instalacion residencial fotovoltaica conectada a red

SFVCR en vivienda unifamiliar en Cobisa( Toledo)

Poner foto, dibujo, etc.

Autores: Carlos Hernández IglesiasÁlvaro S. Villatoro

Fecha: 12/12/2008

Poner foto, dibujo, etc.

Datos de las superficies disponibles:

� Superficie disponible :CUBIERTA SURESTE, 33 m 2

� Orientación: Sureste(-23º)

� Inclinación: 20º

SFVCR en vivienda unifamiliar en Cobisa


� Estudio previo de sombras para situar los módulos:

Los módulos van sobre la cubierta, luego solo hay q ue tener

en cuenta los edificios colindantes, como se verá m as adelante

hay perdidas de 6 %

� Características de la superficie: Es una cubierta de teja árabe

perfectamente accesible ya que se encuentra a 2,8 m del suelo

Datos de las superficies disponibles:

� Superficie disponible: Cubierta Oeste, 40 m 2

� Orientación: oeste ( 67º)




� Estudio previo de sombras para situar los módulos:

Los módulos van sobre la cubierta, luego solo hay q ue tener

en cuenta los edificios colindantes, como se verá m as adelante

hay perdidas de 8.6 %

� Características de la superficie: Es una cubierta de teja árabe

perfectamente accesible ya que se encuentra a 2,8 m del suelo

Datos del punto de conexión:

� Compañía eléctrica: IBERDROLA

� Ubicación: En cuadro eléctrico empotrado en el cerramiento perimetral

� Distancia al campo fotovoltaico: 30 metros

� Monofásico o trifásico. Monofásico


Datos económicos iniciales:

� Se trata de una instalación autopromovida y el promotor dispone de los recursos necesarios para abordarla

� No existe subvenciones a nivel de comunidad autónoma, ni provincial , ni municipal

Determinación de la potencia del campo fotovoltaico

La determinación de l apotencia del campo viene det erminada por la superficie disponible , ya que como vamos a ver a mas adelante las pérdidas por

sombras e inclinación determinan que solo una de la s cubiertas es apta (sin hacer modificaciones que alteren la estética de la vivienda)

A CONTINUACION APARECEN DISTINTAS OPCIONES DE CONFI GURACION CON DISTINTOS MODELOS DE PLACAS , PARA VER LOS POSI BLES ENCAJES

EN LAS SUPERFICIES DE LAS 2 CUBIERTAS EN FUNCION DE SU DISTRIBUCION GEOMETRICA, PERDIDAS Y POTENCIA


Nº módulos: 24Potencia pico: 215Nº módulos serie: 8Nº módulos paralelo: 3Potencia total pico: 5160Perdidas cubierta inclinación: cubierta oeste: 17,8%Perdidas por sombras cubierta oeste: 8.6 %Perdidas por sombras cubierta sur:6%Perdidas cubierta inclinación: cubierta oeste: 4%


POTENCIA CAMPO OESTE : 1720 wPOTENCIA CAMPO SUR: 3440 ·w

Nº módulos: 21Potencia pico: 300Nº módulos serie: 7Nº módulos paralelo: 3Potencia total pico : 6300Perdidas cubierta inclinación: cubierta oeste: 17,8%Perdidas por sombras cubierta oeste: 8.6 %Perdidas por sombras cubierta sur:6%Perdidas cubierta inclinación: cubierta oeste: 4%

Plano de cubiertas con SUNPOWER 300


POTENCIA CAMPO OESTE : 2100 wPOTENCIA CAMPO SUR: 4200·w

Nº módulos: 14Potencia pico: 300Nº módulos serie:7Nº módulos paralelo:2Potencia total pico:4200Perdidas por sombras cubierta sur:6%Perdidas cubierta inclinación: cubierta sur: 4%



