IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA ... - api.eoi.esapi.eoi.es/api_v1_dev.php/fedora/asset/eoi:80504/EOI_CentralFoto... · 3.1.1. Meteonorm ... Es un clima tropical. Se divide

IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA FOTOVOLTAICA CON MINI-

GRID EN KARABANE (SENEGAL)

Autores:

Cortés Velasco, Mª Eugenia

Vaquero Palacios, Eduardo

Victora Valladares, Diego

Tutor:

Carrasco Moreno, Luis Miguel

IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA

FOTOVOLTAICA CON MINI-GRID EN KARABANE (SENEGAL)

ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1

1.1. Karabane ............................................................................................ 1

1.2. Historia .............................................................................................. 1

1.3. Clima ................................................................................................. 3

1.4. Flora ................................................................................................. 3

1.5. Fauna ................................................................................................ 3

1.6. Política .............................................................................................. 4

1.7. Marco regulatorio .................................................................................. 4

1.8. ¿Por qué en Karabane? ............................................................................ 4

1.9. ¿Por qué un sistema OFF-GRID híbrido? ........................................................ 5

2. CONSUMOS ................................................................................................ 6

2.1. Estudio de la demanda eléctrica ............................................................... 6

2.2. Resultados .......................................................................................... 7

2.2.1. Ampliación del generador fotovoltaico .................................................. 9

3. ESTUDIO DE RECURSO SOLAR ........................................................................ 12

3.1. Bases de datos consultadas .................................................................... 12

3.1.1. Meteonorm .................................................................................. 12

3.1.2. PVGIS ........................................................................................ 14

3.1.3. HOMER ....................................................................................... 15

3.2. Resultados ........................................................................................ 15

4. DIMENSIONADO DE LA CENTRAL ..................................................................... 18

4.1. Esquema general ................................................................................. 18

4.2. Elementos ......................................................................................... 20

4.2.1. Módulo fotovoltaico ....................................................................... 20

4.2.2. Generador fotovoltaico ................................................................... 21

4.2.3. Inversor de conexión a red............................................................... 22

4.2.4. Inversor cargador .......................................................................... 23

4.2.5. Baterías ..................................................................................... 24

4.2.6. Grupo diesel ................................................................................ 25

4.3. Ampliación del generador fotovoltaico ...................................................... 25

4.4. Simulación con el software HOMER ........................................................... 26

4.4.1. Recurso solar ............................................................................... 26

4.4.2. Recurso diesel .............................................................................. 26

4.4.3. Carga eléctrica ............................................................................. 27

4.4.4. Generador fotovoltaico ................................................................... 27

4.4.5. Baterías ..................................................................................... 27



4.4.6. Inversor ...................................................................................... 29

4.4.7. Grupo diesel ................................................................................ 29

4.4.8. Resultados de la simulación ............................................................. 29

5. EDIFICIO DE LA CENTRAL ............................................................................. 32

6. DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE LA CENTRAL ................................................. 33

7. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................... 38

8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..................................................................... 41

9. PRESUPUESTO .......................................................................................... 43

9.1. Presupuesto inicial .............................................................................. 43

9.2. Ampliación a 10 años ........................................................................... 45

10. ESTUDIO FINANCIERO .............................................................................. 46

10.1.1. Inversión ................................................................................. 46

10.1.2. Ingresos .................................................................................. 46

10.1.3. Gastos .................................................................................... 46

10.1.4. Subvención............................................................................... 47

10.1.5. Financiación ............................................................................. 47

11. CONCLUSIONES .......................................................................................... 52



1

1. INTRODUCCIÓN

1.1. Karabane

Nuestro proyecto se desarrolla en un poblado llamado Karabane, situado en una isla del

mismo nombre que está localizado en el extremo suroeste del país africano de Senegal, en la

región de Zinguichor. Por donde desemboca el río Casamance. Se trata de un núcleo rural con

una población de 396 habitantes, con 70 viviendas y otras infraestructuras, como una escuela,

un hotel, una mezquita, una iglesia y una casa de la juventud, con una superficie de 57m2.

Gráfica 1 Mapa de ubicación de Karabane en Senegal.

La isla se encuentra cubierta de manglares, y la única forma de acceder a ella es mediante

los mismos, en barco o en piragüa, para lo cual tienen un pequeño embarcadero.

La población vive del cultivo del arroz, la pesca, el comercio, la producción de vino y aceite

de palma y el turismo, aunque este último en menor escala. El idioma oficial es el francés,

aunque tiene un dialecto, el Joola. Conviven dos sistemas de creencias, el catolicismo y el

islam, por lo que hay una iglesia y una mezquita. La tasa de alfabetización es de

aproximadamente el 90%, gracias a la escuela.

1.2. Historia

El nombre del poblado viene de Karam Akam, que significa “el otro lado del río”.

Los primeros habitantes que se conocen de la isla fue un grupo étnico llamado los Jola, que

aún hoy en día sigue siendo el grupo más numeroso de la isla, seguido de los wolof, los Lebous

y los Serers. Los Joola fueron quienes le dieron el nombre a Karabane con “K”. A partir del

siglo XVI aparecieron los portugueses, que fueron los que por su derivación latina lo

modificaron a Carabane con “C”. Éstos no se quedaron en la isla, ya que decidieron instalar



2

su puesto de comercio en la ciudad de Ziguinchor, en 1645. El 22 de enero de 1836, el líder

de la isla, Kagnout cedió Karabane a Francia, a cambio de recibir un pago anual de 196

francos. La explotación de la isla quedó en manos de la familia Baudin, primero Pierre, y

luego su hermano Jean. Éste último fue reemplazado en 1849 por Emmanuel Bertrand-

Bocandé, que fue nombrado Residente. Este empresario hizo resurgir la actividad comercial y

política de la isla. Con lo que Karabane comenzó no solo con la exportación de arroz, sino

también con la de algodón, pero se decía que de muy mala calidad, por lo que no duró mucho

tiempo. En 1850 hubo un gran parón en la economía de Karabane debido a un gran conflicto

entre tribus que condujo a una incursión armada. En respuesta a este conflicto, los antiguos

residentes de Karabane, los residentes de Kagnout y Bertrand-Bocandé convencieron al

gobernador de Senegal para que enviaran un buque de guerra para poder echar a los

asaltantes. Esto no logró echar a todos los asaltantes, con lo que Bertrand-Bocandé se vio

obligado a pedir un destacamento de soldados y varios buques de guerra. Cuando llegó

también la ayuda de la isla de Goreé, consiguieron echar a todos los asaltantes de la isla con

éxito. En 1860 Bertrand-Bocandé dejó su puesto como Residente, aunque sus esfuerzos

tuvieron un efecto duradero en la isla.

En 1869, la isla se convirtió en autónoma, pero eso sólo duró unos 17 años, ya que en 1886 se

fusionó con Sédhiou.

En 1880 se fundó la primera misión católica de los Santos Padres de Espíritu, por el Padre

Kieffer. En 1888 la misión en Karabane cerró, ya que fue transferida a Ziguinchor. En 1890 los

misioneros volvieron y ampliaron la iglesia, pero no era lo suficientemente grande, con lo que

con las subvenciones del obispo Magloire-Désiré Barthet y con las donaciones de los feligreses,

construyeron una nueva iglesia, la cual fue inaugurada en 1897. En 1900, el misionero Padre

Wintz, escribió el primer catecismo en lengua Jola.

Poco antes de la inauguración de la nueva iglesia, en 1892, se fundó la escuela “Ecole

François Mendy”. Al principio era solo para varones, pero en 1898 tres monjas pertenecientes

a la congregación indígena de las Hijas del Sagrado Corazón de María comenzó a enseñar

clases para las niñas.

Para 1913, justo antes de la Primera Guerra mundial, Karabane sufrió un importante incendio,

lo que hizo que el negocio del comercio decayera. Por lo que mucha gente se trasladó a

Ziguinchor y a Dakar.

Desde la Segunda Guerra Mundial, la población de la isla ha disminuido gradualmente por

diversas razones, entre ellas cabe destacar que muchos de ellos fueron embarcados y

trasladados a América como esclavos, una brote muy fuerte de peste, períodos de sequía, el

conflicto de Casamance y más recientemente el hundimiento del ferry “Joola” en 2002.

La llegada de los turistas se comenzó a dar en la década de los 90, para lo que se habilitó una

antigua misión católica, llamada “Hijas de la Resurrección” en un hotel para que se pudieran

hospedar, el cual no dispone de agua potable y su sistema eléctrico es mediante un grupo

electrógeno, limitado a unas pocas horas del día.

La isla tiene un pequeño cementerio colonial donde está enterrado el capitán francés Prótet,

el cual pidió que le enterrasen de pie, como símbolo de que seguiría defendiendo la isla.



3

1.3. Clima

Es un clima tropical. Se divide en dos estaciones, una seca y otra húmeda, que es desde junio

hasta octubre más o menos. Las temperaturas oscilan aproximadamente durante todo año

entre los 24º y 28ºC. Al ser una isla, tiene una humedad está por encima del 40%. La isla tiene

un clima muy agradable durante todo el año, por los vientos alisios marítimos de las Azores.

1.4. Flora

Frondosa vegetación compuesta por mangos, naranjos, palmeras, ceibas, baobabs,

cocoteros y buganvillas.

1.5. Fauna

La fauna principal de la zona es acuática, como las barracudas, los otolitos, la carpa roja,

trevallies (Carangidae), barbudos africanos gigantes (Polydactylus quadrifilis), grandes

barracudas (Sphyraena barracuda), o pargos rojos africanos (agennes Lutjanus).

Por las zonas de los manglares hay crustáceos como el camarón rosado sureño

(Farfantepenaeus notialis), cangrejos violinistas (Uca pugilator arena), y moluscos. La

población se compone principalmente de ostras de mangle (Crassostrea gasar), que se aferran

a las raíces de mangle al descubierto durante la marea baja.

El Agama y lagarto monitor pelirrojo componen la población de reptiles de la isla. Además hay

gran variedad de aves, como por ejemplo el Darter Africana (Anhinga rufa), Goliat garza real

(Ardea goliath), el buitre de palma-tuerca (Gypohierax angolensis), agachadiza negro de cola

(Limosa limosa), zarapito real (Numenius phaeopus), zarapito real (Numenius arquata), Caspio

charrán (Sterna caspia), azul-manchado madera-paloma (Turtur afer), paloma de ojos rojos

(Streptopelia semitorquata), rabadilla blanca rápida (Apus caffer), el martín pescador del

arbolado (Halcyon senegalensis), Camaroptera respaldado gris (Camaroptera brachyura),

paraíso papamoscas de vientre rojo (Terpsiphone rufiventer), Corvus albus (Corvus albus),

waxbill-negro rabadilla (troglodytres Estrilda) y amarillo fachada canario (Serinus

mozambicus). Por esta gran variedad de aves, Karabane es un lugar muy propicio para el

estudio ornitológico.



4

1.6. Política

El pueblo está políticamente aislado. La sociedad Jola está desprovista de cualquier jerarquía

formal, al no tiene ningún líder con verdadera autoridad permanente. Sin embargo, hay un

grupo de ancianos que se reúnen cada vez que hay que tomar decisiones importantes. A la

única persona que se puede llamar líder, pero con muy poca autoridad, es simplemente el

responsable de las relaciones con la administración nacional y permite que el pueblo continúe

practicando sus tradiciones.

1.7. Marco regulatorio

El sector de la energía eléctrica en Senegal se rige por Ley Nº 65-59 del 19 de Julio de 1965

relativa a la producción o captura, transporte y distribución de agua y electricidad. Así como

los Decretos del N°84 al 1128 del 04 de Octubre de 1984, los cuales regulan la generación,

transmisión y distribución de energía eléctrica. En virtud de este decreto, es la Empresa

Nacional de Electricidad (SENELEC), la propietaria de la totalidad del capital que ejerce el

monopolio del transporte y la distribución eléctrica. Sin embargo, para promover la

electrificación rural se creó una agencia dedicada a este sector en concreto. La Asamblea

Nacional deliberó y aprobó en su reunión el lunes 30 de Marzo de 1998, en la que se redactó:

CAPÍTULO I - DISPOSICIONES GENERALES: Artículo 16: Transporte de la electricidad, toda

operación de una red Transporte para la conducción de energía a partir de fuentes de

generación de puntos de la red de distribución de energía: incluye las líneas, estaciones,

transformadores y otro componente eléctrico cuyo voltaje es al menos igual a 60 KV.

Nuestro proyecto, al ser de baja tensión queda exento.

1.8. ¿Por qué en Karabane?

Decidimos desarrollar nuestro proyecto en una zona de Senegal, ya es un país con algo más de

13 millones de habitantes y una tasa de acceso a la electricidad del 56,5%1. Es decir, que 5,7

millones de personas no pueden acceder a este servicio, principalmente en las zonas rurales.

