diseÑo de una instalaciÓn fotovoltaica aislada para...

Integrantes:

Rubén Ejarque Llopis

Joaquín Marco Pastor

Ana Fátima Jiménez Luque

Coral Escorihuela Sales SIH007: TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

UNIVERSITAT JAUME I – CURSO 13/14

DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA PARA UNA

EXPLOTACIÓN AVÍCOLA

M Á S T E R E N E F I C I E N C I A E N E R G É T I C A Y S O S T E N I B I L I D A D S I H 0 0 7 – T E C N O L O G Í A F O T O V O L T A I C A

D i s e ñ o d e u n a i n s t a l a c i ó n a i s l a d a 2

ÍNDICE 1. OBJETO DEL PROYECTO ............................................................................................................ 4

2. ANTECEDENTES ........................................................................................................................ 4

2.1. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD .................................................................................. 4

2.2. UBICACIÓN .................................................................................................................. 6

3. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA .......................................... 8

3.1. CÉLULAS Y PANELES FOTOVOLTAICOS ........................................................................ 8

3.1.1. Funcionamiento ................................................................................................... 8

3.1.2. Tipos .................................................................................................................. 11

3.1.3. Parámetros de una célula solar ......................................................................... 11

3.1.4. Conexión de paneles ......................................................................................... 12

3.2. ACUMULADORES ....................................................................................................... 13

3.2.1. Conceptos generales ......................................................................................... 13

3.2.2. Tipos .................................................................................................................. 14

3.2.3. Carga del acumulador ........................................................................................ 15

3.2.4. Dimensionado .................................................................................................... 16

3.3. REGULADORES DE CARGA ......................................................................................... 17

3.3.1. Conceptos generales ......................................................................................... 17

3.3.2. Características para elegir un regulador de carga para fotovoltaica. ............... 19

3.4. INVERSORES .............................................................................................................. 19

3.4.1. Función .............................................................................................................. 19

3.4.2. Principio de funcionamiento ............................................................................. 20

3.4.3. Dimensionamiento ............................................................................................ 20

3.4.4. Características para elegir un inversor para fotovoltaica .................................. 20

3.5. OTROS EQUIPOS PARA USO EN LA INSTALACIÓN ..................................................... 20

3.5.1. Sistemas de medida y control ........................................................................... 20

4. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ......................................................... 21

4.1. ORIENTACIÓN DE LOS PANELES ................................................................................ 21

4.2. INCLINACIÓN TEÓRICA DE LOS PANELES SOLARES ................................................... 22

4.3. RADIACIÓN INCIDENTE .............................................................................................. 23

4.4. CÁLCULO DE SOMBRAS ............................................................................................. 23

4.5. CARGAS ELÉCTRICAS A CUBIR Y ENERGÍA NECESARIA .............................................. 24

4.5.1. Relación de potencia instalada .......................................................................... 24

4.5.2. Consumo teórico a partir de facturas ................................................................ 31

4.5.3. Cálculo del consumo energético real a producir por el sistema ....................... 31

4.6. CÁLCULO DEL NÚMERO DE PANELES FOTOVOLTAICOS NECESARIOS ...................... 33

4.7. DIMENSIONADO DEL REGULADOR ............................................................................ 37

4.8. DISTRIBUCIÓN DE LOS PANELES ................................................................................ 38

4.9. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN .................................................. 39

4.10. DIMENSIONES DEL INVERSOR ................................................................................... 40

4.11. GRUPO ELECTRÓGENO .............................................................................................. 40

5. FICHAS TÉCNICAS ................................................................................................................... 41

6. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA ................................................................................... 42



7. CONCLUSIONES ...................................................................................................................... 44

8. ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA ............................................................................ 45

8.1. DISMINUCIÓN DEL NÚMERO DE PANELES INSTALADOS .......................................... 45

8.2. REDUCCIÓN DE DÍAS DE AUTONOMÍA DE LAS BATERÍAS ......................................... 46

8.2.1. Grupo conectado directamente a red (220 v) de la instalación ........................ 46

8.2.2. Grupo conectado a las baterías ......................................................................... 49

9. BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 50

10. ANEXO I: FICHAS TÉCNICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN .................................. 51

10.1. PANELES .................................................................................................................... 51

10.2. ACUMULADOR........................................................................................................... 54

10.3. REGULADOR DE CARGA ............................................................................................. 57

10.4. INVERSOR .................................................................................................................. 63

10.5. GRUPO ELECTRÓGENO .............................................................................................. 66



1. OBJETO DEL PROYECTO

El proyecto consiste en el diseño de un sistema fotovoltaico para atender el

funcionamiento de una granja agropecuaria de 1.232 m² de extensión, situada en el término

municipal de Lledó (Teruel) y que consta de dos naves y una zona de clasificación de huevos,

conectada actualmente a la red eléctrica.

Se plantean una instalación aisladas de red para atender el consumo propio de la

instalación, de aproximadamente 100 kW.

Igualmente se hará un estudio de la viabilidad económica del proyecto teniendo en

cuenta las diversas tecnologías existentes en el mercado actual.

2. ANTECEDENTES

2.1. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

La mercantil en cuestión tiene implantada una explotación avícola de gallinas de

puesta en el término municipal de Lledó (Teruel).

La instalación avícola de puesta está compuesta por dos naves con una capacidad para

6.500 aves cada una. La instalación cuenta además con un centro de clasificación de huevos y

un espacio destinado al almacenaje de huevos. La instalación se completa con un estercolero

impermeabilizado con capacidad para almacenar la gallinaza generada en la instalación

durante quince días.

Imagen de la explotación desde la carretera comarcal



Imagen de la explotación desde camino de acceso

Imagen nave 1 Imagen nave 2

En el proceso de la actividad de puesta, los animales se recibirán en la explotación con

17 semanas de vida y tras un periodo de adaptación de una semana comenzarán el periodo de

puesta que suele durar entre 9 y 10 meses. Pasado este tiempo, se llevan a matadero.

Por ello diferenciamos entre:

Ø Época de funcionamiento que comprende desde el mes de Febrero hasta Noviembre.

Ø Época de mantenimiento y limpieza que comprende los meses de Diciembre y Enero.

En el proceso de la actividad de clasificación de huevos, éstos llegarán desde las naves

de ponedoras a través de cintas transportadoras y posteriormente por la clasificadora donde

serán envasados.

Cuando las aves abandonen la instalación se procederá al lavado y desinfección de la

misma.

La instalación dispone de ventilación forzada mediante ventiladores, así como

ventilación natural mediante ventanas en los laterales de las naves. La nave dispone además

de calefacción generada por una caldera de biomasa, utilizando como combustible orujillo

(hueso de aceituna de alto poder calorífico).

La granja dispone de instalación eléctrica para la iluminación artificial, la fuerza de las

naves y de la maquinaria existente. La iluminación artificial se realiza a base de tubos

fluorescentes.



El suministro de agua a los pollos se realiza por medio de bebederos de válvula o tipo

tetina o chupete. El pienso se dispone en comederos automáticos de tipo corrido. En ambos

casos se dispone de un sistema elevador para adaptarse al crecimiento de los animales.

La explotación dispone de un abastecimiento de agua procedente del río Algars,

situado a 150 m de la parcela, que se almacena en un aljibe mediante un equipo de bombeo.

El consumo total estimado de agua se sitúa en 1500 m3/año.

Se realizará limpieza de las instalaciones ganaderas con equipos de agua a alta presión.

Este agua es eliminada por evaporación gracias a los sistemas de ventilación de las

instalaciones, no generándose aguas residuales industriales.

2.2. UBICACIÓN

La finca donde se ubica la actual explotación está situada en el término municipal de

Lledó, en la provincia de Teruel, a 2.400 m al Este del núcleo urbano, en la Partida "Raconal"

Polígono 3, parcela 152.

Ø Coordenadas UTM: 40° 58` 21,78" Norte y 0° 17´ 21,18" Este.

Ø Elevación: 403 metros sobre el nivel del mar.

Plano de situación

Actividad Granja

Municipio

de Lledó



La parcela tiene una superficie de 14.292 m² y se encuentra situada a una

distancia de 100 m de la carretera de Lledó a Arens de Lledó, por la que se tiene acceso a la

finca.

El río Algars está a una distancia de 150 m, no habiendo en los alrededores ningún otro

tipo de aguas corrientes, así como tampoco industrias agroalimentarias ni de transformación

de alimentos.

Son sus linderos: Al Norte, camino; al Sur, carretera Lledó - Arens de Lledó; al Este,

parcela 158 perteneciente a Juan Ferrás; y al Oeste la parcela 151 de Bautista Roig.

Plano de emplazamiento



3. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA

3.1. CÉLULAS Y PANELES FOTOVOLTAICOS

3.1.1. Funcionamiento

Las células fotoeléctricas son dispositivos basados en la acción de radiaciones

luminosas sobre ciertos materiales, normalmente metales. El efecto de esas radiaciones puede

ser de tres tipos:

Ø Efecto fotoemisivo o fotoexterno: Provoca un arranque de electrones con liberación de

los mismos.

Ø Efecto fotoconductivo o fotointerno: Modifica la conductividad eléctrica del material.

Ø Efecto fotovoltaico: Crea una fuerza electromotriz en el material.

Precisamente en este último apartado es donde se integran las células fotovoltaicas,

que generan un paso de corriente proporcional al flujo luminoso que reciben. Los materiales

usados para las células fotovoltaicas son los semiconductores, ya que la energía que liga a los

electrones de valencia con su núcleo es similar a la energía de los fotones que constituyen la

luz solar. Al incidir ésta sobre un semiconductor (normalmente silicio), sus fotones suministran

la cantidad de energía necesaria a los electrones de valencia como para que se rompan los

enlaces y queden libres para circular por el semiconductor.