POTENCIA CAMPO SUR: 4200·w




POTENCIA CAMPO SUR: 5400 w

Pérdidas por sombreado


-3h

-2h

-1h0h

1h

2h

3h

B1

C1

D1

60

80Elevación (º)

B2

C2

D2

C4

D4

C6

D6C3

C5

D5

D3

-7h

-6h

-5h

-4h 4h

5h

6h

A1

0 30 60 90 120-30-60-90-120

Azimut (º)

0

20

40

7h

A2A4

B4

A6

A8

A10

B6

B8

B10

B12

C6

C8

C10

C12

D8

D10

D12

D14A9

A7

A5A3

B9

B7

B5

B3

B11

C5

C7

C9

C11D13

D11

D9

D7

Pérdidas= 6 %

Pérdidas por orientación e inclinación


Procedimiento alternativo (CTE)

[ ]25-2opt

4 α.103,5+)β-β(.101,2100=(%)Pérdidas - 90º<β<15º

α y β en grados

[ ] %96.323.103,5+)33.26-20(.101,2100= 2-524- =

[ ] %82.1767.103,5+)33.26-20(.101,2100= 2-524- =

Sureste

Oeste

Pérdidas por orientación e inclinación (CTE)


100%95% - 100%90% - 95%80% - 90%70% - 80%

N

W E

105°

120° -120°

135° -135°

150° -150° 165° -165°

-105°

10°60% - 70%50% - 60%40% - 50%30% - 40%< 30%

-45°

S

75° -75°

60° -60°

30° -30° 15° -15°

10°

30°

50°

70°

90°

Ángulo de Azimut- +

Ángulo deinclinación

Estudio de sombras y pérdidas por

inclinación/orientación

Una vez hecho el estudio de sombras y viendo que e n la cubierta oeste

se producen una pérdidas del 8,6% se decide condi cionar este campo

a la perdidas por inclinación y al ser muy elevadas (18 %) se

desestimará .


PERDIDAS SOMBRAS

PERDIDAS POR ORIENTACIÓN/ INCLINACIÓN

TOTAL PERDIDAS

CUBIERTA SURESTE 6 % 4 % 9,76 %

CUBIERTA OESTE 8,6 % 17.8 % 24,9 %

Justificación del módulo fotovoltaico seleccionado

A LA VISTA DE LA PERDIDAS QUE TIENE LA CUBIERTA OES TE SE DESESTIMA Y SOLO SE ACOMETERÁ LA CUBIERTA SUR Y DEB IDO, EN ESTE CASO A LA RESTRICCION DE LA SUPERFICIE SE OPTA POR UN

MODULO DE ALTA EFICIENCIA QUE PERMITA DAR LA MAXIMA POTENCIA LA SUPERFICIE DISPONIBLE Y SE OPTA POR EL

SUNPOWER 300

Módulo fotovoltaico


Fabricante SUNPOWER

Modelo 300

Tecnología de la célula MONOCRISTALINO

Potencia pico (CEM) 300

Tolerancia de la potencia +- 3 %

Tensión a circuito abierto (CEM) 64 V

Intensidad de cortocircuito (CEM) 5.87 A

Tensión en el punto de máxima potencia (CEM) 54.7 V

Intensidad en el punto de máxima potencia (CEM) 5.49 AIntensidad en el punto de máxima potencia (CEM) 5.49 A

Tensión de aislamiento 1000

Tipo de aislamiento Clase II

Variación de la tensión con la temperatura -176.6 mV /K

Variación de la intensidad con la temperatura 3.5mA/ K

Variación de la potencia con la temperatura -0.38%

Dimensiones 1559x1046x46

Peso 24

Índice de protección (IP) IP65

Garantía de potencia (por ejemplo, a los 10 y 25 añ os) 90/80


Módulo fotovoltaico

Sistema de fijación de paneles a tejado


Determinación de la potencia del inversor(es)


En función de la potencia pico de campo fotovoltaic o y de la corriente de cortocircuito máxima de las Agrupaciones en serie p aralelo que la disposición geométrica del tejado no se permite hacer

