................................................... 95
11.1.2. Marco estatal ..................................................................... 96
11.1.3. Marco autonómico .............................................................. 97
11.2. Procedimiento de tramitación administrativo ............................... 98
11.2.1. Empresa distribuidora ......................................................... 98
11.2.2. Ayuntamiento de Alcañiz ................................................... 100
11.2.3. Servicio Provincial de Industria, Comercio y Turismo de Teruel
102
11.2.4. Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de
Industria, Energía y Turismo ............................................................. 103
11.2.5. Diagrama resumen de todas las tramitaciones ..................... 104
Capítulo 12: Conclusiones................................................................. 106
Capítulo 13: Bibliografía ................................................................... 108
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CAPÍTULO 1:
OBJETO
El següent projecte té per objecte el disseny d'un pla d'actuació per a la reducció
de la factura elèctrica de la Cooperativa del Campo Nuestra Señora de los Pueyos
d'Alcañiz i, d'aquesta manera, millorar l'eficiència energètica del complex.
Per aconseguir aquest objectiu es realitzarà l'anàlisi del consum elèctric, el
disseny posterior de plans d'actuació i l'estudi econòmic per conèixer la
rendibilitat del projecte.
El siguiente proyecto tiene por objeto el diseño de un plan de actuación para la
reducción de la factura eléctrica de la Cooperativa del Campo Nuestra Señora de
los Pueyos de Alcañiz y, de esta manera, mejorar la eficiencia energética del
complejo.
Para conseguir este objetivo se realizará el análisis del consumo eléctrico, el
diseño posterior de planes de actuación y el estudio económico para conocer la
rentabilidad del proyecto.
The following project aims to design an action plan for reducing the electricity bill
of Cooperativa del Campo Nuestra Señora de los Pueyos of Alcañiz and so
improve the energy efficiency of the complex.
To achieve this objective the analysis of electricity consumption, the subsequent
design of action plans and economic study will be performed to determine the
profitability of the project.
David Alejos Lop
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CAPÍTULO 2:
JUSTIFICACIÓN Y
ALCANCE
El proyecto se realiza con motivo del gran consumo de energía eléctrica de todo
el complejo industrial que provoca una elevada factura de la empresa
distribuidora de electricidad.
Para reducir esta factura y mejorar la eficiencia energética de la cooperativa se
diseñará un plan de actuación que conllevará: una reducción de la potencia
contratada, el diseño de una instalación fotovoltaica para autoconsumo y la
instalación de baterías de condensadores para mejorar el factor de energía
reactiva.
Las instalaciones fotovoltaicas de autoconsumo constituyen una fuente
inagotable de energía, contribuye al autoabastecimiento energético nacional y
evita las emisiones de CO2 asociadas a la producción de energía eléctrica
mediante combustibles fósiles.
Este tipo de instalaciones no producen ningún tipo de emisiones ni vertidos al
medio ambiente, por lo que su incidencia sobre las características físico-químicas
del suelo o su erosión es nula. No producen alteración de los acuíferos o de las
aguas superficiales y son completamente silenciosas, evitando contaminación
acústica. Además, no emiten ningún tipo de radiación electromagnética que
pueda producir efectos nocivos a los organismos vivos. Por tanto, podemos
deducir que son completamente limpias.
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CAPÍTULO 3:
NORMAS Y
REGLAMENTOS
El conjunto de normas, reglamentos y legislación consultadas en el proyecto se
han dividido en dos grupos: las aplicables a la parte técnica, referentes al
dimensionado, y las aplicables a la parte administrativa, referentes a la
tramitación y legalización.
Parte técnica
Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red del
IDAE.
Documento Básico del Código Técnico de Edificación de Ahorro de Energía
(CTE DB HE)
Condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones de distribución de
Fecsa Endesa - Norma Técnica Particular - Instalaciones fotovoltaicas
interconectadas a la red de distribución de baja tensión (NTP-FVBT)
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión actualizado según el Real
Decreto 560/2010.
ITC-BT 02 Normas de referencia en el REBT.
ITC-BT 03 Empresa Instaladora e Instalador en Baja Tensión.
ITC-BT 04 Documentación y puesta en servicio de las instalaciones.
ITC-BT 05 Verificaciones e inspecciones.
David Alejos Lop
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ITC-BT 06 Redes aéreas para distribución en Baja Tensión.
ITC-BT 07 Redes subterráneas para distribución en Baja Tensión.
ITC-BT 18 Puestas a tierra.
ITC-BT 19 Prescripciones generales.
ITC-BT 20 Sistemas de instalación.
ITC-BT 21 Tubos y canales protectoras.
ITC-BT 22 Protección contra sobreintensidades.
ITC-BT 23 Protección contra sobretensiones.
ITC-BT 24 Protección contra los contactos directos e indirectos.
ITC-BT 40 Instalaciones generadoras de baja tensión.
Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen
tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía
eléctrica.
Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la
conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de
pequeña potencia.
Real Decreto 3275/1982. Reglamento Centrales eléctricas y Centros de
Transformación.
Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el
Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Real Decreto 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.
UNE-EN 61215:2006 - Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para
uso terrestre. Cualificación del diseño y homologación.
UNE-EN 61000:2006 - Compatibilidad electromagnética (CEM).
IEC 60529:1989/A2:2013 - Grados de protección proporcionados por las
envolventes (Código IP).
UNE 21030:2003 - Conductores aislados, cableados en haz, de tensión
asignada 0,6/1 kV, para líneas de distribución, acometidas y usos
análogos.
UNE 21223:2004 - Cables eléctricos de utilización industrial de tensión
asignada 0,6/1 kV.
UNE-EN 60332:2009 - Métodos de ensayo para cables eléctricos y cables
de fibra óptica sometidos a condiciones de fuego.
UNE-EN 50086:1997 - Sistemas de tubos para la conducción de cables.
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UNE-HD 60364 - Instalaciones eléctricas de baja tensión.
UNE 20460-7-712:2006 - Instalaciones eléctricas en edificios. Parte 7-
712: Reglas para las instalaciones y emplazamientos especiales. Sistemas
de alimentación solar fotovoltaica (FV).
UNE-EN 61439:2011 - Conjuntos de aparamenta de baja tensión.
UNE-EN 50086:1995 - Sistemas de tubos para la conducción de cables.
UNE-EN 50102/A1:2002 - Grados de protección proporcionados por las
envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos
externos.
UNE-EN 62053:2003 - Equipos de medida de la energía eléctrica.
UNE 202006:2010 - Electrodos de puesta a tierra para instalaciones de
baja tensión. Picas cilíndricas acoplables de acero-cobre y sus accesorios.
Parte Administrativa
Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización y suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen
medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sistema
eléctrico.
Real Decreto 1544/2011, de 31 de octubre, por el que se establecen los
peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben
satisfacer los productores de energía eléctrica.
Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la
conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de
pequeña potencia.
Ley 15/2012, de 27 de diciembre, por el que se establecen medidas
fiscales para la sostenibilidad energética.
Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico.
Real decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables,
cogeneración y residuos.
Real Decreto 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.
Orden de 25 de junio de 2004, del Departamento de Industria, Comercio y
Turismo de Aragón, sobre procedimiento administrativo aplicable a las
instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica.
David Alejos Lop
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Orden de 7 de noviembre de 2005, del Departamento de Industria,
Comercio y Turismo de Aragón, por la que se establecen normas
complementarias para la tramitación y la conexión de determinadas
instalaciones generadoras de energía eléctrica en régimen especial y
agrupaciones de las mismas en redes de distribución.
Orden de 7 de noviembre de 2006, del Departamento de Industria,
Comercio y Turismo de Aragón, por la que se establecen normas
complementarias para la tramitación del otorgamiento y la autorización
administrativa de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas
a la red eléctrica.
Orden de 5 de febrero de 2008, del Departamento de Industria, Comercio
y Turismo de Aragón, por la que se establece normas complementarias
para la tramitación de expedientes de instalaciones de energía solar
fotovoltaica conectadas a la red eléctrica.
Orden de 1 de abril de 2009, del Departamento de Industria, Comercio y
Turismo de Aragón, por la que se modifican diversas ordenes del
Departamento de Industria, Comercio y Turismo relativas a las
instalaciones de energía solar fotovoltaica.
Ley 11/2014 de Prevención y Protección Ambiental de Aragón
Ley Urbanística de Aragón 5/1999 (LUA).
Ordenanza municipal 7 de protección ambiental y licencias de actividad del
Ayuntamiento de Alcañiz.
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CAPÍTULO 4:
EMPLAZAMIENTO Y
CARACTERÍSTICAS
La cooperativa agrícola se encuentra en el término municipal de Alcañiz,
provincia de Teruel (Aragón, España). Es el segundo municipio más poblado de la
provincia, con aproximadamente 16.500 habitantes, y capital de la Comarca del
Bajo Aragón, con un gran interés turístico y cultural.
La población está situada a 381 metros por encima del nivel del mar y se
encuentra en un lugar bien comunicado con las capitales de provincia: a 148 km
de Teruel, a 102 km de Zaragoza, a 119 km de Lérida, a 236 km de Valencia, a
444 km de Madrid y a 240 km de Barcelona. Tiene una superficie de 472,12 km2
y sus coordenadas geográficas son:
DMS (grados, minutos, segundos): 41º 03' 01" N, 0º 07' 59" O.
Decimales (Latitud, Longitud): 41.050254, 0.1329565.
Dentro del municipio, la Cooperativa del Campo Nuestra Señora de los Pueyos se
encuentra aproximadamente a 1 km del centro de la población.
David Alejos Lop
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Figura 1. Situación de la Cooperativa dentro de Alcañiz.
Localización: Carretera Escatrón 5, 44600 Alcañiz (Teruel).
Superficie suelo: 21.104 m2.
Figura 2. Catastro I.
Referencia catastral: 000400100YL34C0001UB
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Figura 3. Catastro II.
Figura 4. Imagen aérea de la Cooperativa.
En los Planos 1, 2 y 3 se puede encontrar información del emplazamiento e
información cartográfica de la parcela.
David Alejos Lop
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CAPÍTULO 5:
DESCRIPCIÓN DE LA
ACTIVIDAD
El complejo agrícola consta de 20.940 m2. Dentro de esta superficie se
encuentran: 8 naves, 1 edificio, 3 porches y 1 caseta de control.
Figura 5. Imagen de la Cooperativa completa.
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5.1. Caseta de control
Es un pequeño edificio situado colindante con el límite noreste de la parcela, con
una dimensiones de 5 m x 4 m x 4 m y 20 m2 de superficie. A su otro costado
está situada la báscula, la cual mide el peso de toda la materia que entra y sale
del complejo.
La función de esta garita es controlar toda la mercancía que se adquiere o se
sustrae de la cooperativa.
Figura 6. Imagen de la Caseta de Control.
5.2. Porche 1
Es un gran cobertizo abierto por los laterales de 1.102,50 m2 de superficie. Su
función es acumular el maíz recogido en la época de cosecha para protegerlo de
las precipitaciones antes de su tratamiento de secado en la Nave 2.
Figura 7. Imagen del Porche 1.
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5.3. Porche 2
Es similar al Porche 1, compuesto por una superficie de 1.105,50 m2, pero
solamente abierto por el lateral noreste. Este cobertizo se utiliza para el refugio
de herramientas y maquinaria, como unidades de siembra o de abono, utilizadas
por los socios de la cooperativa para trabajar sus propias tierras.
Figura 8. Imagen del Porche 2.
5.4. Porche 3
Colindante a la Nave 6 y la Nave 7, y abierto por los otros dos laterales, es el
cobertizo más pequeño del complejo, formado por 210 m2. En él se sitúa la
mayor parte de la maquinaria necesaria para el tratamiento de la oliva, llamada
Olivarera.
A continuación se procede a describir el proceso de limpieza y selección que
siguen las aceitunas para convertirse en producto alimenticio y ser almacenado
para su curación final o convertirse en material transportado a otro
establecimiento para fabricar aceite.
Las materias primas se descargan en la tolva de recepción desde donde
mediante una cinta transportadora (1) llegan a la limpia aventadora (2) para
extracción de hojas y ramas.
Seguidamente pasan por un canal extractor de piedras con tornillo sinfín (3) por
suspensión en medio acuoso y siguen por un canal sacudidor (4) por transporte
vibrante. El agua se eleva a través de una electrobomba centrífuga (5).
Una vez se ha extraído la suciedad (hojas, ramas, piedras, tierra, etc), las
aceitunas se depositan en una tolva de espera en la cual se dividen a través de
una báscula electrónica (B).
Las que no son idóneas para el consumo se envían a través de una cinta
transportadora (9) a la tolva de aceitunas para aderezo, para su posterior carga
en camiones o remolques y son trasladadas a la fábrica de aceites.
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Las olivas aptas para el consumo se trasladan a través de una cinta
transportadora (6) a la tolva de aceitunas para molturación, desde la cual son
enviadas a la seleccionadora (8) con otra cinta (7).
Finalmente se almacenan en la parte B de la Nave 7, separadas por tamaños, en
medio acuoso, que se refrigera a través de una bomba.
Figura 9. Imagen del Porche 2.
5.5. Nave 1
Se utiliza para el almacenamiento de maíz a granel después de ser tratado. Tiene
unas dimensiones de 20 m x 48 m 8 m y 960 m2 de superficie, capaz de albergar
3.000 toneladas de grano. Cabe destacar que habrá épocas del año en las cuales
se encuentre vacía. En el mundo de la agricultura no siempre hay productos para
tratar o almacenar, todo depende de las temporadas de siembra y cosecha.
Figura 10. Imagen de la Nave 1.
David Alejos Lop
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5.6. Nave 2
Recinto situado entre la Nave 1 y la Nave 3, con un total de 672 m2 de
superficie. Se encuentra dividido en 2 partes no comunicadas: parte A y parte B.
5.6.1. Nave 2, Parte A
Es la división más pequeña de la nave con unas dimensiones de 14 m x 14,5 m x
8 m y una superficie de 203 m2. En ella se sitúa el proceso industrial de
tratamiento de maíz, que consiste en el secado del grano. Por ello se le llama
Secadero.
Figura 11. Imagen de la parte A de la Nave 2.
A continuación se procede a describir el proceso del secado de maíz, para su
posterior distribución en las Naves 1 y 8 a través de cintas transportadoras.
Las materias primas se descargan en la tolva de recepción desde donde
mediante un elevador (1) se transportan hasta la altura de la caja de pre-
limpieza (2) donde son aspiradas por un ventilador (3).
Una vez se ha limpiado previamente, el maíz se envía con otro elevador (4) al
Secadero, que está compuesto por 2 ventiladores axifanes (5) y (6), y un
extractor (7) para sustraer el maíz de la cámara de secado hacia una tolva.
Finalmente, desde esta última tolva se eleva (8) y se distribuye a través de dos
cintas transportadoras (9 y 10) en las Naves 1 y 8.
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Figura 12. Imagen del Secadero.
5.6.2. Nave 2, Parte B
Esta parte es la división más grande con unas dimensiones de 14 m x 33,5 m x 8
m y 469 m2 de superficie. Alberga el proceso industrial de tratamiento de
cebada, que consiste en la selección de las semillas más óptimas para su
posterior venta o utilización en la fábrica de piensos. Por ello se le llama
Seleccionadora.
Figura 13. Imagen de la parte B de la Nave 2.
A continuación se procede a describir el proceso de seleccionado de semillas, que
consiste en separar las semillas redondas de las largas y los cuerpos largos de
los granos buenos, para su posterior almacenamiento en sacos en la Nave 3.
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Las materias primas se descargan en la tolva de recepción desde donde
mediante un elevador (1) se transportan hasta el desbarbador (2), maquinaria
que retira la materia volátil como hojas y paja, y la limpia (3) encargada de
separar la materia más pesada como piedras y la tierra compactada.
Seguidamente se eleva (4) a la batería de triarvejones (5), que separa los
granos partidos o demasiado largos, y se vuelve a elevar (6) a la mesa
densimétrica (7) que divide los granos por densidad. Los granos retirados en
esta mesa son devueltos al elevador de alimentación a través de una cinta
transportadora (15).
Una vez transcurridas estas separaciones, el grano adecuado desciende hasta la
tratadora de semillas (9), alimentada por una bomba (11), y después se eleva
(12) a los depósitos de producto acabado.
Finalmente, a través de una cinta transportadora (13) se envía la materia
terminada a la ensacadora (14).
Para la eliminación de las impurezas hay 2 circuitos, uno para la materia volátil y
otro para la materia no volátil. La materia volátil es eliminada a través de un
sistema de ventilación forzada, compuesto por un ventilador en la mesa
densimétrica (8) y otro en la tratadora de semillas (10), además del ventilador
general (18) que se encuentra al final del conducto de ventilación que comunica
toda la maquinaria. La materia no volátil retirada por la limpia y la batería de
triarvejones es recogida por una cinta transportadora (16) que la traslada hasta
un elevador (17) y que este finalmente la envía a la tolva de impurezas situada
en el exterior de la nave.
Figura 14. Imagen de la Seleccionadora.
5.7. Nave 3
Recinto utilizado para almacenar la cebada después de su tratamiento, es decir,
cebada seleccionada y repartida en sacos. Es simétrica a la Nave 1 al otro lado
de la Nave 2. Tiene unas dimensiones de 20 m x 48 m x 8 m de alto y una
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superficie de 960 m2, capaz de albergar 3.000 toneladas de grano. Se diferencia
de la Nave 1 en que no posee puerta trasera.
Figura 15. Imagen de la Nave 3.
5.8. Nave 4
Este recinto de 20 m x 35 m x 8 m y 700 m2 de superficie, no colinda con ningún
otro y también tiene la función de almacén. Pero en este caso no de productos
extraídos del campo como en la Nave 1 y en la Nave 3, sino que alberga
fertilizantes y abonos químicos importados por la cooperativa para el tratamiento
de las tierras de los socios.
Figura 16. Imagen de la Nave 4.
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5.9. Nave 5 o Nave Piensos
Es la nave de menor superficie de la parcela con unas dimensiones de 15 m x 35
m x 8 m y 560 m2, pero es la que mayor potencia eléctrica requiere. En ella se
encuentra la fábrica de piensos, por ello se le llama Nave Piensos. Además hay 2
oficinas, un vestuario y un cuarto de baño con duchas para el uso de los
empleados del complejo.
Figura 17. Imagen de la Nave 5 o Nave Piensos.
A continuación se procede a describir el proceso que siguen las materias primas
en la fábrica, para convertirse después de los distintos tratamientos en pienso
compuesto equilibrados, bien en harinas o en granulados, y para su expedición a
granel o bien ensacado.
Las materias primas se descargan en la tolva de recepción (1) desde donde
mediante el elevador (2) y el distribuidor (3) se llenan los silos correspondientes
de alfalfa, maíz, sorgo o cereal y los silos pequeños de soja.
Desde los silos y mediante sistemas de transporte tornillos sinfín, (4, 5, 6, 7, 8 y
9), las materias primas llegan a la báscula dosificadora (12) donde se toma de
ellos la cantidad requerida en función de las distintas mezclas a realizar.
A esta báscula dosificadora también llegan los carbonatos y fosfatos, de los silos
situados en el interior de la nave, a través de sus respectivos tornillos sinfín (10
y 11).
Desde la báscula dosificadora y mediante cinta transportadora (13) estas
materias primas pasan a la tolva de espera a molido, donde se encuentra un
vibrador (15), mediante el elevador correspondiente (14). Una vez molido el
producto en el molino (16) pasa a la tolva de molidos (18), y desde aquí
mediante un elevador (19) se vierte en la tolva de espera a mezcladora, donde
se añaden también las grasas (20).