Al lugar dejado por la ausencia del electrón liberado se le llama hueco, y dispone de

carga eléctrica positiva. Estos huecos también se desplazan, ya que el electrón liberado es

susceptible de caer en un hueco próximo, produciendo entonces un movimiento de estos

huecos. Al hecho de que los electrones ocupen los huecos de otros electrones se le denomina

recombinación.

Estos electrones libres y estos huecos creados en los puntos donde hay luz, tienden a

difundirse hacia las zonas oscuras, con lo cual pierden su actividad. Sin embargo, al moverse

ambas partículas en el mismo sentido, no producen corriente eléctrica, y antes o después se

recombinan restableciendo el enlace roto. No obstante, si en algún lugar próximo a la región

donde estas parejas de electrones y huecos han sido creados se formara un campo eléctrico en

el interior del semiconductor, este campo separaría a los electrones de los huecos, haciendo

que cada uno circule en dirección opuesta y, por consiguiente, dando lugar a una corriente

eléctrica en el sentido del citado campo eléctrico.

Existen varias formas de crear un campo eléctrico de este tipo en el interior del

semiconductor, pero todas ellas están basadas en el concepto de potencial de contacto y la

afinidad que diferentes sólidos tienen por los electrones.

Dopado de semiconductor

En las células solares convencionales este campo eléctrico se consigue mediante la

unión de dos regiones de un cristal de silicio que han sido tratadas químicamente de modo

diverso.

Una de las dos regiones, la denominada n, ha sido dopada (impurificada) con fósforo.

El fósforo tiene cinco electrones de valencia, uno más que el silicio, de manera que la región

dopada con fósforo muestra una afinidad por los electrones menor que el silicio puro.

La otra región, denominada p, ha sido dopada con boro. El boro tiene sólo tres

electrones de valencia, uno menos que el silicio, y por ello el silicio dopado con boro tiene una

afinidad por los electrones superior al silicio puro. De esta manera, la unión p-n así formada



presenta una diferencia de potencial Ve que hace que los electrones tengan menos energía en

la zona n que en la zona p.

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

los electrones hacia la zona n y los huecos hacia la zona p.

La constitución de una célula de silicio convencional parte de una barra cristalina de

silicio dopado con boro, que se corta en discos de un espesor 0.3 mm. Una de sus caras se

dopa fuertemente con fósforo, mediante difusión a alta temperatura en una atmósfera

gaseosa rica en el mismo, de forma que este elemento penetre en el silicio más concentrado

que el boro que éste contenía, hasta la profundidad aproximada de 0.3 micras. Encima de esta

capa se deposita una rejilla metálica conductora, y en la parte posterior una capa continua.

Ambas sirven para facilitar la toma de contactos eléctricos con las dos regiones.

Cuando inciden fotones sobre la capa superior de la célula, algunos enlaces se rompen,

generándose entonces pares electrón-hueco.

Si esta generación se produce a una distancia de la unión menor que lo que se

denomina longitud de difusión, antes o después estos portadores serán separados por el

fuerte campo eléctrico que existe en la unión, moviéndose el electrón hacia la zona n y el

hueco hacia la p y dando lugar, por consiguiente, a una corriente desde la zona n a la zona p.

Campo eléctrico

Teniendo en cuenta lo anterior, para obtener un buen rendimiento en células solares,

estas deben estar constituidas por un material en el que la energía del enlace de sus

electrones de valencia no sea ni muy baja, ya que se perdería buena parte de la energía del

fotón, ni muy alta, pues entonces sólo los fotones más energéticos del espectro solar podrían

romper los enlaces. El silicio, con 1.1 eV, es el material más usado. El arseniuro de galio, con

1.4 eV, tiene teóricamente mejores características pero es más caro. El sulfuro de cobre, con

1.2 eV, es un material prometedor.



Efecto fotovoltaico

3.1.2. Tipos

a) Células de arseniuro de galio. Rendimiento cercano al 27% - 28%, tecnología poco

avanzada y costes elevados.

b) Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de azufre. Bajos rendimientos. Posible

alternativa de bajo coste en el futuro.

c) Células bifaciales. Células activas en sus dos caras. Rendimiento cercano al 30% pero

muy caras y complejidad en la instalación.

d) Células de silicio amorfo. Posee la ventaja de que su espesor llega a ser 50 veces más

fino que el equivalente en células de silicio monocristalino. Eficiencia en torno al

9%, pudiendo aumentar en las versiones multicapa. Costes muy económicos.

e) Células de silicio policristalino. Rendimiento de hasta el 14%. Posibilidad de producirlas

directamente en forma cuadrada, por lo que no es necesario el posterior

mecanizado.

f) Células de silicio monocristalino. Son las más empleadas en la actualidad. No olvidemos

que el silicio es el material más abundante en la Tierra después del oxígeno.

3.1.3. Parámetros de una célula solar

Ø Intensidad de cortocircuito (Ics): Es aquella que se produce a tensión cero.

Ø Tensión de circuito abierto (Cca): Representa la tensión máxima que puede dar una

célula.

Ø Potencia pico (Wp): Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula.

Ø Factor de forma (FF): Nos da la calidad de la célula. FF = (Ip · Vp) / (Ics · Wcc)

Ø Rendimiento (η): Cociente entre la potencia pico y la potencia de radiación incidente.



Curva I-V de una célula solar

3.1.4. Conexión de paneles

Conexión en serie:

El polo positivo de un panel se conecta al negativo del siguiente. Así, al igual que en la

conexión de células, la corriente que pasa por un panel es la que pasa por todos mientras que

la tensión se suma.

La curva de un conjunto de paneles asociados en serie queda definida por la suma de la

tensión de circuito abierto de todos ellos y la corriente de cortocircuito del panel de menor

potencia.

Esquema y curva de conexión en serie

Conexión en paralelo:

Todos los polos de igual signo se conectan entre ellos. De esta forma todos los

módulos pasan a trabajar a la misma tensión y suman sus corrientes.

La curva característica de esta asociación queda definida por la suma de corrientes de

cortocircuito y la tensión de circuito abierto de menor potencia.



Esquema y curva de conexión en paralelo

3.2. ACUMULADORES

Tipos de acumuladores

3.2.1. Conceptos generales

La misión principal del acumulador dentro de un sistema solar fotovoltaico consiste en

suministrar energía tal y como es demandada por la carga, independientemente de la

producción eléctrica del panel en ese preciso momento. Cumple, por otra parte, una misión de

fiabilidad, ya que también tiene la función de poder alimentar a la carga durante varios días,

cuando la producción del panel es baja debido a las condiciones meteorológicas adversas.

El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía potencial

química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos electrodos sumergidos en un

electrolito donde se producen las reacciones químicas en los procesos de carga o descarga.



La capacidad de un acumulador se mide en amperios-hora (Ah), para un determinado

tiempo de descarga, y se define como la cantidad de electricidad que puede obtenerse

durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado, siendo el producto de la

intensidad de descarga por el tiempo que ésta actúa.

Al acumulador que ha de ser usado para aplicaciones solares se le debe exigir el cumplimiento

de unas condiciones básicas, como son:

Ø Aceptar todas las corrientes de carga que suministre el panel solar

Ø Mantenimiento nulo o mínimo

Ø Fácil transporte e instalación

Ø Baja autodescarga

Ø Rendimiento elevado

Ø Larga vida

3.2.2. Tipos

Se encuentran diferentes tipos de baterías en el mercado, pero fundamentalmente se

pueden hacer dos grandes grupos: las de níquel-cadmio (Ni-Cd) y las de plomo-ácido. Las

primeras presentan unas cualidades excepcionales, pero debido a su elevado precio se usan

con menos frecuencia.

Tipos de baterías

Por el contrario, las baterías de plomo-ácido en sus diferentes versiones son las más

usadas para las aplicaciones solares, adaptándose a cualquier corriente de carga y teniendo un

precio razonable.



Ventajas e inconvenientes de los tipos de baterías

En aquellas instalaciones en las que vamos a tener descargas profundas, elegiremos

baterías tubulares estacionarias, así como en las instalaciones en las que necesitemos una

capacidad elevada. Es el caso que se da en las instalaciones autónomas de viviendas.

Si la instalación solar es de pequeña dimensión, o de muy difícil mantenimiento,

deberemos elegir baterías de gel, vigilando que no se produzcan ciclos de descargas

profundos. Un ejemplo puede ser una instalación solar que alimenta un pequeño repetidor en

lo alto de un monte.

A la hora de elegir los acumuladores, es importante tener en cuenta el efecto de la

temperatura sobre los mismos. La capacidad aumenta a medida que sube la temperatura, y al

revés, disminuye cuando baja la temperatura del lugar donde se encuentra ubicado. Si

prevemos la posibilidad de que existan temperaturas por debajo de 0ºC en el lugar de la

instalación, deberemos elegir un acumulador de capacidad mayor que la calculada en el

dimensionado de la instalación, con el fin de que no haya problemas en su funcionamiento.

3.2.3. Carga del acumulador

Todas las baterías están compuestas por elementos de 2 V nominales y una capacidad

que dependerá del modelo y tipo de placas utilizadas. Después de su fabricación se venderán

comercialmente como elementos sueltos para interconexionar entre sí, o bien ya conectados y

presentados como un bloque, en tensiones de 12 ó 24 V normalmente.

Dado que todas las baterías sufren una autodescarga, necesitan una pequeña corriente

de mantenimiento para conservarlas completamente cargadas incluso cuando no están

trabajando. En la práctica esta corriente es suministrada por el panel, siendo el voltaje de



alimentación de unos 0,2 V por encima del voltaje de circuito abierto del elemento

acumulador.