Para paliar este problema, el país cuenta desde 2004 con un plan de desarrollo de la

electrificación rural articulado en varios ejes, uno de los cuales consiste en los llamamos

proyectos de Electrificación Rural por Iniciativa Local (ERIL), desarrollados en colaboración

con las propias comunidades beneficiarias de los proyectos y otras organizaciones locales,

asociaciones, ONGs, etc. En los ERIL, la iniciativa surge de la propia población local, con

libertad de elegir el tipo de tecnología a utilizar, que en la mayoría de los casos consiste en

sistemas aislados, ya que este programa está pensado para las poblaciones más remotas y

1 http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS



5

aisladas del país, muy alejadas de las redes eléctricas convencionales. La financiación de los

proyectos puede surgir de organizaciones locales con contribuciones de la Agencia Senegalesa

de Electrificación Rural (ASER)2 y/o de otros organismos internacionales. Generalmente, la

empresa encargada de ejecutar el proyecto realiza la posterior explotación del mismo,

llevando a cabo las labores de gestión de cobro de las tarifas eléctricas a los usuarios y de los

mantenimientos de las infraestructuras. Por citar algún ejemplo de proyecto ERIL, en 2010 se

electrificó la población de Sine Moussa Abdou, en la región de Thiès, a través de una central

híbrida Solar-Eólica-Diesel, gracias a un consorcio formado por una empresa privada

encargada de la ejecución y explotación del proyecto, la ASER y las agencias de desarrollo

alemana (GIZ) y holandesa3.

En la actualidad Karabane vive sin acceso a la electricidad, excepto el hotel que dispone de

un pequeño grupo electrógeno. Dentro del marco de los proyectos ERIL, se va a proponer la

implementación de una central híbrida Solar-Diesel en Karabane. Se va a detallar el diseño y

dimensionado tanto de la central híbrida como de la red de distribución de baja tensión.

Además, se va a proponer un sistema de tarifas eléctricas calculadas en función de los

recursos económicos de los usuarios y desde el punto de vista de la sostenibilidad en la fase

de explotación de la central, atendiendo a los mecanismos propuestos por los proyectos ERIL

y las posibles vías de financiación. El criterio de dimensionado será el de cubrir una demanda

eléctrica correspondiente a un nivel exigente de consumo, tanto en potencia como en

calidad.

1.9. ¿Por qué un sistema OFF-GRID híbrido?

Al ser una zona rural lo ideal es un off-grid híbrido, ya que está demostrado que la

combinación de una tecnología renovable con un grupo diesel es lo más económico a la vez

que sostenible. El “combustible” de la energía renovable es gratuito, pero no gestionable, es

decir cuando no hay sol no hay electricidad. Para dar estabilidad al sistema y a su vez paliar

dicho problema, se instalan baterías y así almacenar energía, para cuando los picos de

consumo no pueden abastecerse con la renovable. Para dar seguridad al sistema, se instala un

grupo diesel que trabaja sólo cuando no hay suficiente energía para abastecer los consumos

demandados y a la vez cargar las baterías.

2 http://www.aser.sn/ 3 http://www.peracod.sn



6

2. CONSUMOS

2.1. Estudio de la demanda eléctrica

En las poblaciones rurales asentadas en zonas aisladas y sin acceso a la electricidad, una vez

que estas son dotadas de suministro eléctrico, sus consumos se caracterizan por ser muy bajos

(entre 250 y 500 kWh/año/vivienda)4 e ir creciendo poco a poco según la población va

adquiriendo el hábito de consumo. Diversos estudios han tratado de caracterizar el perfil de

dichos consumos, como el publicado por la Agencia Internacional de la Energía5, en el que se

destacan 2 picos, uno menos pronunciado desde las 6 am hasta las 6pm, y otro más

pronunciado, desde las 6 pm hasta las 11pm. El resto es una demanda estable y muy baja, ya

que es por la noche, tal y como aparece en la gráfica 2. Para poder simular dicha curva

hemos considerado un factor de carga en el consumo total del 2% para la noche (de 11 pm a 6

am), de 50% para el pico medio (de 6 am a 6pm), y de 70% – 100% para el pico más alto (de 6

pm a 11 pm).

Gráfica 2. Perfil típico de carga en zonas rurales. Fuente: Rural Electrification with PV Hybrid Systems.

Partimos de la premisa de que la central va a alimentar los consumos de 69 viviendas unifamiliares, 1 caseta del guardián de nuestra central, 1 escuela, 1 iglesia, 1 mezquita, 1 hotel y 1 casa de la juventud. Para el caso de las viviendas consideramos unas hipótesis de consumo, estructuradas en diferentes tipos de servicios, basadas en experiencias similares llevadas a cabo de Senegal. Se propone el siguiente escenario de partida:

a) Servicio I (42 viviendas + caseta del guardián): 55 W con limitador de 0,25 A en 220 Vac.

b) Servicio II (1 viviendas): 110 W con limitador de 0,5 A en 220 Vac.

4 IEA, “Africa Energy Outlook - A Focus on Energy Prospects in Sub-Saharan Africa,” Paris, 2014. 5 “Rural Electrification with PV Hybrid Systems” - International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme.



7

c) Servicio III (9 viviendas): 220 W con limitador de 1 A en 220 Vac. d) Servicio IV (17 viviendas + hotel): 880 W y dispondrá de un contador de energía.

Para el Servicio IV, que corresponde a viviendas en las que se desarrollan actividades económicas (carpinteros, sastres, etc) aplicamos un porcentaje de seguridad por si se consumiera algo más de lo esperado. En el caso de la escuela distinguimos entre los días lectivos (de lunes a viernes) y el fin de semana. La escuela permanece abierta sólo los días lectivos desde las 7 am hasta las 6 pm, con un consumo de 810 Wh. Para la Iglesia y la Mezquita se considera un consumo de 120 Wh. En la casa de la juventud también se hace distinción entre el fin de semana y los días de diario, ya que el fin de semana, su horario es de 7 am a 8 pm, y entre semana es de 6 am a 8 pm. El alumbrado público consume 1000 Wh. Se enciende a las 6 pm (hora media a la que comienza a oscurecer), y se apaga a las 7 am, hora en la que amanece.

2.2. Resultados

Un resumen de lo comentado anteriormente aparece en la tabla 1:

Tabla 1. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias. Fuente: Propia.



8

Para poder simular las gráficas de carga propuesta, primero nos basamos en las tablas 2 y 3.

Tabla 2. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias entre semana.

Fuente: Propia.

Tabla 3. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias el fin de semana. Fuente: Propia.



9

El perfil de carga propuesto aparece en la gráfica 3:

Gráfica 3. Perfil de carga de diseño propuesto particularizado para días de la semana y fin de semana. Fuente: Propia.

De estos resultados se puede observar que el pico máximo de potencia que hay que considerar

a la hora de dimensionar nuestra central es de 21,29 kW, y un consumo medio diario de 236

kWh.

2.2.1. Ampliación del generador fotovoltaico

Se prevé que los consumos vayan a ir creciendo cada año, lo que se traduciría en un paulatino cambio de nivel de servicio de los usuarios. Si proyectamos un escenario a 10 años, podemos prever un escenario de consumo como el siguiente:

a) Servicio I (25 viviendas + caseta del guardián): 55 W con limitador de 0,25 A en 220 Vac.

b) Servicio II (12 viviendas): 110 W con limitador de 0,5 A en 220 Vac. c) Servicio III (14 viviendas): 220 W con limitador de 1 A en 220 Vac. d) Servicio IV (18 viviendas + hotel): 880 W y dispondrá de un contador de energía.

Para este nuevo escenario, los cálculos realizados se pueden apreciar en las tablas 4, 5 y 6:

Tabla 4. Detalle de las cargas residenciales en 10 años. Fuente: Propia.



10

Tabla 5. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias entre semana.

Fuente: Propia.

Tabla 6. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias el fin de semana.

Fuente: Propia.



11

En la gráfica 4 se resume el perfil de carga descrito en las tablas:

Gráfica 4. Perfil de carga de diseño propuesto particularizado para días de la semana y fin de semana en 10 años. Fuente: Propia.

Como resultado obtenemos una potencia pico máxima de 23,55 kW y una carga diaria de 258 kWh.



12

3. ESTUDIO DE RECURSO SOLAR

3.1. Bases de datos consultadas

A pesar de que en electrificación rural no se suelen realizar estudios de radiación

exhaustivos, para este proyecto se ha querido profundizar en dicho estudio de radiación y se

han consultado varias fuentes fiables y de prestigio, éstas son Meteonorm, PVGIS y HOMER.

Las coordenadas geográficas de nuestro emplazamiento son:

Latitud: 12,6°N

Longitud: -16,7°E

Altitud: 1m

3.1.1. Meteonorm

El software Meteonorm es utilizado por empresas de todo el mundo para hacer estudios de

recurso solar. Nos proporciona tanto un análisis de radiación como de temperaturas y

precipitación.

Los datos principales obtenidos para Karabane se resumen en la siguiente tabla.

Gh (kWh/m2) Dh (kWh/m2) Bn (kWh/m2) TªMAX (°C) Tªmin (°C) FF (m/s)

Enero 139 69 110 24,2 14,2 1,9

Febrero 143 72 106 24,7 15,7 1,9

Marzo 177 89 122 25,2 17,7 1,8

Abril 174 90 113 25,2 19,2 1,9

Mayo 179 92 118 26,3 20,8 2,0

Junio 159 91 92 28,1 23,4 1,9

Julio 146 89 77 27,8 23,9 1,6

Agosto 147 90 76 27,6 24,3 1,6

Septiembre 148 77 101 27,7 24,5 1,4

Octubre 158 81 108 28,5 24,5 1,2

Noviembre 142 66 115 27,5 21,3 1,2

Diciembre 135 69 107 25,4 17,1 1,6

ANUAL 1846 974 1246 26,5 20,6 1,7

Tabla 7: Datos obtenidos de Meteonorm.



13

Donde:

- Gh: Radiación global en el plano horizontal.

- Dh: Radiación difusa en el plano horizontal.

- Bn: Radiación directa en el plano del generador.

- TªMAX: Temperatura máxima

- Tªmin: Temperatura mínima.

- FF: Velocidad del viento.

Estos datos son obtenidos mediante un algoritmo de interpolación de diversas estaciones

meteorológicas, así como por datos de satélite. A continuación se muestra un esquema de las

poblaciones de las que se obtuvieron los datos de radiación para el cálculo.

Gráfica 5: Estaciones meteorológicas cercanas a Karabane.

El software Meteonorm nos proporciona valores de incertidumbre en función de las estaciones

meteorológicas y los datos de radiación por satélite que se han interpolado. Para nuestro

emplazamiento tenemos una incertidumbre máxima Gh del 5%, Bn del 10 % y Ta del 0,5%.

Estos valores son muy bajos, especialmente el valor de radiación global que es solo del 5%,

por lo que podemos concluir que esta base de datos es muy fiable para el emplazamiento.



14

3.1.2. PVGIS

La herramienta PVGIS nos permite hacer un análisis de radiación en Europa, África y Asia. Con

ella se han obtenido los siguientes datos de radiación global en el plano horizontal.

Gh (kWh/m2)

Enero 174

Febrero 179

Marzo 233

Abril 222

Mayo 222

Junio 189

Julio 168

Agosto 155

Septiembre 159

Octubre 182

Noviembre 169

Diciembre 166

ANUAL 2219

Tabla 8: Datos obtenidos de PVGIS.



15

3.1.3. HOMER

El software HOMER es especialmente utilizado para realizar simulaciones de sistemas híbridos

de diversas tecnologías. Además, posee una base de datos que nos proporciona

principalmente datos de radiación global en el plano horizontal (Gh) y el índice de claridad

(KTM).

Gh (kWh/m2) KTM

Enero 150 0,52

Febrero 154 0,55

Marzo 190 0,57

Abril 186 0,55

Mayo 188 0,55

Junio 157 0,51

Julio 137 0,45

Agosto 129 0,45

Septiembre 137 0,48

Octubre 152 0,54

Noviembre 146 0,54

Diciembre 147 0,53

ANUAL 1875 0,52

Tabla 9: Datos obtenidos de HOMER.

3.2. Resultados

Después de haber analizado las diversas bases de datos, las comparamos y realizamos un

análisis de variabilidad entre ellas para escoger nuestros datos de radiación global en el plano

horizontal que nos harán falta para el dimensionamiento del sistema. A continuación se

muestra un cuadro a modo de resumen comparando las diferentes bases de datos así como

una gráfica más intuitiva para ver la diferencia entre unas y otras. Para la comparación se ha

utilizado la radiación global en el plano horizontal diaria de los diferentes meses. Cabe

destacar que los datos de radiación global en el plano horizontal mostrados en las tablas

anteriores son mensuales y para obtener el valor diario se dividió por el número de días del

mes correspondiente.



16

Gh (kWh/m2 día)

PVGIS HOMER METEONORM

Enero 5,60 4,85 4,48

Febrero 6,38 5,52 5,11

Marzo 7,53 6,14 5,71

Abril 7,39 6,21 5,80

Mayo 7,16 6,06 5,77

Junio 6,29 5,22 5,30

Julio 5,43 4,43 4,71

Agosto 5,00 4,16 4,74

Septiembre 5,30 4,55 4,93

Octubre 5,87 4,91 5,10

Noviembre 5,64 4,87 4,73

Diciembre 5,37 4,73 4,35

ANUAL 6,08 5,14 5,06

Tabla 10: Comparación de radiación global en el plano horizontal.

Gráfica 6: Comparación de radiación global en el plano horizontal.

