PROYECTO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ENERGÍAS …

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

- 3 -

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.


- 7 -

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

- 10 -

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.

David Alejos Lop

- 16 -

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.


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.


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.


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.

David Alejos Lop

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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


- 21 -

superficie de 960 m2, capaz de albergar 3.000 toneladas de grano. Se diferencia

de la Nave 1 en que no posee puerta trasera.


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.


David Alejos Lop

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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

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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.


- 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.


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.


- 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:


- 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


- 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)


- 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)


- 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)


- 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.


- 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


(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.


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)


- 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.







David Alejos Lop

- 42 -


circuito Secadero .

Período

facturación


(kWh)

Consumo de

energía reactiva

(kVArh)

Cos Ѱ


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


activa del Secadero.


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


Punta (P1)

Llano (P2)

Valle (P3)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


Punta (P1)

Llano (P2)


- 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.







David Alejos Lop

- 44 -


circuito Fábrica de Piensos.

Período

facturación


(kWh)

Consumo de

energía reactiva

(kVArh)

Cos Ѱ


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


activa de la Fábrica de Piensos.


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


Punta (P1)

Llano (P2)

Valle (P3)

0

50

100

150

200

250

300

350


Punta (P1)

Llano (P2)


- 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.




David Alejos Lop

- 46 -


circuito Silos y Nave maíz nueva .

Período

facturación


(kWh)

Consumo de

energía reactiva

(kVArh)

Cos Ѱ


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


activa de los Silos y Nave maíz

nueva.


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


Punta (P1)

Llano (P2)

Valle (P3)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000


Punta (P1)

Llano (P2)


- 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.




David Alejos Lop

- 48 -


circuito Oficinas, Tienda, Almacenes y Báscula .

Período

facturación


(kWh)

Consumo de

energía reactiva

(kVArh)

Cos Ѱ


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


activa de las Oficinas, Tienda,

Almacenes y Báscula.


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


Punta (P1)

Llano (P2)

Valle (P3)

0

100

200

300

400

500

600

700


Punta (P1)

Llano (P2)


- 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.






definirán el comportamiento anual del circuito


circuito Olivarera .

Período

facturación


(kWh)

Consumo de

energía reactiva

(kVArh)

Cos Ѱ


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 -


activa de la Olivarera.


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


Punta (P1)

Llano (P2)

Valle (P3)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


Punta (P1)

Llano (P2)


- 51 -

Tabla 21. Consumo total de energía activa.

Período

facturación


(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


- 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.


- 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.


- 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

- 58 -

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


- 59 -

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

- 60 -

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.


- 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.


- 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.


- 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.


- 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.


- 69 -

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:


- 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:


- 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.


- 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:


- 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%


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.


- 79 -


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.


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.


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)


- 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.


Se tiene:

L = 115 m.

Itramo = IMPP = 7,85 A

Snorm = 6 mm2


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)


Presenta:

L = 8 m

Itramo = Nstring·caja · IMPP = 6 · 7,85 A = 47,1 A

Snorm = 35 mm2


%

,

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.


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


- 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.


- 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.


- 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

- 88 -

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


- 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.


- 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


(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 %


- 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)


- 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


- 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

- 98 -

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.


- 99 -

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

- 100 -

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


- 101 -

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:


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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


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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.


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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


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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

PROYECTO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Y ENERGÍAS …

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