Un elemento que ha sido descargado puede llegar a un estado de plena carga con la

tensión mencionada anteriormente, pero tardaría bastante tiempo. Por lo tanto, para hacer

que una batería cargue más rápidamente se necesitará un voltaje de carga mayor, que oscilará

entre los 2,60 y 2,65 V/elemento, siendo el tiempo empleado función de la intensidad que se

le pueda proporcionar.

Se ha de tener en cuenta que, aproximadamente entre los 2,35 V y los 2,40 V, el

elemento acumulador empieza a gasificar. Este hecho no es demasiado perjudicial en las

baterías de placas tubulares (ya que, de lo contrario, podría estratificarse el electrolito y dañar

las placas), pero representa una pérdida de agua que debemos compensar realizando un

mantenimiento periódico.

También es cierto que no podemos permitir una sobrecarga fuerte en el acumulador,

ya que nos llevaría a una disminución de la vida útil del mismo, siendo por este motivo por el

que se usan diversos dispositivos que anulan o limitan la corriente de carga del panel

fotovoltaico, evitando así una sobrecarga en el acumulador. A estos dispositivos se les

denomina reguladores de carga.

3.2.4. Dimensionado

Dado que en la mayoría de las aplicaciones fotovoltaicas va a ser preciso la utilización

del acumulador, éste deberá cumplir unos requisitos básicos que aseguren el correcto

funcionamiento del sistema. Éstos son:

Ø Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación.

Ø Asegurar la estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los equipos que

alimenta el grupo solar.

Ø Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de radiación.

Fundamentalmente, existen dos tipos de acumuladores idóneos para aplicaciones

solares: los estacionarios de plomo-antimonio (Pb-Sb) y los de plomo-calcio (Pb-Ca). Los

primeros se encuadran dentro del tipo de ciclo profundo, por lo que deben ser usados en

aquellas aplicaciones en que la descarga pueda llegar a límites bajos de una forma obligatoria

y, en general, donde el ciclo diario supere el 15% de la capacidad de la batería. No obstante,

ofrecen un buen funcionamiento en todos los casos, presentan una vida elevada y en algunos

modelos se incorpora una gran reserva de electrolito que hace su mantenimiento menos

constante.

Otro tipo de acumulador solar es el constituido por una aleación en las placas de Pb-

Ca. Estos acumuladores presentan en algunos de sus modelos la ventaja de no tener

mantenimiento, hecho que es particularmente importante en aquellas instalaciones remotas o



de difícil acceso. A diferencia de los estacionarios, que se presentan generalmente en

elementos de 2 V, los de Pb-Ca suelen construirse en tipo monobloc de 12 V y con unas

capacidades máximas de 150 Ah (a 100 h), lo que los hacen interesantes para pequeñas

instalaciones donde el ciclo de descarga diario no supere el 10% y, en emergencias, el 50%

como máximo.

Resumiendo, se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación se destine a

descargas profundas deben ser, sin lugar a dudas, del tipo estacionario, al igual que en

aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues si dispusiéramos una gran cantidad

de pequeñas baterías disminuiríamos excesivamente la fiabilidad del conjunto. Por el

contrario, si la instalación fotovoltaica es de pequeña dimensión o bien el mantenimiento es

muy difícil, no sólo en el coste sino en facilidades de acceso, la decisión se decantaría hacia las

baterías sin mantenimiento, cuidando siempre de que las descargas no sean excesivamente

profundas para evitar el envejecimiento prematuro del acumulador.

Los datos necesarios para un diseño adecuado del acumulador integrado en un sistema

fotovoltaico serían los siguientes:

Ø Tensión de funcionamiento.

Ø Descarga máxima al final de los días de autonomía.

Ø Temperatura media de funcionamiento.

Ø Temperatura mínima.

Ø Días consecutivos en los que se pueden producir bajas temperaturas.

Ø Tipo de regulador usado.

Ø Facilidad de acceso de montaje y mantenimiento del acumulador en el lugar de la

instalación.

3.3. REGULADORES DE CARGA

Reguladores de carga

3.3.1. Conceptos generales

Los módulos fotovoltaicos tienen una tensión nominal superior a la tensión nominal de

las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Esto se debe a dos causas:



Ø La tensión nominal del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que

se puede producir debido al aumento de temperatura.

Ø La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor que la

tensión máxima de batería, para poder cargada adecuadamente. pues para

alcanzar un pleno estado de carga en una batería de 12 V nominales, necesitamos

una tensión mínima de 14 V (2.34 V por elemento de batería).

La misión del regulador se centra, pues, en evitar que, debido a una sobrecarga

excesiva proporcionada por el panel, éste pueda en algún momento causar perjuicios al

acumulador, acortando la vida del mismo.

En definitiva, el regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del

acumulador a la vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el

mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías.

Esta misión es sumamente importante, ya que trabajamos con una fuente de energía

variable y estacional. Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante todos los días del

año. Si calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente deberemos tomar

como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento del sistema en la

peor época. Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, cuando llegue el verano, el valor de

la radiación pueda duplicarse, por lo que la producción sería el doble a la calculada para la

estación invernal y, por el contrario, el consumo sería el mismo.

De no existir un sistema regulador, se produciría un exceso de corriente que sería

capaz de hacer hervir el electrolito, con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo

acumulador, al no estar limitada la tensión.

Habitualmente, el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la

medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes

fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. Así, el circuito de control

del regulador de carga sabe cuándo éste debe empezar a actuar limitando la corriente

proporcionada por el grupo fotovoltaico.

Esquema sistema solar



3.3.2. Características para elegir un regulador de carga para fotovoltaica.

Ø Tensión nominal y tensión máxima admisible, la primera suele ser un múltiplo de

12V y la segunda suele estar entre un 1,25 y 1,5 veces la primera.

Ø Tensión máxima de carga del acumulador y mínima de recarga, destinadas a

asegurar la carga correcta del acumulador. La primera evita la sulfatación y la

segunda asegura la recarga (suele ser un 8-10% inferior a la nominal).

Ø Tensión de desconexión de la red de consumo, evita descargas profundas.

Ø Intensidad máxima de trabajo, como esta ha de ser mayor que la máxima que

pueda producir el generador, fija el número de reguladores necesarios.

Ø Pérdidas internas relacionadas con la caída interna de tensión, la cual no ha de

superar el 4% de la nominal.

Ø Autoconsumo, energía interna que necesita para su propio funcionamiento.

3.4. INVERSORES

Reguladores de carga

3.4.1. Función

Convertir la CC de la instalación fotovoltaica en CA para la alimentación de los

receptores que trabajan con CA (la mayoría).

Dispositivos electrónicos que convierten la corriente continua en alterna y permiten por tanto:

Ø Utilizar receptores de CA en instalaciones aisladas de la red.

Ø Conectar los sistemas FV a la red de distribución eléctrica.

Inversores de conmutación forzada o autoconmutados. Son para sistemas FV aislados.

Permiten generar CA mediante conmutación forzada, que se refiere a la apertura y cierre

forzados por el sistema de control. Pueden ser de salida escalonada (onda cuadrada) o de

modulación por anchura de pulsos (PWM), con los que se pueden conseguir salidas

prácticamente senoidales y por tanto con poco contenido de armónicos.



Con los inversores tipo PWM se consiguen rendimientos por encima del 90%, incluso

con bajos niveles de carga.

3.4.2. Principio de funcionamiento

Se basan en el empleo de dispositivos electrónicos que actúan a modo de

interruptores permitiendo interrumpir las corrientes e invertir su polaridad.

3.4.3. Dimensionamiento

Las principales características vienen determinadas por la tensión de entrada del

inversor, que se debe adaptar a la del sistema, la potencia máxima que puede proporcionar la

forma de onda en la salida (sinusoidal pura o modificada, etc.), la frecuencia de trabajo y la

eficiencia, próxima al 85%.

La eficiencia de un inversor no es constante y depende del régimen de carga al que

esté sometido. Para regímenes de carga próximos a la potencia nominal, la eficiencia es mayor

que para regímenes de carga bajos.

3.4.4. Características para elegir un inversor para fotovoltaica

Ø Nivel máximo de tensión en cc (en V) que puede soportar.

Ø Nivel de tensión alterna (en V) y la frecuencia (en Hz) de la red sobre la que se

puede inyectar corriente.

Ø La potencia nominal (en VA) que puede llegar a convertir de cc a ca.

Ø El consumo en vacio que presenta el equipo cuando no se encuentra convirtiendo.

Ø La eficiencia que es la relación entre la potencia suministrada a la red y la

potencia consumida en cc en condiciones nominales de funcionamiento.

Ø Los tipos de corriente o conexión: monofásica o trifásica. Va normalmente

asociado al nivel de potencia. Por debajo de 10 KW son monofásicos y por arriba

de 10 KW son trifásicos.

3.5. OTROS EQUIPOS PARA USO EN LA INSTALACIÓN

3.5.1. Sistemas de medida y control

Son aquellos que nos dan una idea de las magnitudes eléctricas que rigen el sistema

fotovoltaico. En general, si sólo disponemos de módulo solar, regulador de carga y

acumulador, el sistema funcionará perfectamente, pero no podremos tener "noticia" de lo que

ocurre con él. Por el contrario, con tan sólo un amperímetro y un voltímetro, empezaremos a

hacemos una idea de a qué régimen carga el panel fotovoltaico, la tensión de la batería, la

corriente consumida por los diferentes equipos conexionados, etc. En definitiva, una

información de cómo se encuentra el sistema.



Son muchos los equipos del mercado que incluyen estas funciones, pero en la mayoría

de los casos se encuentran incorporados al propio regulador.

