Diseño y viabilidad económica de una instalación fotovoltaica para autoconsumo colectivo de potencia pico 36,45 kWp con almacenamiento de 50 kWh en batería de litio de alta tensión, ubicada en el barrio Marchalenes de Valencia

Abstract

[ES] El objeto del proyecto es diseñar, optimizar la operación de las alternativas y estudiar la viabilidad económica de un caso práctico de una instalación fotovoltaica conectada a la red para autoconsumo colectivo con capacidad de almacenamiento en batería de litio, ubicada en la azotea de un colegio en el barrio de Marchalenes de Valencia.

La primera parte del TFM comprende el diseño y análisis de las diferentes alternativas para la instalación. Debido a las condiciones de contorno, el diseño de la instalación del campo fotovoltaico se divide en dos zonas (Oeste y Este) y para cada una de éstas se analizan 3 alternativas de diseño distintas, lo que en total son 6 alternativas.

Los datos mensuales y diarios de irradiancia (global, difusa, directa y cielo despejado), de irradiación (en plano horizontal, en plano inclinado óptimo, en plano inclinado y azimuth de diseño) y de temperatura media son extraídos de PVGIS. Con dichos datos se realizará una estimación de la energía producida y del grado de autoconsumo alcanzado.

Seguidamente, se analiza en el mercado actual los distintos tipos de soluciones para cada uno de los componentes y se seleccionan aquellos que se ajustan a las necesidades de las alternativas: placas solares fotovoltaicas, inversores, inversores/cargadores, baterías, estructuras de soporte, sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, gestor inteligente de energía y monitorización, consumos inteligentes y enchufes programables, protecciones, cables...

Para cada una de las 6 alternativas de forma independiente se simula la optimización de su operación. Se estima la producción de energía eléctrica (diaria, mensual y anual), la potencia instalada a la salida de los inversores y el rendimiento global de la instalación CC/CA, incluyéndose un análisis por separado de las pérdidas: por polvo, por dispersión, por reflectancia, por defecto de fabricación, por sombras generadas entre filas de módulos y por obstáculos, por orientación e inclinación, por la temperatura de célula y pérdidas por efecto Joule en el cableado.

A partir de la simulación y la elaboración de 6 presupuestos de ejecución material, se estima el coste de una unidad de producción energética (€/kWh/año) de cada una de las alternativas propuestas.

La selección de la solución adoptada para la instalación será la combinación de la alternativa óptima de la zona Oeste y de la zona Este, bajo los 2 criterios de decisión principales que son el menor coste de unidad de producción comentado (€/kWh/año) y la optimización de la producción planteada (kWh/m2). A dicha solución final se le realiza un estudio de cargas estructurales y de viento.

La segunda parte del TFM trata sobre el reparto de la producción individualizada de los consumidores asociados y la viabilidad económica para cada uno de ellos.

De acuerdo con los diferentes perfiles de consumos diarios y mensuales, cantidad de autoconsumidores y la producción anual esperada de la solución adoptada se estima la producción, el autoconsumo, el almacenamiento de energía por baterías y el excedente en términos horario, diario, mensual y anual neto individualizado como pide el Real Decreto-Ley 244/2019, de 5 de abril.

Cabe decir que interesan dos perfiles de consumidores, un tipo de perfil cuya residencia permanece habitada durante todo el año y otro perfil cuya residencia no está habitada durante el verano. Es interesante porque con los coeficientes dinámicos es posible ceder producción individualizada a otros asociados cuando no se necesita y mejorar la eficiencia. Por otro lado, a partir de los ¿hipotéticos¿ excedentes horarios netos individualizados, se define la capacidad de almacenamiento de las baterías de litio necesaria para optimizar el suministro eléctrico de origen fotovoltaico en horas nocturnas.

Finalmente, con los datos energéticos individualizados calculados se estudia la viabil

[EN] The purpose of the project is to design, optimize the operation of the alternatives and study the economic viability of a practical case of a photovoltaic installation connected to the grid for collective self-consumption with lithium battery storage capacity, located on the roof of a school in the Marchalenes neighborhood of Valencia.

The first part of the TFM includes the design and analysis of the different alternatives for the installation. Due to the boundary conditions, the design of the photovoltaic field installation is divided into two zones (West and East) and for each one of these, 3 different design alternatives are analyzed, which in total are 6 alternatives.

Monthly and daily irradiance data (global, diffuse, direct and clear sky), irradiance (horizontal plane, optimal inclined plane, inclined plane and design azimuth) and mean temperature are extracted from PVGIS. With these data, an estimate of the energy produced and the degree of self-consumption achieved will be made.

Next, the different types of solutions for each of the components are analyzed in the current market and those that match the needs of the alternatives are selected: photovoltaic solar panels, inverters, inverters / chargers, batteries, support structures, systems storage of electrical energy, intelligent energy manager and monitoring, intelligent consumption and programmable plugs, protections, cables...

For each of the 6 alternatives, the optimization of its operation is simulated independently. The production of electrical energy (daily, monthly and annual), the installed power at the output of the inverters and the overall performance of the DC / AC installation are estimated, including a separate analysis of the losses: due to dust, dispersion, by reflectance, by manufacturing defect, by shadows generated between rows of modules and by obstacles, by orientation and inclination, by cell temperature and losses due to the Joule effect in the wiring.

Based on the simulation and the preparation of 6 material execution budgets, the cost of an energy production unit (€ / kWh / year) of each of the proposed alternatives is estimated.

The selection of the solution adopted for the installation will be the combination of the optimal alternative for the West zone and the East zone, under the 2 main decision criteria, which are the lowest cost per unit of production discussed (€ / kWh / year) and the optimization of the proposed production (kWh / m2). A study of structural and wind loads is carried out on final solution.

The second part of the TFM deals with the distribution of the individualized production of the associated consumers and the economic viability for each of them.

According to the different profiles of daily and monthly consumption, number of self-consumers and the expected annual production of the adopted solution, there are estimated the production, self-consumption, energy storage by batteries and the surplus in hourly, daily, monthly and annual net individualized as it¿s required by RD 244/2019, of April 5.

It should be said that two consumer profiles are of interest, a type of profile whose residence remains inhabited throughout the year and another profile whose residence is not inhabited during the summer. It is interesting because with dynamic coefficients it is possible to transfer individualized production to other partners when it is not needed and to improve efficiency. On the other hand, based on the "hypothetical" individualized net hourly surpluses, the storage capacity of lithium batteries necessary to optimize the electricity supply of photovoltaic origin at night is defined.

Finally, with the individualized energy data calculated, the feasibility of the project is studied for each of the self-consumers separately, concluding with the accumulated net value at the end of the useful life, the total savings, the internal rate of return and the payback period.

The comparison of the econo