Después del mezclado sufrido en la mezcladora (21) el producto pasa a la tolva
de mezclado (22) y desde aquí puede seguir dos caminos:
a) Producto acabado en granulos.
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b) Producto acabado en harinas.
Si se prevé el producto acabado en granulos el elevador-distribuidor (23) lo pasa
a la tolva de alimento de la granuladora (24), y de aquí a la prensa granuladora
(25) y posteriormente al ciclón granulador (26).
Se prevé un circuito de recogida de harinas en la granuladora y reciclaje de las
mismas a través de un elevador (27).
Teniendo el producto granulado en el distribuidor (28), mediante una cinta (29),
pasa a los silos de producto acabado, elevados para carga directa a vehículo.
Desde el distribuidor (28) el granulado puede también conducirse a una tolva
para proceder al ensacado del mismo en la ensacadora (31).
En el caso de piensos presentados en harina, desde el distribuidor (23) pasan
mediante el transportador (30) a los silos, piensos terminados para su carga a
granel desde los silos elevados o bien de manera similar a la anterior pasan al
silo de ensacado.
Figura 18. Imagen de la Fábrica de Pienso.
5.10. Nave 6
Es de los recintos con mayor superficie del complejo con unas dimensiones de 25
m x 80 m x 8 m de altura y 2.000 m2, con una capacidad de 6.000 toneladas de
grano. Su actividad es el almacenamiento de cebada sin tratar, antes de pasar
por la Seleccionadora.
David Alejos Lop
- 24 -
Figura 19. Imagen de la Nave 6.
5.11. Nave 7
Edificio adosado a la Nave 6, con un total de 1.140 m2. Está dividido en 2 partes
con actividades diferenciadas: parte A y parte B.
5.11.1. Nave 7, Parte A
Es la parte delantera del edificio y tiene unas dimensiones de 20 m x 32 m x 8 m
y una superficie de 640 m2. En la planta baja de la misma se encuentra una
tienda, abierta a todo el público, en la cual los socios de la cooperativa obtienen
importantes descuentos. Posee una planta superior que se utiliza como almacén,
en cual se aprovisiona y se vacía con un montacargas situado en uno de los
locales de la parte trasera de la tienda. Al costado del local del montacargas hay
una zona de vestuarios y cuartos de baño para los trabajadores que comunica
con la otra parte de la nave.
Figura 20. Imagen de la parte A de la Nave 7, Tienda.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 25 -
5.11.2. Nave 7, Parte B
Es la parte trasera del edificio y tiene unas dimensiones de 20 m x 25 m x 8 m y
una superficie de 500 m2. En ella se localiza una fracción de la maquinaria de
tratamiento de la oliva, y toda la superficie restante se utiliza para el
almacenamiento de este producto, con una capacidad para 195 toneladas. Por
ello se le llama Almacén de la Olivarera.
Figura 21. Imagen de la parte B de la Nave 7, Almacén Olivarera.
5.12. Nave 8
Es la nave de reciente construcción y de las más grandes del complejo, con unas
dimensiones de 25 m x 80 m x 8 m y 2.000 m2 de superficie, y una capacidad
para albergar 6.000 toneladas de grano. Su actividad es el almacenamiento de
grano de maíz después de ser tratado en el Secadero.
Figura 22. Imagen de la Nave 8.
David Alejos Lop
- 26 -
5.13. Silos
Hay 3 grandes silos para almacenar trigo y avena con una capacidad de media
tonelada cada uno, los cuales se llenan y se vacían a través de motores de gran
potencia.
Figura 23. Imagen de los Silos.
5.14. Centro de Gestión
En este edificio se sitúan las oficinas de la cooperativa y el archivo, y su función
es gestionar todo lo que se produce y se almacena en el complejo industrial. Está
compuesto por 3 niveles, 2 con una superficie de 282,67 m2 y el piso intermedio
de 67,28 m2. Esto se debe a que en la planta baja hay 4 locales que ocupan 2
alturas.
Figura 24. Imagen del Centro de Gestión.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 27 -
5.15. Tabla resumen
Tabla 1. Superficies y actividad de los establecimientos.
Superficie
(m2)
Actividad
Caseta de Control 20 Control de la materia
Porche 1 1.102,5 Refugio de maquinaria
Porche 2 1.105,5 Refugio de maquinaria
Porche 3 210 Tratamiento de la oliva
Nave 1 960 Almacén de maíz seco
Nave 2, Parte A 203 Secadero de maíz
Nave 2, Parte B 469 Seleccionadora de cebada
Nave 3 960 Almacén de cebada seleccionada
Nave 4 700 Almacén de fertilizantes
Nave 5 560 Fábrica de pienso
Nave 6 2.000 Almacén de cebada
Nave 7, Parte A 640 Tienda
Nave 7, Parte B 500 Tratamiento y almacén de oliva
Nave 8 2.000 Almacén de maíz seco
Silos - Almacén de trigo y avena
Centro de Gestión 282,67 Gestión, administración y archivo
TOTAL 11.712,67
David Alejos Lop
- 28 -
CAPÍTULO 6:
ANÁLISIS DE LA
FACTURA ELÉCTRICA
El consumo de electricidad está compuesto por energía activa y reactiva. La
energía activa es la que realmente se aprovecha por los diferentes equipos. En
cambio, la energía reactiva es aquella que utilizan ciertos receptores para la
creación de campos eléctricos y magnéticos. Esta energía no se convierte en
trabajo útil pero aumenta la energía total a transportar y distribuir por las
compañías suministradoras. Por esta razón, a partir de ciertos valores,
representa un coste en la factura eléctrica.
Para este proyecto se ha recogido información sobre el consumo de energía
activa y reactiva total de la cooperativa agrícola a través de la factura eléctrica
de los últimos 12 meses, y también sobre el consumo de cada uno de los
circuitos que componen el complejo a través de unos analizadores de red
previamente instalados que se expondrán en el siguiente capítulo.
Además del consumo de energía, también se va a estudiar la potencia máxima
utilizada por el complejo y se intentará optimizar al máximo para producir un
ahorro de energía.
Para empezar con el análisis se procede a desmenuzar en todos sus términos la
facturación eléctrica de los últimos 12 meses como punto de partida, a través del
Real Decreto 1164/2001. Esta información será muy útil para conocer
principalmente el perfil de consumo diario (punta, llano y valle).
La cooperativa tiene una tarifa contratada de discriminación horaria con
modalidad de 3 períodos tipo 3.1A en alta tensión con ENDESA y la duración de
cada período es la siguiente:
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 29 -
Tabla 2. Duración de cada período.
Período horario Duración
(horas/día)
Punta (P1) 4
Llano (P2) 12
Valle (P3) 8
Como Aragón pertenece a la zona 1, las horas de cada período corresponden con
las siguientes:
Tabla 3. Horas de cada período.
Período horario Invierno Verano
Punta (P1) 18-22 9-13
Llano (P2) 8-18 y 22-24 8-9 y 13-24
Valle (P3) 0-8 0-8
El cambio de invierno a verano y de verano a invierno se produce con el cambio
de hora estatal, que se realizó el 30 de octubre de 2015 y el 27 de marzo de
2016 durante el año de estudio.
También se determina que las potencias contratadas en los diferentes períodos
serán tales que la potencia contratada en un período tarifario (Pn+1) sea
siembre mayor o igual que la potencia contratada en el período tarifario anterior
(Pn). Por tanto, como la inmensa mayoría tiene actividad normal en horas punta,
casi todos contratan la misma potencia para los 3 períodos. El caso de estudio no
es una excepción porque realiza su actividad de trabajo durante el día, y tiene
una potencia contratada de 250 kW para cada período.
La factura eléctrica se divide en 3 términos: término de potencia, término
variable de energía activa y término variable de energía reactiva. A estos 3
valores se les aplica el impuesto sobre la electricidad del 5,11269632% y,
posteriormente un 21% de IVA.
6.1. Término de potencia
Es el precio que se paga por la potencia eléctrica contratada para la instalación.
No depende del consumo, es un coste fijo. En este tipo de tarifas no es un coste
fijo explícitamente como en la facturación de la tarifa de una vivienda, sino que
depende del porcentaje de potencia máxima cuarto horaria demandada respecto
a la contratada.
a) Si la potencia máxima demandada, registrada en el período de facturación,
estuviere dentro del 85% al 105% respecto a la contratada, dicha potencia registrada será la potencia a facturar (Pfi).
b) Si la potencia máxima demandada, registrada en el período de facturación, fuere superior al 105% de la potencia contratada, la potencia a facturar en
David Alejos Lop
- 30 -
el período considerado (Pfi) será igual al valor registrado más el doble de la diferencia entre el valor registrado y el valor correspondiente al 105% de
la potencia contratada.
c) Si la potencia máxima demandada en el período a facturar fuere inferior al
85% de la potencia contratada, la potencia a facturar (Pfi) será igual al 85% de la citada potencia contratada.
1
i n
pi fi
i
FP t P
(1)
Donde:
Pfi: Potencia a facturar en el período tarifario i, expresada en kW.
tpi: Precio anual del término de potencia del período tarifario i.
Al ser una factura mensual, se divide para 12 el resultado de aplicar la fórmula
anterior para calcular la facturación de potencia.
Por tanto, se puede deducir que en instalaciones con este tipo de tarifas no existen interruptores de control de potencia, sino que se instalan equipos de
medida que registran la potencia cuarto horaria máxima demandada en cada período tarifario, punta, llano o valle del período de facturación.
A continuación se puede observar una tabla y un gráfico con las potencias cuarto
horarias máximas demandadas, las potencias facturadas del último año y el
importe que supone este término, extraídos a partir de las facturas de
electricidad de la cooperativa. En los valores que suponen el importe de este
término ya se ha aplicado el impuesto sobre la electricidad y el IVA.
Tabla 4. Precio anual del término de potencia para cada período
tarifario i.
Punta
(€/kW·año)
Llano
(€/kW·año)
Valle
(€/kW·año)
tp 59,475288 36,676813 8,410411
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 31 -
Tabla 5. Potencias máximas medidas, potencias facturadas e importe
total.
Período
facturación
Potencia máxima
medida
(kW)
Potencia facturada
(kW)
Importe
(€)
P1 P2 P3 P1 P2 P3 P1 P2 P3 TOTAL
Agosto-15 248 184 168 248 212,5 212,5 1563,32 826,06 189,42 2578,80
Septiembre-15 220 216 172 220 216 212,5 1386,82 839,66 189,42 2415,90
Octubre-15 236 272 180 236 291 212,5 1487,67 1131,21 189,42 2808,31
Noviembre-15 232 268 180 232 279 212,5 1462,46 1084,56 189,42 2736,45
Diciembre-15 248 308 180 248 399 212,5 1563,32 1551,04 189,42 3303,79
Enero-16 148 188 96 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Febrero-16 112 180 148 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Marzo-16 172 160 156 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Abril-16 188 128 156 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Mayo-16 116 172 104 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Junio-16 192 184 112 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
Julio-16 180 200 108 212,5 212,5 212,5 1339,54 826,06 189,42 2355,02
TOTAL 30.328,37 €
Como se puede observar en la tabla anterior, la potencia facturada se calcula a
partir de lo explicado anteriormente. Por ejemplo, en el mes de octubre:
P1: P. Máx = 236 kW, es mayor que 0,85 x P. Contratada = 212,5 kW y es
menor que 1,05 x P. Contratada = 262,5 kW. Por tanto la potencia a
facturar será 236 kW.
P2: P. Máx = 272 kW, es mayor que 1,05 x P. Contratada = 262,5 kW. Por
tanto la potencia a facturar será 272 kW + (272 kW - 262,5 kW) x 2 =
291 kW.
P3: P. Máx = 180 kW, es menor que 0,85 x P. Contratada = 212,5 kW. Por
tanto la potencia a facturar será 212,5 kW.
Después de esta breve explicación de cómo calcular la potencia a facturar se va a
presentar una gráfica anual y por períodos tarifarias en la cual se va a poder
observar claramente los meses en los cuales hay mayor demanda de potencia.
David Alejos Lop
- 32 -
Figura 25. Demanda máxima de potencia mensual y por período
tarifario.
Como se puede observar, los meses de octubre, noviembre y diciembre son los
de mayor demanda. Este hecho se explicará más detallado en el siguiente
capítulo en el cuál se presentarán los consumos de cada circuito eléctrico.
6.2. Término variable de energía activa
Término que se paga debido a la energía consumida por la instalación. Este varía
dependiendo del consumo, cuanto mayor es el consumo mayor es el término. Se
calcula de la misma manera para todo tipo de facturas.
Es el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida y medida por
contador en cada período tarifario en kWh por el precio de energía
correspondiente en €/kWh, de acuerdo con la siguiente fórmula:
1
i n
i ei
i
FE E t
(2)
Dónde:
Ei: Energía consumida en el período tarifario i, expresada en kWh.
tei: Precio del término energía del período tarifario i.
Aplicando la fórmula anterior se obtiene el término de energía activa mensual.
A continuación se puede observar una tabla y un gráfico con los consumos de
energía activa mensuales por períodos, y el importe que supone este término,
extraídos a partir de las facturas de electricidad de la cooperativa. En los valores
que suponen el importe de este término ya se ha aplicado el impuesto sobre la
electricidad y el IVA.
0
50
100
150
200
250
300
350
Demanda máxima de potencia (kW)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 33 -
Tabla 6. Precio del término energía de cada período tarifario para cada
mes del último año.
Punta
(€/kWh)
Llano
(€/kWh)
Valle
(€/kWh)
Agosto-15
0,09784071 0,08590779 0,06508998
Septiembre-15
Octubre-15
Noviembre-15
Diciembre-15
Enero-16
0,09624015 0,08502246 0,06503652
Febrero-16
Marzo-16
Abril-16
Mayo-16
Junio-16 0,09040122 0,07870863 0,05759299
Julio-16
Como se puede apreciar en la tabla anterior, el precio de la energía disminuyó un
1,6% aproximadamente al inicio del año 2016, reducción casi despreciable.
Pero a mitad de año, concretamente en el mes de Junio, el precio de la energía
decreció un 16% aproximadamente. Reducción considerable si tenemos en
cuenta que en los últimos años el precio de la energía solo ha hecho que crecer
desmesuradamente.
David Alejos Lop
- 34 -
Tabla 7. Consumos mensuales de energía activa por períodos e
importe total.
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Importe
(€)
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P3 TOTAL
Agosto-15 12171 10676 6401 29248 1514,56 1166,49 529,91 3210,96
Septiembre-15 9998 11011 5706 26715 1244,15 1203,09 472,37 2919,62
Octubre-15 13165 21995 17628 52788 1638,25 2403,24 1459,34 5500,62
Noviembre-15 8796 22903 17361 49060 1094,57 2502,45 1437,24 5034,27
Diciembre-15 7390 24409 10401 42200 919,61 2667,00 861,05 4447,67
Enero-16 3151 12598 5314 21063 385,70 1362,31 439,56 2187,57
Febrero-16 2589 11416 4439 18444 316,70 1234,49 367,18 1918,58
Marzo-16 3850 10550 4292 18692 471,26 1140,85 355,02 1967,13
Abril-16 5901 6809 4693 17403 722,31 736,30 388,19 1846,81
Mayo-16 5039 9072 7144 21255 616,80 981,02 590,93 2188,75
Junio-16 6554 8427 5608 20589 753,57 843,60 410,79 2007,95
Julio-16 6706 8562 5723 20991 771,04 857,11 419,21 2047,37
TOTAL 85310 158428 94710 338448 35.277,50 €
Figura 26. Consumo de energía activa mensual por períodos tarifarios.
En el gráfico anterior se puede observar con mayor claridad cómo destacan los
consumos de octubre, noviembre y diciembre respecto a los demás meses. Este
hecho está relacionado con las épocas de cosecha de cada uno de los productos
tratados en la cooperativa.
0
5000
10000
15000
20000
25000
Consumo de energía activa (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 35 -
6.3. Término variable de energía reactiva
Es el término que se paga debido a la utilización de ciertos receptores con
bobinas, como motores y transformadores, de energía reactiva para la creación
de campos eléctricos y magnéticos para su funcionamiento.
Este término se aplica en todos los períodos tarifarios excepto en el período 3,
siempre que el consumo de energía reactiva en kVArh exceda el 33% del
consumo de activa durante el período de facturación considerado y el cosѰ <
0,95. Únicamente se cobran los excesos del 33% del consumo de activa, y según
el valor que tenga el cosѰ la penalización es menor o mayor.
Se calcula el término multiplicando los excesos en kVArh de cada uno de los
períodos 1 y 2, por el precio del kVArh en €/kVArh que depende del cosѰ de la
siguiente manera:
Si cosѰ >= 0,95 el precio será 0,00000000 €/kVArh.
Si 0,95 > cosѰ >= 0,80 el precio será 0,04155400 €/kVArh.
Si 0,80 > cosѰ >= 0,00 el precio será 0,06233200 €/kVArh.
A continuación se puede observar una tabla y un gráfico con los consumos de
energía reactiva mensuales por períodos, y el importe que supone este término,
extraídos a partir de las facturas de electricidad de la cooperativa. En los valores
que suponen el importe de este término ya se ha aplicado el impuesto sobre la
electricidad y el IVA.
Tabla 8. Consumos, excesos e importe total por energía reactiva.
Período
tarifario
Punta (P1) Llano (P2) Importe
€
Período
facturación
Consumo
(kVArh)
Excesos
(kVArh)
cosѰ Consumo
(kVArh)
Excesos
(kVArh)
cosѰ Punta Llano Total
Agosto-15 4880 863,57 0,93 3918 394,92 0,94 45,64 20,87 66,51
Septie-15 3591 291,66 0,94 3201 0 0,96 15,41 0,00 15,41
Octubre-15 7754 3409,55 0,86 13621 6362,65 0,85 180,20 336,27 516,47
Noviem-15 5427 2524,32 0,85 11429 3871,01 0,89 133,41 204,59 338,00
Diciemb-15 4163 1724,3 0,87 13201 5146,03 0,88 91,13 271,97 363,10
Enero-16 692 0 0,98 3118 0 0,97 0,00 0,00 0,00
Febrero-16 101 0 1 1318 0 0,99 0,00 0,00 0,00
Marzo-16 257 0 1 1393 0 0,99 0,00 0,00 0,00
Abril-16 735 0 0,99 481 0 1 0,00 0,00 0,00
Mayo-16 771 0 0,99 1017 0 0,99 0,00 0,00 0,00
Junio-16 708 0 0,98 1121 0 0,98 0,00 0,00 0,00
Julio-16 1203 0 0,98 1203 0 0,99 0,00 0,00 0,00
TOTAL 1.299,50 €
David Alejos Lop
- 36 -
Figura 27. Excesos de energía reactiva.
Este gráfico aclara que los grandes consumos de los meses de octubre,
noviembre y diciembre, ya destacados en los anteriores, se deben a la conexión
de grandes maquinarias o motores que trabajan especialmente esta época del
año.
En el siguiente capítulo se detallará a que se debe esta situación.
6.4. Factura Total
Una vez se ha explicado de que términos se compone la factura eléctrica y los
impuestos que se le aplican, se va a exponer el importe de cada uno de los
meses y el total anual.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Energía reactiva facturada, excesos (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 37 -
Tabla 9. Importe total de la factura eléctrica.