Muchos de estos sistemas de medida llevan incorporada una alarma acústica, que nos

avisa en el caso de producirse una descarga importante, indicándonos con antelación de un

posible deterioro del subsistema de almacenamiento.

4. DIMENSIONADO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

4.1. ORIENTACIÓN DE LOS PANELES

Las dos naves existentes tienen una orientación longitudinal Norte-Sur por lo que la

inclinación de sus faldones (cubierta a dos aguas) corresponde a la orientación Este y Oeste.

Esta desviación del plano de captación solar respecto al Sur supone una reducción importante

de la energía que incidirá diariamente sobre los módulos fotovoltaicos.

El sistema constructivo de la cubierta es de paneles sándwich y placas onduladas de

fibrocemento, anclado sobre una estructura metálica. Esta subestructura y sus anclajes no

están calculados para soportar la sobrecarga de uso debido al peso de los paneles solares que

se produciría en caso de instalarlos sobre la cubierta. También habría que tener en cuenta los

posibles esfuerzos provocados por acciones de viento sobre los propios paneles. Todo ello nos

obliga a desestimar la opción de instalar los paneles sobre la cubierta.

Por ello, teniendo en cuenta la disponibilidad por parte del propietario de una

superficie de terreno sin uso determinado, nos hemos decantado por realizar el estudio de

este proyecto instalando los paneles en dicho terreno.

Esta determinación nos da libertad para escoger la mejor orientación, que es la que se

corresponde al Sur (azimut 0°).

Ubicación paneles solares



4.2. INCLINACIÓN TEÓRICA DE LOS PANELES SOLARES

El ángulo de incidencia del rayo solar sobre la superficie captadora determina a su vez

la densidad de rayos solares que entrarán dentro de una superficie determinada. Una

superficie situada perpendicularmente a la trayectoria de la radiación solar recogerá más rayos

solares que otra superficie de la misma dimensión con una inclinación distinta.

Como el Sol tiene dos tipos de movimiento aparente sobre el horizonte, el recorrido

acimutal y el de altura, el ángulo de incidencia de los rayos solares sobre una superficie fija

varía constantemente a lo largo del día, y de un día a otro del año.

Para el caso de sistemas fotovoltaicos en los que los módulos solares están dispuestos

a una inclinación fija a lo largo de todo el año, como es el caso que nos ocupa, el criterio a

seguir para obtener una optimización global del sistema consiste en dar un grado de

inclinación tal que permita recibir la mayor cantidad de energía en el cómputo global del año.

La inclinación que deben tener los módulos fotovoltaicos siempre será en relación con

la latitud del lugar donde se instalen, para la parcela en cuestión situada en el municipio de

Lledó, provincia de Teruel, su latitud es de 40° Norte.

Para determinar la inclinación óptima utilizamos la siguiente fórmula:

βopt (º) = φ/3 + 20; lo que nos da un resultado de β= 33,3°

Esquema ángulo con respecto a la horizontal

Correcciones según época estacional de mayor necesidad de producción de energía

1. Si la insolación es en tiempo de invierno y queremos tener la mayor captación en los

paneles debemos agregar entre 5 y 10 grados más a la inclinación de acuerdo a la

latitud.



2. Si se necesita es que en verano sea la mayor captación, se deben restar grados de la

latitud en la misma proporción. Esto se debe a la posición de recorrido del sol en las

diferentes épocas del año.

Resumiendo, la inclinación debe de ser de acuerdo a la latitud del lugar donde se

instale los módulos y agregar o disminuir grados dependiendo de la época del año.

4.3. RADIACIÓN INCIDENTE

Para realizar este cálculo se harán servir las tablas de radiación incidente calculadas

por el programa informático PVGIS para el lugar donde se encuentran las instalaciones y una

orientación determinada de 0 grados.

La tabla indica la radiación solar global interceptada por un plano en diversas

inclinaciones sobre la horizontal y orientadas a mediodía.

IRRADIANCIA (W·h/m2/día)

Mes Inclinación del panel con respecto a la horizontal del lugar

25° 30° 35° 40° 45° 50° 55° 60°

Enero 3.080 3.250 3.390 3.520 3.620 3.700 3.750 3.780

Febrero 4.250 4.430 4.580 4.700 4.780 4.840 4.870 4.860

Marzo 5.330 5.450 5.530 5.580 5.590 5.560 5.500 5.410

Abril 5.940 5.940 5.910 5.850 5.740 5.610 5.430 5.230

Mayo 6.370 6.280 6.150 5.990 5.790 5.560 5.300 5.010

Junio 7.030 6.880 6.680 6.450 6.190 5.890 5.560 5.190

Julio 7.390 7.250 7.060 6.840 6.570 6.280 5.930 5.560

Agosto 6.820 6.780 6.710 6.590 6.430 6.240 6.000 5.730

Septiembre 5.960 6.050 6.100 6.110 6.080 6.010 5.900 5.760

Octubre 4.590 4.740 4.870 4.960 5.020 5.050 5.050 5.010

Noviembre 3.390 3.570 3.710 3.840 3.940 4.010 4.060 4.080

Diciembre 3.050 3.220 3.370 3.510 3.610 3.700 3.760 3.790

Media 5.267 5.320 5.338 5.328 5.280 5.204 5.093 4.951

Tabla 1: Irradiancia media diaria

4.4. CÁLCULO DE SOMBRAS

Dada la situación de nuestra parcela, que se encuentra aislada de otros edificios y en

una zona despejada de árboles, no se ve afectada por sombras externas de ningún tipo.



4.5. CARGAS ELÉCTRICAS A CUBIR Y ENERGÍA NECESARIA

4.5.1. Relación de potencia instalada

Como se ha descrito anteriormente, durante la explotación de la actividad se

diferencian dos épocas:

Ø Época de funcionamiento que comprende desde el mes de Febrero hasta Noviembre.

Ø Época de mantenimiento y limpieza que comprende los meses de Diciembre y Enero.

La instalación cuenta con un conjunto de motores que se describen a continuación. Se

ha realizado una tabla para cada uno de ellos, teniendo en cuenta su potencia de consumo y

la relación de horas durante las cuales cada uno funciona.

MOTOR Uds Potencia (kW) Tiempo

Descripción h/día día/semana

Bomba río 1 1 2,00 2 2 Encargadas de elevar agua del río, situado a

150 m al Norte de la instalación, hasta los

aljibes. Bomba río 2 1 2,50 1,5 3

Imágenes Uso

Durante todo el año, para el posterior uso

como agua de consumo para los animales,

trabajadores y riego del huerto.





Suministro

agua

gallinas/gallos

1 0,5 1,92 7

Encargado de suministrar y distribuir el

agua almacenada en el aljibe hasta los

bebederos de la nave para el consumo de

los animales.

Imágenes Uso

Durante los meses en los cuales la granja se

encuentra en funcionamiento.



Silo 1 2 0,75 0,32 7 Encargados del suministro de pienso

mediante tornillos sinfín hasta las tolvas de

almacenaje situadas dentro de la propia

granja.

Silo 2 1 1 0,57 7

Imágenes Uso







Suministro

gallinas 1 4 0,55 0,64 7

Encargados del suministro de pienso desde

las tolvas mediante tornillos sinfín hasta los

distintos comederos.

Suministro

gallinas 2 3 1,1 0,64 7

Suministro

gallos 1 2 0,75 0,16 7

Suministro

gallos 2 2 0,75 0,16 7

Imágenes Uso





Transportador 1 1 0,55 0,64 7 Encargados de la recogida de los huevos y

transporte mediante cinta hasta final de

la nave. Transportador 2 1 0,55 0,64 7

Imágenes Uso

Durante los meses en los cuales la granja

se encuentra en funcionamiento.





Cinta 1 1 0,55 0,64 7 Encargados del transporte de los huevos

desde el final de la nave hasta el centro

de recogida. Cinta 2 1 0,55 0,64 7

Imágenes Uso

Durante los meses en los cuales la granja

se encuentra en funcionamiento.



Maquina de

recogida 4 0,55 0,64 7

Encargada de recoger los huevos

procedentes de las cintas transportadoras y

clasificarlos para su posterior almacenaje.

Imágenes Uso







Motores

ventana 5 0,5 - 7

Encargados de regular la altura de las

ventanas para la correcta ventilación

natural de las naves.

Imágenes Uso

Durante la temporada más cálida (6 meses

aproximadamente) en los cuales la granja

se encuentra en funcionamiento y

dependiendo de la temperatura del

exterior.



Ventiladores 4 1 6 7 Encargados de mantener unas condiciones

idóneas de confort para los animales.

Imágenes Uso

Durante los meses de junio-julio-agosto en

los cuales la granja se encuentra en

funcionamiento y el riesgo de muerte por

asfixia para las gallinas/gallos es elevado.



Bomba agua

panel 1 0,50 1,28 7

Encargados mantener las naves a una

humedad adecuada para el desarrollo del

proceso productivo. Ventilador panel 4 0,75 6 7

Imágenes Uso

Durante los meses de junio-julio-agosto

en los cuales la granja se encuentra en

funcionamiento y la excesiva sequedad

en el ambiente pueda producir bajas

inesperadas.





Aparato AACC 1 1,25 6 7

Encargados de mantener unas condiciones

idóneas para el almacenaje de los huevos

hasta su traslado a empresa.

Imágenes Uso


encuentra en.



Estufa 1 1 4 - 7

Encargados mantener las

naves a una temperatura

adecuada para el desarrollo

del proceso productivo. Estufa 2 3 0,5 - 7

Imágenes Uso

Durante los meses de

febrero-marzo en los cuales

la granja se encuentra en

funcionamiento y el extremo

frío en el municipio pueda

producir bajas por falta de

calor en las naves.



Fluorescentes 1 26 0,02 - - Encargados de iluminar las

naves a una temperatura

adecuada para el desarrollo

del proceso productivo.