Como puede observarse a simple vista en la gráfica anterior, PVGIS difiere notablemente de

las otras dos bases de datos, dando valores muy superiores, por ello realizamos un análisis de

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Gh (kWh/m2 día)




17

variabilidad. En la siguiente gráfica se aprecia la diferencia en % entre las diferentes bases de

datos consultadas.

Gráfica 7: Variabilidad de radiación global en el plano horizontal.

Como se muestra en la gráfica, la variación de radiación global de la base de datos PVGIS

difiere en los resultados aproximadamente un 20% con Meteonorm y un 15% con HOMER en el

cómputo anual. Por ello la descartamos para nuestros datos de partida. En cuanto a las

restantes bases de datos, podríamos quedarnos con cualquiera de las dos pero hemos decidido

quedarnos con Meteonorm puesto que sabemos la incertidumbre asegurada Gh del 5%, Bn del

10 % y Ta del 0,5%. Además, nos posicionamos desde un punto de vista más conservador si

tenemos en cuenta que el cómputo anual de radiación global en el plano horizontal es

ligeramente inferior a la base de datos de HOMER.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Variación Gh (%)

PVGIS/HOMER HOMER/METEONORM METEONORM/PVGIS



18

4. DIMENSIONADO DE LA CENTRAL

Para realizar el dimensionado de los diferentes componentes de la central, se tendrá en

cuenta la carga máxima que se ha calculado para un día en el poblado y los rendimientos de

los diferentes componentes.

4.1. Esquema general

La carga diaria de diseño es de 236 kWh. Esta carga diaria de energía es muy alta para las configuraciones clásicas de 12, 24 o 48 V en la parte de tensión continua (DC) de la central. Debido a que no existen baterías lo suficientemente grandes como para almacenar toda la energía necesaria a esos niveles de tensión, será precisa una tensión DC de diseño mayor, por lo que tomaremos 600VDC para un dimensionamiento aceptable de los diferentes componentes. Para una tensión DC de esta magnitud, no hay disponibles en el mercado reguladores de carga, por lo que optamos por una configuración con un inversor cargador que pueda operar a esta tensión de 600VDC, capaz de crear una tensión apropiada para la red de distribución de baja tensión a la cuál inyectarán energía unos inversores de tipo conexión a red desde el generador fotovoltaico. Por ello se ha elegido seguir el esquema del gráfico 10.

Gráfica 8: Esquema de la central.



19

Los diferentes elementos que componen el sistema son:

- Generador fotovoltaico.

- Inversor de conexión a red.

- Inversor cargador.

- Baterías.

- Grupo diesel.

El esquema que se propone consiste en una conexión a red mediante un generador fotovoltaico y un inversor de conexión a red, con la posibilidad del apoyo bidireccional de baterías y un grupo diesel usando un inversor/cargador. Cuando tengamos excedentes de electricidad del sistema, se cargan las baterías (Inversor/cargador como cargador). Si no tenemos capacidad suficiente para abastecer la demanda que pide la red con el generador fotovoltaico, haremos uso de la carga de la batería previamente almacenada (Inversor/cargador como inversor). Por último, especialmente en los meses de poca radiación, puede ser necesario el arranque del grupo diesel. Éste, a través del inversor/cargador podrá abastecer la demanda de la red y cargar la batería al mismo tiempo.

Gráfica 9: Flujos de la central.

Es importante tener en cuenta diferentes factores utilizados a la hora de realizar el

dimensionado de los citados elementos:

- Radiación media anual de 5,08 kW/m2.

- Factor CA (Capacidad del generador) de 1,1.

- Factor CS (Días de autonomía) de 3.

La elección de la radiación media anual para hacer el dimensionado y no la radiación del

“mes peor”, se justifica por tratarse de una central híbrida, en la que el generador diesel



20

cumple la función de equipo auxiliar en los momentos en los que la central fotovoltaica no

pueda cubrir la demanda.

4.2. Elementos

Para realizar el dimensionado nos basaremos en los cálculos realizados en una fase previa y que posteriormente se podrán modificar si fuese necesario. Según estos cálculos, el generador fotovoltaico debe proporcionar una corriente Ig de 114,03 A y una potencia Pg de 68,42 kWp. Las ecuaciones utilizadas para el dimensionado son las siguientes:

;

;

Donde:

- Ig, Pg: Se corresponden con la corriente y la potencia del generador fotovoltaico.

- CA: Capacidad del generador.

- QL: Carga a satisfacer en Ah.

- GSTC: Radiación global en condiciones estándar de medida STC (1000 Wh/m2).

- Gd ( ): Radiación global en el plano del generador.

- Vb: Tensión de la batería.

- LT: Energía total que debe entregar el sistema fotovoltaico aislado.

- Rendimiento de la batería.

- Pérdidas de los cables.

- : Rendimiento del inversor.

4.2.1. Módulo fotovoltaico

Se han seleccionado módulos fotovoltaicos del fabricante KYOCERA, en concreto se ha

escogido el módulo “KD250GH-4FB2” de una potencia de 250 Wp en condiciones estándar de

medida STC y que posee un protección IP65. A continuación se muestran las características

técnicas más importantes de dicho módulo.



21

Gráfica 10: Datos de los módulos fotovoltaicos.

4.2.2. Generador fotovoltaico

Como el generador fotovoltaico debe proporcionar una potencia Pg de 68,42 kWp, se han

realizado estudios de diferentes configuraciones teniendo en cuenta que el inversor de

conexión a red será aproximadamente de 60 kW de potencia AC. Finalmente se ha llegado a la

solución que se muestra a continuación.

Ns Np NT Pg* (kW) RATIO DC/AC

20 14 280 70 1,17

Tabla 11: Configuración del generador fotovoltaico.

Donde:

- Ns: Número de módulos en serie. - Np: Número de módulos en paralelo. - NT: Número total de módulos. - Pg*: Potencia total del generador. - RATIO DC/AC: Potencia pico del generador dividido por la potencia nominal de red.

Con esta configuración obtenemos un total de 280 módulos, sumando una potencia de 70 kWp,

y si tenemos en cuenta la elección de un inversor de 60 kWAC obtenemos un ratio DC/AC de



22

1,17 que está dentro del rango de valores que recomienda el fabricante como veremos

posteriormente.

Karabane se encuentra en una latitud de 12,6°N por lo que la inclinación óptima de los

módulos sería aproximadamente de 3°, sin embargo para facilitar la limpieza mediante la

lluvia y una menor ocupación de terreno, se realizará una instalación a 15° de inclinación y

con una orientación de 0° hacia el sur geográfico.

Respecto a la separación entre strings, dejaremos 4 horas libres de sombra alrededor del

mediodía correspondiente al solsticio de invierno. Debido a la latitud en la que nos

encontramos, esta distancia es de 0,31 metros. Al ser tan baja la distancia y tener terreno

suficiente para la instalación de la central, tomaremos una distancia de 1 metro entre filas

para poder realizar las labores de O&M de una manera más sencilla.

4.2.3. Inversor de conexión a red

El inversor trifásico de conexión a red seleccionado es el modelo “INGECON SUN de 60kW” del

fabricante INGETEAM. Tal y como se indica en las hojas de características del fabricante, la

potencia del campo fotovoltaico se recomienda que esté entre 69 y 78 kWp o lo que es lo

mismo un ratio DC/AC entre 1,15 y 1,30. Por lo que nuestros valores de 70 kWp y 1,17 de

ratio DC/AC encajan perfectamente con las recomendaciones del fabricante. A continuación

se puede ver las hojas de características del fabricante.

Gráfica 11: Características del inversor de conexión a red.



23

4.2.4. Inversor cargador

Para mantener una buena tensión de red y realizar un apropiado control bidireccional de la

energía es necesario un elemento que controle todos los flujos que se dan en el sistema. Para

ello se ha escogido el inversor cargador “Ingecon Sun Storage de 60 kW” del fabricante

Ingeteam. Este inversor cargador es capaz de controlar la carga/descarga de las baterías, la

potencia entregada por el grupo diesel y la potencia que proviene de la red (inversor de

conexión a red). Mediante este elemento de control se pueden producir diferentes flujos:

- El generador fotovoltaico puede suministrar suficiente potencia para alimentar a la

red de baja tensión y cargar las baterías si estuviesen descargadas.

- El generador fotovoltaico junto con las baterías pueden abastecer el consumo de la

red de baja tensión.

- Las baterías pueden abastecer el consumo de la red de baja tensión.

- El grupo diesel en casos muy puntuales arranca y puede tanto abastecer el consumo

de la red de baja tensión como cargar las baterías.

A continuación se muestra la hoja de características del inversor cargador seleccionado, así

como el esquema unifilar simplificado:



24

Gráfica 12: Características del inversor / cargador.

4.2.5. Baterías

Según los cálculos realizados se necesita una capacidad nominal de 1457 Ah a una tensión de

600 V. Para ello se ha seleccionado el modelo de batería “12 OPzS1500”. Se conectarán en

serie 300 vasos de 2 V cada uno con una capacidad nominal de 1680 Ah. Las características

técnicas de dicha batería se detallan a continuación.

Gráfica 13: Características de las baterías.



25

4.2.6. Grupo diesel

La elección del grupo diesel se ha realizado acorde a diferentes optimizaciones mediante

simulación con el software HOMER y complementariamente se ha consultado con un experto

en sistemas híbridos fotovoltaicos. Se ha decidido poner un grupo diesel de 60 kW de potencia

activa y la solución comercial por la que se optó fue el modelo “AY-1500-60 TX/OIL” del

fabricante AYERBE, que nos proporciona una potencia aparente de 65 kVA y una potencia

activa de 52 kW.

Gráfica 14: Grupo electrógeno.

4.3. Ampliación del generador fotovoltaico

Tal y como se comentó previamente, se prevé una ampliación en los consumos de la

población de aquí a 10 años. Por ello todo el dimensionamiento técnico se ha realizado

teniendo en cuenta este factor. Para la posible ampliación del sistema bastaría con añadir un

nuevo string de módulos fotovoltaicos en el emplazamiento habilitado para ello. Se producirá

un aumento de 5 kWp de potencia que los inversores serían capaces de asumir y seguirían

estando dentro de los ratios recomendados por el fabricante. La inversión que habría que

hacer sería mínima dado que ya están todos los componentes instalados y sólo habría que

instalar 20 módulos más.

Ns Np NT Pg* (kW) RATIO AC/DC AÑO

20 14 280 70 1,17 2015

20 15 300 75 1,25 2025

Tabla 12: Configuración del generador fotovoltaico. Ampliación a 15 años.



26

Es importante tener en cuenta que en 10 años se producirá una degradación de los módulos

instalados años atrás, por lo que si finalmente se realiza el proyecto de la central, habría que

hacer un análisis más exhaustivo teniendo en cuenta dicha degradación.

4.4. Simulación con el software HOMER

Se ha realizado la simulación de nuestro sistema con el software HOMER, considerando todos

los elementos descritos anteriormente para ver el comportamiento del sistema anualmente y

tener una primera aproximación del comportamiento del mismo.

4.4.1. Recurso solar

Se han introducido los valores de radiación solar en el plano horizontal obtenidos con la base

de datos Meteonorm. El software HOMER mediante un algoritmo interno recalcula el valor del

índice de claridad mensual. Además, se ha añadido un estudio de sensibilidad de recurso

solar, de modo que el software de simulación evalúa varios escenarios de radiación.

Gráfica 15: Simulación con HOMER I.

4.4.2. Recurso diesel

Para el precio del diesel en Senegal se han considerado diferentes valores, desde un valor de

0,8 euros el litro hasta un valor de 1 euro el litro. Estos valores son bastante bajos puesto que

está subvencionado por el gobierno del país.



27

4.4.3. Carga eléctrica

Se han introducido los consumos de Karabane diarios y de fin de semana, así como una

variabilidad estadística del 15% entre diferentes días del año y del 20% entre franjas horarias.

Con estos datos obtenemos una curva de consumo, un mapa de consumos en el año entero y

un gráfico de desvíos de carga teniendo en cuenta las funciones estadísticas que hemos

introducido al sistema.

Gráfica 16: Simulación con HOMER II.


El generador fotovoltaico se ha configurado con los 70 kWp que posee el sistema, 15 grados de

inclinación de los módulos, 0 grados de orientación apuntando al sur geográfico y un 20% de

reflectancia del suelo entre otros.

4.4.5. Baterías

Se han considerado 300 vasos de 2 V del modelo de batería “12 OPzS1500”. Para introducir la

batería en la simulación ha sido necesario crear la librería con la curva de capacidad y la

curva de vida acorde a la información que proporciona el fabricante.



28

Gráfica 17: Curva de Carga de la batería.

Gráfica 18: Simulación con HOMER III.



29

4.4.6. Inversor

Puesto que el software sólo permite introducir un único inversor, se han introducido ambos

inversores en serie como si fuesen uno sólo. Es decir se introduce un inversor de 60 kW pero

con el doble de coste. Esto nos introduce un error de cálculo y por ello habrá que realizar un

análisis más exhaustivo si finalmente se construye la central fotovoltaica.

4.4.7. Grupo diesel

El grupo diesel considerado es el que se ha elegido comercialmente de forma definitiva. Éste

posee una potencia activa de 52 kW y una potencia aparente de 65 kVA. La vida útil es de

15000 horas de funcionamiento con una carga mínima del 30% para su funcionamiento.