Analizados 2 modelos de marcas de reconocida fiabil idad y eficiencia como son SMA Y SOLARMAX y viendo que estamos dentro de ran go de voltaje máximo

Fabricante SMA SOLARMAX

Modelo SB 4200TL HC Multi-string Solarmax 4200

Número de inversores 1 1

Potencia nominal del inversor (es) 4000 3800

Potencia máxima del inversor (es) 4200 4180Potencia del campo fotovoltaico asociado al inversor 4410 5000

Tensión y frecuencia nominal (ac) 240 V / 50 Hz 230 v/ 50Hz

Conexión monofásica o trifásica monofásica monofásica

Índice de protección (IP) IP 65 IP54

Tensión máxima dc 750 600

Tensión máxima dc en el rango de PMP 125-600 100-550125-600 100-550

Tensión mínima dc de arranque o conexión 125 100

Tensión mínima dc en el rango de PMP 125 100

Rendimiento máximo 96 97

Protección de tensión (ajustes) SI SI

Protección de frecuencia (ajustes) SI SI

Protección contra funcionamiento en isla SI SI

Protección contra sobreintensidades SI SI

Otras protecciones del inversor

Distorsión armónica

Factor de potencia 1 1

Compatibilidad electromagnética

Garantía 5 5


Inversor

Tensiones máximas y mínimas de un módulo fotovoltaico

Configuración del campo fotovoltaico

25)(θ.∆U+(CEM)U=U MÍNcOCMAXOC

25)(θ.∆U+(CEM)U=U MÍNcPMPMAXPMP


= 64+ (- 0.1766.(0-25))= 68.41 V

= 54.7+ (- 0.1766.(0-25))= 59.11 V

25)(θ.∆U+(CEM)U=U MÁXcPMPMÍNPMP

25)(θ.∆U+(CEM)U=U MÁXcOCMÍNOC

= 54.7+ (- 0.1766.(70-25))=46.75 V

= 64+ (- 0.1766.(70-25))=56.05 V

Potencia pico del generador fotovoltaico definitiva (dada por el inversor seleccionado)

Número de módulos totales


P0 (Wp) ≤ PFV MÁX INVERSOR(Wp) =4200

PMP

0T P

P=N

Número de módulos en paralelo

MÓDULOSCPOR LADO DCMÁX INVERS×IN>I

=4200/300=14

22/5.87= 3.74 ≥ NP

Determinación del número de módulos en serie: NS

MAXOC

INVMÁXDCS U

U<N

MAXPMP

INVMÁXPMPS U

U<N


6,121,59750 =

96,1041,68750 =

MÁXOC

SISTEMA MÁXS U

U<N

MÍNPMP

INVMÍNPMPS U

U>N

MÍNOC

INVMÍNDCS U

U>N 23,205,56

125 = 67,275,46125 =

61,1441,681000 =

Campo fotovoltaico


Ubicación (adjuntar plano)

En su caso: modo de integración en el edificio Sujeción por rastreles

Orientación 23º sureste

Inclinación respecto a la horizontal 20

Sistema soporte Sujeción por rastreles

Potencia pico 4200

Área ocupada 31 m2

Tensión de circuito abierto 448

Tensión en el punto de máxima potencia 382.9

Intensidad en el punto de máxima potencia 10.98

Intensidad de cortocircuito 11.74

Número total de módulos 14

Número de módulos en serie por rama 7

Número de ramas 2

Pérdidas por sombreado 6%

Pérdidas por orientación e inclinación 4%

Esquema eléctrico conexión de los módulos

Plano de ubicación de los módulos


La disposición del campo fotovoltaico viene condicio nada por la disposición de la cubierta de tal forma que para ev itar el efecto

playa debido a la poca inclinación de la cubierta s e van a colocar en posición vertical y de esta forma nos caben 2 fi las , la inferior de

9 módulos y la superior de 5, de tal forma que pond remos 7 módulos en serie y 2 en paralelo.