Período
facturación
Importe
(€)
Agosto-15 5856,27
Septiembre-15 5350,94
Octubre-15 8825,62
Noviembre-15 8108,71
Diciembre-15 8114,55
Enero-16 4542,59
Febrero-16 4273,60
Marzo-16 4322,14
Abril-16 4201,82
Mayo-16 4543,77
Junio-16 4362,97
Julio-16 4402,39
TOTAL 66.905,37 €
La factura eléctrica de la cooperativa asciende a 66.905,37 € durante el último
año. Es una gran cantidad de dinero, y a través de este proyecto se va a intentar
reducir al máximo este valor para que los socios puedan emplear lo ahorrado en
invertir en otro tipo actividad más útil para ellos, como maquinaria nueva o
fertilizantes de calidad para sus campos.
David Alejos Lop
- 38 -
CAPÍTULO 7:
DESCRIPCIÓN Y
CONSUMOS DE LOS
CIRCUITOS ELÉCTRICOS
Como se ha descrito en el capítulo 5, la cooperativa tiene muchos edificios y
varios procesos industriales, por lo que demanda una gran cantidad de potencia
a la compañía eléctrica.
Esta posee un transformador de 400 kVA situado dentro del recinto industrial, el
cuál provee toda la energía consumida por la cooperativa en un suministro
trifásicos de 400 V, y está alimentado por una línea de alta tensión de 10 kV.
Figura 28. Caseta donde se sitúa el centro de transformación.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 39 -
Todos los circuitos están conectados a un analizador de red o gestor energético,
instalado desde hace 3 años, el cual permite conocer los parámetros de cada uno
de ellos.
Los analizadores de red son instrumentos de medida que miden directamente
(tensión e intensidad) o bien calculan (potencia y energías activas y reactivas,
factor de potencia, consumos máximos y mínimos, armónicos etc.) los diferentes
parámetros eléctricos de una línea eléctrica.
Además disponen de la posibilidad de memorizar dichos parámetros mediante
diversas funciones de programación.
Figura 29. Gestor energético CIRCUITOR EDS.
Este gestor energético está dotado de PowerStudio y de servidor web, que
facilita al usuario la consulta de cualquier variable eléctrica al permitir conectar
equipos de medida. Además, el usuario tiene la posibilidad de visualizar cualquier
variable procedente de los equipos conectados incluso a tiempo real. Dispone de
8 entradas, quedando dos libres para futuros circuitos, ya que solo hay 6
circuitos en la instalación.
A continuación se citará cada uno de los circuitos existentes en orden de las
conexiones en el analizador y se estudiará el porqué de su perfil de consumo
anual.
7.1. Canal 1 - Circuito Seleccionadora
Este circuito se corresponde con la parte B de la Nave 2, lugar donde se
encuentra el proceso industrial de seleccionado de cebada.
La maquinaria instalada suma un total de 45,7 kW y en el Plano 4 se puede
observar la situación de cada una de ellas y su potencia individual nominal,
numeradas tal como se ha realizado en el Capítulo 5.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito.
David Alejos Lop
- 40 -
Tabla 10. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Seleccionadora .
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 3398 1846 1513 6757 3779 2114 0,67 0,66
Septiembre-15 2620 1355 859 4834 2875 1495 0,67 0,67
Octubre-15 2772 4305 1211 8288 3083 4930 0,67 0,67
Noviembre-15 121 685 83 889 104 649 0,76 0,73
Diciembre-15 170 514 162 846 118 412 0,82 0,78
Enero-16 131 394 132 657 98 245 0,80 0,85
Febrero-16 108 390 45 502 36 200 0,95 0,89
Marzo-16 82 195 36 313 42 95 0,89 0,90
Abril-16 133 231 61 425 72 121 0,88 0,89
Mayo-16 75 106 44 225 46 54 0,85 0,89
Junio-16 131 205 81 417 78 105 0,86 0,89
Julio-16 186 280 88 554 99 136 0,86 0,90
TOTAL 9927 10506 4315 24707 10431 10554
Figura 30. Consumo de energía
activa de la Seleccionadora.
Figura 31. Consumo de energía
reactiva de la Seleccionadora.
Como se puede observar en las ilustraciones anteriores, el 80% del consumo
energético de la Seleccionadora se produce en los meses de agosto, septiembre
y octubre. Esto se debe a que la época de cosecha es en julio y agosto, y recién
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
ago
.-1
5
oct
.-1
5
dic
.-1
5
feb
.-1
6
abr.
-16
jun
.-1
6
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0 500
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 41 -
llega a la cooperativa se almacena y se va tratando según la capacidad de la
maquinaria.
Por otro lado, durante estos tres meses también tiene un elevado consumo de
energía reactiva con factores de potencia de alrededor de 0,67.
La potencia media de trabajo durante estos tres meses se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 11. Potencia media de trabajo de la Seleccionadora durante los
meses de agosto, septiembre y octubre.
Potencia media
(kW)
Agosto-15 32
Septiembre-15 32
Octubre-15 33
Media 32,33
7.2. Canal 2 - Circuito Secadero
Este circuito se corresponde con la parte A de la Nave 2, lugar donde se
encuentra el proceso industrial de secado de maíz.
La maquinaria instalada suma un total de 65,4 kW y en el Plano 5 se puede
observar la situación de cada una de ellas y su potencia individual nominal,
numeradas tal como se ha realizado en el Capítulo 5.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito.
David Alejos Lop
- 42 -
Tabla 12. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Secadero .
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 6 15 11 32 6 7 0,71 0,91
Septiembre-15 7 22 11 40 7 6 0,71 0,96
Octubre-15 939 2906 1895 5740 805 2513 0,76 0,76
Noviembre-15 992 3302 1608 5902 992 3248 0,71 0,71
Diciembre-15 403 3546 45 3994 348 3137 0,76 0,75
Enero-16 7 254 4 265 6 326 0,76 0,61
Febrero-16 7 180 3 190 6 156 0,76 0,76
Marzo-16 2 108 2 112 1 101 0,89 0,73
Abril-16 3 9 3 15 6 10 0,45 0,67
Mayo-16 3 13 2 18 2 3 0,83 0,97
Junio-16 10 61 5 76 8 60 0,78 0,71
Julio-16 3 26 2 31 2 30 0,83 0,65
TOTAL 2382 10442 3591 16415 2189 9597
Figura 32. Consumo de energía
activa del Secadero.
Figura 33. Consumo de energía
reactiva del Secadero.
Como se puede observar en las ilustraciones anteriores, el 95% del consumo
energético del Secadero se produce en los meses de octubre, noviembre y
diciembre. Esto se debe a que la época de cosecha es en octubre, y recién llega a
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 43 -
la cooperativa se almacena y se va tratando según la capacidad de la
maquinaria.
Por otro lado, durante estos tres meses también tiene un elevado consumo de
energía reactiva con un factor de potencia medio de 0,74.
La potencia media de trabajo durante estos tres meses se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 13. Potencia media de trabajo del Secadero durante los meses
de octubre, noviembre y diciembre.
Potencia media
(kW)
Octubre-15 16
Noviembre-15 17
Diciembre-15 15
Media 16
7.3. Canal 3 - Circuito Fábrica de Piensos
Este circuito se corresponde con la Nave 5 o Nave Piensos, lugar donde se
encuentra el proceso industrial de la fábrica de piensos.
La maquinaria instalada suma un total de 227,7 kW y en el Plano 6 se puede
observar la situación de cada una de ellas y su potencia individual nominal,
numeradas tal como se ha realizado en el Capítulo 5.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito.
David Alejos Lop
- 44 -
Tabla 14. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Fábrica de Piensos.
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 6135 4616 2893 13644 314 177 0,99 0,99
Septiembre-15 5055 6969 2804 14828 244 299 0,99 0,99
Octubre-15 4644 7014 3822 15480 176 250 0,99 0,99
Noviembre-15 3647 8674 4060 16381 0 288 1,00 0,99
Diciembre-15 2026 5693 1223 8942 8 206 1,00 0,99
Enero-16 534 5062 3297 8893 0 235 1,00 0,99
Febrero-16 558 4601 2729 7929 0 65 1,00 1,00
Marzo-16 1984 4424 2348 8756 28 63 1,00 1,00
Abril-16 3206 2588 2451 8245 145 82 0,99 1,00
Mayo-16 2032 3283 2773 8088 86 128 0,99 0,99
Junio-16 2274 3069 2530 7873 110 125 0,99 0,99
Julio-16 3680 3330 2300 9310 191 156 0,99 0,99
TOTAL 35775 59323 33230 128369 1303 2073
Figura 34. Consumo de energía
activa de la Fábrica de Piensos.
Figura 35. Consumo de energía
reactiva de la Fábrica de Piensos.
La fábrica de piensos consume el 40% del total de energía activa demandada por
la cooperativa. Es el único de los procesos industriales que funciona todo el año
porque no depende directamente de la época de cosecha de las materias primas.
Depende indirectamente porque se produce con ellas, pero no tienen que venir
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0
50
100
150
200
250
300
350
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 45 -
explícitamente del campo, sino que pueden proceder del almacén. En la
ilustración destaca el consumo de los meses de cosecha, porque hay más
materia, y se puede producir mayor cantidad de pienso, pero no hay tanta
diferencia como en los anteriores circuitos entre los meses de cosecha y los
demás.
También se puede contemplar el reducido consumo de energía reactiva y por
consiguiente el elevado factor de potencia. Esto se debe a que es el único circuito
en el cual está compensada la energía reactiva con una batería de
condensadores.
Tabla 15. Potencia media de trabajo de la Fábrica de Piensos.
Potencia media
(kW)
Agosto-15 44
Septiembre-15 42
Octubre-15 40
Noviembre-15 37
Diciembre-15 22
Enero-16 13
Febrero-16 12
Marzo-16 20
Abril-16 23
Mayo-16 18
Junio-16 19
Julio-16 27
Media 23
Como se puede observar trabaja a muy poco rendimiento porque en la actualidad
la industria del pienso ha decaído mucho, pero aún así representa el mayor
consumo de la cooperativa al estar en funcionamiento todo el día.
7.4. Canal 4 - Circuito Silos y Nave maíz nueva
Este circuito se corresponde con los Silos de almacenamiento y la Nave 8, la cual
está compuesta de cintas transportadoras que distribuyen el maíz por todo el
recinto. Es la maquinaria que se ha instalado más recientemente y se incluyó
toda ella en el mismo circuito.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito.
David Alejos Lop
- 46 -
Tabla 16. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Silos y Nave maíz nueva .
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 158 249 28 435 185 318 0,65 0,62
Septiembre-15 199 206 39 444 202 229 0,70 0,67
Octubre-15 3059 4645 8266 15970 2933 4925 0,72 0,69
Noviembre-15 2677 4511 8898 16086 3135 5761 0,65 0,62
Diciembre-15 2801 6732 6943 16476 2586 6455 0,73 0,72
Enero-16 0 59 0 59 0 69 1,00 0,65
Febrero-16 0 184 0 184 0 203 1,00 0,67
Marzo-16 1 101 0 102 0 112 1,00 0,67
Abril-16 231 589 375 1195 146 285 0,85 0,90
Mayo-16 1064 1743 2649 5456 601 845 0,87 0,90
Junio-16 1410 1243 1224 3877 688 845 0,90 0,88
Julio-16 443 600 733 1776 365 509 0,77 0,76
TOTAL 12043 20862 29155 62060 10840 20371
Figura 36. Consumo de energía
activa de los Silos y Nave maíz
nueva.
Figura 37. Consumo de energía
reactiva de los Silos y Nave maíz
nueva.
Este es otro de los circuitos que contiene maquinaria que solo funciona en las
épocas de cosecha. En octubre, noviembre y diciembre, como bien se ha
explicado antes, es la época del maíz y la nave de almacenamiento de maíz
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 47 -
funciona continuamente, de ahí los picos de consumo que se observan en las
gráficas.
Los otros picos de consumo, más reducidos, de mayo y junio, se producen
cuando funcionan los Silos, en los cuales se almacena avena y trigo en la época
de primavera y principios de verano, que coincide con su cosecha.
Durante la época del maíz se consume gran cantidad de energía reactiva, debido
a un factor de potencia medio de 0,70 aproximadamente.
Tabla 17. Potencia media de trabajo de la Nave de maíz nueva
durante los meses de octubre, noviembre y diciembre.
Potencia media
(kW)
Octubre-15 35
Noviembre-15 30
Diciembre-15 32
Media 32,33
7.5. Canal 5 - Circuito Oficinas, Tienda, Almacenes y Báscula
Este circuito se corresponde con las cargas del Centro de Gestión, la parte A de
la Nave 7 que se corresponde con la Tienda, los almacenes situados en las naves
1, 3, 4 y 6, y la Báscula o Caseta de Control. Es el único con tensión nominal de
230 V.
En los almacenes hay puntos de luz y alguna toma de corriente que no se
conectan casi nunca, debido a que los sistemas de carga y descarga están
equipados con iluminación propia.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito.
David Alejos Lop
- 48 -
Tabla 18. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Oficinas, Tienda, Almacenes y Báscula .
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 1948 2462 1386 5796 214 349 0,99 0,99
Septiembre-15 1231 2194 1139 4564 113 276 1,00 0,99
Octubre-15 1198 2682 1118 4998 95 263 1,00 1,00
Noviembre-15 1049 4586 1298 6933 123 405 0,99 1,00
Diciembre-15 1029 5497 1248 7774 155 670 0,99 0,99
Enero-16 1132 5132 1283 7547 90 636 1,00 0,99
Febrero-16 943 4574 1211 6728 13 129 1,00 1,00
Marzo-16 907 4351 1036 6294 18 442 1,00 0,99
Abril-16 1431 2542 990 4963 89 62 1,00 1,00
Mayo-16 1368 2470 1065 4903 87 284 1,00 0,99
Junio-16 1624 2940 1261 5825 164 357 0,99 0,99
Julio-16 1923 3397 1395 6715 213 450 0,99 0,99
TOTAL 15783 42827 14430 73040 1374 4323
Figura 38. Consumo de energía
activa de las Oficinas, Tienda,
Almacenes y Báscula.
Figura 39. Consumo de energía
reactiva de las Oficinas, Tienda,
Almacenes y Báscula.
Del consumo de energía reactiva y del factor de potencia cercano a 1 se puede
deducir que este circuito no está compuesto por gran cantidad de maquinaria.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0
100
200
300
400
500
600
700
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 49 -
Simplemente es un circuito de alumbrados y tomas de corriente principalmente
de las oficinas y la tienda.
Junto con la fábrica de piensos son los dos únicos que tienen un consumo más o
menos constante durante el año.
7.6. Canal 6 - Circuito Olivarera
Este circuito se corresponde con el proceso industrial de tratamiento de la oliva
situado en el Porche 3 y el Almacén de la Olivarera situado en la parte B de la
Nave 7.
La maquinaria instalada suma un total de 13,7 kW y en el Plano 7 se puede
observar la situación de cada una de ellas y su potencia individual nominal,
numeradas tal como se ha realizado en el Capítulo 5.
A continuación se va a mostrar una tabla y una gráfica de consumos por períodos
tarifarios, realizadas a través de los valores obtenidos del analizador, que
definirán el comportamiento anual del circuito
Tabla 19. Consumos de energía activa, energía reactiva y cosѰ, del
circuito Olivarera .
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de
energía reactiva
(kVArh)
Cos Ѱ
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P1 P1
Agosto-15 142 400 274 816 59 170 0,92 0,92
Septiembre-15 47 114 74 235 24 48 0,89 0,92
Octubre-15 69 175 100 343 36 74 0,88 0,92
Noviembre-15 121 486 93 699 71 375 0,86 0,79
Diciembre-15 894 1444 123 2461 483 837 0,88 0,87
Enero-16 767 1281 87 2135 448 714 0,86 0,87
Febrero-16 414 969 85 1468 95 387 0,97 0,93
Marzo-16 270 658 83 1011 165 398 0,85 0,86
Abril-16 221 654 84 960 136 406 0,85 0,85
Mayo-16 244 660 83 987 230 625 0,73 0,73
Junio-16 222 617 88 928 210 589 0,73 0,72
Julio-16 238 639 88 964 229 624 0,72 0,72
TOTAL 3648 8097 1262 13008 2187 5248
David Alejos Lop
- 50 -
Figura 40. Consumo de energía
activa de la Olivarera.
Figura 41. Consumo de energía
reactiva de la Olivarera.
Este es el circuito con menos consumo de la cooperativa, y la mayoría se
concentra en los meses de diciembre y enero, época de recolecta de este fruto.
El consumo reflejado durante los demás meses del año se corresponde a la
bomba de refrigeración del almacenamiento de la oliva, el cual se realiza en
agua.
Durante los meses de mayor consumo tiene un factor de potencia medio de 0,87,
pero durante el año este se reduce a 0,72, el cual produce un consumo notable
de energía reactiva.
Tabla 20. Potencia media de trabajo de la Olivarera durante los meses
de diciembre y enero.
Potencia media
(kW)
Diciembre-15 10
Enero-16 9
Media 9,5
7.7. Consumo total
Una vez se han expuesto los consumos de cada uno de los circuitos de la
cooperativa vamos a comparar el total de los mismos con los consumos
presentados en el capítulo anterior de la factura eléctrica.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
ago
.-1
5
oct
.-1
5
dic
.-1
5
feb
.-1
6
abr.
-16
jun
.-1
6
ENERGÍA ACTIVA (kWh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Valle (P3)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ENERGÍA REACTIVA (kVArh)
Punta (P1)
Llano (P2)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 51 -
Tabla 21. Consumo total de energía activa.
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
P1 P2 P3 TOTAL
Agosto-15 11787 9588 6105 27480
Septiembre-15 9159 10860 4926 24945
Octubre-15 12681 21727 16412 50819
Noviembre-15 8607 22244 16040 46890
Diciembre-15 7323 23426 9744 40493
Enero-16 2571 12182 4803 19556
Febrero-16 2030 10898 4073 17001
Marzo-16 3246 9837 3505 16588
Abril-16 5225 6613 3964 15803
Mayo-16 4786 8275 6616 19677
Junio-16 5671 8135 5189 18996
Julio-16 6473 8272 4606 19350
TOTAL 79558 152057 85983 317599
La diferencia entre los consumos medidos por el analizador y los facturados por
la empresa distribuidora son los siguientes:
Tabla 22. Diferencia entre lo medido por el analizador y lo medido por
la empresa distribuidora de energía activa.
Período
facturación
Diferencia de energía activa
(kWh)
P1 P2 P3 TOTAL
Agosto-15 384 1088 296 1768
Septiembre-15 839 151 780 1770
Octubre-15 484 268 1216 1969
Noviembre-15 189 659 1321 2170
Diciembre-15 67 983 657 1707
Enero-16 580 416 511 1507
Febrero-16 559 518 366 1443
Marzo-16 604 713 787 2104
Abril-16 676 196 729 1600
Mayo-16 253 797 528 1578
Junio-16 883 292 419 1593
Julio-16 233 290 1117 1641
TOTAL 5752 6371 8727 20849
David Alejos Lop
- 52 -
Tal como se ha expuesto en la gráfica anterior, la diferencia entre la energía
facturada por la empresa distribuidora y lo medido por el analizador está entre
1500 y 2000 kWh cada mes. Esto se puede asociar a las pérdidas en el
transformador.
En total es un 6% más de lo medido por el analizador. Por tanto, se puede decir
que los valores obtenidos del analizador son reales y no hay ningún fallo de
medición.