4.4.8. Resultados de la simulación

La simulación nos dice que un 96% de la demanda anual queda cubierta con el generador

fotovoltaico, mientras que en los meses de menor radiación que se corresponden con los

meses de invierno, el generador diesel tiene que aportar el 4% restante tal y como se puede

ver en el gráfico. Se puede ver que el mes de Junio hay poca radiación. El grupo diesel no

arranca dicho mes, porque las baterías vienen cargadas de meses anteriores, y se van

descargando desde ese mes debido a la falta de radiación hasta arrancar el grupo diesel en

los siguientes meses.

Gráfica 19: Simulación con HOMER IV.

A continuación se puede ver más detalladamente en los siguientes gráficos, cómo los meses

de menor radiación solar es cuando arranca el grupo electrógeno. Arranca puntualmente

entre principios de Julio y principios de Septiembre.



30

Gráfica 20: Simulación con HOMER V.

Como comentamos anteriormente, durante los meses de más radiación las baterías están

cargadas casi completamente. Sin embargo en los meses de menor radiación que son Julio,

Agosto y Septiembre, las baterías se descargan debido a la falta de radiación y se vuelven a

cargar de nuevo gracias al aporte extraordinario del grupo electrógeno como se puede

apreciar en las gráficas.

Gráfico 21: Simulación con HOMER VI.



31

Si queremos ser más precisos podemos hacer un análisis exhaustivo y dibujar el

comportamiento del sistema. A modo de ejemplo, se muestra lo que ocurre en el mes de

Julio, donde la radiación es escasa y las baterías no pueden suministrar la potencia necesaria

a la red. En el momento en que las baterías se descargan, entra en funcionamiento el grupo

diesel para abastecer la carga de la red. Sin embargo cuando no hay demanda de la red, el

grupo no se desconecta, sino que carga las baterías por medio del inversor cargador y no se

desconectará hasta que las baterías queden cargadas.

Gráfica 22: Simulación con HOMER VII.

Las diferentes curvas de la gráfica 8 representan los siguientes parámetros:

- Estado de carga de la batería en azul oscuro (gráfico superior).

- Potencia suministrada por el generador fotovoltaico en amarillo (gráfico inferior).

- Potencia suministrada por el grupo diesel en negro (gráfico inferior).

- Consumo de la red en azul claro (gráfico inferior).



32

5. EDIFICIO DE LA CENTRAL

El edificio de la central comprende un área de 200 m2 y está compuesto tres espacios:

a) Garita de vigilancia: Es de 27,29 m2, está provista de las condiciones básicas para

la habitabilidad del operador de turno.

b) Cuarto del grupo electrógeno: Dispone de 47,23 m2 y es donde se aloja el

generador diesel de 65 kVA, 400 V, 50 Hz y además del tanque para

almacenamiento de combustible.

c) Cuarto de baterías y equipos de potencia, en este recinto se encuentran las diez

bancadas de 3x10 baterías para un total de 300 baterías modelo “12 OPzS 1500”

conectadas en serie. Adicional a ello está ubicado el armario del Sun Storage de

60 kW, el Inversor de conexión a red 60 kW y el cuadro eléctrico de doce polos

con protección principal donde salen los dos circuitos de la red de distribución en

baja tensión hasta los puntos de consumos. Este espacio comprende un área de

125,48 m2.

El edificio está provisto de ventanas en el sur a una altura de 0,6 m sobre el nivel del piso

(s.n.p) y el lado norte a 3,5 m (s.n.p) para garantizar circulación natural de aíre y evitar

sobre calentamiento de los equipos. Asimismo, posee dos accesos vía portones, uno para

descarga de equipos de gran tamaño y el otro para la recarga de combustible.



33

6. DIMENSIONADO DEL CABLEADO DE LA CENTRAL

CABLE ELÉCTRICO

Un cable eléctrico está compuesto por:

- Conductor: Generalmente de cobre y aluminio por sus niveles de conductividad. Este

elemento puede estar por formado por uno o más hilos conductores.

- Aislamiento: Material que permite separar la circulación de corriente del exterior, y

de este modo impedir cortocircuitos y la electrocución. Existen aislamientos

termoplásticos6 y termoestables7.

- Cubierta protectora: Su función es proteger al material aislante y el alma conductora

contra daños físicos y químicos.

El aislamiento usado para las instalaciones de este proyecto será del tipo termo estable cuyo

nombre es Polietileno Reticulado (XLPE), su composición le permite temperaturas en régimen

permanente de 90ºC, posee una resistividad térmica de 350ºC-cm/W. En cortocircuitos puede

soportar hasta 250ºC y puede resistir bajas temperatura hasta -70ºC.

Gráfica 23: Partes de un Cable Eléctrico.

Al momento de dimensionar un cable, es necesario tener presente los siguientes criterios:

- Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento

La temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen

permanente, no deberá superar en ningún momento la temperatura máxima admisible

asignada de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable. Esta

temperatura se especifica en las normas particulares de los cables y suele ser de 70ºC

para cables con aislamientos termoplásticos y de 90ºC para cables con aislamientos

termoestables.

6 Material polimérico que al aumentarle la temperatura se deforma bajo presión por pérdidas de sus propiedades

mecánicas. 7 Material polimérico al cual se le incorporan peróxidos orgánicos bajo presiones y temperaturas adecuadas. El

material resultante no se funde ni se deforma al aumentar la temperatura.



34

- Criterio de caída de tensión

La circulación de corriente a través de los conductores, ocasiona una pérdida de

potencia transportada por el cable, y una caída de tensión o diferencia de las

tensiones entre el origen y el extremo de la canalización.

Para este proyecto usaremos cables con aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE) del

cual mostramos una tabla con la capacidad de corriente que puede soportar, estos

valores han sido extraídos de Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) Español.

Tabla 13. Intensidad máxima admisible (A), en servicio permanente para cables con conductores de

cobre en instalación al aire en galerías ventiladas (Taamb=40ºC).

Teniendo presente los parámetros de diseño, se tiene que la central fotovoltaica estará

compuesta por cables donde circulará corriente de naturaleza alterna y continua, en este

sentido para obtener las secciones de los conductores se establecen las siguientes ecuaciones:

- Para sistemas de corriente continua:

- Para sistemas trifásicos de corriente alterna



35

Donde:

- L es la longitud del tramo en metros (m).

- Corriente Continua en Amperios (A)

- la corriente Alterna en Amperios (A)

- la conductancia del material en m/Ω.mm2

- el porcentaje de caída de tensión.

- el voltaje nominal del sistema.

Tabla 14. Conductividad en m/Ω.mm2 para el cobre y aluminio a diferentes temperatura. Fuente:

Guia-BT-Anexo 2, Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Para el cálculo de las secciones se usó la conductividad del cobre a 20ºC. Los cálculos se

separaron de según sean de corriente continua o corriente alterna

Tramos en Corriente Continua:

Desde los módulos con una tensión de salida 596 VDC al Inversor de conexión a red se consideró

un porcentaje de caída de tensión de 1,5% equivalente a 8,94 VDC, por lo que a la entrada del

inversor de conexión a red se tendrá 587,07 VDC. Este planteamiento fue particularizado de la

siguiente manera:

- Tramo Módulos-Caja de Distribución: 0,75%.

- Tramo Caja de Distribución-Caja de Paralelos: 0,5%.

- Tramo Caja de Paralelos-Inversor de Conexión a Red: 0,25%.

En el caso del tramo Batería- Inversor/Cargador se consideró un porcentaje de caída de

tensión del 1%. Con tensión de salida 600 VDC y a la entrada del Inversor/Cargador sería 594

VDC.

Tramos en Corriente Alterna:

Para estos tramos se consideró un porcentaje de caída de tensión del 2%, que se traduce en

un variación de 8 VAC para un tensión de normalizado de 400 VAC. Los tramos son los

siguientes:

- Inversor de Conexión a Red-Cuadro Eléctrico.

- Inversor/Cargador- Cuadro Eléctrico.

- Generador Diesel- Inversor/Cargador.



36

En las tablas 15 y 16 se puede observar los resultados obtenidos.

Para la verificación de la “máxima corriente admisible” en los conductores, nos basamos en

el cálculo del factor de carga del conductor, que es el cociente de la corriente de carga que

atraviesa el conductor y la corriente máxima admisible en el mismo, teniendo presente no

sobrepasar un factor de carga del 80% . Los valores usados de intensidades aparecen en la

tabla 14.

L (m) Tensión

(V)

I string

(A)

∆V diseño

∆V real

S cal. (mm2)

S Normal. (mm2)

I cond. (A)

F carga

TRAMO INVERSOR DE CONEXIÓN A RED-CUADRO ELÉCTRICO

5 400 86,60 2% 0,06% 0,97 35 135 64,15%

TRAMO INVERSOR/CARGADOR-CUADRO ELÉCTRICO

4 400 86,60 2% 0,04% 0,77 35 135 64,15%

TRAMO GENERADOR DIESEL-INVERSOR/CARGADOR

7 400 93,82 2% 0,08% 1,47 35 135 69,50%

Tabla 15. Secciones de conductores en tramos de corriente alterna.



37

L (m)

Tensión (V)

I string

(A)

∆V diseño

∆V real

S cal. (mm2)

S Normal. (mm2)

I cond.

(A) F carga

TRAMO STRING-CAJA DE DISTRIBUCIÓN

String 1 21,98 596 8,39 0,75% 0,06% 0,74 10 64 13,11%

String 2 25,91 596 8,39 0,75% 0,07% 0,87 10 64 13,11%

String 3 30,71 596 8,39 0,75% 0,08% 1,03 10 64 13,11%

String 4 35,9 596 8,39 0,75% 0,09% 1,20 10 64 13,11%

String 5 21,98 596 8,39 0,75% 0,06% 0,74 10 64 13,11%

String 6 25,91 596 8,39 0,75% 0,07% 0,87 10 64 13,11%

String 7 30,71 596 8,39 0,75% 0,08% 1,03 10 64 13,11%

String 8 35,9 596 8,39 0,75% 0,09% 1,20 10 64 13,11%

String 9 21,98 596 8,39 0,75% 0,06% 0,74 10 64 13,11%

String 10 25,91 596 8,39 0,75% 0,07% 0,87 10 64 13,11%

String 11 30,71 596 8,39 0,75% 0,08% 1,03 10 64 13,11%

String 12 35,9 596 8,39 0,75% 0,09% 1,20 10 64 13,11%

String 13 21,98 596 8,39 0,75% 0,06% 0,74 10 64 13,11%

String 14 25,91 596 8,39 0,75% 0,07% 0,87 10 64 13,11%

String 15 30,71 596,00 8,39 0,01 0,08% 1,03 10,00 64,00 0,13

TRAMO CAJA DE DISTRIBUCIÓN-CAJA DE PARALELOS

Distrib. I 17,54 591,53 33,56 0,50% 0,11% 3,55 16 86 39,02%

Distrib. II 38,91 591,53 25,17 0,50% 0,18% 5,91 16 86 29,27%

Distrib. III 14,81 591,53 33,56 0,50% 0,09% 3,00 16 86 39,02%

Distrib. IV 37,59 591,53 33,56 0,50% 0,24% 7,62 16 86 39,02%

TRAMO CAJA DE PARALELOS-INVERSOR DE CONEXIÓN A RED

Paralelo 20,12 588,57 125,85 0,25% 0,22% 30,73 35 145 86,79%

TRAMO BATERÍAS-INVERSOR CARGADOR

Baterías 7 600 190 1,00% 0,06% 3,96 70 230 82,61%

Tabla 16. Secciones de conductores en tramos de corriente continua.



38

7. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

El Sistema de Distribución en baja tensión ha sido trazado acorde a las observaciones del

reglamento electrotécnico de baja tensión en su sección “REDES AÉREAS PARA DISTRIBUCIÓN

EN BAJA TENSIÓN en su Instrucción Técnica Complementaria (ITC)-BT-06” debido a que

Senegal carece de normativas de esta naturaleza, en este sentido:

- La tensión nominal será 3x400/220 V.

- Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV, tendrán

un recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la

intemperie y deberán satisfacer las exigencias especificadas en la norma UNE

21.030.

- La sección mínima admisible para conductores de cobre será de 10 mm2

- Frecuencia de 50 Hz.

Considerando la distancia más desfavorable, el sistema fue divido por dos circuitos para

garantizar un mejor reparto de la carga, poder tener mayor maniobra y libertad al momento

de alguna avería en la red.

Para efectuar el cálculo de caída de tensión, fue necesario identificar las cargas asociadas a

los circuitos definidos, teniéndose.

- Circuito I: Constituido por 13 usuarios con servicio tipo I, 1 con servicio II, 4 con

servicio III, 10 con servicio IV y Alumbrado Público, alimentando una carga de

11,01 kW.

- Circuito II: Tiene asociado 24 usuarios con el servicio I, 5 con servicio III, 9 con

servicio IV, además de las carga comunitarias Escuela, Casa la Juventud,

Mezquita, Iglesia y alumbrado público traduciéndose en una capacidad de 11,89

kW a satisfacer por el circuito.