En vista de que las pocas sombras que hay, se local izan en los En vista de que las pocas sombras que hay, se local izan en los extremos ,para conseguir una disposición mas eficie nte se agrupan

las series de la siguiente forma:

Esquema eléctrico completo de la instalación fotovo ltaica


CAMPO FOTOVOLTAICO DC Instalaciones eléctricas: circuito AC

Resumen Cálculos eléctricos

Circuito DC:

Cable Línea DC : S1ZZ 0,6/1 KV 1 x 6 mm2 de longitud 20 m.Cable bajo tubo por canaletasConductor de Protección DC de 6 mm2Seccionador elegido : Telegon S5000 DC de 750 V. y 15 A.

Circuito AC:

Cable Línea AC : RZ1-K 0,6/1 KV 1x 6 mm2Cable bajo tubo enterrado a 0,7 m. Longitud 10 m.Interruptor Automático : C60N In 32 A Icu 20 KA Curva C2p

Presupuesto instalación de 4,2 kWp

Ud. ConceptoCoste

Unidad/WpCoste total

Módulos 3,10 € 13020 €

Estructura soporte 0,70 € 2940 €

Inversor + protecciones + contador + monitorización

0,52 € 2184 €

Cableado y varios 0,53 € 2226 €

Montaje y puesta en marcha 0,30 € 1260 €

Ingeniería, gastos admón., beneficio industrial

0,92 € 3864 €

Total 6,07 € 25494 €

Coste mantenimiento, seguro, etc…. 100 € /año

Según datos ASIF

MESRadiación

(h.s.p.)PR

Producción (kWh/mes)

Ingresos (€/mes)

Enero 2.96 0.851 327.96 111.5

Febrero 3.53 0.844 350 119.12

Marzo 5.38 0.801 561.08 190.76

Abril 5.48 0.802 553.76 188.28

Mayo 6.62 0.796 686.09 233.27

Junio 7.17 0.768 693.82 235.9

Julio 7.33 0.753 718.63 244.33

Cálculo del beneficio anual (Precio kWh: ……0.34 euros …………)

Julio 7.33 0.753 718.63 244.33

Agosto 6.8 0.757 670.21 227.87

Septiembre 5.69 0.769 551.32 187.45

Octubre 4.25 0.807 446.55 151.82

Noviembre 2.97 0.837 313.22 106.49

Diciembre 2.41 0.850 266.71 90.68

Total anual 6139.77 2087.52

Pérdidas por sombreado y orientación 10…… %

⇒⇒⇒⇒ Ingresos totales reales (€/año) = 1878.82 euro Radiación: PV GIS PR: IDAE

Análisis económico

Inversión total de la instalación 24415 €

IVA ( 16 % ) 1079 €

Inversión total con IVA 25494 €

Subvención ( ----- % de la inversión sin IVA ) 0

Crédito necesario 0


Crédito necesario 0

Coste de mantenimiento anual 100 €

Coste de crédito anual a……años (……. % ) 0

Coste total anual 100 €

Ingresos anuales por venta de kWh 1879 €

Vida media de la instalación ( años ) 25 años

Datos de partida para el análisis económico

• Tarifa regulada 0,34 €/kwh

(RD 1578/2008)

• Incremento tarifa regulada 2% hasta 2012- resto 1,8 %


• Tasa de descuento

• Costes OM 100 €

• Incremento costes OM

• Tiempo de vida de la instalación 25 años

• Otros datos

Resumen económico del proyecto

• VAN 3.190 €

• TIR 7,34 %

• Período de retorno 12 años


• Período de retorno 12 años

• €/Wp 0,34

Estudio de comportamiento ambiental

• Ahorro de emisiones de CO2 5249 Kg

• Ahorro de emisiones de SO2 173.1 Kg

• Ahorro de emisiones de Nox 36.7 Kg


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