Fluorescentes 2 28 0,05 - -

Imágenes Uso

Durante época de

funcionamiento.



Cuadro resumen energía consumida por horas en un día de julio



4.5.2. Consumo teórico a partir de facturas

Aunque se ha descrito anteriormente la relación de motores y periodos de uso de los

mismos, con los cuales se puede calcular la energía consumida (Wh/día), hemos creído

oportuno, ya que disponemos del historia anual de facturas de la compañía eléctrica

suministradora en la que se especifica la energía real consumida, extraer los datos reales a

partir de éstas.

Así pues, partiendo de la relación de facturas aportadas por el cliente, se puede

proceder a evaluar el consumo mensual realizado durante todo el periodo del año 2013. Este

dato nos servirá posteriormente de base para calcular la potencia del sistema.

En la siguiente tabla se detallan dichos consumos, pudiendo apreciar que el mes de

enero el consumo es prácticamente nulo, esto es porque se trata de la época en que la granja

no está operativa y se aprovecha para realizar tan solo las tareas de mantenimiento y limpieza.

CONSUMO DE ENERGÍA REAL

Mes kW·h/mes Días del mes kW·h/día W·h/día Importe €

Enero 145,00 31 4,68 4.677 105,63

Febrero 1.000,70 28 35,74 35.739 232,15

Marzo 1.038,00 31 33,48 33.484 229,68

Abril 775,00 30 25,83 25.833 190,01

Mayo 862,00 31 27,81 27.806 211,9

Junio 704,00 30 23,47 23.467 183,75

Julio 2.084,00 31 67,23 67.226 441,16

Agosto 1.796,00 31 57,94 57.935 408,08

Septiembre 892,00 30 29,73 29.733 261,62

Octubre 848,00 31 27,35 27.355 247,96

Noviembre 1.162,00 30 38,73 38.733 321,22

Diciembre 840,00 31 27,10 27.097 212,43

TOTAL 12.146,70 365 33,28 33.278 3.045,59

Tabla 3: Relación de consumos mensuales

4.5.3. Cálculo del consumo energético real a producir por el sistema

A partir del consumo energético teórico ET (Wh/d), debemos calcular el consumo

energético real E (Wh/d), que será al que realmente tenga que hacer frente la instalación y en

el que incluiremos los múltiples factores de pérdidas que van a existir en la instalación

fotovoltaica. Por tanto tendremos que el consumo energético real será el consumo calculado

mayorado por un factor R de rendimiento global de la instalación.



Para el cálculo de R consideraremos:

Siendo:

· Kb, coeficiente de perdidas por rendimiento del acumulador:

§ 0,05, en sistemas que no demanden descargas intensas.

§ 0,1, en sistemas con descargas profundas.

· Kc, coeficiente de perdidas en el convertidor:

§ 0,05, para convertidores senoidales puros, trabajando en régimen

optimo

§ 0,1, en otras condiciones de trabajo que no estén cerca del optimo.

· Kv, coeficiente de perdidas varias, que agrupa otras perdidas como el rendimiento

de la red, efecto Joule, etc.

§ 0,05-0,15, como valores de referencia.

· Ka, coeficiente de auto descarga diaria:

§ 0,002, para baterías de baja autodescarga, Ni-Cd.

§ 0,005, para baterías estacionarias de Pb-acido (que son las habituales)

§ 0,012, para baterías de alta autodescarga (automóviles)

· N, es el número de días de autonomía de la instalación, es decir, los días que la

instalación deba operar bajo una irradiación mínima (como los días nublados), en

los que va a consumir más energía de la que el sistema fotovoltaico va a ser capaz

de generar.

§ En nuestro caso, tomaremos 3 días a de autonomía.

· pd es la profundidad de descarga de las baterías, la cual no excederá del 80%

(referida a la capacidad nominal del acumulador), ya que la eficacia de este

decrece en gran medida con los ciclos carga-descarga muy profundos.

Así pues, tomaremos para el cálculo:

Kb = 0,1 ; Kc = 0,05 ; Kv = 0,1 ; Ka = 0,005 ; N = 3 ; Pd = 0,7

Obteniendo un factor de rendimiento de:

R = (1-0,1-0,05-0,1) * (1- (0,005*3/0,7)) = 0,7339



Por tanto el consumo energético real tomando como consumo teórico el del mes de mayor

consumo será:

Er = Et/R = 67.226 / 0,7339 = 91.601,03 W·h/día.

Así mismo, sobre la energía real aplicaremos un sobredimensionamiento del 5 % para

asegurar que en todo momento la instalación sea autosuficiente.

E=Er * 1,05 = 91.601,03 * 1,05 =96.177,07 W·h/día.

Por tanto nuestra instalación fotovoltaica deberá general aproximadamente 96

Kw·h/día en el mes de mayor consumo eléctrico que es el de Julio.

4.6. CÁLCULO DEL NÚMERO DE PANELES FOTOVOLTAICOS NECESARIOS

Para calcular el número de paneles fotovoltaicos tomaremos en cuenta los siguientes

datos para cada mes:

1. Irradiación media según la inclinación del panel, obtenida de la aplicación

informática PVGIS

2. Consumo medio diario real de energía

3. Temperatura media durante el día, obtenida de la Agencia Estatal de

Meteorología AEMET

4. Potencia pico del panel seleccionado (Wp)

1. La irradiación del mes la utilizamos para hallar las horas pico de sol (HPS), que se puede

definir como el número de horas en que disponemos de una hipotética irradiancia solar

constante de 1000 W/m2. Es una forma de contabilizar la energía recibida del sol

agrupándola en paquetes, siendo cada “paquete” de 1 hora y recibiendo 1000 w/m2.

2. El consumo medio diario real de energía nos determina la producción mínima del sistema.

3. La temperatura media durante el día es necesaria para calcular las pérdidas de potencia en

función de la temperatura ambiente. Para dicho cálculo hemos tomado de referencia el

coeficiente de temperatura de potencia máxima, indicado en la ficha técnica del panel

seleccionado.



Coeficientes de pérdidas/ganancias Curva I/V en función de la temperatura

Con estos datos ya estamos en disposición de calcular el número de paneles.

En la gráfica que se presenta a continuación, se detallan dichos datos:

Tabla 4: Nº de paneles necesarios según mes

Nº de paneles = Energía real necesaria / Potencia del panel (Wp) · HPS

Según los resultados obtenidos en la tabla superior, el mes crítico en el cual se necesita

mayor número de paneles es Noviembre, por tanto:

Nº Paneles = 38.733 (Wh/día) / 227,1 Wp · 3,71 h = 66 paneles

En resumen, nuestra instalación contará con 66 paneles fotovoltaicos de la casa

comercial ATERSA, modelo A-250PGS, de 250 Wp de potencia máxima, capaz de producir la

energía necesaria en el mes más crítico correspondiente a noviembre y el mes de más



demanda que se corresponde a julio, en el cual nuestra instalación, en condiciones óptimas,

será capaz de producir algo más de 96 KWh/día.

Ubicación paneles

Según el apartado 4.1 del documento, la orientación elegida para la colocación de

nuestros paneles será la Sur. Se ha optado por la configuración de una retícula de 3x22 paneles

apoyados sobre una subestructura metálica. Se creará de este modo una especie de

marquesina que servirá de zona para aparcar distintos vehículos usados en la explotación

ganadera.

Subestructura metálica

Alzado subestructura metálica



Vista 3D de los paneles solares

Vista sombras generadas por los paneles solares



4.7. DIMENSIONADO DEL REGULADOR

El regulador es el encargado de regular el flujo de electricidad desde los módulos

fotovoltaicos hasta las baterías (suministrándoles la tensión e intensidad adecuadas al estado

de carga en que estas se encuentren). Además, el regulador tiene la misión de mantener la

batería plenamente cargada sin que sufra sobrecargas que pudieran deteriorarla.

Las intensidades máximas de entrada y salida del regulador adecuado para cada

aplicación dependerán de la corriente de máxima que pueda producir el sistema de generación

fotovoltaico para la entrada y, la corriente máxima de las cargas para la salida.

Para tener en cuenta los posibles picos de irradiancia o los cambios de temperatura, es

recomendable que, a la hora de escoger el regulador, sea aquel con una corriente entre el 15 y

el 25% superior a la corriente de cortocircuito que le puede llegar del sistema de generación

fotovoltaico (Ientrada) o bien, de la que puede consumir la carga del sistema (Isalida). La elección

del regulador será aquel que soporte la mayor de las dos corrientes calculadas.

Para calcular la corriente de entrada al regulador hacemos el producto entre la

corriente de cortocircuito de un módulo y el número de las ramas en paralelo.

En este caso el panel escogido es el modelo A-250PGS, de la casa comercial ATERSA,

con potencia máxima 250 Wp, cuya Isc = 8,85A.

El regulador seleccionado es el modelo de la serie MPPT-80C de la casa comercial

ATERSA, cuya máxima intensidad de entrada es de 70 A y su rango de tensiones de 16-112 Vcc.

Aplicando la siguiente fórmula, obtenemos el número de paneles a instalar en paralelo.

70 A = Ientra = 1,25 x 8,85 x 6 = 66,37 A < 70 A --> Cumple

Se usa la corriente de cortocircuito para el cálculo de la corriente de entrada al

regulador porque será la máxima corriente que podría ser generada por el módulo fotovoltaico

y ha de ser esa la que tengamos en cuenta para evitar pérdidas de rendimiento. Fseg= 1,25 es

un factor de seguridad para evitar daños ocasionales al regulador.

Para el cálculo de la corriente de salida hemos de valorar la potencia de carga, la cual

podemos obtener de la tabla de consumos expuesta anteriormente. Utilizamos la siguiente

expresión para el cálculo de la misma:



Siendo,

· Pins, potencia de las cargas instaladas.