Cálculo de Caída de Tensión

Se tendrá en cuenta que la máxima caída de tensión admisible desde el Edifico de la central

hasta el punto más lejano no debe ser mayor al 2%, para de este modo dejar holgura para las

acometidas de línea de distribución a los usuarios

En la tabla 17 se muestra el circuito I con un corriente de carga de 15,88 A; cuyo trayecto

más largo es 425,37 m proporcionando que la sección mínima necesaria es 26,12 mm2 dicho

valor comercialmente no existe por lo que se seleccionó un conductor de 35 mm2, con el que

para las dimensiones mencionadas se tendría una caída real 1,49%; con este calibre el circuito

I se podría extender 144,55 m más y cumpliría con los criterios de diseño.

Asimismo, en la tabla 17 observamos que el circuito II alimentaría una carga con 17,16 A de

corriente, donde el alzado de línea más extenso recorre 462,72 m y la sección de conductor

debería ser no inferior a 30,70 mm2, al igual que el anterior circuito se seleccionó valor



39

normalizado de 35 mm2 arrojando una caída de tensión de 1,75%, pudiéndose extender el

circuito II hasta 64,78 m adicionales.

Tabla 17. Cálculos de Caída de Tensión y Análisis.

Perfil de Tensión

Dada la importancia de mantener el nivel de tensión, en la gráfica 24 se puede observar el

comportamiento del voltaje en cada circuito a medida que aumenta de la distancia a pasos de

50 m para las cargas previamente definidas. Como era de esperar que el circuito II tiene un

perfil de tensión más desfavorable, pues tiene un 8,04% de carga adicional equivalente a 0,89

kW con respecto a la del circuito I. A través de este estudio se puede constatar gráficamente

que para una longitud de línea superior a 500 m tendríamos tensiones por debajo 392 V, que

es la mínima admisible.

Gráfica 24. Perfil de tensión en circuitos de Distribución.

384

386

388

390

392

394

396

398

400

402

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650

Perfil de tensión

Circuito I Circuito II



40

Capacidad de corriente

Para un buen dimensionamiento del conductor en los circuitos es indispensable que tengan

capacidad para transportan la corriente requerida por la carga, en este sentido el conductor

con aislamiento XLPE de 35 mm2 puede soportar 135 A quedando los circuito I y II con factores

de carga de 11,76% y 12,71% respectivamente. En conclusión, las líneas de distribución en

baja tensión serán: “1 cable tripolar con neutro y tierra (3F+N+T) XLPE 35 mm2.”

Postes

Se colocan 153 postes de madera dispuestos de la siguiente manera:

- 33 postes con apoyo de 8 m de altura, cada vez que hay un cambio de dirección en la línea.

- 40 postes dobles de 8 m de altura, cada 2 simples. - 80 postes simples de 8 m de altura, cada 15 m, según el “ITC-BT-06”.

Cuando los vanos sean inferiores a 15 m, las cargas permanentes tienen muy poca influencia, por lo que en general se puede prescindir de las mismas en el cálculo.



41

8. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Para realizar las labores de operación y mantenimiento contamos con 2 técnicos, uno de

ellos, el de mantenimiento local (el guardián de la central), es el encargado de realizar el

mantenimiento preventivo. Se le abastecerá de material en stock y herramientas necesarias

para poder realizar dichos mantenimientos.

El mantenimiento preventivo principalmente es visual. Los pasos a seguir de los principales

componentes son los siguientes:

Baterías:

- Comprobar el nivel de electrolito, en caso de necesitarlo se rellenaría.

- Revisar periódicamente los tornillos de los bornes para que no se oxiden y que estén

correctamente apretados.

- Proteger los bornes limpiándolos y echándoles vaselina.

Paneles fotovoltaicos:

- Revisar que no crezcan plantas cerca para evitar que sombreen los paneles.

- Limpiarlos periódicamente para evitar los puntos calientes.

Grupo electrógeno:

- Comprobar el nivel de gasóleo y de aceite.

- Revisar los filtros de aceite, del gasóleo y del aire.

Cables:

- Verificar que los cables están en buen estado.

- Comprobar que todas las conexiones están correctas para evitar cortocircuitos.

Para el mantenimiento correctivo que conlleva más conocimientos de los componentes,

vamos a disponer del otro técnico mencionado anteriormente, técnico experto de

mantenimiento regional. El cual tiene la obligación de intervenir en menos de 48h en caso de

avería. Es algo costoso, pero la idea futura es ampliar el proyecto y realizar más centrales en

diferentes poblados cercanos y así amortizar dicho coste.

Se dispone de las garantías de los equipos que proporcionan los fabricantes y el servicio

técnico en el país.

Para las labores de explotación, está previsto un sistema de cobros a los usuarios a través de

tarjetas prepago recargables, mediante las cuales los usuarios de los niveles de servicio del I

al III harán una recarga mensual con un coste fijo por recarga según al nivel que pertenezcan.

Los usuarios del servicio IV harán la recarga por paquetes de energía (kWh). Tras cada recarga

estas tarjetas se introducen en unos dispositivos o "dispensadores de energía" instalados en

cada vivienda.



42

Gráfica 25. Tarjetas prepagos y dispensador de energía

El propio técnico de mantenimiento local será el responsable de hacer las recargas a los

usuarios, así como de recaudar y custodiar los pagos.



43

9. PRESUPUESTO

9.1. Presupuesto inicial

Para realizar el presupuesto, llevamos a cabo un recuento de todos los componentes,

materiales, mano de obra y transporte necesarios para poder construir nuestra central. Los

costes unitarios se han basado en proyectos reales realizados en Senegal. El presupuesto

considerado se muestra en las siguientes tablas:

Tabla 18. Presupuesto de la red de Distribución en baja tensión.

Las cantidades consideradas de cable, postes y farolas se explican en apartados anteriores.

Tabla 19. Presupuesto del edificio de la central.



44

Tabla 20. Presupuesto de central fotovoltaica.

Si sumamos todos los costes mencionados anteriormente obtenemos un total de la inversión

de 324.262 €.

En el estudio del presupuesto de la central PV, se ha tenido en cuenta:

- 1 Contador de energía trifásico dispuesto a la salida del edificio de la central, para controlar

que la energía consumida es la calculada y contratada por los usuarios y las zonas comunes,

así como comprobante de que no hay ninguna falla.

- 73 Magnetotérmicos, divididos en las viviendas de los servicios I,II y III, ya que una vez

superada la potencia contratada saltaría dicho magnetotérmico. El colegio, la iglesia, la

mezquita y la casa de la juventud, para en caso de fallo. Así como los necesarios para los

componente que hay dentro del edificio de la central (del inversor/cargador al cuadro, del

generador diesel al cuadro, del inversor de conexión a red al cuadro y del cuadro a la carga)

- 1 Interruptor general del inversor al cuadro, para que salte en caso de fallo.

- 14 Fusibles, uno para cada string del generador fotovoltaico en caso de fallo.

- 14 Selectores, uno por cada string, para poder desconectarlos individualmente y poder así

realizar los servicios de mantenimiento oportunos.

El resto de los componentes están definidos en puntos anteriores.



45

9.2. Ampliación a 10 años

Como ya se comentó anteriormente, se ha realizado un estudio para una ampliación de consumos a 10 años. Para lo cual sería necesario realizar una nueva inversión en el año 10, incluyendo un string PV (20 módulos), con sus accesorios correspondientes (estructuras, fusibles, seccionadores y cableado), lo que hace un importe adicional de 5.957,55 €, tal y como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 21. Inversión necesaria para el año 11



46

10. ESTUDIO FINANCIERO

A la hora de realizar el estudio financiero, consideramos los siguientes conceptos:

- Inversión

- Ingresos

- Gastos - Subvención

- Financiación

10.1.1. Inversión

Como inversión inicial consideramos el resultado del presupuesto indicado anteriormente, ya que es el total para poder construir nuestra central: 324.262,29 €.

10.1.2. Ingresos

Nuestros ingresos se van a obtener del cobro mensual de las tarifas eléctricas a través de las recargas mensuales de las tarjetas prepago. Las tarifas que proponemos son las siguientes:

- Precio de Venta del Servicio I: 10 euros/mes. - Precio de Venta del Servicio II: 17 euros/mes. - Precio de Venta del Servicio III: 27 euros/mes. - Precio de Venta del Servicio IV: 0,35 euros/kWh.

Estas tarifas se encuentran dentro de los márgenes de los precios de la electricidad en electrificación rural aislada en Senegal, incluso por debajo según otras experiencias del país donde se llegan a establecer tarifas hasta de 1,5 €/kWh.

10.1.3. Gastos

Los costes asociados a nuestra central una vez esté en operación son:

- Gastos de combustible de nuestro generador: Los calculamos considerando que el precio del diesel en Senegal es de 1 €/litro, nuestro generador consume 4,5 litros/hora, y funciona (por los datos obtenidos con HOMER) 66 horas/año.

- Operación y mantenimiento: Consideramos que el coste de la estructura de mantenimiento previamente definida supone un 3% anual sobre el coste de la inversión.

- La deuda: Coste de la financiación del proyecto.



47

10.1.4. Subvención

Dentro de los mecanismos de los proyectos ERIL se puede optar por obtener una subvención para desarrollar estos proyectos, por lo que haremos nuestro estudio financiero en base a cubrir un 80% de la inversión a través de una subvención equivalente a 259.409,83 €.

10.1.5. Financiación

Para la parte de la inversión no cubierta por la subvención se considerará una financiación con crédito blando (desde entidad financiera para el desarrollo) de 64.852,46 €, a pagar en un período de devolución de 10 años a una tasa de interés del 1%. La información sobre el pago del crédito se puede constatar en la tablas 6 y 7, en este marco se tendría que pagar anualmente un cuota fija de 6847,26 € por concepto del crédito.

Tasa Financiación 1%

Periodo (Año) 10

Financiación (€) 64852,46

Cuota (€) 6847,26

Tabla 22. Condiciones del Crédito.

Nº de cuotas Valor Cuota

(€) Interes

(€) Amortización

(€) Saldo (€)

0 64852,46

1 6847,26 648,52 6198,73 58653,73

2 6847,26 586,54 6260,72 52393,01

3 6847,26 523,93 6323,33 46069,68

4 6847,26 460,70 6386,56 39683,12

5 6847,26 396,83 6450,43 33232,69

6 6847,26 332,33 6514,93 26717,76

7 6847,26 267,18 6580,08 20137,68

8 6847,26 201,38 6645,88 13491,80

9 6847,26 134,92 6712,34 6779,46

10 6847,26 67,79 6779,46 0,00

Tabla 23. Proceso de pago del crédito.

IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA FOTOVOLTAICA CON MINI-GRID EN KARABANE (SENEGAL)

48

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Inversión Inicial Sin Subvención 324.262,29

Subvención 259.409,83 Financiación 64.852,46 Ingresos

28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75 28.878,75

Diesel

297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00

O&M

9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87 9.727,87

Deuda

6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26 6.847,26

Gastos

16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13 16.872,13

Cash Flow -

64.852,46 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62 12.006,62

Tabla 24. Comportamiento Financiero para 10 años de Explotación.

IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA FOTOVOLTAICA CON MINI-GRID EN KARABANE (SENEGAL)

49

Tabla 25. Comportamiento Financiero para 15 años de Explotación.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Inversión Inicial Sin Subvención

324.262,29

5.957,55

Subvención 259.409,83

Financiación

64.852,46

Ingresos

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

28.878,75

31.807,24

31.807,24

31.807,24

31.807,24

31.807,24

Diesel 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00 297,00

O&M

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

9.727,87

Deuda

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

6.847,26

Gastos

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

16.872,13

10.024,87

10.024,87

10.024,87

10.024,87

10.024,87

Cash Flow -

64.852,46

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

12.006,62

15.824,81

21.782,37

21.782,37

21.782,37

21.782,37



50

Los valores expuestos en las tablas anteriores se pueden observar mejor en los flujos de caja

de las gráficas 26 y 27, donde se distingue entre inversión, ingresos y gastos. El estudio de

financiero se elabora considerando una tasa de descuento del 5%.

Gráfica 26: flujo de caja en 10 años de de explotación.

Es destacable que en el caso de 15 años de explotación se espera que se realice una inversión

de 5957,55 €, producto del incremento del generador fotovoltaico en 5 kWp adicionales, todo

esto ante el incremento esperado de la demanda eléctrica.

Gráfica 27: flujo de caja en 15 años de de explotación.

-80000

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

FLUJO DE CAJA EN 10 AÑOS DE EXPLOTACIÓN

Ingresos Gastos Inversión

-80000

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

FLUJO DE CAJA EN 15 AÑOS DE EXPLOTACIÓN

Inversión Ingresos Gastos



51

Tabla 26 Resultados del estudio Financiero.

Con los flujo de anteriormente mostrados, se obtiene para diez años de explotación un valor

actual neto de 27.859,49 € y una tasa interna de retorno de 13,12%, por otro lado para quince

años de explotación se obtienen 82.272,09 € y 18,36% respectivamente.

En la gráfica 28 del flujo descontado acumulado se observa que el retorno de la inversión se

obtendría en a mediados del año 7 en los dos períodos de explotación estudiados.

Gráfica 28: flujo de caja descontado acumulado.