En la siguiente gráfica se puede contemplar con mayor detalle esta diferencia.
Figura 42. Diferencia entre la energía medida y la facturada.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
Diferencia entre la energía medida y la facturada (kWh)
TOTAL MEDIDO
TOTAL FACTURADO
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- 53 -
CAPÍTULO 8:
ANÁLISIS DE DATOS
Una vez se ha realizado la recogida de datos es el momento de elaborar un
informe que permita organizar la información relevante.
Se analizarán los datos obtenidos y en función de este análisis se presentarán las
mejoras que se pueden llevar a cabo a través de los planes de actuación para la
reducción del consumo de la cooperativa.
El análisis de datos se ha organizado en 3 apartados, cada uno dedicado a un
término de la factura eléctrica.
8.1. Potencia
La cooperativa tiene 250 kW contratados para cada período tarifario, una gran
cantidad de potencia que solamente alcanzan durante los meses de octubre,
noviembre y diciembre.
En el período punta (P1), durante los meses de cosecha y posteriores, de agosto
a diciembre, se factura la potencia que marca el maxímetro, superior al 85% e
inferior al 105% de la contratada.
En el período llano (P2), durante los meses de mayor consumo, de octubre a
diciembre, se factura más de la potencia registrada por el maxímetro, debido a
que esta supera el 105% de la contratada.
Y en el período valle (P3), no se alcanza el 85% de la potencia contratada en
todo el año, pero se factura esta cantidad.
De enero a julio, se está facturando una potencia de 212,5 kW en cada período
siendo que no llega ni a 200 kW, y en valle la mayoría de las veces ni a 150 kW.
Visto lo visto, el primer plan de actuación a llevar a cabo será realizar una
optimización de potencia para reducir este término, que supone 30.328,37 € al
David Alejos Lop
- 54 -
año. Se buscará una media entre los picos de los meses de cosecha y la potencia
utilizada durante los demás meses del año.
8.2. Energía activa
El consumo del último año de la cooperativa es de 317.599 kWh, con una
diferencia de 20.849 kWh sobre los 338.448 kWh facturados por la empresa
distribuidora, una gran cantidad de energía activa que supone 35.277,50 €
anuales. Esta diferencia se produce debido a que es una tarifa 3.1A en alta
tensión, en la cual te facturan las pérdidas de la línea y las del transformador.
Debido a esto, la empresa que da el suministro te proporciona una serie de
descuentos en el término de la energía activa.
Estos descuentos, en el año de estudio, han sido de un 19% desde agosto de
2015 a mayo de 2016, y de un 9% de junio y julio de 2016. Esta reducción del
descuento fue provocada por la rebaja de un 16% en el precio de la energía. No
se han detallado estos descuentos en el capítulo de explicación de la factura
eléctrica porque, para una mejor comprensión, se han aplicado en el precio de la
energía.
Aún así, son altos respecto a otras empresas o cooperativas comercializadoras
que ofrecen precios más competitivos.
Como se puede observar en las gráficas de los capítulos anteriores, el consumo
de energía activa en los meses de octubre, noviembre y diciembre destaca sobre
los demás. Supone aproximadamente el 43,5% del total anual, duplicando a casi
todos los demás meses del año. Y de entre ellos, el mes de octubre es donde se
produce el mayor pico de consumo, debido a que es el mes que coincide el
tratamiento de la cebada más tardana en la Seleccionadora con el tratamiento
del maíz más tempranero en el Secadero.
Es lógico que el perfil de consumos sea estacional, ya que en la época del año
que se cosecha y los meses posteriores, es decir, de agosto a diciembre, tiene un
gran consumo, de un mínimo de 24.945 kWh en septiembre a un máximo de
50.819 kWh en octubre. Y los otros meses del año, hay un consumo medio de
18.000 kWh aproximadamente, producido por la Fábrica de Piensos, las Oficinas
y la Tienda, que funcionan durante todo el año.
Durante los meses de verano, de abril a octubre, el 72% del consumo se produce
durante los períodos punta y llano, y durante los meses de invierno, de
noviembre a marzo, un 55% del consumo es en período llano. Esto quiere decir
que la instalación tiene un gran consumo durante las horas de sol diarias.
Estudiado esto, sabiendo que el emplazamiento de Alcañiz tiene un gran recurso
solar y que hay muchos metros cuadrados de cubiertas, otro de los planes de
actuación será la implantación de una instalación solar fotovoltaica para
autoconsumo sobre cubierta.
Además de esto, también se estudiará la posibilidad de cambiar de
comercializadora de energía.
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- 55 -
8.3. Energía reactiva
El término de energía reactiva supone 1.299,50 € al año, cantidad de dinero
bastante alta que hace pensar la posibilidad de instalar baterías de
condensadores para eliminarlo, como último plan de actuación.
Solo se factura por energía reactiva durante los meses de cosecha, de agosto a
diciembre, temporada en la que funcionan a gran rendimiento la Seleccionadora,
el Secadero, la Nave de maíz nueva y la Olivarera. Cuatro procesos industriales
con motores que provocan un factor de potencia bajo, y debido a ello una
penalización económica.
David Alejos Lop
- 56 -
CAPÍTULO 9:
PLANES DE ACTUACIÓN
En este capítulo se estudiarán y propondrán las posibles mejoras o puntos de
actuación para llevar a cabo un plan de ahorro energético y económico en la
cooperativa.
Además de efectuar un ahorro notable, los planes también estarán enfocados a
mejorar la eficiencia energética de la instalación y procurar que la gran mayoría
del consumo de electricidad provenga de energías limpias y así reducir las
emisiones de CO2.
9.1. Contratar con "Som Energia"
Como se ha expuesto antes, se ha estudiado la posibilidad de cambiar de
comercializadora de energía. Al tener una tarifa 3.1A de alta tensión, los
márgenes de mejora de los precios son escasos, por lo tanto la elección de una
de ellas se ha debido al origen de la energía proporcionada.
La entidad seleccionada es "Som Energia", una cooperativa comercializadora de
energía de origen renovable sin ánimo de lucro, que están comprometidos a
impulsar un cambio del modelo energético actual para conseguir un modelo
100% renovable.
De esta manera se conseguirá que toda la energía consumida por la cooperativa
sea de origen renovable y no contribuya en la emisiones de CO2.
¿Por qué sumarse a "Som Energia"?
Para impulsar un modelo energético renovable, eficiente y en manos de la
ciudadanía.
Para favorecer el crecimiento de una economía más social y solidaria.
Para romper con el oligopolio energético existente.
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- 57 -
Para participar de un movimiento social transformador.
Para un información transparente y un trato directo.
Por todo esto se ha creído oportuna la elección de esta comercializadora, además
de que es la más apropiada con el proyecto de eficiencia energética y energías
renovables.
Para contratar la electricidad simplemente hay que hacerse socio de la
cooperativa y realizar una aportación inicial de 100 €. La cooperativa gestiona,
compra y factura la electricidad que consumen sus socios que hayan querido
contratarles. Socios particulares y empresas pueden contratar la luz con ellos sin
necesidad de cambios técnicos en la instalación.
Se ha realizado una puesta en contacto con "Som Energia", y sin ningún tipo de
problema ni objeción han notificado como posible la venta de suministro en este
punto de conexión y han facilitado los precios del término de potencia y del
término de energía activa, que son los siguiente:
Taula 23. Comparación de precios del último mes, Julio de 2016.
TÉRMINO DE POTENCIA
(€/kW·año)
TÉRMINO DE ENERGÍA (€/kWh)
ENDESA SOM ENERGIA ENDESA SOM ENERGIA
Punta (P1) 59,475288 59,173468 0,09040122 0,098
Llano (P2) 36,676813 36,490689 0,07870863 0,086
Valle (P3) 8,410411 8,367731 0,05759299 0,036
Aplicando estos precios a la potencia y energía facturada de este último año se
observará cuanto se podría ahorrar anualmente. Los valores no serán reales
porque los precios de la energía varían irregularmente, pero se verá una
pequeña aproximación.
Tabla 24. Comparativa de importes con cada compañía.
Período
facturación
Importe ENDESA
(€)
Importe "SOM ENERGIA"
(€)
DIFERENCIA
(€)
Agosto-15 5.515,81 5.543,57 -27,75
Septiembre-15 5.085,69 5.115,47 -29,77
Octubre-15 7.815,10 7.647,93 167,17
Noviembre-15 7.312,24 7.118,96 193,27
Diciembre-15 7.358,85 7.354,22 4,63
Enero-16 4.367,71 4.357,10 10,61
Febrero-16 4.120,67 4.117,70 2,97
Marzo-16 4.168,20 4.173,42 -5,22
Abril-16 4.058,89 4.038,23 20,66
Mayo-16 4.365,86 4.290,54 75,32
David Alejos Lop
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Junio-16 4.362,97 4.338,50 24,47
Julio-16 4.402,39 4.377,47 24,91
TOTAL 62.934,39 62.473,12 461,27 €
Figura 43. Diferencia del importe anual entre ENDESA y "SOM
ENERGIA".
Por tanto, es un ahorro muy reducido respecto al importe total anual, pero lo
importante es promover la eficiencia energética del país, dejar de lado la
dependencia de los combustibles fósiles y empezar a apostar por las energías
renovables, que son el futuro el sistema energético. Por ello se realizará el
contrato de compra de la electricidad con "Som Energia".
9.2. Optimización de la potencia contratada
El siguiente plan de actuación a seguir será optimizar la potencia contratada.
Actualmente es de 250 kW en cada uno de los 3 períodos tarifarios. Debido a que
la normativa exige que: Potencia período 1 ≤ Potencia período 2 ≤ Potencia
período 3, y que la cooperativa realiza su actividad laboral mayormente durante
el día, lo más normal es que se siga contratando la misma potencia para los 3
períodos.
A través de una Hoja Excel se han introducido las funciones condicionales de
facturación de potencia redactadas en el Capítulo 6.
Si 0,85·PC < PMAX < 1,05·PC → Pfi = PMAX
Si PMAX > 1,05·PC → Pfi = PMAX + 2·(PMAX - 1,05·PC)
Si PMAX < 0,85·PC → Pfi = 0,85·PC
Y se ha optimizado la suma anual de la facturación de potencia de cada mes
(fórmula 1), para obtener el valor más reducido del término de potencia por año.
- € 1.000,00 € 2.000,00 € 3.000,00 € 4.000,00 € 5.000,00 € 6.000,00 € 7.000,00 € 8.000,00 €
ago
.-1
5
sep
.-1
5
oct
.-1
5
no
v.-1
5
dic
.-1
5
ene.
-16
feb
.-1
6
mar
.-1
6
abr.
-16
may
.-1
6
jun
.-1
6
jul.-
16
Diferencia de importe entre ENDESA y "SOM ENERGIA"
ENDESA
SOM ENERGIA
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Donde:
PC: Potencia contratada (kW).
PMAX: Potencia máxima demandada en el período a facturar (kW).
Pfi: Potencia a facturar en el período tarifario i (kW).
La facturación anual más reducida se ha obtenido con una potencia contratada
de 220 kW para cada período tarifario, y la diferencia con la anterior potencia
contratada se puede observar en las siguientes tabla y gráfica.
Tabla 25. Comparativa de facturaciones de potencia.
Período
facturación
Facturación actual
(€)
Facturación óptima
(€)
DIFERENCIA
(€)
Agosto-15 2.578,80 2.671,27 -92,47
Septiembre-15 2.415,90 2.393,17 22,73
Octubre-15 2.808,31 3.093,52 -285,21
Noviembre-15 2.736,45 2.971,23 -234,78
Diciembre-15 3.303,79 3.740,28 -436,50
Enero-16 2.355,02 2.076,30 278,71
Febrero-16 2.355,02 2.072,42 282,60
Marzo-16 2.355,02 2.072,42 282,60
Abril-16 2.355,02 2.078,72 276,30
Mayo-16 2.355,02 2.072,42 282,60
Junio-16 2.355,02 2.103,93 251,08
Julio-16 2.355,02 2.122,95 232,07
TOTAL 30.328,37 29.468,62 859,75 €
Figura 44. Comparativa de facturaciones de potencia.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
Comparativa Facturaciones de potencia (€)
FACTURACIÓN ACTUAL
FACTURACIÓN ÓPTIMA
David Alejos Lop
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Por tanto, se reducirá la potencia contratada de 250 kW a 220 kW.
Además, si a esta nueva potencia contratada se le aplican los precios por
potencia facturada de "Som Energia", el ahorro en este término es mayor.
Tabla 26. Comparativa de facturación de potencia actual con nueva
facturación de potencia a través de "Som Energia".
Período
facturación
Facturación actual
(€)
Facturación óptima
(€)
DIFERENCIA
(€)
Agosto-15 2.578,80 2.657,71 -78,91
Septiembre-15 2.415,90 2.381,03 34,87
Octubre-15 2.808,31 3.077,82 -269,51
Noviembre-15 2.736,45 2.956,15 -219,70
Diciembre-15 3.303,79 3.721,30 -417,51
Enero-16 2.355,02 2.065,77 289,25
Febrero-16 2.355,02 2.061,90 293,12
Marzo-16 2.355,02 2.061,90 293,12
Abril-16 2.355,02 2.068,17 286,85
Mayo-16 2.355,02 2.061,90 293,12
Junio-16 2.355,02 2.093,26 261,76
Julio-16 2.355,02 2.112,18 242,84
TOTAL 30.328,37 29.319,08 1009,29 €
Realizando el contrato de 220 kW de potencia para cada período con "Som
Energia" se llegarían a ahorrar 1009,29 € anuales respecto a la potencia
facturada de este último año.
9.3. Implantar una instalación solar fotovoltaica para autoconsumo
El tercer punto de actuación consistirá en implantar una instalación solar
fotovoltaica para autoconsumo con el objetivo de reducir el consumo de energía
de la cooperativa. Para que la instalación sea lo más eficiente posible se
venderán los excedentes de energía a la empresa distribuidora.
Se realizará la instalación en el lado enfocado hacia el sur de la cubierta de la
Nave 6, que tiene más de 1000 m2, con placas fotovoltaicas fijas sin seguimiento
en ningún eje. La cubierta tiene una inclinación de 22.5º y un ángulo acimutal de
-29º.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 61 -
Figura 45. Orientación de la cubierta de la Nave 6.
Las placas se sujetarán a la cubierta a través de una estructura de soporte que
les dará la inclinación óptima de 37º y en dirección sur, para llevar a cabo la
mayor producción de energía solar fotovoltaica.
Como se puede observar en la siguiente imagen, la cubierta está exenta de
sombras.
Figura 46. Cubierta donde se instalarán las placas solares
fotovoltaicas.
Para la elección de la potencia nominal de la instalación hay que tener en cuenta
que el RD 1699/2011 no permite instalar más de la potencia contratada, que
ahora será de 220 kW.
Se ha hecho un estudio de las potencias medias utilizadas durante el año en las
horas de sol y una media global de todas ellas, que se muestran en la siguiente
tabla.
David Alejos Lop
- 62 -
Tabla 27. Potencia media (kW).
Punta (P1) Llano (P2)
Agosto-15 98 86
Septiembre-15 83 92
Octubre-15 106 177
Noviembre-15 73 191
Diciembre-15 60 197
Enero-16 27 109
Febrero-16 21 92
Marzo-16 31 85
Abril-16 49 57
Mayo-16 41 73
Junio-16 55 70
Julio-16 54 69
MEDIA 94
Los valores de las celdas en color rojo no participan a la hora de realizar la media
debido a que se corresponden a los meses de invierno en período punta, de
18:00 a 22:00 h, durante las cuales no hay sol.
Al valor de 94 kW se le aplica un coeficiente reductor aproximadamente del 15%,
que nos asegure que se van a producir el mínimo de excedentes. Esto nos da
una potencia nominal de 80 kW, potencia para la cual será sencillo y económico
encontrar una combinación de inversores.
En el capítulo siguiente se detallarán los componentes y el dimensionado de la
instalación solar fotovoltaica.
9.4. Compensación de reactiva
La compensación de reactiva consiste en reducir el aporte de energía reactiva
necesario por parte de la red, manteniendo las condiciones de funcionamiento de
la carga.
Este consumo de energía reactiva provoca una limitación de la energía activa
disponible, pérdidas en los conductores, caídas de tensión en los mismos, y un
consumo de energía suplementario que no es aprovechable directamente por los
receptores, pero que sí se refleja en la factura eléctrica.
La reducción del aporte de energía reactiva comporta las siguientes ventajas:
Disminución de la potencia aparente: más potencia activa disponible.
Disminución de la corriente absorbida: menos pérdidas y caídas de tensión
inferiores, por tanto mejora de la eficiencia energética de los circuitos.
Reducción de la factura eléctrica.
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- 63 -
La compensación de reactiva ante cargas inductivas se realiza conectando
condensadores en paralelo para aportar la energía reactiva necesaria.
El último plan de actuación que conforma este proyecto es la instalación de un
conjunto de baterías de condensadores para eliminar la penalización por
consumo de la energía reactiva.
Se realizará una compensación parcial en la entrada de cada conjunto de
maquinaria o circuito que tengan un factor de potencia inferior a 0,95.
Como se ha expuesto en el capítulo anterior, el circuito de Fábrica de piensos y
el circuito de Oficinas y Tienda, no es necesaria la instalación de baterías de
condensadores para compensar la reactiva ya que tienen factores de potencia
cercanos a 1.
Se instalará una batería de condensadores en los circuitos: Seleccionadora,
Secadero, Silos y Nave maíz, y en la Olivarera, un total de 4, que elevarán el
factor de potencia aproximadamente a 1.
La potencia reactiva nominal de la batería se calcula con la siguiente fórmula:
(tan tan )C M i fQ P (3)
Donde:
QC: Potencia reactiva nominal de la batería de condensadores (kVAr).
PM: Potencia media de la instalación en el régimen de trabajo habitual
(kW).
ϕi: Ángulo correspondiente al factor de potencia inicial.
ϕf: Ángulo correspondiente al factor de potencia final.
Conociendo esto se presenta a continuación los resultados obtenidos para cada
uno de los circuitos.
Tabla 28. Potencia reactiva nominal de las baterías de condensadores.
PM (kW) cos ϕi cos ϕf QC (kVAr)
Seleccionadora 32,33 0,67 1 35,83
Secadero 16 0,74 1 14,33
Silos y Nave maíz 32,33 0,70 1 32,98
Olivarera 9,5 0,87 1 5,38
Para suministrar estas potencias reactivas se instalarán baterías de
condensadores automáticas VarSet Easy 400 V de la empresa Schneider Electric,
presentadas en cofret y con interruptor automático de cabecera. Las potencias
nominales y regulaciones físicas de cada una se presentan a continuación. En el
Anexo I.1 se pueden consultar con mayor detalle las características técnicas de
las baterías de condensadores.
David Alejos Lop
- 64 -
Tabla 29. Potencia reactiva nominal y regulación física de las baterías
de condensadores escogidas.
QC (kVAr) Regulación física
Seleccionadora 37,5 7,5 + 15 + 15
Secadero 15 5 + 10
Silos y Nave maíz 37,5 7,5 + 15 + 15
Olivarera 7,5 2,5 + 5
Figura 47. Batería automática VarSet Easy 400 V de la empresa
Schneider Electric.
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- 65 -
CAPÍTULO 10:
INSTALACIÓN SOLAR
FOTOVOLTAICA
A lo largo del capítulo se explicará paso por paso los distintos sistemas y el
proceso de dimensionamiento de la instalación solar fotovoltaica.