· Rinv, rendimiento del inversor, en torno a 90-95%.

80 A = Isal = 1,25 x 3.000 x 0,95 / 48 = 74,21 A < 80 A --> Cumple

4.8. DISTRIBUCIÓN DE LOS PANELES

Como hemos visto en el punto anterior, nuestro sistema fotovoltaico estará

compuesto por 66 paneles distribuidos del siguiente modo según el regulador escogido.

Ø 3 bloques de 18 paneles cada uno conectados 3 en serie y 6 en paralelo.

Ø 1bloque de 12 paneles cada uno conectados 3 en serie y 4 en paralelo.

Con esta distribución logramos, además de ajustarnos a los rangos del regulador

seleccionado, prever que, en caso de avería o fallo de parte del sistema, éste siga funcionando

parcialmente.

Alzado paneles solares



4.9. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN

Para determinar el dimensionado del sistema de acumulación, procedemos a realizar

un análisis del consumo mensual real, configurando los siguientes gráficos:

Tabla 5: Determinación Energía estimada de autonomía

Como se puede apreciar, observamos dos picos de consumo importantes en los meses

de julio y agosto debido a la puesta en marcha de los equipos de ventilación. Dichos picos

hacen que el cálculo del sistema de acumulación se sobredimensione considerablemente.

Teniendo en cuenta que en dichos meses la probabilidad de que el sistema tenga una

producción nula debido a condiciones meteorológicas adversas es muy baja, hemos optado

por instalar un sistema de acumulación para cubrir un consumo ligeramente superior a la

media mensual.

Para cubrir las posibles necesidades extras durante los tres meses que quedarían fuera

del volumen cubierto por el sistema de acumulación, se ha optado por la instalación de un

grupo electrógeno de apoyo, que cargará dichas baterías en caso de que el sistema

fotovoltaico no produzca la energía suficiente.

Elección de las baterías

Para la elección de las baterías, tenemos en cuenta los siguientes parámetros:

Ø Nº de días de autonomía (N) = 3

Ø Energía (Wh/día)

Ø Profundidad de descarga máxima estacional (PDmax, e) = 70%

Ø Profundidad de descarga máxima diaria (P Dmax, d) = 20%



Dado que la distribución de los paneles se ha repartido en 4 bloques, la energía de

acumulación la repartiremos proporcionalmente del siguiente modo:

Ø Para los 3 bloques de 18 paneles, la energía acumulada será de 13.640 Wh/día.

Cn72 = 13.640 *3 / 48 = 852,5 Ah

La batería estacionaria seleccionada de 6 vasos de 2 V de 779 Ah ENERSOL T 880

Cn72=953 de la casa comercial TUDOR.

Ø Para el bloque de 12 paneles, la energía acumulada será de 9.080 Wh/día.

Cn72 = 9.080 *3 / 48 = 567,5 Ah

La batería estacionaria seleccionada de 6 vasos de 2 V de 668 Ah ENERSOL T 650

Cn72=668 de la casa comercial TUDOR.

4.10. DIMENSIONES DEL INVERSOR

Para el cálculo del inversor se ha tenido en cuenta la Pins a la cual se le ha aplicado un

coeficiente de seguridad del 20%. Por tanto, tenemos que:

Pinv = Pinst x 1,20 = 3.000 x 1,20 = 3.600 W

El inversor elegido es el TAURO de onda senoidal BC 5048 48Vcc/220Vca de 5.000W

con ventilación forzada de la casa comercial ATERSA.

Los inversores se encontrarán conectados en paralelo, uno será el maestro que

activará el resto (esclavos) en función de la potencia de consumo requerida. En el conexionado

en paralelo de los inversores, se utiliza el kit de Conexión en Paralelo de TAURO BC, donde se

centralizan todos los cableados de potencia y comunicaciones entre los inversores.

4.11. GRUPO ELECTRÓGENO

El grupo electrógeno servirá de apoyo para los meses con mayor consumo diario de

energía eléctrica (julio y agosto), en los cuales el sistema fotovoltaico trabaje a bajo

rendimiento ya que el volumen de autonomía de las baterías se ha calculado de acuerdo a la

media de consumo anual tal y como se ha descrito en la tabla 5.

En la siguiente tabla se muestran los periodos estimados en que el grupo electrógeno

se tendría que poner en marcha en caso de que, por razones meteorológicas, los paneles no

recibieran radiación solar.



Tabla 6: *En rojo se han marcado los periodos de funcionamiento del grupo electrógeno

Se deduce pues que durante el mes de julio, en el caso de que hubiera tres días

consecutivos de irradiación nula en los paneles, el grupo debería aportar la energía requerida

por las instalaciones durante 36h. En el mes de agosto esta aportación sería la correspondiente

a 24h y en el mes de noviembre a 12h (suponiendo que este hecho se produzca una sola vez al

mes).

Por tanto, a efectos del estudio de viabilidad, según lo explicado en el párrafo anterior

supondremos que nuestro grupo funcionará 72h al año.

Teniendo en cuenta que el precio actual del gasoil es de 1,04 €/l y el consumo del

grupo seleccionado es de 2,8 l/h, estimamos un desembolso actualizado a 25 años con un

índice de incremento del 3% anual de 7.874 €.

Será el regulador el encargado de controlar la carga de las baterías, así como la

descarga y evitar cargas o descargas excesivas, será en ese preciso instante en el cual se

pondrá en marcha el grupo de apoyo, inyectando directamente a la red de consumo la

potencia demandada por la misma.

Se ha escogido un grupo electrógeno de la casa comercial TECNICS CARPI,

concretamente el modelo TECNICS YD12 con una potencia de 12kVA.

5. FICHAS TÉCNICAS

En el Anexo I se adjuntan las fichas técnicas de los distintos elementos de la instalación

fotovoltaica que se han mencionado en el apartado anterior.



6. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA

A continuación analizamos, partiendo del presupuesto total de la instalación de

nuestro sistema y del coste de la energía eléctrica consumida, la viabilidad de este proyecto.

Por un lado obtenemos el presupuesto del suministro y montaje del sistema

fotovoltaico calculado, incluyendo la ejecución de la subestructura que soporta los paneles. A

continuación se detalla dicho presupuesto:

Tabla 7: Presupuesto de la instalación

*Precios facilitados por Atersa Valencia, Isabel (Dpto. Comercial)

En esta otra tabla podemos observar el porcentaje que representa cada partida sobre

la inversión total de la instalación así como la vida útil estimada de cada elemento.

Tabla 8: Presupuesto de la instalación con precios actualizados

*Precios actualizados con un índice de incremento del 3%



Finalmente para saber si la inversión es rentable calculamos el VAN de la operación

aplicando la siguiente fórmula:

Donde:

§ I es la inversión inicial para llevar a cabo el proyecto

§ R es el flujo de caja del primer periodo

§ i es la rentabilidad mínima que exigimos al proyecto

§ n es el número de periodos

§ g es el índice de incremento en el valor de cada periodo

Aplicando los datos de la instalación:

§ I = 80.163,26 € (presupuesto total)

§ R= 3.045,59 € (precio de la energía factura durante el año 2013)

§ R1= -300,00 € (gastos mensuales de mantenimiento)

§ i= 2% (valor actual del bono alemán a 10 años)

§ n= 25 años

§ g= 5% (Incremento anual estimado del coste de la energía)

Obteniendo como resultado un VAN positivo de 17.221,70 €, lo que significa que

nuestra inversión sería rentable.

A continuación, en la siguiente tabla analizamos la energía estimada producida cada

mes y la consumida, observando la diferencia entre ambos valores.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ESTIMADA ANUAL CONSUMIDOS

Mes Días del mes HPS Pérdidas del

sistema

Potencia panel

(W) Total (KWh/mes) Total (KWh/mes)

Enero 31 3,52

0,73

230,65 1.219,10 145,00

Febrero 28 4,70 229,58 1.463,39 1.000,70

Marzo 31 5,58 226,46 1.897,42 1.038,00

Abril 30 5,85 224,20 1.905,87 775,00

Mayo 31 5,99 220,12 1.979,79 862,00

Junio 30 6,45 215,28 2.017,72 704,00

Julio 31 6,84 212,81 2.185,65 2.084,00

Agosto 31 6,59 212,81 2.105,76 1.796,00

Septiembre 30 6,11 216,89 1.925,67 892,00

Octubre 31 4,96 220,87 1.644,96 848,00

Noviembre 30 3,84 227,10 1.267,23 1.162,00

Diciembre 31 3,51 230,76 1.216,20 840,00

TOTAL 365,00 5,33

222,29 20.828,77 12.146,70



AÑOS VIDA ÚTIL

25

PRESUPUESTO TOTAL (incluido mantenimiento)

91.429

TOTAL KW VIDA ÚTIL

520.719 303.668

COSTE PRECIO MEDIO KWH

0,1756 0,3011

PRECIO MERCADO MEDIO ANUAL ACTUALIZADO AL 5% * 0,2981

Tabla 9: Presupuesto de la instalación con precios actualizados

Según los cálculos realizados en la tabla 9, si dividimos el presupuesto total de la

instalación entre la energía producida y consumida a lo largo de toda la vida útil de la

instalación (25 años), obtenemos el coste medio de la energía producida y de la energía

consumida por la instalación. También se ha calculado el precio medio de la energía del

mercado, considerando un índice de actualización del 5% y teniendo en cuenta sólo el coste de

la energía, sin incluir costes de potencia contratada, alquiler del contador, impuestos

eléctricos, etc., para que la comparación sea sólo a efectos de producción de energía.

Tampoco se ha tenido en cuenta tarifa de discriminación horaria.