-100,000

-50,000

-

50,000

100,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

FLUJO DE CAJA DESCONTADO ACUMULADO

En 10 años En15 años



52

11. CONCLUSIONES

Se ha dimensionado una central híbrida fotovoltaica-diesel para dar acceso a la electricidad a Karabane, un núcleo rural aislado de Senegal con una población de unos 400 habitantes, con la premisa de dar un nivel de servicio eléctrico de alta calidad con el que favorecer potencialmente el desarrollo económico del poblado y mejorar el nivel de vida de sus habitantes. El resultado ha sido una central de 70 kWp de generador fotovoltaico, una batería con 3 días de autonomía y un grupo diesel de apoyo de 65 kVA, siendo una configuración de alta potencia para cubrir todas las necesidades de carga y muy fiable frente a los cortes de suministro. Se han propuesto unas tarifas eléctricas acordes a los precios estándar en electrificación rural descentralizada de Senegal con las que garantizar la viabilidad económica en la fase de explotación de la central para un período de 10 años. La viabilidad del proyecto necesita de una subvención que hemos calculado en un 80% del coste de inversión. El 20% restante sería cubierto por una financiación a un interés bajo del 1% a 10 años.

Los resultados del estudio financiero muestran un TIR de 13,12% en un escenario a 10 años y de un 18,36% a 15 años. Debe tenerse en cuenta que en electrificación rural descentralizada estos resultados de TIR son muy bajos ya que este tipo de proyectos están afectados por ciertos factores de riesgo ligados a cuestiones de idiosincrasia local, como devaluaciones de moneda, catástrofes naturales, enfermedades, etc. Estos proyectos no deben realizarse aisladamente, sino dentro programas más extensos que prevean electrificar varios núcleos de población dentro de un determinado radio de acción con el fin de poder justificar una adecuada estructura de gestión y mantenimiento a la vez que se pueden optimizar tanto los costes de inversión como los de O&M.

Generador

Diesel

GARITA

Tanque de

Combustible

Sun Storage

3F, 60 kW

400 V

Cuadro

Eléctrico

Inversor

3F

60 kW

400 V

Cuadro de Distribución I

Cuadro de

Paralelo

Banco de 3x10 Baterías





Banco de 3x10 BateríasBanco de 3x10 Baterías

Banco de 3x10 BateríasBanco de 3x10 Baterías


1 cable XLPE 35 mm2

3 cables XLPE 35 mm2

1 cable Tripolar con neutro y tierra

(3F+N+T) XLPE 35 mm2


Cuadro de Distribución IICuadro de Distribución IV

Cuadro de Distribución III

1 cable XLPE 70 mm2





Nota:

1 Los cables no numerados se consideran cables XLPE de 10 mm2

PLANOS DE REFERENCIA

LÁMINA TÍTULO

REVISIONES

Nº DESCRIPCIÓN RESP. DIB. FECHA

PROYECTISTAS

DISEÑADO:

ING. MARIA CORTES

DIBUJADO:

REVISADO:

NOMBRE DEL ARCHIVO: SERIE:

TOTAL

3

VERSIÓN

1

ESCALA:

FECHA:

30/06/2015

LÁMINA:

A EMISIÓN INICIAL

INVERSIONES AID

ELECTRIFICACIÓN RURAL KARABANE

ING. DIEGO VICTORA

IE-02

INSTALACIONES ELECTRICAS

ING. EDUARDO VAQUERO

PLANOS DE REFERENCIA

LÁMINA TÍTULO

REVISIONES

Nº DESCRIPCIÓN RESP. DIB. FECHA

PROYECTISTAS

DISEÑADO:

ING. MARIA CORTES

DIBUJADO:

REVISADO:

NOMBRE DEL ARCHIVO: SERIE:

TOTAL

3

VERSIÓN

1

ESCALA:

FECHA:

30/06/2015

LÁMINA:

A EMISIÓN INICIAL

INVERSIONES AID

ELECTRIFICACIÓN RURAL KARABANE

ING. DIEGO VICTORA

IE-01

INSTALACIONES ELECTRICAS

ING. EDUARDO VAQUERO

Almacenamiento

en Baterias

Cuadro de Distribución I

Cuadro de Paralelo

Inversor

60 kW, 400 V, 50Hz

4 string de 20 Módulos 250 Wp total 20 kWp


Cuadro Eléctrico

10 Bancos de 3x10 Baterías





2 cable XLPE 35 mm2

1

2

Cuadro de Distribución II

Cuadro de Distribución III

Cuadro de Distribución IV



total 300 Baterias 12 Opsz 1500

(Ver Detalle)








Sun Storage

60 kW

Generador Diesel

52 kW, 400 V.





Circuito I 11,01 kW, 3x400V-220



Circuito II 11,89 kW, 3x400V-220



(Ver Detalle)

(Ver Detalle)

(Ver Detalle)

(Ver Detalle)

(Ver Detalle)

(Ver Detalle)

Selector

Manual

1 cable XLPE 35 mm2

Positivo

1 cable XLPE 35 mm2

Negativo

1 cable XLPE 16 mm2

Positivos

1 cable XLPE 16 mm2

Negativos

DETALLE DE CUADRO DE PARALELO

DETALLE DE CUADRO DISTRIBUCIÓN I Y III

1 cable XLPE 10 mm2

Positivos

1 cable XLPE 10 mm2

Negativos

1 cable XLPE 16 mm2

Positivo

1 cable XLPE 16 mm2

Negativo

DETALLE DE CUADRO DISTRIBUCIÓN II Y IV

1 cable XLPE 10 mm2

Positivos

1 cable XLPE 10 mm2

Negativos

1 cable XLPE 16 mm2

Positivo

1 cable XLPE 16 mm2

Negativo

Viene Sun Storage 60 kW, 400V

Viene Inversor 60 kW, 400V


Viene Sun Storage 60 kW, 400V


Circuito II 11,89 kW, 3x400V-220


(3F+N`+T) XLPE 35 mm2

Circuito I 11,01 kW, 3x400V-220



DETALLE DE CUADRO ELÉCTRICO

DETALLE DE SUN STORAGE

BATERÍA

Entrada

Grupo de

Electrógeno

Opcional

Opcional

Inversor

Transformador

Pre Cargador DC

Filtro

Pre Cargador AC

Opcional

W

Opcional

Salida

para

La carga

L1

L2

L3

N

L1

L2

L3

N

55 W

220 W

55 W

880 W

880 W

55 W

55 W

55 W

55 W

220 W

55 W

220W

55 W

220 W

110 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

220 W

220 W

55 W

55 W

55 W

880 W

55 W

55 W

55 W

220 W

55 W

55 W

55 W

120 W

55 W

880 W

120 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

55 W

220 W

220 W

55 W

880 W

880 W

810 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

880 W

IGLESIA

MEZQUITA

ESCUELA

CASA DE LA JUVENTUD

CIRCUITO I

CIRCUITO II

GARITA

1

IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL HÍBRIDA FOTOVOLTAICA CON MINI-GRID

EN KARABANE (SENEGAL)

1. INTRODUCCIÓN: Karabane

Senegal es un país con algo más de 13 millones de habitantes y una tasa de acceso a la electricidad del 56,5%1. Es decir, que 5,7 millones de personas no pueden acceder a este servicio, principalmente en las zonas rurales. Para paliar este problema, el país cuenta desde 2004 con un plan de desarrollo de la electrificación rural articulado en varios ejes, uno de los cuales consiste en los llamamos proyectos de Electrificación Rural por Iniciativa Local (ERIL), desarrollados en colaboración con las propias comunidades beneficiarias de los proyectos y otras organizaciones locales, asociaciones, ONGs, etc. En los ERIL, la iniciativa surge de la propia población local, con libertad de elegir el tipo de tecnología a utilizar, que en la mayoría de los casos consiste en sistemas aislados, ya que este programa está pensado para las poblaciones más remotas y aisladas del país, muy alejadas de las redes eléctricas convencionales. La financiación de los proyectos puede surgir de organizaciones locales con contribuciones de la Agencia Senegalesa de Electrificación Rural (ASER)2 y/o de otros organismos internacionales. Generalmente, la empresa encargada de ejecutar el proyecto realiza la posterior explotación del mismo, llevando a cabo las labores de gestión de cobro de las tarifas eléctricas a los usuarios y de los mantenimientos de las infraestructuras. Por citar algún ejemplo de proyecto ERIL, en 2010 se electrificó la población de Sine Moussa Abdou, en la región de Thiès, a través de una central híbrida Solar-Eólica-Diesel, gracias a un consorcio formado por una empresa privada encargada de la ejecución y explotación del proyecto, la ASER y las agencias de desarrollo alemana (GIZ) y holandesa3. Nuestro proyecto propone la electrificación de la localidad de Karabane, situado en una isla del mismo nombre en la desembocadura del río Casamance, en el extremo suroeste de Senegal. Se trata de un núcleo rural con una población de 396 habitantes, con 70 viviendas y otras infraestructuras, como una escuela, un hotel, una mezquita, una iglesia y una casa de la juventud. En la actualidad Karabane vive sin acceso a la electricidad, excepto el hotel que dispone de un pequeño grupo electrógeno. Dentro del marco de los proyectos ERIL, se va a proponer la implementación de una central híbrida Solar-Diesel en Karabane. Se va a detallar el diseño y dimensionado tanto de la central híbrida como de la red de distribución de baja tensión. Además, se va a proponer un sistema de tarifas eléctricas calculadas en función de los recursos económicos de los usuarios y desde el punto de vista de la sostenibilidad de la fase de explotación de la central, atendiendo a los mecanismos propuestos por los proyectos ERIL y las posibles vías de financiación. El criterio de dimensionado será el de cubrir una demanda eléctrica correspondiente a un nivel exigente de consumo, tanto en potencia como en calidad.

1 http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS 2 http://www.aser.sn/ 3 http://www.peracod.sn

2

2. CONSUMOS

2.1. Estudio de la demanda eléctrica

En las poblaciones rurales asentadas en zonas aisladas y sin acceso a la electricidad, una vez que estas son dotadas de suministro eléctrico, sus consumos se caracterizan por ser muy bajos (entre 250 y 500 kWh/año/vivienda)4 e ir creciendo poco a poco según la población va adquiriendo el hábito de consumo. Diversos estudios han tratado de caracterizar el perfil de dichos consumos, como el publicado por la Agencia Internacional de la Energía5, en el que se destacan 2 picos, uno por la mañana y otro por la noche.

Gráfica 1. Perfil típico de carga en zonas rurales. Fuente: Rural Electrification with PV Hybrid Systems.

Partimos de la premisa de que la central va a alimentar los consumos de 69 viviendas unifamiliares, 1 caseta del guardián de nuestra central, 1 escuela, 1 iglesia, 1 mezquita, 1 hotel y 1 casa de la juventud. Para el caso de las viviendas consideramos unas hipótesis de consumo, estructuradas en diferentes tipos de servicios basados en experiencias similares llevadas a cabo de Senegal. Proponemos el siguiente escenario de partida:

a) Servicio I (42 viviendas + caseta del guardián): 55 W con limitador de 0,25 A en 220 Vac. b) Servicio II (1 viviendas): 110 W con limitador de 0,5 A en 220 Vac. c) Servicio III (9 viviendas): 220 W con limitador de 1 A en 220 Vac. d) Servicio IV (17 viviendas + hotel): 880 W y dispondrá de un contador de energía.

Para el Servicio IV, que corresponde a viviendas en las que se desarrollan actividades económicas (carpinteros, sastres, etc) aplicamos un porcentaje de seguridad por si se consumiera algo más de lo esperado. En el caso de la escuela distinguimos entre los días lectivos (de lunes a viernes) y el fin de semana. La escuela permanece abierta sólo los días lectivos desde las 7 am hasta las 6 pm, con un consumo de 810 Wh. Para la Iglesia y la Mezquita se considera un consumo de 120 Wh. En la casa de la juventud también se hace distinción entre el fin de semana y los días de diario, ya que el fin de semana, su horario es de 7 am a 8 pm, y entre semana de 6 am a 8 pm. El alumbrado público consume 1000 Wh. Se enciende a las 6 pm (hora media a la que comienza a oscurecer), y se apaga a las 7 am, hora en la que amanece.

4 IEA, “Africa Energy Outlook - A Focus on Energy Prospects in Sub-Saharan Africa,” Paris, 2014. 5 “Rural Electrification with PV Hybrid Systems” - International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme.

3

2.2. Resultados

Un resumen de lo comentado anteriormente aparece en la tabla 1:

Tabla 1. Detalle de las cargas residenciales y de las cargas comunitarias. Fuente: Propia El perfil de carga propuesto aparece en la gráfica 2:

Gráfica 2. Perfil de carga de diseño propuesto particularizado para días de la semana y fin de semana. Fuente: Propia.

De estos resultados se puede observar que el pico máximo de potencia que hay que considerar a la

hora de dimensionar nuestra central es de 21,29 kW, y un consumo medio diario de 236 kWh.

4

2.2.1 Ampliación del generador fotovoltaico

Se prevé que los consumos vayan a ir creciendo cada año, lo que se traduciría en un paulatino cambio de nivel de servicio de los usuarios. Si proyectamos un escenario a 10 años, podemos prever un escenario de consumo como éste:

a) Servicio I (25 viviendas + caseta del guardián): 55 W con limitador de 0,25 A en 220 Vac. b) Servicio II (12 viviendas): 110 W con limitador de 0,5 A en 220 Vac. c) Servicio III (14 viviendas): 220 W con limitador de 1 A en 220 Vac. d) Servicio IV (18 viviendas + hotel): 880 W y dispondrá de un contador de energía.