10.1. Sistemas de captación y conversión
En este apartado se describirán y dimensionarán los distintos elementos del
sistema de captación y conversión.
Los módulos fotovoltaicos serán los responsables de la generación de la energía
eléctrica en corriente continua a partir de la radiación solar, por medio del efecto
fotoeléctrico, mientras que el inversor se encargará de transformar esta
electricidad a corriente alterna para poderla consumir e inyectar a la red.
10.1.1. Características del módulo fotovoltaico
Los módulos fotovoltaicos escogidos son de silicio policristalinao del fabricante
SOLARWORLD modelo SW-235. A continuación se muestra el conjunto de
propiedades:
David Alejos Lop
- 66 -
Tabla 30. Características eléctricas del módulo en condiciones
estándar (STC), 1000 W/m2, AM 1,5 y temperatura del módulo 25ºC.
Parámetros Valores
Potencia máxima (Pmáx) 235 Wp
Corriente de máxima potencia (IMPP) 7,85 A
Tensión de máxima potencia (VMPP) 30 V
Corriente de cortocircuito (ISC) 8,35 A
Tensión de circuito abierto (VOC) 37 V
Máxima corriente inversa (Imáx,inversa) 16 A
Eficiencia del módulo 14,0%
Tabla 31. Coeficientes de temperatura del módulo escogido.
Coeficientes Valores
Coeficiente de temperatura ISC (α) 0,034 %/K
Coeficiente de temperatura VOC (β) -0,34 %/K
Coeficiente de temperatura PMPP (γ) -0,48 %/K
Tabla 32. Especificaciones genéricas del módulo escogido.
Parámetros Valores
Tipo de célula 235 Wp
Nº de células conectadas en serie 7,85 A
Tensión máxima admisible 1000 V (DC)
Dimensiones 1675 mm x 1001 mm x 31 mm
Peso 21,2 kg
Rango de temperaturas de operación -40 ºC a 90 ºC
Tolerancia +/- 3%
Tal como establece el Código Técnico de Edificación (CTE) el módulo utilizado
satisface las especificaciones UNE-EN 61215:2006 para módulos de silicio
cristalino, presenta un grado de protección mínimo IP65.
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- 67 -
Figura 48. Panel solar
fotovoltaico SW-235.
Figura 49. Dimensiones del panel
solar fotovoltaico.
En el Anexo I.2 se pueden consultar con mayor detalle las características del
módulo solar.
10.1.2. Estructura de soporte
La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las
sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en el Código Técnico
de Edificación. La tornillería se realizará de acero inoxidable, cumpliendo la
norma MV-106.
El sistema de fijación será Sunfix plus del fabricante SOLARWORLD. Este tipo de
estructuras permiten innumerables opciones de fijación, por tanto será posible
colocarlos de modo transversal a la inclinación de la cubierta orientados hacia el
sur, provocando a los módulos una inclinación de 37º. Situación óptima para la
producción de energía solar fotovoltaica
En el Anexo I.3 se encuentran las características técnicas de estos equipos.
10.1.3. Características del inversor
Se ha escogido un inversor de la empresa Power Electronics, Freesun Serie LVT
de 80 kW, que tiene las siguientes características:
David Alejos Lop
- 68 -
Tabla 33. Parámetros de entrada del inversor.
Parámetros Valores
Potencia fotovoltaica máxima (PFV) 96 kWp
Rango de tensión de corriente continua (MPPT) 450 V - 820 V
Tensión máxima de CC admisible (UCC,MAX) 900 V
Corriente continua máxima admisible (ICC,MAX) 206 A
Entradas de CC / Punto de conexión sin fusible 4 por polo (95 mm2)
Tabla 34. Parámetros de salida del inversor.
Parámetros Valores
Potencia nominal de CA (PCA) 80 kW
Tensión de trabajo, red ± 10% (UCA) 400 V
Corriente nominal de CA (ICA,NOM) 116 A
Rango de trabajo, frecuencia de la red fCA 50Hz - 60Hz
Factor de distorsión de la tensión fotovoltaica (USS) <3%
Coeficiente de distorsión no lineal de la corriente de red THDIAC <3% a PN
Factor de potencia ≥0,99 a PN
Eficiencia 97,1%
El inversor cumple con los estándares de Compatibilidad Electromagnética (CEM)
UNE-EN 61000-6-2, UNE-EN 61000-6-4 y realiza el proceso de monitorización de
la red. Presenta un grado de protección IP21 para situaciones indoor y IP44/IP54
para situaciones outdoor, según IEC 60529, y tiene un grado de temperaturas
ambientales admisibles de trabajo que van desde los -20ºC a los 50ºC.
Figura 50. Inversor Freesun LVT 80 kW.
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Figura 51. Dimensiones del inversor Freesun LVT 80 kW.
En el Anexo I.4 se pueden consultar con mayor detalle las características del
inversor escogido.
Este se situará en el primer piso de la parte A del edificio 7, local utilizado de
almacén de la tienda en el cual no hay ningún problema de espacio para su
emplazamiento. Así quedará resguardado de las inclemencias meteorológicas y el
acceso a él de los empleados del complejo o de los servicios técnicos para
realizar labores de mantenimiento será de gran facilidad.
10.1.4. Dimensionado del sistema de captación
Una vez escogidos el modelo de módulo fotovoltaico y el inversor que se
utilizarán ya se puede realizar el dimensionado del conjunto para suministrar la
potencia deseada y cumplir con los límites de funcionamiento del inversor.
El primer paso para dimensionar el generador fotovoltaico es obtener una
aproximación del número de paneles solares que se deberán instalar para poder
generar la potencia deseada. En este sentido, aparece el concepto de factor de
dimensionamiento.
El factor de dimensionamiento óptimo depende principalmente de las condiciones
de radiación solar disponible, de forma que cuanto más se aproximen éstas a los
valores estándares de medida (STC), más cercano a la unidad será. Otras
variables como la temperatura ambiente o la tipología de instalación fotovoltaica
afectan también al valor óptimo. De manera general, todo ello se traduce en una
dependencia de dicho valor óptimo respecto a la latitud de la instalación y el
período en que vaya a estar funcionando el generador.
Para latitudes del Sur de Europa, en que el valor medio de radiación solar
disponible suele encontrarse alrededor de los 800 W/m2, es frecuente
subdimensionar la potencia de inversor (o, lo que es lo mismo, sobredimensionar
la potencia fotovoltaica respecto al inversor) de manera que el factor de
dimensionamiento se encuentre entre 0,85 y 1.
Entonces, una vez fijado el rango de valores de factor de dimensionamiento que
se considera aceptable, ya se puede determinar el máximo y mínimo número de
paneles a instalar por inversor:
David Alejos Lop
- 70 -
,
,
80000400
0,85 235
inv
máx paneles
di mín módulo
P WN
F P
(4)
m ,
,
80000341
1 235
inv
ín paneles
di máx módulo
P WN
F P
(5)
Donde:
Nmáx,paneles: Número máximo de paneles a instalar.
Nmín,paneles: Número mínimo de paneles a instalar.
Pinv: Potencia nominal del inversor.
Pmódulo: Potencia nominal en condiciones STC del módulo fotovoltaico.
Fdi,mín: Factor de dimensionamiento mínimo.
Fdi,máx: Factor de dimensionamiento máximo.
Asimismo, deberá verificarse que la potencia que pueda entregar el generador no
supere la potencia máxima de funcionamiento del inversor (Pmáx,inversor o PFV),
fijada en sus características técnicas:
m , , ,
,
inv
áx paneles módulo max inv max inv
di máx
PN P P P
F (6)
80
94,12 960,85
kWkW (7)
La expresión anterior se cumple, por tanto tenemos un rango aceptable de
número total de módulos a instalar. El siguiente paso es dimensionar la
distribución de los mismos. Esto se hará a partir del cálculo de los límites de
módulos en serie y en paralelo que se pueden conectar para que el inversor
trabaje dentro de los rangos de tensión y corriente fijados por el fabricante.
El número máximo de módulos en serie (Nmáx,serie) que forman un string vendrá
determinado por las condiciones de temperatura más bajas a considerar (-10ºC),
además del límite superior de tensión por parte del inversor.
Antes de calcular el número máximo de módulos en serie habrá que determinar
el coeficiente de corrección VOC,STC.
, % 37
0,34 0,1258100 100
OC STCV V VV
K K (8)
A continuación se procede a calcular la tensión a circuito abierto en las
condiciones de temperatura más bajas, y posteriormente el valor máximo de
módulos en serie:
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 71 -
( , 10º ) ,
,
0,12581 1 35 37 41,4
37OC módulo C OC STC
OC STC
V VV T V V V
V V
(9)
( )
m ,
( , 10º )
90021
41,4
máx inv
áx serie
OC módulo C
V VN
V V
(10)
Donde:
∆V: Coeficiente de corrección de VOC,STC por efecto de variación de la
temperatura.
VOC,STC: Tensión de circuito abierto del módulo en condiciones STC.
β: Coeficiente de temperatura de VOC (%/K).
Vmáx(inv): Tensión máxima de funcionamiento del inversor.
VOC(módulo,-10ºC): Tensión de circuito abierto para una temperatura de -10ºC.
∆T: Diferencia de temperatura entre 25ºC (STC) y la más baja de Alcañiz,
-10ºC.
Nmáx,serie: Número máximo de módulos en serie en un string.
Y si para el máximo número de módulos en serie en un string se toma la
temperatura más baja, el valor mínimo (Nmín,serie) se obtiene con la temperatura
más elevada (considerad 70ºC), junto con el voltaje mínimo que fija el sistema
de seguimiento de punto de máxima potencia en el inversor:
( ,70º ) ,
,
1MPP módulo C MPP STC
MPP STC
VV T V
V
(11)
( ,70º )
0,12581 45 30 24,34
30MPP módulo C
VV V V
V
(12)
, ( )
m ,
( ,70º )
45019
24,34
MPP mín inv
ín serie
MPP módulo C
V VN
V V (13)
Donde:
∆T: Diferencia de temperatura entre la más alta, 70ºC, y 25ºC (STC).
VMPP,STC: Tensión en el punto de máxima potencia en condiciones STC.
VMPP,mín(inv): Tensión mínima de funcionamiento del sistema seguidor del
punto de máxima potencia del inversor.
VMPP(módulo,70ºC): Tensión en el punto de máxima potencia para una
temperatura de 70ºC.
Nmín,serie: Número mínimo de módulos en serie en un string.
David Alejos Lop
- 72 -
Por otro lado, el número máximo de ramas o strings en paralelo serán:
( )
m ,
,
20624
8,35
máx inv
áx strings
SC string
I VN
I V (14)
Donde:
Imáx(inv): Corriente máxima del inversor.
ISC,string: Corriente de cortocircuito de una rama, igual a la de un módulo.
Una vez calculados los límites, se escoge la distribución final, de forma que el
producto de ramas o strings y el número de paneles fotovoltaicos en cada una de
ellas se encuentre entre el rango de módulos totales obtenido inicialmente.
Se ha escogido una configuración de 17 ramas con 21 módulos en cada una,
un total de 357 módulos. La superficie de captación será de 598,57 m2.
Con la configuración definida, se puede calcular la potencia pico del generador
fotovoltaico (PGFV) y el factor de dimensionamiento asociado (Fdi):
235 357 83,9GFV módulo panelesP P N W kWp (15)
80
0,9583,9
inv
di
GFV
P kWF
P kW (16)
De esta manera, el generador fotovoltaico queda definido.
10.1.5. Distribución del sistema de captación
Se deberá calcular la separación mínima de los módulos fotovoltaicos para que
no se produzcan proyecciones de sombras entre ellos. Para ello se obtendrá la
distancia mínima para que no se proyecten sombras en el día más desfavorable
de año (21 de diciembre), a través de la siguiente fórmula:
( )
cos( )tan( )
sen id L i
h i
(17)
Donde:
L: Altura del panel, o en el caso de que el panel no tenga la misma
orientación que la cubierta, la proyección de perfil, es decir, la distancia
diagonal del mismo = 1,95 m.
α: Ángulo óptimo del emplazamiento = 37º = 0,6458 radianes.
i: Inclinación de la cubierta = 22,5º = 0,3927 radianes.
h: Altura solar. Este parámetro depende de la latitud del lugar y de la
declinación solar, que es el ángulo entre la línea Sol-Tierra y el plano
ecuatorial celeste, y tiene un valor de 23,45º. Se calcula con la siguiente
fórmula:
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 73 -
90º 41,05º 23,45º 25,5º 0,445h radianes (18)
Introduciendo los valores en la fórmula anterior obtendremos la distancia
mínima que debe haber entre los módulos fotovoltaicos, en paralelo al perfil de
la cubierta:
(0,6458 0,3927)
1,95 cos(0,6458 0,3927) 2,33tan(0,445 0,3927)
send m
(19)
A continuación se muestra un esquema con los parámetros de cálculo.
Figura 52. Esquema de la separación entre módulos fotovoltaicos.
Como se puede observar en el esquema anterior la distancia de separación
entre los paneles es superior a la distancia mínima calculada, por tanto no se
proyectarán sombras entre ellos.
En los Planos 8 y 9 se pueden observar con detalle la situación en planta de los
elementos de la instalación solar fotovoltaica sobre la cubierta.
10.2. Sistema de distribución
En este apartado se describirán y dimensionarán los distintos cables y cajas de
conexiones que constituyen el sistema de distribución de la instalación. Se hará
de acuerdo al Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), Pliego de
Condiciones Técnicas del IDAE y normas UNE.
10.2.1. Elementos en el sistema de distribución
En el sistema de distribución de la instalación pueden distinguirse cuatro partes
principales:
1. Conductores de las cadenas (strings): Conductores de corriente continua
que conectan los módulos de una misma cadena entre ellos y con la caja de
conexiones correspondiente. Se trata de conductores que operarán
generalmente al aire libre, por lo que deberán estar específicamente
David Alejos Lop
- 74 -
diseñados para este fin, cumpliendo con las características exigidas en el ITC-
BT-30 para locales mojados.
Se ha escogido un cable conductor tipo RZ1-K (AS) de tensión asignada de 1
kV cuyo recubrimiento de polietileno reticulado (XLPE) garantiza una buena
resistencia a las acciones de la intemperie y cuyo fabricante ha demostrado
satisfacer las exigencias específicas recogidas en la norma UNE 21030. El tipo
de cable utilizado es un cable flexible, con probada resistencia a la absorción
de agua, al frío y a los rayos ultra violetas. Este cable está diseñado,
fabricado y comprobado de acuerdo a la norma UNE 21123 y sus principales
características se pueden observar en la próxima tabla.
Estos irán colocados sobre la cubierta de la nave, recorriendo todo el campo
solar.
Tabla 35. Características del cable conductor RZ1-K utilizado en el
campo fotovoltaico.
Característica Descripción
Tensión nominal 1 kV
Temperatura mínima de
servicio
-15 ºC
Temperatura máxima del
conductor
90 ºC
Temperatura máxima en
cortocircuito
250 ºC (máximo 5 segundos)
Incendio Cumplimiento de la norma UNE-EN 60332
Halógenos Contenido en HCI < 0,5%
Humos Baja emisión de humos
2. Cajas de conexión de corriente continua: Son cajas que facilitan y
protegen las conexiones entre las cadenas de módulos.
Las cajas utilizadas en el proyecto son del fabricante CENTRAELECTRIC
ARAGON SL, modelo STC8 con una conexión máxima de 8 strings y disponen
de una protección IP55, distribuidas por AMB GREEN POWER.
No obstante, dichas cajas estarán ubicadas al costado del inversor dentro del
edificio 7 para facilitar las tareas de mantenimiento.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 75 -
Tabla 36. Características de las cajas de conexión de corriente
continua.
Características Valores
Tensión de corriente continua máxima admisible 1000 V
Corriente de corriente continua máxima admisible 100 A
Nº de entradas de corriente continua 8
Corriente nominal del fusible del string 16 A
Grado de protección (IEC 60529) IP55
Dimensiones 380mm x 760mm x 225mm
Seccionador de potencia en el lado de CC 100 A
Figura 53. Caja de conexiones STC8 de AMB Green Power.
En el Anexo I.5 se puede consultar la ficha técnica de este elemento.
3. Conductores principales de continua: Cables conductores que conectan
las cajas de conexiones con el inversor.
El tipo de cable a utilizar en este tramo será el mismo que el empleado para
la conexión de las cadenas de módulos con las cajas de conexiones. Estos irán
empotrados en la pared.
4. Conductores de conexión del inversor con la CGBT: Conductores de
corriente alterna que conectan la salida de tensión alterna del inversor con la
CGBT.
En este caso, se utilizará el mismo cableado que se ha escogido para los
conductores de continua. Discurrirá un tramo empotrado en la pared hasta
llegar al suelo, por el cual irá enterrado bajo tubo a una profundidad de 0,7
m, hasta la CGBT situada en la caseta donde se encuentra el transformador.
Se utilizarán tubos protectores conforme a lo establecido en la norme UNE-EN
50086 y sus características mínimas serán las indicadas en la tabla:
David Alejos Lop
- 76 -
Tabla 37. Características mínimas para tubos en canalizaciones
enterradas.
Características Código Grado
Resistencia la curvado 1-2-3-4 Cualquiera de las
especificaciones
Propiedades eléctricas 0 No declaradas
Resistencia a la penetración de objetos sólidos 4 Protegido contra
objetos D>1mm
Resistencia a la penetración de agua 3 Protegido contra el
agua de lluvia
Resistencia a la corrosión de tubos metálicos y
compuestos
2 Protección interior
y exterior media
Resistencia a la tracción 0 No declarada
Resistencia a la propagación de la llama 0 No declarada
Resistencia a las cargas suspendidas 0 No declarada
10.2.2. Dimensionado del sistema de distribución
Una vez escogidos los modelos de conductores de la instalación se procede a
dimensionar el sistema de distribución teniendo en cuenta la caída de tensión
máxima, la intensidad máxima admisible y la intensidad de cortocircuito.
El objetivo principal será determinar la sección mínima del cable para cumplir con
los requerimientos de cada uno de los tramos de la instalación. El dimensionado
se hará teniendo en cuenta lo que se establece en la ITC-BT-40, concretamente
en el punto 5:
Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad
no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador.
La caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión con la
red no superará el 1,5% para la intensidad nominal.
Al mismo tiempo, en el tramo de corriente continua los conductores se
dimensionarán para una intensidad admisible de 1,25 veces la de cortocircuito
en condiciones STC (ISC,STC), según la norma UNE 60364.
También se deberá cumplir las restricciones del Pliego de Condiciones Técnicas
de las Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red del IDAE, que establecen
que los conductores serán de cobre y su sección deberá ser suficiente para que
la caída de tensión sea inferior a 1,5% en la parte de corriente continua,
tomando como referencia la tensión correspondiente a las cajas de conexiones.
1. Dimensionamiento por caída de tensión
A partir del criterio de la máxima caída de tensión admisible, se obtendrá una
sección de diseño según las fórmulas siguientes:
Para corriente continua o alterna monofásica:
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- 77 -
2 diseño Tc
diseño
tramo
L IS
e U
(20)
Para corriente alterna trifásica:
3 diseño Tc
diseño
tramo
L IS
e U
(21)
Siendo:
L: Longitud máxima (más desfavorable) del tramo considerado (m).