7. CONCLUSIONES

El consumo de energía en la instalación agropecuaria, debido al tipo de actividad que

se desarrolla en ella, es muy heterogéneo. Pues según se ha mencionado en los apartados

anteriores, en los meses más cálidos la demanda es muy elevada debido al mayor número de

horas de funcionamiento de los ventiladores, mientras que en los meses que coinciden con el

periodo de limpieza y mantenimiento el consumo es mucho más bajo al no haber pollos en la

instalación.

Esta heterogeneidad en el consumo de energía hace que la instalación se tenga que

dimensionar para cubrir los meses de mayor demanda (aunque se utilice un grupo de apoyo) y

que durante los meses de menor demanda se esté produciendo más energía de la consumida.

En el caso de que la instalación se pudiera conectar a la red, la rentabilidad de la instalación

sería mucho mayor, ya que se sacaría rendimiento de ese excedente de energía. Además, en

tal caso, la inversión en el sistema de autonomía hubiera sido mucho menor (representa el

35% del presupuesto actual). No obstante, se podrían proponer otras alternativas para el

reaprovechamiento de la energía excedente, como por ejemplo utilizarla para los vehículos

agrícolas de la instalación.

Mencionar que, tal y como se ha especificado a lo largo del proyecto, los cálculos se

han realizado a partir de los consumos de las facturas eléctricas correspondientes al último

año. Para realizar un estudio más exhaustivo, hubiera sido conveniente utilizar los datos de

varias anualidades. Pues, además de que el consumo en esta actividad depende mucho de la

temperatura ambiente y solamente se ha tomado un año como referencia, en muchas

ocasiones los periodos de facturación varían, se realizan lecturas estimadas, etc. En el caso de

haber utilizado una muestra de facturas correspondiente a un periodo mayor, la repercusión



de estos factores en la variación del consumo hubiera sido menor y los datos mucho más

representativos.

Aunque la rentabilidad de la inversión es positiva, según lo mencionado en los párrafos

anteriores, creemos que actuando sobre algunos parámetros del diseño de la instalación, la

rentabilidad podría ser mayor. Por eso a continuación realizamos un estudio de optimización

del sistema.

Por último, destacar como principal ventaja que se trata de un proyecto sostenible ya

que se utiliza una fuente de energía renovable o inagotable que además no contamina el

medio ambiente pues, entre otras cosas, no emite ningún tipo de sustancia contaminante ni

genera residuos.

8. ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA

A fin de intentar optimizar la instalación para conseguir mayor rentabilidad podemos

trabajar sobre dos vertientes:

Ø Disminuir el número de paneles instalados.

Ø Reducir los días de autonomía de las baterías.

8.1. DISMINUCIÓN DEL NÚMERO DE PANELES INSTALADOS

Con el objetivo de optimizar la instalación mediante la disminución del número de

paneles, se ha realizado la siguiente gráfica: se ha representado en el eje de abscisas (x) el nº

de paneles eliminados y en el eje de ordenadas (y) €, tanto de ahorro por disminución del nº

de paneles como del coste del consumo de gasoil por horas de funcionamiento del grupo

electrógeno para sustituir la energía que produciría el nº de paneles eliminados.

Tabla 9: Disminución del número de paneles instalados



Se observa pues que el punto donde se cruzan las dos gráficas es prácticamente el nº

de paneles que resultan de aplicar el 5% de sobredimensionamiento por seguridad de nuestro

sistema.

Concluimos pues que ya en primera instancia el dimensionamiento de nuestro sistema

estaba optimizado en cuanto al desembolso económico de paneles.

8.2. REDUCCIÓN DE DÍAS DE AUTONOMÍA DE LAS BATERÍAS

8.2.1. Grupo conectado directamente a red (220 v) de la instalación

Con el objetivo de optimizar la instalación mediante la disminución del número de

baterías, lo cual conlleva una disminución de los días de autonomía, hemos realizado las

siguientes gráficas donde se aprecia en color rojo los periodos de funcionamiento del grupo

electrógeno, en que inyectará la potencia requerida directamente a la red, para cubrir la

autonomía estimada para 3 días en función de la energía acumulada en las baterías (3 y 2 días

respectivamente).

Se ha representado en color verde los periodos durante los cuales la energía es

aportada por las baterías.

Tabla 10: Autonomía batería 3 días



Tabla 11: Autonomía batería 2 días

Se detalla a continuación el ahorro económico en baterías que supone la disminución

del número de días de autonomía a cubrir por éstas.

Tabla 12: Comparativo presupuesto baterías



Se observa por tanto que la disminución de un día de autonomía supone un ahorro en

baterías de 11.204,18 € y de 14.564,48 € para el caso de 2 días de autonomía, siempre para

una acumulación de 50.000 Wh/día.

Esta disminución en autonomía debe ser cubierta por el grupo electrógeno en cada

uno de los casos. En la siguiente gráfica se detalla el coste de gasoil para 25 años por horas de

funcionamiento anuales de dicho grupo.

Se representa en el eje de abscisas (x) el tiempo, en horas, de funcionamiento del

grupo y en el eje de ordenadas (y) el coste, en €, del combustible (gasoil) para dichas horas de

funcionamiento, así como el ahorro en baterías para uno y dos días de autonomía.

Tabla 13: Coste gasoil grupo electrógeno

Podemos apreciar que para el caso de 2 días de autonomía, en el que se ha disminuido

1 día de acumulación con respecto al cálculo inicial, el límite de horas de funcionamiento de

nuestro grupo electrógeno para cubrir los 3 días previstos inicialmente debería ser, como

máximo, 105 horas aproximadamente, a partir de aquí dejaría de ser rentable.

Para el caso de 1 día de autonomía esto ocurre a partir de las 135 horas

aproximadamente.

Según se puede observar en la tabla 11, donde cada celda en rojo se corresponde con

12 horas de funcionamiento del grupo de apoyo, las horas totales anuales de funcionamiento

del grupo hasta alcanzar los 3 días previstos de autonomía serían de 228 horas. Recordemos

que este cálculo se ha realizado suponiendo condiciones meteorológicas adversas que

impidieran por completo la captación de energía por parte de los paneles durante 3 días

consecutivos una vez por mes.



Por tanto tenemos:

Ø Horas totales anuales estimadas de funcionamiento del grupo si se reduce la

autonomía de las baterías a 2 días: 228 h.

Ø Horas máximas de funcionamiento del grupo para que la reducción en coste de

baterías sea rentable, para 2 días de autonomía: 105 h.

Las horas estimadas de funcionamiento duplican a las máximas para que la

modificación de la autonomía del sistema sea rentable. Por tanto, según estos cálculos, no

resulta rentable reducir la autonomía del sistema porque el coste del combustible que se

utilizaría para conseguir la misma autonomía es un 50 % superior al ahorro por reducción en la

capacidad de las baterías.

8.2.2. Grupo conectado a las baterías

Otra opción sería conectar el grupo directamente a las baterías y que éste hiciera la

función de los panes fotovoltaicos para cuando éstos no funcionen por razones

meteorológicas. A continuación se representa en la tabla la cantidad de energía necesaria a

aportar por el grupo traducido a horas de funcionamiento:

Tabla 12: Grupo conectado a baterías

En este caso sí que podemos observar que sería más rentable está opción, ya que en

este caso el grupo trabajaría 59,68 h anuales, cuyo coste de gasoil actualizado a 25 años vista

ascendería a apenas 6.500 euros, cifra que está por debajo 11.204,18 euros que ahorramos

con las baterías.



9. BIBLIOGRAFÍA

Libros:

Ø Energía solar fotovoltaica, Francisco José Gimeno. Salvador Seguí (Universitat

Politècnica de València).

Ø Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Aisladas de Red (IDAE).

Ø Apuntes de las asignatura de Tecnología Fotovoltaica y Fundamentos de Radiación

Solar del Máster en Eficiencia Energética y Sostenibilidad (Universitat Jaume I).

Páginas web:

Ø www.solarweb.net

Ø www.adrase.es

Ø www.fotovoltaicagm.es

Ø www.atersa.com

Ø www.sfe-solar.com

Aplicaciones informáticas:

Ø FV-Expert

Ø PVGIS

M Á S T E R E N E F I C I E N C I A E N E R G É T I C A Y S O S T E N I B I L I D A D

S I H 0 0 7 – T E C N O L O G Í A F O T O V O L T A I C A


10. ANEXO I: FICHAS TÉCNICAS DE LOS ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN

10.1. PANELES




10.2. ACUMULADOR




10.3. REGULADOR DE CARGA

SERIE MPPT

CONTROLADOR DE CARGA SOLAR

Manual de instalación y funcionamiento

ER-0979/1/97

MANUAL VER.1, 0809

IV

Características

l Integra tecnología de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), gestión de la carga

de la batería e información sobre el estado de carga.

l Potencia de salida continua sin reducción de potencia hasta 50 de temperatura ambiente.

l Incorpora un monitor de energía de la batería que realiza un seguimiento de la producción y el

consumo de potencia para calcular la energía restante en el estado de carga (SOC) de la batería

que se visualiza en porcentaje total, Ah, Wh y el historial de captura de energía de los últimos

90 días se almacena en el cargador solar.

l Soporta baterías húmedas de plomo-ácido (FLA), gel, malla de fibra de vidrio absorbente

(AGM) y LiFePO4; carga de 2/3/4 etapas con puntos de ajuste configurables para todos los

parámetros.

l Conexión de los módulos fotovoltaicos en serie hasta 112 V CC normal (140 V CC máx.) para

las series MPPT-50C y MPPT-80C.

l Fácil apilado de hasta 16 unidades en paralelo para altas corrientes.

l Carga precisa de baterías de 12V/ 24V/36V/48V con una fácil configuración y utilizando

cables de detección de tensión de la batería (BVS).

l Incorpora una función de compensación de temperatura para una carga completa y segura.

l El rectificador opcional con unidad de frenado para sistemas eólicos se necesita para controlar

y detener el controlador en situaciones de sobrecarga causadas por velocidades elevadas del

viento.