Para el nuevo escenario tenemos una potencia pico máxima de 23,55 kW y una carga diaria de 258 kWh.

3. ESTUDIO DE RECURSO SOLAR

Para realizar un estudio de recurso solar exhaustivo se han consultado algunas de las fuentes más fiables y de prestigio de radiación solar. Éstas son Meteonorm 7, PVGIS y HOMER. Las coordenadas geográficas de nuestro emplazamiento son: Latitud: 12,6°N; Longitud: -16,7°E; Altitud: 1m. En la tabla 2 se muestran las diferentes bases de datos consultadas. Además, en la gráfica 3 se puede ver de una forma más intuitiva la diferencia entre ellas.

Gh (kWh/m2 día)


Enero 5,60 4,85 4,48

Febrero 6,38 5,52 5,11

Marzo 7,53 6,14 5,71

Abril 7,39 6,21 5,80

Mayo 7,16 6,06 5,77

Junio 6,29 5,22 5,30

Julio 5,43 4,43 4,71

Agosto 5,00 4,16 4,74

Septiembre 5,30 4,55 4,93

Octubre 5,87 4,91 5,10

Noviembre 5,64 4,87 4,73

Diciembre 5,37 4,73 4,35

ANUAL 6,08 5,14 5,06

Tabla 2. Comparación de Gh (Radiación global en el plano horizontal).

5

Gráfica 3. Comparación de Gh (Radiación global en el plano horizontal).

Como puede observarse a simple vista en la gráfica 3, PVGIS difiere bastante de las otras dos bases

de datos, dando valores muy superiores. Por ello, realizaremos un análisis de variabilidad. En la

gráfica 4 se aprecia la diferencia en % entre las diferentes bases de datos consultadas.

Gráfica 4. Variación de Gh (Radiación global en el plano horizontal).

La variación de radiación global de la base de datos PVGIS, difiere en los resultados aproximadamente un 20% con Meteonorm y un 15% con HOMER en el cómputo anual. Por ello la descartaremos para nuestros datos de partida. De las dos restantes, optamos por Meteonorm puesto que conocemos la incertidumbre de Gh (Radiación global en el plano horizontal) del 5% y Ta

(Temperatura ambiente) del 0,5%. Además, nos posicionamos desde un punto de vista más conservador si tenemos en cuenta que el cómputo anual de radiación global en el plano horizontal es ligeramente inferior.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Gh (kWh/m2 día)


0%5%

10%15%20%25%30%35%

Variación Gh (%)

PVGIS/HOMER HOMER/METEONORM METEONORM/PVGIS

6

4. DIMENSIONADO DE LA CENTRAL

Para realizar el dimensionado de los diferentes componentes de la central, se tendrá en cuenta la carga diaria de diseño obtenida en el apartado 2, el pico máximo de consumo, el recurso solar y los rendimientos de los diferentes componentes.

4.1. Esquema general

La carga diaria de diseño es de 236 kWh. Esta carga diaria de energía es muy alta para las configuraciones clásicas de 12, 24 o 48 V en la parte de tensión continua (DC) de la central. Debido a que no existen baterías lo suficientemente grandes como para almacenar toda la energía necesaria a esos niveles de tensión, será preciso una tensión DC de diseño mayor, por lo que tomaremos 600VDC para un dimensionamiento aceptable de los diferentes componentes. Para una tensión DC tan elevada no hay disponibles en el mercado reguladores de carga, por lo que optamos por una configuración con un inversor cargador que pueda operar a esta tensión de 600VDC, capaz de crear una tensión apropiada para la red de distribución de baja tensión a la cuál inyectarán energía unos inversores de tipo conexión a red desde el generador fotovoltaico. Por ello se ha elegido seguir el esquema 1, que propone el fabricante de inversores Ingeteam.

Los diferentes elementos que componen el sistema son:

- Generador fotovoltaico. - Inversor de conexión a red. - Inversor cargador. - Baterías. Esquema 1. Propuesta de Ingeteam - Grupo diesel.

El esquema que propone Ingeteam consiste en una conexión a red mediante un generador fotovoltaico y un inversor de conexión a red, con la posibilidad del apoyo bidireccional de baterías y un grupo diesel usando un inversor/cargador. Cuando tengamos excedentes de electricidad del sistema, podremos cargar las baterías (Inversor/cargador como cargador). Si no tenemos capacidad suficiente para abastecer la demanda que pide la red con el generador fotovoltaico, haremos uso de la carga de la batería previamente almacenada (Inversor/cargador como inversor). Por último, especialmente en los meses de poca radiación, puede ser necesario el arranque del grupo diesel. Éste, a través del inversor/cargador podrá abastecer la demanda de la red y cargar la batería al mismo tiempo.

Los diferentes factores utilizados a la hora de realizar el dimensionado de los citados elementos son:

- Radiación media anual de 5,06 kWh/m2 día. - Factor CA (Capacidad del generador)6 de 1,1. - Factor CS (Días de autonomía) de 3.

La elección de la radiación media anual para hacer el dimensionado y no la radiación del “mes peor”, se justifica por tratarse de una central híbrida, en la que el generador diesel cumple la función de equipo auxiliar en los momentos en los que la central fotovoltaica no pueda cubrir la demanda.

6 CA se define como la relación entre la energía producida por el generador PV y la consumida por la carga.

7

4.2. Elementos de la central

Para realizar el dimensionado nos basaremos en los cálculos realizados en una fase previa y que posteriormente se podrán modificar si fuese necesario. Según estos cálculos, el generador fotovoltaico proporcionará una corriente Ig de 114,03 A con una potencia Pg de 68,42 kWp. Las ecuaciones utilizadas para el dimensionado son las siguientes:

𝐼𝑔∗ =

𝐶𝐴 ∗ 𝑄𝐿∗𝐺𝑆𝑇𝐶

𝐺𝑑(𝛼 ,𝛽); 𝑄𝐿 =

𝐿

𝑉𝑏=

1

𝑉𝑏∗

𝐿𝑇

𝜇𝑏∗ 𝜇𝑐∗ 𝜇 𝑖𝑛𝑣; 𝑃𝑔

∗ = 𝑉𝐵 ∗ 𝐼𝑔∗

Donde:

- Ig, Pg: Se corresponden con la corriente y la potencia del generador fotovoltaico.

- CA: Capacidad del generador.

- QL: Carga a satisfacer en Ah.

- GSTC: Radiación global en condiciones estándar de medida STC (1000 Wh/m2).

- Gd (𝛼,𝛽): Radiación global en el plano del generador.

- Vb: Tensión de la batería.

- LT: Energía total que debe entregar el sistema fotovoltaico aislado.

- 𝜇𝑏 : Rendimiento de la batería.

- 𝜇𝑐 : Pérdidas de los cables.

- 𝜇𝑖𝑛𝑣 : Rendimiento del inversor.

4.2.1. Módulo fotovoltaico

Se han seleccionado módulos fotovoltaicos de la marca KYOCERA, en concreto se ha escogido el módulo “KD250GH-4FB2” de una potencia de 250 Wp en condiciones estándar de medida STC.


Como el generador fotovoltaico proporciona una potencia Pg de 68,42 kWp, se han considerado diferentes configuraciones teniendo en cuenta que el inversor de conexión a red será aproximadamente de 60 kW de potencia AC. Finalmente se ha llegado a la solución que se muestra en la tabla 3.

Ns Np NT Pg* (kW) RATIO DC/AC

20 14 280 70 1,17

Tabla 3. Generador fotovoltaico propuesto.

Donde:

- Ns: Número de módulos en serie. - Np: Número de módulos en paralelo. - NT: Número total de módulos. - Pg*: Potencia total del generador. - RATIO DC/AC: Potencia pico del generador dividido por la potencia nominal de red.

Con esta configuración obtenemos un total de 280 módulos, sumando una potencia de 70 kWp, y si tenemos en cuenta la elección de un inversor de 60 kWAC obtenemos un ratio DC/AC de 1,17 que está dentro del rango de valores que recomienda el fabricante. Karabane se encuentra en una latitud de 12,6°N por lo que la inclinación óptima de los módulos sería aproximadamente de 3°, sin embargo por motivos de auto-limpieza con la lluvia, se propone una inclinación de 15° y con una orientación de 0° hacia el sur geográfico. Respecto a la separación entre strings, dejaremos 4 horas libres de sombra alrededor del mediodía correspondiente al solsticio de invierno. A la latitud en la que nos encontramos, esta distancia es de 0,31 metros. Al ser tan baja la distancia y tener terreno suficiente para la instalación de la central,

8

tomaremos una distancia de 1 metro entre filas para poder realizar las labores de O&M de una manera más fácil. Para la posible ampliación del sistema bastaría con añadir un nuevo string de módulos fotovoltaicos en el emplazamiento habilitado para ello. Se producirá un aumento de 5 kW de potencia que los inversores serían capaces de asumir y seguirían estando dentro de los ratios recomendados por el fabricante. La inversión que habría que hacer sería mínima, dado que ya estarían todos los componentes instalados y sólo habría que instalar 20 módulos más.

4.2.3. Inversor de conexión a red

El inversor trifásico de conexión a red seleccionado es el modelo “INGECON SUN de 60kW” del fabricante INGETEAM. Tal y como se indica en las hojas de características, la potencia del campo fotovoltaico se recomienda que esté entre 69 y 78 kWp o lo que es lo mismo un ratio DC/AC entre 1,15 y 1,30. Por lo que nuestros valores de 70 kWp y 1,17 de ratio DC/AC encajan perfectamente con las recomendaciones del fabricante.

4.2.4. Inversor cargador

Para mantener una buena tensión de red y realizar un apropiado control bidireccional de la energía es necesario un elemento que controle todos los flujos que se dan en el sistema. Para ello se ha escogido el inversor cargador “Ingecon Sun Storage de 60 kW” del fabricante Ingeteam. Este inversor cargador es capaz de controlar la carga/descarga de las baterías, la potencia entregada por el grupo diesel y la potencia que proviene de la red (inversor de conexión a red). Mediante este elemento de control se pueden producir diferentes flujos:

- El generador fotovoltaico puede suministrar suficiente potencia para alimentar a la red de baja tensión y cargar las baterías si estuviesen descargadas.

- El generador fotovoltaico junto con las baterías pueden abastecen el consumo de la red de baja tensión.

- Las baterías pueden abastecen el consumo de la red de baja tensión. - El grupo diesel en casos muy puntuales arranca y puede tanto abastecer el consumo de la

red de baja tensión como cargar las baterías.

4.2.5. Baterías

Según los cálculos realizados se necesita una capacidad nominal de 1457 Ah a una tensión de 600 V. Para ello se ha seleccionado el modelo de batería “12 OPzS1500” de la marca ENERSYS. Se conectarán en serie 300 vasos de 2 V cada uno con una capacidad nominal C10

7 de 1680 Ah, para una profundidad de descarga del 80%. Consideramos una vida útil de las baterías de 15 años.

4.2.6. Grupo diesel

La elección del grupo diesel se ha realizado acorde a diferentes optimizaciones mediante simulación con el software HOMER y además se ha consultado con un experto en sistemas híbridos fotovoltaicos. Se propone un grupo diesel de 60 kW de potencia activa y la solución comercial por la que se optó fue el modelo “AY-1500-60 TX/OIL” del fabricante AYERBE, que nos proporciona una potencia aparente de 65 kVA y una potencia activa de 52 kW.

4.2.7. Cableado

Se calcula la sección de los conductores eléctricos de nuestra central de acuerdo al criterio de caída

de tensión y máxima corriente admisible. Los resultados se detallan en las tablas 4 y 5. Con

respecto a la tabla 4 solo se representan los tramos con la distancias más largas, considerando que

7 C10 se refiere al régimen de (carga/descarga) de la batería. Donde podríamos (inyectar/extraer) 168 A (a la/de la) batería durante 10 horas continuas.

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al cumplir el criterio de máxima caída de tensión en estos tramos, se cumplirá también en otros con

condiciones iguales de corriente y tensión. Para la corriente de la batería se considera la máxima

que puede ser extraída por el inversor cargador, que son 190 A. Con respecto a la capacidad de

corrientes en los conductores, es palpable en los resultados arrojados que presentan factores de

cargas entre 13,11 % a 82,61%, valores aceptables de diseño.

Tramo Dist. (m)

Tens.(V) Int. (A) ∆ V% Sec.

(mm2) S Real. (mm2)

Int. Cond.

(A)

∆V Real%

F. Carga

String PV - Caja de Distribución

35,90 596 8,39 0,75% 1,20 10 64 0,09% 13,11%

Caja de Distribución - Caja de Paralelos

37,59 591,53 33,56 0,50% 7,62 16 86 0,24% 39,02%

Caja de Paralelos - Inversor

20,12 588,57 117,46 0,25% 28,68 35 145 0,20% 81,01%

Baterías - Inversor/Cargador

7,00 600 190,00 1,00% 3,96 70 230 0,06% 82,61%

Tabla 4. Cableado de los tramos en corriente continua.