Idiseño: Corriente para la que se dimensiona el cableado del tramo (A). Un
125% de la corriente máxima del generador o de la corriente de
cortocircuito en condiciones STC.
ρTc: Resistividad del conductor a temperatura máxima admitida por éste
(Ω·mm2/m). Como todos los conductores serán de cobre y con aislamiento
de polietileno reticulado (XLPE), que permiten una temperatura máxima
de 90ºC, este parámetro tomará un valor de 1/44 Ω·mm2/m.
e: Porcentaje de caída de tensión admisible en el tramo considerado.
Utramo: Tensión del tramo que se calcula (V). Tensión de línea para
trifásica.
A partir del valor de sección resultante, se escogerá el valor de sección
normalizada inmediatamente superior (como mínimo).
Una vez definidos todos los parámetros ya se pueden calcular las secciones de
diseño de cada una de las partes que forman el sistema de distribución:
Conductores de las cadenas
Son los conductores que se encargan de conectar los 21 módulos en serie de
cada cadena con sus respectivas cajas de conexión.
L = 115 m.
Idiseño = 1,25 · ISC,STC = 1,25 · 8,35 A = 10,44 A
e = 0,015 (1,5%)
Ustring = VMPP · Nserie = 30 V · 21 = 630 V
Por tanto:
2
12 115 10,44
2 44 5,770,015 630
diseño Tc
diseño
string
L IS mm
e U
(22)
De forma que se escoge la sección normalizada de 6 mm2.
David Alejos Lop
- 78 -
Conductores principales de continua
Conectarán las 3 cajas de conexión con el inversor y presenta las siguientes
características:
L = 8 m
Idiseño = 1,25 · Nstring·caja ISC,STC = 1,25 · 6 · 8,35 A = 62,63 A
e = 0,0041 (0,41%), calculado teniendo en cuenta que la caída de tensión
máxima en el tramo anterior es de 0,9% (ver cálculo posterior de caída de
tensión resultante), con lo que 1,5%-1,09%=0,41%
Ustring = VMPP · Nserie = 30 V · 21 = 630 V
2
12 8 62,63
2 44 8,80,0041 630
diseño Tc
cc inv
string
L IS mm
e U
(23)
De forma que se escoge la sección normalizada de 10 mm2.
Conductores de conexión del inversor con la CGBT
Este tramo irá un tramo empotrado en la fachada y otro enterrado,
presentado las siguientes características:
L = 230 m
Idiseño = 1,25 · Iinv = 1,25 · 116 A = 145 A
e = 0,015 (1,5%)
Utramo = 400 V
2
13 230 145
3 44 218,800,015 400
diseño Tc
inv CGBT
tramo
L IS mm
e U
(24)
Siendo la sección normalizada de 240 mm2.
Conductores de conexión de la CGBT con la CPM
El tramo de conexión de la CGBT con la CPM se determinará en función del
criterio de conexionado a la red establecido por la empresa distribuidora.
2. Comprobación por criterio de intensidad máxima admisible
El siguiente paso será verificar que se cumpla el criterio de intensidad
máxima admisible, lo cual implica que la corriente de dimensionado del cable
no podrá superar la intensidad máxima admisible corregida del conductor
seleccionado.
Se calculará la intensidad máxima admisible en condiciones normales del
conductor seleccionado a partir de lo especificado en la norma UNE-HD
60364-5-52 y en la tabla 1 de la ITC-BT-19 del REBT.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 79 -
Conductores de las cadenas
Para realizar la comprobación del criterio de intensidad máxima admisible de
los conductores de los strings con las cajas de conexión se tendrá en cuenta:
Conductores de cobre de 6 mm2 con aislamiento XLPE.
Instalación exterior.
Idiseño = 1,25 · ISC,STC = 1,25 · 8,35 A = 10,44 A
Instalación tipo B1 por ser conductores aislados o cable unipolar en tubo
sobre pared.
La tabla nos da una intensidad máxima admisible de 46 A.
Procedemos a calcular la intensidad máxima admisible corregida para este
tramo:
max, max 0,77 0,9 0,7 46 22,31corregida T ES AI f f f I A A (25)
Donde:
fT: Factor de corrección por temperatura obtenido de la tabla 13 de la ITC-
BT-07 del REBT.
fES: Factor de corrección por exposición solar obtenido de la ITC-BT-06. Se
recomienda aplicar un factor de 0,9 o inferior.
fA: Factor de corrección por agrupamiento de circuitos. Se obtiene de la
norma UNE-HD 60364-5-52 para una disposición de cables agrupados al
aire libre sobre una superficie.
Se cumple que Imax,corregida > Idiseño, por tanto la sección de 6 mm2 es válida.
Conductores principales de continua
Se tendrá en cuenta la siguiente información:
Conductores de cobre de 10 mm2 con aislamiento XLPE.
Instalación interior empotrada en pared.
Idiseño = 1,25 · ISC,STC · Nstring·caja= 1,25 · 8,35 A · 6 = 62,63 A
Instalación tipo A1 por ser conductores unipolares aislados en tubos
empotrados.
La tabla nos da una intensidad máxima admisible de 52 A.
Procedemos a calcular la intensidad máxima admisible corregida para este
tramo:
max, max 0,7 52 36,4corregida AI f I A A (26)
Como se puede observar, la corriente de diseño es superior a la máxima
admisible, por tanto se deberá aumentar la sección.
David Alejos Lop
- 80 -
Se instalarán conductores de cobre de 35 mm2. Que permite una intensidad
máxima admisible en este tipo de instalación de 110 A.
max, max 0,7 110 77corregida AI f I A A (27)
Ahora sí que cumple la premisa, y la intensidad máxima admisible corregida
es mayor que la intensidad de diseño.
Conductores de conexión del inversor con la CGBT
Se tendrá en cuenta la siguiente información:
Conductores de cobre tetrapolares de 240 mm2 con aislamiento XLPE.
Instalación empotrada un 15% y enterrada un 85%, por tanto se
considerará completamente enterrada, instalación tipo D. Se considerará
una resistividad térmica del terreno de 2,5 K·m/W, ya que es de las más
restrictivas.
Idiseño = 1,25 · Iinv = 1,25 · 116 A = 145 A
La tabla A-52-2 bis de la ITC-BT-19 nos da una intensidad máxima admisible
de 336 A.
Por tanto, se da la sección por válida ya que la intensidad máxima admisible
es superior a la intensidad de diseño.
3. Comprobación por criterio de cortocircuito
La última verificación que se deberá realizar es comprobar que la corriente
máxima en condiciones de cortocircuito no supere el valor asignado por el
fabricante o la norma UNE en cada tramo.
En el lado de corriente continua, al dimensionarse el cable conductor a un
valor de intensidad del 125% de la de cortocircuito del tramo, se garantiza
que la intensidad de cortocircuito esté muy por debajo de la intensidad
admisible por el cable conductor.
Para el lado de corriente alterna, la corriente de cortocircuito que se considera
será la que provenga del centro de transformación al que vaya a conectarse,
por ser más severa que la de la propia instalación, además de estar ésta ya
limitada por el lado de continua. La corriente de cortocircuito debe estimarse
entonces como:
100 100 40022,22
400 4,5%
trafo
CC
l cc
S kVAI kA
V u V
(28)
Esta corriente de cortocircuito nos definirá el mínimo poder de corte del
dispositivo de protección.
2
2
22,2292,58 /
240
CCI kAA mm
S mm (29)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 81 -
Cumple con creces este criterio, porque la densidad de corriente máxima
admisible para un conductor de cobre con aislamiento de XLPE, fijando una
duración del cortocircuito de 0,1s es de 449 A/mm2 según la Tabla 17 de la
ITC-BT-07.
4. Cálculo de la caída de tensión resultante
Con las secciones de cada tramo ya fijadas, se calcula la caída de tensión
efectiva en cada uno de ellos. El cálculo se realiza de forma análoga al cálculo
de sección por caída de tensión, tomando en este caso como sección la
normalizada que se ha escogido para cada tramo, y como corriente la que
circulará en condiciones normales por el mismo, de manera que:
Para corriente continua o alterna monofásica:
%
2100diseño Tc
norm tramo
L Ie
S U
(30)
Para corriente alterna trifásica:
%
3100diseño Tc
norm tramo
L Ie
S U
(31)
Donde:
e%: Caída de tensión en el tramo considerado (%).
L: Longitud máxima (más desfavorable) del tramo considerado (m).
Itramo: Corriente que se espera que circule por el cableado del tramo, en
condiciones normales (A).
ρTc: Resistividad del conductor a la temperatura máxima admitida por este
(Ω·mm2/m).
Snorm: Sección normalizada escogida para el tramo que se considera
(mm2).
Utramo: Tensión del tramo que se calcula (V). Para trifásica, se debe tomar
la tensión de línea.
Se comprobará que no se superen los límites establecidos para el lado de
continua y para el lado de alterna.
Conductores de las cadenas
Se tiene:
L = 115 m.
Itramo = IMPP = 7,85 A
Snorm = 6 mm2
Ustring = VMPP · Nserie = 30 V · 21 = 630 V
David Alejos Lop
- 82 -
Por tanto:
%
,
12 115 7,85
2 44100 100 1,09%6 630
MPP Tc
string
norm string string
L Ie
S U
(32)
Conductores principales de continua
Presenta:
L = 8 m
Itramo = Nstring·caja · IMPP = 6 · 7,85 A = 47,1 A
Snorm = 35 mm2
Ustring = VMPP · Nserie = 30 V · 21 = 630 V
%
,
12 8 47,1
2 44100 100 0,078%35 630
cc inv Tc
cc inv
norm cc inv string
L Ie
S U
(33)
En el lado de continua la caída de tensión será de 1,09+0,078 = 1,17%,
inferior al 1,5% fijado.
Conductores de conexión del inversor con la CGBT
Presenta:
L = 230 m
Itramo = Iinv = 116 A
Snorm = 240 mm2
UL = 400 V
%
,
13 230 116
3 44100 100 1,09%240 400
inv Tc
inv CGBT
norm inv CGBT L
L Ie
S U
(34)
Una vez verificadas todas las condiciones y definida la sección normalizada
del cable, puede definirse el diámetro exterior del tubo por el que discurrirá el
tramo enterrado. Así, de acuerdo con la tabla 9 de la ITC-BT-21, para
conductores unipolares de sección 240 mm2 y menos de 6 conductores, el
diámetro exterior del tubo será de 225 mm.
10.3. Sistemas de protección y medida
10.3.1. Selección de sistemas de protección
Los elementos de protección a instalar en un sistema fotovoltaico vienen
determinados principalmente por: RD 1669/2011 sobre conexión de instalaciones
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 83 -
a red de producción de energía eléctrica de pequeña potencia, RD 3275/1982
sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas,
subestaciones y centros de transformación, REBT, CTE y norma UNE 20460-7-
712.
En este apartado se definirán las protecciones propias de los sistemas
fotovoltaicos más ampliamente utilizadas clasificadas según su función:
1. Protección en los módulos:
Los diodos de paso (by-pass) protegen a los módulos evitando que en ellos se
alcancen temperaturas excesivamente elevadas al pasar a funcionar parte de
las células como cargas del resto, por efecto de sombreados parciales de los
mismos. El fabricante instala generalmente dos diodos de paso que abarcan la
mitad de las células que conforman el módulo.
2. Protección en las cajas de conexiones de corriente continua:
Diodos de bloqueo o de cadena: Se conectan en serie con cada rama de
módulos, permitiendo así la separación de las diversas cadenas de
módulos, de forma que un fallo en una de ellas no afecte a las demás.
Interruptor de continua: Aísla el inversor del generador fotovoltaico,
permitiendo realizar las tareas de mantenimiento sin peligro eléctrico.
Fusibles de conexión serie de los paneles: Diseñados para la operación en
corriente continua, como cualquier fusible protegen la instalación contra
sobreintensidades. Esta protección es innecesaria, pero puede instalarse
para mayor maniobrabilidad y/o para dotar de una protección adicional.
Varistores: Protegen contra los efectos provocados por rayos. No es
obligatoria, pero sí recomendable en instalaciones con gran envergadura.
3. Protección en el inversor
Limitaciones de máxima y mínima tensión y frecuencia: Se instalan
protecciones, generalmente en el inversor, para garantizar unos márgenes
de calidad mínima de la energía generada. Realizan un rearme automático
al restablecerse las condiciones normales de la red.
Prevención de funcionamiento en modo isla: Para protección del personal
de mantenimiento de las líneas de transmisión, evitando que puedan
inyectar energía a las líneas de distribución mientras éstas están
desconectadas de la red principal de energía. Adicionalmente ayuda a
proteger al equipo, dado que cuando la red se desconecta la tensión del
inversor tiende a aumentar, con el consiguiente peligro del sistema.
4. Protección en el equipo de interconexión
Las protecciones en este tramo deberán ser las siguientes:
Interruptor general manual: interruptor magnetotérmico que protege la
instalación contra sobreintensidades y permite la desconexión manual de
la instalación por parte de la empresa.
Interruptor automático diferencial: para la protección de las personas
contra contactos indirectos.
David Alejos Lop
- 84 -
Fusibles de interconexión con la red: protección adicional contra
sobreintensidades.
10.3.2. Selección de las protecciones
Los elementos de protección se han dimensionado para la protección general
de la instalación eléctrica en caso de ocurrir alguna sobrecarga o
cortocircuito.
Los módulos escogidos tienen incorporados los diodos de paso, y las cajas de
conexión varistores, que aportan protección contra sobretensiones inducidas
por perturbaciones atmosféricas, y fusibles de 16 A que protegen a cada
string de sobreintensidades. Además, a la salida de las cajas y dentro del
cuadro de corriente continua tienen un seccionador de potencia, que permite
actuar de manera independiente sobre 6 string en la caja 1 y 2, y sobre 5
ramas en la caja 3.
El inversor de la empresa Power Electronics, Freesun Serie LVT de 80 kW
escogido presenta las siguientes protecciones:
Monitorización de Fallo a Tierra.
Resistencias de Caldeo.
Paro de Emergencia.
Interruptor de Potencia en la parte AC.
Interruptor de Potencia en la parte DC.
Protecciones de Sobretensión AC.
Protecciones de Sobretensión DC.
Protecciones de Sobretensión para Tensión Auxiliar.
Protección contra rayos.
La CGBT y la CPM estarán situadas en la caseta del transformador.
Las protecciones del lado de corriente alterna se dimensionan por encima del
125% de la intensidad nominal de la instalación:
80000
1,25 1,25 1,25 144,343 cos 3 400 1
PN N
Línea
P WI I A
V V
(35)
El cuadro de corriente alterna contendrá un interruptor magnetotérmico, el cual
servirá para proteger la instalación y maniobrar sobre la misma. El interruptor a
instalar será de corriente nominal 160 A con un poder de corte 36 kA. Para esta
función se ha escogido un interruptor automático EasyPact CVS160F con 4 polos
protegidos.
Y para la protección diferencial se le acoplará un bloque Vigi ME de 4 polos con
sensibilidad de 300 mA, que prevendrá de posibles choques eléctricos y
descargas eléctricas a personas.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 85 -
La CPM cumplirá todo lo que se indica en la norma UNE-EN 61439 y tendrá un
grado de protección IP43 según UNE 20334 e IK09 según UNE-EN 50102 y será
precintable.
En dicho cuadro se instalarán los fusibles de protección de tipo NH de cuchilla
315 A, un dispositivo seccionador para permitir la desconexión del inversor de
la red de alterna de 400 A, y un contador bidireccional que se detallará en el
siguiente apartado. Elementos de protección exigidos por Endesa, en función de
la corriente nominal.
Los elementos de protección son del fabricante Schneider Electric y en los
Anexo I.6, I.7 y I.8 se pueden consultar con mayor detalle las características de
los mismos.
10.3.3. Sistema de medida y monitorización
1. Sistema de medida
Todo lo referente a los contadores de medida de la instalación está regulado
por el RD 1110/2007 y por el RD 900/2015 de autoconsumo. Este último
expone que equipos de medida se deben instalar y donde para instalaciones
de autoconsumo.
Como la instalación diseñada se va a acoger a la modalidad de autoconsumo
tipo 2, tal como se describirá en el capítulo siguiente, y tiene una potencia
nominal inferior a 100 kW, se deberán instalar 2 equipos de medida:
Equipo de medida bidireccional que mida la energía generada neta, nuevo
contador a instalar.
Equipo de medida bidireccional ubicado en el punto de frontera de la
instalación. Este equipo ya está instalado, situado en la parte de Alta
Tensión del transformador.
En la siguiente imagen se puede ver esquemáticamente.
Figura 54. Equipos de medida a instalar.
Según el RD 1110/2007, estos puntos de medida serán del tipo 3 y deberán
presentar las siguientes características:
David Alejos Lop
- 86 -
Dispondrán de dispositivos de comunicación para la lectura remota.
Dispondrán de, al menos, un canal de comunicaciones apropiado, ya sea a
través de un puerto serie RS-232 o un optoacoplador.
Se instalarán registradores que pondrán estar integrados en un contador
combinado o constituir un dispositivo independiente de los contadores,
pudiendo cada uno almacenar información de uno o más equipos de
medida. Deberá tener capacidad para parametrizar períodos de integración
de hasta 5 minutos, así como registrar y almacener los parámetros
requeridos para el cálculo de las tarifas de acceso y suministro, con la
periodicidad y agregación que exija la normativa tarifaria correspondiente.
Cuando ésta no requiera un período de integración menor, el registro de
energía activa será horario.
Asimismo, los equipos de medida deberán disponer de al menos un integrador
totalizador o elemento visualizador de la energía circulada, que garantice su
lectura tras ausencia de tensión de red durante un tiempo no inferior a seis
meses para todos los puntos de medida.
Los transformadores de medida y los contadores de energía activa y reactiva
de los equipos de medida deberán cumplir con la clase de precisión siguiente:
Tabla 38. Clase de precisión de transformadores y contadores de los
equipos de medida.
Tipo de punto
de medida
TRANSFORMADORES CONTADORES
Tensión Intensidad Tensión Intensidad
Tipo 3 ≤ 1 ≤ 1 ≤ B ≤ 2
Se instalará 1 contador trifásico bidireccional de cuatro cuadrantes, clase B
activa, clase 2 reactiva, de tipo electrónico y lectura indirecta. El contador
está homologado por la compañía y permite la lectura directa y a distancia de
la energía producida, la consumida y la reactiva en ambos sentidos. El
contador dispone del correspondiente certificado de conformidad de las
normas UNE-EN 62053-22 para energía activa y UNE-EN 62053-23 para
energía reactiva.
2. Sistema de monitorización
En las instalaciones fotovoltaicas es habitual incluir sistemas de medición y
registro de distintas variables del generador, para así poder hacer un
seguimiento del funcionamiento del mismo. En este sentido, el análisis de los
datos recogidos ayuda a detectar fallos, a controlar la eficiencia y a optimizar
la instalación, entre otros aspectos.
La monitorización proporciona información valiosa para comparar
instalaciones en distintas condiciones y contribuir a la mejora de los diseños y
procedimientos de operación de los sistemas fotovoltaicos.
En el proyecto diseñado se ha previsto que el inversor escogido realice la
monitorización de la red de distribución, ya que incluye esta posibilidad.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 87 -
10.3.4. Puesta a tierra
El cálculo de la puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se ha realizado
mediante la ITC-BT-18 del REBT, que define el objetivo de la misma de la
siguiente manera: "Las puestas a tierra se establecen principalmente con el
objetivo de limitar la tensión que, con respecto a tierra, pueda presentar en un
momento dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y
eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería en los materiales eléctricos
utilizados".