V

Especificaciones

Número de modelo MPPT-50C MPPT-80C

Corriente máxima de salida

(continua hasta 50 de

temperatura ambiente)

50 A 80 A

Tensiones de la batería 12, 24, 36, 48 V CC Normal

Corriente máxima de entrada

fotovoltaica 40 A 70 A

Rango de tensiones de

entrada

16~112 V CC Funcionamiento

140 V CC Máxima

Tensión de circuito abierto

Potencia máxima del

conjunto fotovoltaico

3.250 vatios

(máximo al ecualizar una batería de

48 V a 64 V a 50 A)

5.200 vatios

(máximo al ecualizar una batería de

48 V a 64 V a 80 A)

Modos de regulación de la

carga

Masiva, Absorción, Flotación, Ecualización automática/manual

Compensación de la

temperatura de la batería 5,0 mV por , por pila de 2 voltios

Conversión CC/CC

Capacidad

Batería de 12 V: 16~112 V CC




Estado de la pantalla

Incorpora una pantalla LCD de 2 líneas x 20 caracteres, con luz de fondo

La pantalla de estado LCD muestra la tensión y la corriente de entrada, la

tensión y la corriente de salida, el modo de carga y el SOC de la batería

Registro de datos Registra la energía capturada durante 90 días, la pantalla LCD muestra los

valores Wh, kWh, Ah

Monitor de energía La pantalla LCD muestra los valores SOC, Ah, Wh, y la corriente actual de

carga o descarga. Se requiere el uso de un shunt de 50 mV/ 500 A

Relés auxiliares Dos relés independientes con contactos desde A (SPST) para controlar los

dispositivos externos. El valor nominal del contacto es 3 A, 50 V CC

Temperatura de

funcionamiento Potencia de salida total a +50 de temperatura ambiente

Potencia en espera < 2 vatios

Dimensiones 267,6 x 196 x 147 mm 414,8 x 225 x 147 mm

Peso 4,3 kg 7,1 kg

VI

Dimensiones del MPPT-50C

Unidad: mm

Fig. 1

VII

Dimensiones del MPPT-80C

Unidad: mm

Fig. 2




10.4. INVERSOR

ER-0979/1/97

TAURO BC

Referencia: MU-17-AF

Inversor Senoidal TAURO BC

MU-17-AE 11

INFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICAINFORMACIÓN TÉCNICA

MODELO 712 1512 824 1524 1524/V 2024/V 3024/V 848 1548 2548 2548/V 5048/V 4120/V

Especificaciones Eléctricas Potencia Nominal a 20ºC 700 VA 1500 VA 800 VA 1500 VA 1500 VA 2000 VA 3000 VA 800 VA 1500 VA 2500 VA 2500 VA 5000 VA 4000 VA

Tensión Nominal de Entrada 12 Vdc 24 Vdc 48 Vdc 120 VdcRango Tensión de Entrada (Vdc) 10-16 20-32 40-64 100-160Desconexión Automática Baja Tensión (Vdc) 10.8-11.6 21.9-23.2 43.8-46.4 108-116Potencia Pico de Arranque +300%Intensidad máxima de Pico de Arranque en DC 160 A 150 A 180 A 300 A 350 A 150 A 180 A 350 A 90 A

Forma de Onda Senoidal Pura Tensión Nominal de Salida 230 Vac o 110 Vac (según modelo) Rango Tensión de salida ± 7 % Frecuencia Nominal de Salida 50 Hz o 60Hz (según modelo) Rango Frecuencia de salida ± 0,1 Hz Distorsión Armónica Media < 4 % Rendimiento Máximo 93 % Potencia en Régimen Constante 450 VA 1400 VA 500 VA 900 VA 1350 VA 1800 VA 2800 VA 600 VA 900 VA 1100 VA 2300 VA 4200 VA 3800 VA

Opción de tensión de salida 110V y 60Hz Sí Sí Sí Sí No Sí Sí Sí Sí

Sensibilidad para Arranque Automático 9 W Consumo aprox. en Vacío a tensión nominal generando AC.

0.70 A 0,80 A 0.35 A 0.39 A 0.65 A 0.85 A 0.15 A 0.25 A 0.30 A 0.86 A 0.30 A

Consumo Medio en automático 70 mA 48 mA 60 mA 70 mA 32 mA 38 mA 90 mA 38 mA Consumo Mínimo en automático 47 mA 33 mA 33 mA 25 mA 25 mA 25 mA Sistema de Aislamiento Transformador toroidal según norma VDE-0550

Especificaciones FísicasFomato (ver página siguiente) A B A B A B Sistema de Refrigeración (por convección) Natural Forzada Natural Forzada Natural Forzada Rango de Temperatura de Trabajo -5 / +40 ºC Humedad Relativa Máxima (sin condensación) < 95%

Dimensiones aprox. (en mm.) 425x250x195 678x330x233 425x250x195 678x330x233 425x250x195 678x330x233 Peso (aprox.) 14 Kg 30 Kg 14 Kg 17 Kg 34 Kg 34 Kg 14 Kg 17 Kg 19 Kg 34 Kg 32 Kg Indice de protección IP20Material envolvente Chapa de Aluminio pintada con resina EPOXI en caliente Tornillería Acero Inox

Características a tensión nominal, a 20ºC de temperatura ambiente y a nivel del mar. Estos datos pueden estar sujetos a modificaciones sin previo aviso.




10.5. GRUPO ELECTRÓGENO

ESPECIFICACIONES ESTANDAR DEL GENERADOR YD 12

CARACTERISTICAS GENERALES:

Motor TECNICS YD con protector de ventilador y partes rotantes Arranque, alternador, carga-baterías 12VDC Alternador principal MECC-ALTE Acoplamiento SAE motor-alternador Aisladores vibración entre motor chasis Chasis de acero laminado electro soldado Deposito registrable de acero Capacidad 8 horas al 75% carga Control BE-ONE o similar Incluye silenciador instalado de 10 dB(A) Relleno con aceite y anticongelante

��

Modelo YD 12

Potencia en standby (KVA) 12

Potencia en standby (KW) 9,6

Factor de potencia 0,8

Frecuencia 50

Voltaje (V) 400 / 230

Dimensiones 1500x700x1500

Peso seco y rellenado 415 / 420

Capacidad del deposito 65

��

Fabricante TECNICS YD

Modelo 385D

Número de cilindros 3

Forma En línea

Diámetro x carrera (mm) 85 / 90

Cilindrada (cc.) 1.532

Las especificaciones sujetas a cambio sin previo aviso

ESPECIFICACIONES ESTANDAR DEL GENERADOR YD 12

��

Índice de compresión 22 : 1

Aspiración Natural

Control velocidad Mecánico

Arranque Eléctrico 12 VDC

Refrigeración Radiador con agua

Régimen 1.500 r.p.m.

Máxima potencia en kWm 11

Consumo por hora en litros al 100%

2,8

Tipo aceite lubricante API - CD

Capacidad en litros 5

Temperatura escape en ºC 540

��

Modelo BTP3-1L/4

Regulación voltaje + 5%

Aislamiento clase H

Grado de protección IP23

Peso Kg 96

Factor influencia radio frecuencia THF< 2% TIF< 50

Excitación Brushless autoexcitado

Regulación voltaje + 1,5 %

Regulador tipo SR7

Las especificaciones sujetas a cambio sin previo aviso

CUADROS CONTROL

EQUIPO ESTANDAR –AUTOMATA B-ONE ( En grupos hasta 60 kVA)

Leds indicación de: Alarma de presión aceite con efecto paro

Alarma de temperatura con efecto de paro

Alarma de carga de baterías

Alarma de bajo nivel de gas-oil

Alarma de baja o alta velocidad

5 alarmas programables según otros criterios

Alarma exterior con efecto de paro

Pulsadores: Arranque, arranque automático y paro.

Auto: Encendido de funcionamiento automático

Start: Arranque manual del motor

Stop: Paro manual del motor

Display líquido: Con lectura de mensajes de error,

voltímetro, frecuencímetro, voltaje batería

cuenta-horas. Arranque automático por orden externa

EQUIPO ESTANDAR – AUTOMATA B-46( En grupos a partir de 60 kVA)

Las mismas características que el anterior, a las que se añade el control de la potencia mediante relé electrónico de sobrecargas, actuando mediante paro del motor, si la corriente oscila por encima del ajuste programado durante 6 segundos.

Todas las centrales enumeradas constan además de paro motor por alto y bajo voltaje y por sobre velocidad y baja velocidad instalados sobre el grupo

De requerirse con llave de accionamiento con las

mismas características, siendo su referencia B-24.

Fallo Tensión Red (FTR) Con mando conmutación.

Puede instalarse sin visualización y con visualización mediante pantalla LCD programable. Ambos cuadros constan de analizador red, mando de conmutación y orden de arranque al autómata del grupo, siendo normalmente instalado junto a la conmutación.

Fallo Tensión Red (FTR) con control motor y mando conmutación.

Montaje en el motor o en el cuadro de conmutación. Con autómatas independientes el cableado del motor al cuadro de conmutación es solo mediante dos hilos. En caso de autómata con todo integrado desde el cuadro del motor al de la conmutación se efectuará mediante 8 hilos.

MEDIDAS GRUPO

��

��

Silueteado el conjunto motor alternador dentro de la cabina insonora

diseÑo de una instalaciÓn fotovoltaica aislada para...

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