Por lo tanto, mediante la instalación de puesta a tierra se consigue que no
aparezcan diferencias de potencial peligrosos y que, al mismo tiempo, permita el
paso a tierra de las corrientes de defecto o las de descarga de origen
atmosférico.
La puesta a tierra de los sistemas fotovoltaicos no debe alterar en ningún caso
las condiciones de puesta a tierra de la red de distribución, asegurando que no se
transmitan defectos a ésta.
La resistencia de puesta a tierra de la instalación debe estar alrededor de los
20Ω, valor más común. El interruptor diferencial escogido de 300 mA generará
una tensión de contacto Vd:
0,3 20 6d d TV I R A V (36)
Donde:
Id: Intensidad diferencial-residual asignada al interruptor diferencial.
RT: Resistencia de puesta a tierra.
En este caso, la tensión toma un valor de 6 V, valor aceptable ya que es inferior
a los 24 V marcados por la ITC-BT-18 del REBT como tensión de seguridad a no
sobrepasar en locales públicos.
La resistencia de un electrodo depende de sus dimensiones, de su forma y de la
resistividad del terreno en que se encuentre.
La instalación de puesta tierra estará constituida por un conductor de cobre
enterrado y desnudo de 35 mm2 que unirá 6 piquetas de acero cobreado de 14
mm de diámetro y de 2 m de longitud en hilera separadas entre sí 8 m. Deberán
quedar soterradas y con una capa de 0,5 m entre la parte de la pica y el nivel del
terreno. Picas fabricadas según la norma UNE 202006.
La red de tierras recorrerá todas las canalizaciones eléctricas de la parte de
corriente continua con cable de cobre aislado de 16 mm2 uniendo todas las
partes metálicas. Y del inversor se sacará una nueva toma de tierra con el
objetivo de poner a tierra las masas metálicas y demás componentes del equipo
inversor. Para ello se utilizará cable de cobre aislado de 35 mm2 de sección
nominal. Estas dos partes irán unidas a los electrodos enterrados.
En este caso, se tiene una zona de arena arcillosa, y según la ITC-BT-18 del
REBT tiene una resistividad de 50 a 500Ω·m. Se escogerá el valor más
desfavorable 500 Ω·m.
La resistencia de puesta a tierra esperada es entonces:
David Alejos Lop
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500
41,676 2
TP
mR
L m
(37)
2 2 500
255 8
TC
mR
L m
(38)
Con lo que la resistencia global tendrá un valor de:
41,67 25
|| 15,6341,67 25
TP TC
T TP TC
TP TC
R RR R R
R R
(39)
Donde:
RTP: Resistencia de puesta a tierra conseguida con piquetas verticales (Ω).
RTC: Resistencia de puesta a tierra conseguida con un conductor desnudo
enterrado horizontalmente (Ω).
ρ: Resistividad del terreno
Puede comprobarse entonces que el interruptor diferencial instalado, con una
sensibilidad de 300 mA, permitirá asegurar la protección de las personas frente a
derivaciones a tierra:
0,3 15,63 4,69d d TV I R A V (40)
Así pues, circulando la intensidad máxima sin que salte el interruptor diferencial
por la resistencia a tierra no se sobrepasa la tensión de seguridad establecida en
24 V.
Finalmente, en el Plano 10 está expuesto el esquema unifilar completo de la
instalación.
10.4. Producción energética
Para realizar la previsión de producción energética del sistema fotovoltaico se ha
utilizado la plataforma web PVGIS-Climate SAF ("Photovoltaic Geographical
Information System"), que es una base de datos de radiación solar donde los
datos de insolación están basados en valores históricos de largo plazo.
Introduciendo los datos requeridos de: potencia, azimut y emplazamiento (latitud
y longitud) de la instalación, la plataforma web proporciona la estimación de
producción energética diaria, mensual y anual de la instalación, y el ángulo
óptimo para un aprovechamiento anual.
Potencia nominal de la instalación = 80 kW
Azimut = 0ºC, porque a través de las estructuras de soporte se orientan
los módulos dirección sur.
Latitud = 41º 03' 54" N
Longitud = 0º 09' 10" O
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 89 -
Elevación = 353 m sobre el nivel del mar.
Figura 55. Plataforma web PVGIS.
Una vez introducidos los datos de la instalación, la plataforma web proporciona
los parámetros de irradiación o producción energética del campo fotovoltaico y la
inclinación óptima de los paneles:
Tabla 39. Tabla obtenida de la plataforma web PVGIS.
Mes Sistema Fijo; Inclinación óptima = 37º;
Orientación = 0º
Ed
(kWh)
Em
(kWh)
Hd
(kWh/m2)
Hm
(kWh/m2)
Enero 230 7140 3,59 111
Febrero 304 8500 4,81 135
Marzo 358 11100 5,84 181
Abril 362 10900 6,02 181
Mayo 367 11400 6,23 193
Junio 382 11500 6,61 198
Julio 403 12500 7,05 219
Agosto 386 12000 6,74 209
Septiembre 365 10900 6,21 186
Octubre 317 9840 5,26 163
Noviembre 249 7460 3,96 119
Diciembre 218 6760 3,39 105
David Alejos Lop
- 90 -
Media Anual 328 9990 5,48 167
Total Anual 120000 2000
Donde:
Ed: Promedio de producción diaria de energía eléctrica a través del
sistema dado (kWh).
Em: Producción de electricidad mensual promedio del sistema dado (kWh).
Hd: Suma diaria promedio de irradiación global por metro cuadrado
recibida por los módulos del sistema dado (kWh/m2).
Hm: Importe medio de irradiación global por metro cuadrado recibida por
los módulos del sistema dado (kWh/m2).
Además, también proporciona una estimación de las pérdidas del sistema,
algunas de ellas expuestas a continuación:
Rendimiento del panel fotovoltaico: 14%.
Pérdidas estimadas debido a la temperatura media, de 14,5ºC, y baja
irradiancia: 10,3%.
Pérdidas estimadas debido a los efectos de reflectancia angular: 2,6%.
Pérdidas estimadas del sistema (cables, inversor, etc): 14%
Pérdidas del sistema combinado PV: 24,8%
Desempeño medio del sistema: 89,6%.
Degradación anual del panel: 0,3%.
A continuación se va a exponer un estudio de lo que supone la estimación de
cantidad de energía producida respecto al consumo de la cooperativa.
10.4.1. Comparativa energía consumida diurna/producida
Primero se explicará el proceso llevado a cabo para calcular la energía diurna
consumida.
El método consiste en multiplicar la energía de cada período por un factor de
horas de sol. Este factor se traduce como el porcentaje de horas de sol diarias de
un período en concreto.
Di i HSiE E f (41)
Donde:
EDi: Energía diurna consumida en el período i (kWh).
Ei: Energía consumida en el período i (kWh).
fHSi: Factor de horas de sol del período i.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 91 -
Tabla 40. Factor de horas de sol.
Factor de horas de sol
P1 P2 P3
Agosto-15 1 8/12 0
Septiembre-15 1 8/12 0
Octubre-15 1 7/12 0
Noviembre-15 0 10/12 0
Diciembre-15 0 10/12 0
Enero-16 0 10/12 0
Febrero-16 0 10/12 0
Marzo-16 1/4 10/12 0
Abril-16 1 8/12 0
Mayo-16 1 8/12 0
Junio-16 1 9/12 1/8
Julio-16 1 9/12 1/8
Por ejemplo:
Mes de agosto (Verano): Como se puede ver en la Tabla 3, el P1 es de 9 a
13 h, el P2 es de 8 a 9 h y de 13 a 24 h, y el P3 es de 0 a 8 h.
Durante las 4 h del P1 hay sol, por ello el factor es 1.
Durante las 12 h del P2 hay sol en 8, debido a que anochece a partir de 8
de la tarde, por tanto el factor es 8/12.
Durante las 8 h del P3 no hay sol en ninguna, porque a las 8 de la mañana
empieza a aparecer el sol, por tanto el factor es 0.
Mes de febrero (Invierno): Como se puede ver en la Tabla 3, el P1 es de
18 a 22 h, el P2 es de 8 a 18 h y de 22 a 24 h, y el P3 es de 0 a 8 h.
Durante las 4 h del P1 no hay sol, por tanto el factor es 0.
Durante las 12 h del P2 hay sol en 10 de ellas (de 8 a 18 h), por tanto el
factor es 10/12.
Durante las 8 h del P3 no hay sol, por tanto el factor es 0.
David Alejos Lop
- 92 -
Tabla 41. Consumo de energía diurna.
Período
facturación
Consumo de energía activa
(kWh)
Consumo de energía activa diurna
(kWh)
P1 P2 P3 TOTAL P1 P2 P3 TOTAL
Agosto-15 11787 9588 6105 27480 11787 6392 0 18179
Septiembre-15 9159 10860 4926 24945 9159 7240 0 16399
Octubre-15 12681 21727 16412 50819 12681 12674 0 25355
Noviembre-15 8607 22244 16040 46890 0 18537 0 18537
Diciembre-15 7323 23426 9744 40493 0 19522 0 19522
Enero-16 2571 12182 4803 19556 0 10152 0 10152
Febrero-16 2030 10898 4073 17001 0 9082 0 9082
Marzo-16 3246 9837 3505 16588 811 8198 0 9009
Abril-16 5225 6613 3964 15803 5225 4409 0 9634
Mayo-16 4786 8275 6616 19677 4789 5517 0 10303
Junio-16 5671 8135 5189 18996 5671 6101 649 12421
Julio-16 6473 8272 4606 19350 6473 6204 576 13252
TOTAL 79558 152057 85983 317599 56593 114026 1224 171843
Tabla 42. Comparativa diurna.
Período
facturación
Producción
solar
(kWh)
Consumo de
energía
diurna
(kWh)
Comparativa
diurna
(%)
Agosto-15 12000 18179 66 %
Septiembre-15 10900 16399 66 %
Octubre-15 9840 25355 39 %
Noviembre-15 7460 18537 40 %
Diciembre-15 6760 19522 35 %
Enero-16 7140 10152 70 %
Febrero-16 8500 9082 94 %
Marzo-16 11100 9009 123 %
Abril-16 10900 9634 113 %
Mayo-16 11400 10303 111 %
Junio-16 11500 12421 93 %
Julio-16 12500 13252 94 %
TOTAL 120000 175710 66 %
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 93 -
Atendiendo al estudio realizado, a través de la instalación solar fotovoltaica para
autoconsumo se podría solventar el 66% de la energía consumida durante el día.
Este porcentaje no se ha realizado con la energía total solar producida, sino con
la energía que se consume realmente, es decir, descontando los excedentes de
energía que irían a parar a la red eléctrica.
Sumando los resultados expuestos, se obtiene que 115546 kWh serían
consumidos instantáneamente y 4454 kWh se venderían a la red eléctrica.
Figura 56. Comparativa diurna.
Este estudio no es exacto, porque ni durante todas las horas de un período se
consume la misma cantidad de energía ni el sol sale y se retira a las horas en
punto. Pero nos da una idea de la cantidad de energía excedente que se deberá
verter a la red, que como se puede ver en la gráfica anterior en el año de estudio
sería en marzo, abril y mayo.
10.4.2. Comparativa energía consumida total/producida
Es este apartado se va a calcular el porcentaje que supone la producción solar
respecto al consumo de energía total de la cooperativa.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Ago
sto
Sep
tiem
bre
Oct
ub
re
No
viem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Feb
rero
Mar
zo
Ab
ril
May
o
Jun
io
Julio
Comparativa diurna
CONSUMO DIURNO (kWh)
PRODUCCIÓN SOLAR (kWh)
David Alejos Lop
- 94 -
Tabla 43. Comparativa total.
Período
facturación
Producción
solar
(kWh)
Consumo de
energía
(kWh)
Comparativa
total
(%)
Agosto-15 12000 27480 44 %
Septiembre-15 10900 24945 44 %
Octubre-15 9840 50819 19 %
Noviembre-15 7460 46890 16 %
Diciembre-15 6760 40493 17 %
Enero-16 7140 19556 37 %
Febrero-16 8500 17001 50 %
Marzo-16 11100 16588 67 %
Abril-16 10900 15803 69 %
Mayo-16 11400 19677 58 %
Junio-16 11500 18996 61 %
Julio-16 12500 19350 65 %
TOTAL 120000 317599 38 %
Como se ha expuesto en la tabla anterior, la estimación de producción de energía
solar fotovoltaica cubre el 38% del consumo anual del complejo.
Esto se podría traducir en el ahorro anual sobre el término de energía activa de
la factura, pero no es así debido a los aproximadamente 20 kWh anuales que
mide la empresa distribuidora de más respecto al consumo y el "impuesto al sol"
aplicado por el RD 900/2015 para instalaciones de autoconsumo.
El método de aplicación del impuesto citado está explicado en el estudio
económico del proyecto.
Figura 57. Comparativa total.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
Ago
sto
Sep
tiem
bre
Oct
ub
re
No
viem
bre
Dic
iem
bre
Ener
o
Feb
rero
Mar
zo
Ab
ril
May
o
Jun
io
Julio
Comparativa total
CONSUMO (kWh)
PRODUCCIÓN SOLAR (kWh)
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 95 -
CAPÍTULO 11:
ESTUDIO DE VIABILIDAD
DE IMPLANTACIÓN
En este capítulo se determinarán los requisitos de la instalación fotovoltaica para
conseguir las autorizaciones administrativas y licencias necesarias para su
implantación dentro del marco legal. Se describirán los procesos de tramitación y
legalización a seguir para este tipo de instalaciones y el organismo competente
que los realiza.
La instalación fotovoltaica de 80 kW está diseñada principalmente para
autoconsumo instantáneo, pero con el fin de que sea más eficiente y no se
pierda energía, los excedentes se venderán a la red eléctrica. Por tanto, según el
Real Decreto 900/2015 es una modalidad de autoconsumo tipo 2 porque la
potencia contratada de la instalación será de 220 kW, con un sujeto consumidor
y otro productor. Al existir un sujeto productor pasa a ser también una
instalación de generación de energía eléctrica, por consiguiente se ha de aplicar
la normativa de instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red
eléctrica.
11.1. Contexto jurídico
11.1.1. Marco europeo
España es un estado que está dentro de la Unión Europea, por tanto hay que
tener en cuenta sus normativas. La Directiva 2009/72/CE, del Parlamento
Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de
energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan
las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE, establece la obligación de racionalizar y
acelerar los procedimientos administrativos de autorización y conexión a redes
David Alejos Lop
- 96 -
de distribución y transporte de energía eléctrica, instando a establecer
procedimientos de autorización simplificados. Igualmente regula las líneas
generales que deben regir el acceso a las redes y funcionamiento de las mismas
en relación con las energías renovables teniendo en cuenta su futuro desarrollo.
Esta directiva indica que "para la construcción de nuevas instalaciones
generadoras, los Estados miembros adoptarán un procedimiento de
autorización". Entonces, queda en el marco competencial estatal el régimen de
autorizaciones.
Con el fin de establecer unas bases para conceder las autorizaciones la directiva
marca que "los Estados miembros fijarán los criterios para la concesión de las
autorizaciones de construcción de instalaciones generadoras en su territorio".
Este conjunto de criterios se puede recoger en tres ámbitos:
1. Energético
a) Seguridad y protección de las redes e instalaciones eléctricas y de los equipos asociados, y seguridad de suministro.
b) Eficiencia energética.
c) La naturaleza de las fuentes primarias.
d) Características técnicas, económicas y financieras particulares del
solicitante.
e) Contribuir al 20% mínimo de energía renovable al consumo final bruto de
energía.
2. Territorial
a) Ordenación del territorio y la elección de emplazamientos.
b) Utilización del suelo público.
3. Ambiental
a) La protección de la salud y la seguridad públicas.
b) La protección del medio ambiente y el clima.
c) Contribuir a reducir las emisiones.
Se puede concluir que para la instalación de una central de producción de
energía eléctrica se deberán obtener las autorizaciones administrativas de los tres ámbitos: energético, territorial y ambiental.
11.1.2. Marco estatal
El Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se regula la conexión
a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia,
establece en su disposición adicional segunda la obligación de regular el
suministro de la energía eléctrica producida en el interior de la red de un
consumidor para su propio consumo.
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, en su artículo 9, define
el autoconsumo como el consumo de energía eléctrica proveniente de
instalaciones de generación conectadas en el interior de una red de un
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
- 97 -
consumidor o a través de una línea directa de energía eléctrica asociadas a un
consumidor y distingue varias modalidades de autoconsumo.
La regulación contenida en la citada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, en
relación con el autoconsumo, tiene por finalidad garantizar un desarrollo
ordenado de la actividad, compatible con la necesidad de garantizar la
sostenibilidad técnica y económica del sistema eléctrico en su conjunto. En este
sentido, el articulado establece, con carácter general, la obligación de las
instalaciones de autoconsumo de contribuir a la financiación de los costes y
servicios del sistema en la misma cuantía que el resto de consumidores.
Y a partir de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, surge el
Real Decreto 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.
Este último Real Decreto describe la tramitación y legalización que hay que llevar
a cabo para implantar la instalación fotovoltaica de autoconsumo instantáneo
definida en el capítulo anterior.
Según el artículo 33, sobre acceso y conexión, y el artículo 53, sobre
autorizaciones, de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, para la puesta en
funcionamiento de nuevas instalaciones de producción se requerirán los
siguientes permisos y autorizaciones administrativas: permisos de acceso y
conexión a las redes de transporte o distribución, autorización administrativa
previa, autorización administrativa de construcción y autorización de explotación.
Los permisos de acceso y conexión a las redes de transporte o distribución serán
regulados por el Real Decreto 1699/2011, al estar la instalación dentro de su
ámbito de aplicación por ser una instalación de potencia no superior a 100 kW de
las tecnologías contempladas en la categoría b) del artículo 2 del Real Decreto
661/2007 y estar conectada a una línea de tensión no superior a 1 kV.
Las autorizaciones quedan fuera de las competencias de la Administración
General del Estado por lo dicho en el artículo 3, de Competencias de la
Administración General del Estado, de la Ley del Sector Eléctrico, al ser una
instalación eléctrica con una potencia menor de 50 MW, no exceder los límites de
la Comunidad Autónoma en la que se sitúa y no estar ubicada en el mar
territorial. Por ello, pasan a ser competencia de la comunidad autónoma en
cuestión, en este caso Aragón.
Además, según la disposición adicional quinta del Real Decreto 900/2015 se
puede eximir de la autorización administrativa previa y la autorización
administrativa de construcción por ser una instalación de producción de energía
eléctrica con potencia nominal no superior a 100 kW, conectada a tensión no
superior a 1 kV en la red interior de un consumidor.
11.1.3. Marco autonómico
De acuerdo con lo que dispone el artículo 35.Uno.18 del Estatuto de Autonomía,
la Comunidad Autónoma de Aragón tiene competencia exclusiva en instalaciones
de producción, distribución y transporte de energía, cuando el transporte no
salga de su territorio y su aprovechamiento no afecte a otra Comunidad
Autónoma. Este es el caso que se está tratando.
David Alejos Lop
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Dentro de la comunidad autónoma de Aragón existen una serie de órdenes del
Departamento de Industria, Comercio y Turismo en lo que se refiere a
instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica que afectan al proceso
administrativo aplicable, citadas en el Capítulo 3.
Además del ámbito energético, en el ámbito ambiental afectará la Ley 11/2014
de Prevención y Protección Ambiental de Aragón.
11.2. Procedimiento de tramitación administrativo
El primer paso para legalizar la instalación será depositar una garantía
económica ante el órgano de la Administración competente del Departamento de
Industria, Comercio y Turismo de Aragón. Según la Disposición Adicional Primera
del Real Decreto 1699/2011, se deberá ingresar en la Caja General de Depósitos
de la Diputación General de Aragón un aval de una cantidad de 20 €/kW por ser
una instalación dentro del ámbito de aplicación de la normativa citada. Esto
implica una cantidad de 1600 €, que será cancelado cuando se disponga del Acta
de Puesta en Marcha de la instalación.
11.2.1. Empresa distribuidora
Solicitud de punto de acceso y conexión
Según el capítulo II del Real Decreto 1699/2011, se deberá solicitar a la empresa
distribuidora el derecho de acceso y el punto y condiciones técnicas de conexión
necesarias para la realización del proyecto. La solicitud del punto de conexión
deberá realizarse rellenando el documento presentado en el Anexo II.1 y se
acompañará de la siguiente información:
a) Nombre, dirección, teléfono u otro medio de contacto.
b) Ubicación concreta de la instalación de generación, incluyendo la referencia catastral.
c) Esquema unifilar de la instalación.
d) Punto propuesto para realizar la conexión. Se incluirán las coordenadas UTM si fueran conocidas por el solicitante y propuesta de ubicación del
punto de medida de acuerdo con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por el Real Decreto
1110/2007, de 24 de agosto, y normativa de desarrollo.
e) Propietario del inmueble donde se ubica la instalación.
f) Declaración responsable del propietario del inmueble dando su
conformidad a la solicitud de punto de conexión si fuera diferente del solicitante.
g) Descripción de la instalación, tecnología utilizada y características técnicas de la misma, entre las que se incluirán las potencias pico y nominal de la instalación, modos de conexión y, en su caso, características del inversor o
inversores, descripción de los dispositivos de protección y elementos de conexión previstos.
h) Justificante de haber depositado el aval correspondiente.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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La empresa distribuidora solicitará, en el caso que resulte necesario, alguna documentación adicional en un plazo de 10 días a partir de la recepción de la
solicitud.
La empresa distribuidora a la que habrá que realizar esta solicitud será a Fecsa-
Endesa, la cual realiza el suministro eléctrico a la cooperativa.
Determinación de las condiciones técnicas y económicas de acceso y conexión
La empresa suministradora notificará su propuesta de condiciones de acceso y
conexión en el plazo máximo de un mes a partir de la recepción de la solicitud, incluyendo como mínimo lo siguiente:
a) Aceptación de los puntos de conexión y medida propuestos, incluyendo coordenadas UTM, de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
b) Tensión máxima y mínima de la red en el punto de conexión.
c) Potencia de cortocircuito máxima de diseño para el cálculo de la
aparamenta de protección y mínima en explotación normal para el cálculo de las variaciones de tensión permitidas en el punto de conexión.
d) Informe justificativo en el caso de que el punto de conexión y medida para
la cesión de energía sea diferente del punto de conexión y medida del suministro.
e) Presupuesto económico, en el caso de que se deban realizar nuevas instalaciones para la red de distribución.
La propuesta efectuada mantendrá una vigencia durante un plazo de 3 meses
desde la fecha de notificación al titular de la instalación. Este deberá informar a la empresa distribuidora de la aceptación del punto de conexión mientras sea
vigente la propuesta.
La solicitud de conexión puede ser denegada por falta de capacidad en el punto de conexión propuesto, y debe informar de las posibles modificaciones a llevar
a cabo para la inclusión de la nueva instalación. También puede ser denegada atendiendo a criterios de seguridad y continuidad del suministro. Si así fuera, el
solicitante dispone de 30 días desde la notificación de la propuesta emitida por la empresa suministradora para reclamar al órgano competente del Departamento de Industria, Comercio y Turismo de Aragón. Este dispondrá de
2 meses para resolver y notificar la reclamación.
Si la empresa suministradora no emitiera la propuesta en el plazo de tiempo
correspondiente, el solicitante dispone de los 30 días siguientes para realizar una reclamación al organismo mencionado, que tendrá un plazo máximo de 3 meses para resolver y notificar.
En el caso de que el titular de la instalación no esté de acuerdo con las condiciones propuestas por la empresa suministradora, dispondrá de 30 días
desde la recepción de la propuesta para dirigirse al órgano competente del Departamento de Industria, Comercio y Turismo para que resuelva las
discrepancias entre los dos sujetos. La resolución y notificación deberá producirse en un plazo máximo de 2 meses.
En el caso de que fueran necesarias nuevas instalaciones para la red de
distribución, correrían a cargo del solicitante.
David Alejos Lop
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Suscripción del contrato técnico de acceso
Una vez realizados los trabajos correspondientes y determinados en el punto de
conexión se envían las características del mismo al titular de la instalación, y este solicitará a la empresa distribuidora la suscripción del contrato técnico de
acceso a la red.
El titular de la instalación y la empresa distribuidora suscribirán el contrato por
el que se regirán las relaciones técnicas entre ambos según el modelo de contrato tipo recogido en el Anexo II.2.
La empresa distribuidora suscribirá este contrato en el plazo máximo de un mes
a contar desde la fecha de solicitud del interesado siempre que la instalación cumpla los requisitos establecidos.
Cualquier discrepancia será resuelta por el órgano de la Administración competente en un plazo máximo de un mes.
Conexión de la instalación
El próximo paso será solicitar a la empresa distribuidora la conexión a la red.
Esta se realizará una vez se obtenga la autorización de puesta en marcha. Esta solicitud se podrá realizar junto con la suscripción del contrato técnico con el distribuidor, o en cualquier momento posterior a la firma del mismo.
Una vez realizada la solicitud de conexión la empresa distribuidora tendrá un plazo de 10 días para llevar a cabo la primera verificación. Si esta es
satisfactoria, la empresa distribuidora dispondrá de un plazo máximo de un mes para conectar la instalación a la red. Pero si por el contrario, la empresa encuentra alguna incidencia, esta informará al titular de la instalación y le
concederá un plazo para solucionarlas.
11.2.2. Ayuntamiento de Alcañiz
En el apartado de trámites de gestión municipal del Ayuntamiento de Alcañiz se
pueden encontrar todos los documentos y ordenanzas que explican los
procedimientos que hay que llevar a cabo para implantar la actividad proyectada
en el municipio.
Licencia de obras
Se deberá solicitar la licencia de obras al Ayuntamiento de Alcañiz presentado el
proyecto visado de la instalación y el presupuesto de ejecución estimado,
acompañados del documento del Anexo II.3. En el momento de presentar la
solicitud se deberá abonar la tasa por tramitación, expuesta en el presupuesto.
El Ayuntamiento tiene un plazo máximo de 3 meses para resolver la solicitud.
Licencia Municipal
De acuerdo con lo dispuesto en la Ley 11/2014, de 4 de diciembre, de
prevención y protección ambiental de Aragón, la actividad en cuestión se
encuentra en el anexo V, no tiene la consideración de clasificada, por tanto
queda exenta de licencia ambiental de actividades clasificadas. Dicho esto, solo
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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estará sujeta a la licencia municipal de apertura prevista en la legislación de
régimen local.
En la Ordenanza municipal 7 de protección ambiental y licencias de actividad se
describe la tramitación a llevar a cabo para obtener la licencia municipal de
apertura de actividades no clasificadas.
La documentación a presentar estará acorde a lo establecido en la Ley
Urbanística de Aragón 5/1999 (LUA), y será la siguiente:
a) D. N. I. del solicitante y, en el caso de que no sean personas físicas, C. I. F y copia de estatutos, reglamento o escritura de constitución.
b) En caso de que se actúe en nombre de una empresa o sociedad, documentación acreditativa de las facultades del firmante.
c) Acreditar estar dado de alta en el Impuesto de Bienes Inmuebles de
Naturaleza Urbana, salvo no sujeción.
d) Acreditar el alta en el Impuesto de Actividades Económicas den el plazo
máximo de 15 días desde el inicio de la actividad.
e) Instancia dirigida al Sr. Alcalde, según modelo especificado en el Anexo II.4.
f) Documentación descriptiva de la actividad que deberá detallar al menos: titular de la actividad y domicilio, emplazamiento, descripción de la
actividad, descripción del local, superficies, servicios urbanísticos, instalaciones y maquinaria, medidas correctoras, instalaciones de protección contra incendios y otras medidas de protección.
g) Planos: emplazamiento, fachada, planta, alzado, sección y de protección contra incendios.
h) Presupuesto de las obras que se hayan realizado.
i) Copia solicitud autorización de vertido.
j) Otra documentación que pueda ser de interés, y que así se exija
expresamente.
k) Certificación del técnico director de las obras e instalaciones en que se
especifique la conformidad de las mismas a las condiciones de la licencia otorgada y que reúnen las debidas condiciones de tranquilidad, seguridad y salubridad.
l) Certificado médico oficial en el que se conste que el local reúne las condiciones sanitarias exigibles.
Una vez completa la documentación preceptiva, el Técnico municipal, en un plazo de 10 días emitirá un informe debiendo señalar si la actividad cumple la
normativa urbanística. En caso de que no sea así, se requerirá al interesado que las subsane en un plazo de 15 días desde la notificación.
Finalizado este trámite, el expediente se pasa a la Alcaldía, para el
otorgamiento, si procede, de Licencia Municipal de Apertura de Actividad no clasificada, o en este caso, de Instalación, conforme al modelo del Anexo II.5
Una vez se obtiene la licencia, será necesario que se levante el Acta de Comprobación para comenzar la actividad, según el modelo del Anexo II.6, con el fin de verificar si las instalaciones de adecuan a la documentación
presentada. Para ello, el titular de la actividad deberá solicitar al Ayuntamiento
David Alejos Lop
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que efectúe la oportuna visita de comprobación. Esta visita se efectuará en un plazo de 10 días desde la solicitud y será anunciada con 2 días de antelación.
Del resultado de la visita se extenderá el Acta en un plazo no superior a 15 días. Si las obras e instalaciones se ajustan en su ejecución al proyecto
presentado y las medidas correctoras son suficientes, se recibirá la autorización municipal de funcionamiento.
En caso de disconformidad entre el técnico director de la obra y el Acta de comprobación, el titular podrá reclamar a la Alcaldía en un plazo de 5 días, y esta tendrá un plazo de 15 días para resolver el conflicto.
11.2.3. Servicio Provincial de Industria, Comercio y Turismo de Teruel
Según lo expuesto en la Orden de 25 de junio de 2004, que describe el
procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar
fotovoltaica conectadas a la red eléctrica, el titular deberá obtener la autorización
administrativa y de aprobación del proyecto, acogerse al Régimen Especial y
posteriormente obtener el Acta de puesta en servicio.
Al ser una instalación con una potencia nominal no superior a 100 kW conectada
a una red de tensión no superior a 1 kV, queda excluida del régimen de
autorización administrativa previa, tal como expone la disposición adicional
quinta del Real Decreto 900/2015.
Por tanto, solo será necesario solicitar la inscripción en el Registro de
instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y obtener el
Acta de puesta en servicio.
Registro de instalaciones de producción de energía eléctrica
El titular de la instalación deberá presentar ante el Servicio Provincial de Teruel
de Industria, Comercio y Turismo la solicitud para ingresar en el Registro de
instalaciones de producción de energía eléctrica aportando la siguiente
documentación:
a) Solicitud de reconocimiento de la condición de instalación de producción de
energía eléctrica, según el modelo que figura en el Anexo II.7.
b) Ficha de identificación y características de la instalación según el modelo
que figura en el Anexo II.8.
c) Licencia municipal.
d) Contrato de acceso y conexión de la compañía distribuidora que garantice
la evacuación de la energía a generar.
Los Servicios Provinciales remitirán dicha documentación a la Dirección General
de Energía y Minas, quien resolverá la solicitud de acogimiento e inscripción previa.
Presentación de las certificaciones de la instalación y autorización de puesta en servicio
Una vez ejecutada la instalación fotovoltaica, se extenderá el Acta de puesta en servicio al titular de la instalación cuando presente al Servicio Provincial de Teruel los siguientes documentos:
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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a) Contrato suscrito con la empresa eléctrica titular de la red de distribución a la que se conecta la instalación fotovoltaica.
b) Declaración CE de conformidad emitida por el fabricante de las placas fotovoltaicas y los inversores.
c) Certificado de dirección de obra, según el modelo establecido en el Anexo II.10, que acredite que la instalación se ajusta al proyecto presentado y
cumple la reglamentación y normativa aplicable.
El acta de puesta en servicio y el contrato de compraventa serán remitidos por el Servicio Provincial de Teruel a la Dirección General de Energía y Minas para la
inscripción definitiva en el Registro de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.
11.2.4. Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo
Se deberá solicitar la inscripción en el Registro administrativo de autoconsumo
de energía eléctrica. El procedimiento de inscripción se podrá realizar por medios
electrónicos.
La inscripción se realizará por el titular del punto de suministro en el plazo
máximo de un mes desde la formalización del contrato de acceso con la empresa
distribuidora, y se acompañará de la declaración responsable conforme al artículo
71.bis de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las
Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común y del
formulario cumplimentado del Anexo II.10.
Una vez recibida la documentación se procederá a la inscripción automática en el
Registro administrativo de autoconsumo de energía eléctrica.
David Alejos Lop
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11.2.5. Diagrama resumen de todas las tramitaciones
Depósito de Aval
Solicitud del punto de
conexión y acceso
Solicitud de la
licencia de obras
Suscripción del contrato
técnico y de compraventa
Ejecución de las
obras
Solicitud de la licencia municipal
de apertura de actividad
Solicitud de la inscripción en el Registro de instalaciones
productoras de energía eléctrica y acta de puesta en servicio
Inscripción en el Registro de
autoconsumo de energía eléctrica
Solicitud de conexión, verificación
final y puesta en marcha
En la Caja General
de Depósitos de la
Diputación General
de Aragón
Empresa
distribuidora -
ENDESA Ayto. de
Alcañiz
Servicio Provincial
de Teruel de
Industria, Comercio
y Turismo
Por medios electrónicos
en la Dirección General
de Política Energética y
Minas del Ministerio de
Industria, Comercio y
Turismo
Empresa
distribuidora -
ENDESA
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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Después de presentar el diagrama que hay que seguir para tramitar una instalación fotovoltaica de modalidad de autoconsumo tipo 2, se va a intentar
explicar con palabras los pasos a seguir.
1. Lo primero que se ha de realizar es depositar el aval de 1600 € en la Caja
General de Depósitos de la Diputación General de Aragón.
2. Seguidamente se solicita el punto de conexión y acceso a Endesa. Se podría
realizar la solicitud de la licencia de obras, pero creo que es ilógico si no se
tiene el punto de conexión.
3. Una vez Fecsa-Endesa acepte el punto de conexión se puede suscribir el
contrato técnico y solicitar la licencia de obras en el Ayuntamiento de Alcañiz.
4. Cuando el Ayuntamiento resuelva la licencia de obras favorable ya se pueden
ejecutar la instalación.
5. Y a continuación se solicita la licencia municipal de apertura de la actividad en
el mismo Ayuntamiento.
6. En cuanto se produzca la obtención de la licencia municipal y se haya firmado
el contrato técnico de acceso y de compraventa, ya se puede solicitar la
inscripción en el Registro de instalaciones productoras de energía eléctrica y
el Acta de puesta en servicio en el Servicio Provincial de Teruel de Industria,
Comercio y Turismo.
7. El penúltimo trámite a realizar es la inscripción en el Registro administrativo
de autoconsumo de energía eléctrica por medios electrónicos.
8. Por último, se realiza la solicitud de conexión a Endesa que debe realizar una
verificación final para conectar la instalación a la red.
David Alejos Lop
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CAPÍTULO 12:
CONCLUSIONES
El marco jurídico y económico español para la retribución de la actividad de
producción de energía eléctrica fotovoltaica ha cambiado mucho durante los
últimos 10 años. Actualmente, la implantación de una central fotovoltaica se
encuentra en un marco totalmente incierto y muy desfavorable, ya que
únicamente se retribuye su actividad mediante la venta de la energía producida
al mercado eléctrico. Por ello, la implantación de centrales solares fotovoltaicas
para autoconsumo es una realidad presente en el estado español, mejor ahorrar
aproximadamente 0,10 €/kWh, que se paga por la electricidad, que venderla
aproximadamente a 0,04 €/kWh, que es el precio de mercado.
Pero el gobierno ya ha tomado cartas en el asunto y publicó el RD 900/2015, de
autoconsumo, o popularmente denominado como "el impuesto al sol",
justificando que hay que pagar el mantenimiento de las líneas eléctricas, que ya
se paga con el término de potencia de la factura eléctrica, que la persona no deja
de pagar por convertirse en autoconsumidor, es absurdo. Simplemente es otra
estrategia para seguir con su tendencia de favorecer a las grandes empresas
eléctricas y el oligopolio en el sistema eléctrico español. Y de esta manera, seguir
dependiendo de la compra de combustibles fósiles a otros países y contribuir al
cambio climático y al calentamiento del planeta.
España, el país con el mayor recurso solar de Europa, tiene el procedimiento
administrativo más complejo de la Unión Europea, alejándose de lo expuesto en
la Directiva Europea de 2009/28/CE de fomento del uso de las energías
renovables, que pretende la simplificación de los trámites administrativos para
favorecer el autoconsumo eléctrico.
Tarde o temprano esto debe cambiar, porque los combustibles fósiles cada vez
son más caros y los equipos para producir energías renovables más baratos y
eficientes.
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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Dicho esto, con este proyecto se quiere contribuir al proceso de cambio del
sistema eléctrico español y encomendarse a las energías renovables. Toda la
energía que se consuma a partir de ahora en la cooperativa será limpia y
provocando 0 emisiones de CO2. Porque cuando no sea suficiente con la energía
producida por las placas solares fotovoltaicas se comprará electricidad a "Som
Energia", cooperativa que solo comercializa con energías limpias.
A través de cooperativas y proyectos como este se puede lograr desbancar los
combustibles fósiles, reducir la gran deuda del sistema eléctrico, y de una vez
por todas producir nuestra propia energía e intentar ser autosuficientes.
David Alejos Lop
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CAPÍTULO 13:
BIBLIOGRAFÍA
En este capítulo se han expuesto las páginas web que se han consultado durante
la realización del presente proyecto.
Boletín Oficial del Estado
https://www.boe.es
Boletín Oficial de Aragón
http://www.boa.aragon.es
Ayuntamiento de Alcañiz
https://www.alcaniz.es
Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)
http://www.idae.es
Código Técnico de la Edificación
http://www.codigotecnico.org
Endesa
http://www.endesa.com
"Som Energia"
https://www.somenergia.coop
Blog de noticias Solar Tradex
http://solartradex.com/blog
Módulos fotovoltaicos SOLARWORLD
http://www.solarworld.de
Proyecto de eficiencia energética y energías renovables de la cooperativa agrícola Ntra Sra de los Pueyos
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Inversor POWER ELECTRONICS, FREESUN
http://power-electronics.com/es/inversoressolares
Cajas de Conexión AMB GREEN POWER
http://www.ambgreenpower.com/cajas_de_conexiones.aspx
Protecciones y baterías de condensadores SCHNEIDER ELECTRIC
http://www.schneider-electric.es
Picas de la puesta a tierra
http://industriasmora.com
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