Tramo Dist. (m)

Tens.(V) Int. (A)

∆ V% Sec.

(mm2) S Real. (mm2)

Int. Cond.

(A)

∆V Real%

F. Carga

Inversor - Cuadro 5,00 400 86,60 2% 0,97 35 135 0,06% 64,15%

Inversor/Cargador - Cuadro

4,00 400 86,60 2% 0,77 35 135 0,04% 64,15%

Grupo diesel - Inversor/Cargador

7,00 400 93,82 2% 1,47 35 135 0,08% 69,50%

Tabla 5. Cableado de los tramos en corriente alterna.

4.3. Simulación con el software HOMER

Se ha realizado la simulación de nuestro sistema con el software HOMER, considerando todos los elementos descritos anteriormente para estudiar el comportamiento del sistema anualmente.

4.3.1. Recurso solar

Se han introducido los valores de radiación solar en el plano horizontal obtenidos con la base de datos Meteonorm7 y el software HOMER mediante un algoritmo interno recalcula el valor del índice de claridad mensual (gráfica 5). Además, se ha añadido un estudio de sensibilidad de recurso solar, de modo que el software de simulación evalúa varios escenarios con radiaciones un poco más elevadas y un poco inferiores. Gráfica 5. Radiación global e índice de claridad.

4.3.2. Recurso diesel

Para la simulación de HOMER se han utilizado unos valores del diesel desde 1 euro el litro, hasta un valor de 1,2 euros el litro.

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4.3.3. Carga eléctrica

Se han introducido los consumos de Karabane diarios y de fin de semana, así como una variabilidad estadística del 15% entre diferentes días del año y del 20% entre franjas horarias. Con estos datos obtenemos una curva de consumo, un mapa de consumos en el año entero y un gráfico de desvíos de carga teniendo en cuenta las funciones estadísticas que hemos introducido al sistema.


El generador fotovoltaico se ha configurado con los 70 kWp que posee el sistema, 15 grados de inclinación de los módulos, 0 grados de orientación apuntando al sur geográfico y un 20% de reflectancia del suelo entre otros.

4.3.5. Baterías

Se han considerado 300 vasos de 2 V del modelo de batería “12 OPzS1500”. Para introducir la batería en la simulación ha sido necesario crear la librería con la curva de capacidad y la curva de vida acorde a la información que proporciona el fabricante. Para ello se han extrapolado los puntos de la curva de ciclado de la batería del fabricante.

Gráfica 6. Profundidad de descarga de la batería en función del número de ciclos. Fuente: Datasheet del fabricante.

4.3.6. Inversor aislado

Puesto que el software sólo permite introducir un único inversor (ver esquema 2), se ha considerado el inversor de conexión a red y el inversor cargador conjuntamente como si fuese uno sólo. Es decir, se introduce un inversor de 60 kW que simulará el sistema completo. A la hora de hacer los cálculos solo tenemos en cuenta el rendimiento de uno de los inversores.

Esquema 2. Sistema híbrido HOMER.

4.3.7. Grupo diesel

El grupo diesel considerado es el que se ha elegido comercialmente de forma definitiva. Éste posee una potencia activa de 52 kW y una vida útil de 15000 horas de funcionamiento con una carga mínima del 30% para su funcionamiento. Consume 4,5 litros/hora.

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4.3.8. Resultados de la simulación

Los resultados de la simulación que se muestran en la gráfica 7, nos dicen que un 96% de la demanda anual queda cubierta con el generador fotovoltaico, mientras que en los meses de menor radiación, que se corresponden con los meses de verano, el generador diesel tiene que aportar el 4% restante. Se aprecia que aunque en el mes de Junio hay poca radiación, el generador diesel no llega a arrancar porque las baterías vienen cargadas de meses anteriores, y se empiezan a descargar desde ese mes, debido a la falta de radiación, hasta arrancar el grupo diesel en los siguientes meses.

Gráfica 7. Resultados de la simulación I.

Si queremos ser más precisos, podemos hacer un análisis exhaustivo y representar el comportamiento horario del sistema (Gráfica 8). A modo de ejemplo se muestra lo que ocurre en el mes de Agosto, donde la radiación es menor que en otros meses y las baterías no pueden suministrar la potencia necesaria a la red. En el momento en que las baterías se descargan, entra en funcionamiento el grupo diesel para abastecer la carga de la red. Es importante tener en cuenta que cuando no hay demanda de la red, el grupo diesel no se desconecta, sino que carga las baterías por medio del inversor cargador hasta que las baterías quedan casi totalmente cargadas.

Gráfica 8. Resultados de la simulación II.

Las diferentes curvas de la gráfica 8 representan los siguientes parámetros:

- Estado de carga de la batería en azul oscuro (gráfico superior).

- Potencia suministrada por el generador fotovoltaico en amarillo (gráfico inferior).

- Potencia suministrada por el grupo diesel en negro (gráfico inferior).

- Consumo de la red en azul claro (gráfico inferior).

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4.4. Diagrama Unifilar

Esquema 3. Unifilar

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5. RED DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN

El Sistema de Distribución en baja tensión fue trazado considerando las observaciones del reglamento electrotécnico de baja tensión en su sección “REDES AÉREAS PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN en su Instrucción Técnica Complementaria (ITC)-BT-06” en ausencia de un reglamento específico local, en este sentido:

1) La tensión nominal en corriente alterna (AC) será de 3x400/220 V. 2) Los conductores aislados serán de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV, tendrán un

recubrimiento tal que garantice una buena resistencia a las acciones de la intemperie y deberán satisfacer las exigencias especificadas en la norma UNE 21.030.

3) La sección mínima permitida será de 10 mm2 para conductores de cobre. 4) La frecuencia será de 50 Hz.

Una vez establecidos los parámetros de diseño se calcula la sección de los conductores. En este caso se usa la conductividad del cobre a 20ºC, considerando la distancia más desfavorable. El sistema fue divido en dos circuitos para garantizar un mejor reparto de la carga y poder tener mayor maniobra y libertad si se diese algún fallo en un punto específico de la red. Para efectuar el cálculo de caída de tensión es necesario identificar las cargas asociadas a los circuitos definidos, teniendo:

a) Circuito 1: Constituido por 13 viviendas con servicio tipo I, 1 con servicio II, 4 con servicio III, 10 con servicio IV y Alumbrado Público, alimentando una carga total de 11,01 kW.

b) Circuito 2: Tiene asociado 24 usuarios con el servicio I, 5 con servicio III, 9 con servicio IV, además de las carga comunitarias de la escuela, la casa de la juventud, la mezquita, la iglesia y alumbrado público, traduciéndose en una capacidad de 11,89 kW a satisfacer por el circuito.

Tal y cómo se muestra en el esquema 4.

Esquema 4. Diseño de la red de baja tensión.

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5.1. Cálculo de Caída de Tensión

Se calcula la sección de los conductores eléctricos en cada circuito, considerando que la máxima caída de tensión permisible desde el edifico de la central hasta el punto más lejano no debe ser mayor al 2%, de este modo se deja holgura para las acometidas de línea de distribución al cliente. Se opta por una línea de distribución trifásica con neutro y línea de protección (3F+N+T). En la tabla 6 se puede apreciar que para el circuito I con una corriente de carga de 15,88 A, cuyo trayecto más largo son 425 m resulta que la sección mínima necesaria es 26,12 mm2. Dicho valor comercialmente no existe por lo que se selecciona un conductor de 35 mm2, que para las dimensiones mencionadas se tendría una caída de tensión real de hasta el 1,49%; con esta sección el circuito I se podría extender 144,55 m más y cumpliría con los criterios de diseño. Asimismo en la tabla 6 observamos que el circuito II alimentaría una carga con corriente de 17,16 A; donde el alzado de línea más extenso recorre 462 m y la sección no debería ser inferior a 30,70 mm2, yéndonos a un valor normalizado de 35 mm2 con una caída de tensión del 1,75% pudiéndose extender el circuito II hasta 64,78 m adicionales.

Tabla 6. Cálculos de las secciones de los conductores y análisis.

5.2. Capacidad de corriente

Para un buen dimensionamiento del conductor en los circuitos, es indispensable que tengan la capacidad para transportan la corriente requerida por la carga y en este sentido el conductor con aislamiento XLPE de 35 mm2 puede soportar 135 A quedando los circuito I y II con factores de carga 11,76% y 12,71% respectivamente. En conclusión, la línea de distribución en baja tensión será: 1 cable tripolar con neutro y tierra (3F+N+T) XLPE 35 mm2.

5.3. Postes

Se colocan 153 postes de madera dispuestos de la siguiente manera:

- 33 postes con apoyo de 8 m, cada vez que hay un cambio de dirección en la línea. - 40 postes dobles de 8 m, cada 2 simples. - 80 postes simples de 8 m, cada 15 m, según el “ITC-BT-06”.

Cuando los vanos sean inferiores a 15 m, las cargas permanentes tienen muy poca influencia, por lo que en general se puede prescindir de las mismas en el cálculo.

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5.4. Acometidas

Cada cliente se conectará al servicio eléctrico a través de una acometida que irá desde la red de baja tensión al cuadro eléctrico con sus correspondientes protecciones y limitadores de potencia. Por normalización el cable será de aislamiento XLPE y la sección del conductor de la acometida no será menor a 10 mm2.

6. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL

Para asegurar el buen funcionamiento de la central y el suministro eléctrico a todos los usuarios durante la fase de explotación, se prevén las siguientes necesidades relativas a las labores de mantenimiento:

- Técnico de mantenimiento local, residente en Karabane, encargado de las labores básicas de mantenimiento: inspecciones visuales, limpieza del generador fotovoltaico, cuidado y limpieza de la sala de equipos, llenado de baterías con agua destilada, engrasado y apriete de bornes de baterías, control y mando básico de los inversores y cuadros generales, llenado del depósito de combustible del grupo diesel, etc.

- Disponibilidad de un stock local de repuestos y de las herramientas necesarias. - Técnico experto de mantenimiento regional, capaz de intervenir en menos de 48 horas en

caso de avería. - Garantías de los equipos y servicio técnico en el país.

Para las labores de explotación, está previsto un sistema de cobros a los usuarios a través de tarjetas prepago recargables, mediante las cuales los usuarios de los niveles de servicio del I al III harían una recarga mensual con un coste fijo por recarga según al nivel que pertenezcan. Los usuarios del nivel de servicio IV harían la recarga por paquetes de energía (kWh). Tras cada recarga estas tarjetas se introducen en unos dispositivos o “dispensadores de energía” instalados en cada vivienda. El propio técnico de mantenimiento local sería responsable de hacer las recargas a los usuarios así como de recaudar y custodiar los pagos.

7. PRESUPUESTO

7.1. Presupuesto inicial

Para realizar el presupuesto, llevamos a cabo un recuento de todos los componentes, materiales, mano de obra y transporte necesarios para poder construir nuestra central cuyos costes unitarios se han basado en proyectos reales realizados en Senegal. El resumen del presupuesto se muestra a continuación:

Red de Baja Tensión…………………… 61.096,27 € Edificio de la Central…………………… 11.451,66 € Central Fotovoltaica…………………… 251.714,29 €

Inversión Inicial…………………………… 324.262,29 €

7.2. Ampliación de presupuesto a 10 años

Como ya se comentó anteriormente, se ha realizado un estudio para una ampliación de consumos a 10 años. Para lo cual sería necesario realizar una nueva inversión en el año 10 incluyendo un string PV (20 módulos), con sus accesorios (estructuras, fusibles, seccionadores y cableado), lo que hace un importe adicional de 5.957,55 €.

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8. ESTUDIO FINANCIERO

8.1. Estudio financiero a 10 años

A la hora de realizar el estudio financiero, consideramos los siguientes conceptos:

- Inversión - Ingresos - Gastos - Subvención - Financiación

8.1.1. Inversión

Como inversión inicial consideramos el resultado del presupuesto indicado anteriormente, ya que es el total para poder construir nuestra central: 324.262,29 €.

8.1.2. Ingresos

Nuestros ingresos se van a obtener del cobro mensual de las tarifas eléctricas a través de las recargas mensuales de las tarjetas prepago. Las tarifas que proponemos son las siguientes: Precio de Venta del Servicio I: 10 euros/mes. Precio de Venta del Servicio II: 17 euros/mes. Precio de Venta del Servicio III: 27 euros/mes. Precio de Venta del Servicio IV: 0,35 euros/kWh. Estas tarifas, se encuentran dentro de los márgenes de los precios de la electricidad en electrificación rural aislada en Senegal, incluso por debajo de otras experiencias del país donde se llegan a establecer tarifas de 1,5 €/kWh.

8.1.3. Gastos

Los costes asociados a nuestra central una vez esté en operación son:

- Gastos de combustible de nuestro generador: Los calculamos considerando que el precio del diesel en Senegal es de 1 €/litro, nuestro generador consume 4,5 litros/hora, y funciona (por los datos obtenidos con HOMER) 66 horas/año.

- Operación y mantenimiento: Consideramos que el coste de la estructura de mantenimiento previamente definida supone un 3% anual sobre el coste de la inversión.

- La deuda: Coste de la financiación del proyecto.

8.1.4. Subvención

Dentro de los mecanismos de los proyectos ERIL se puede optar por obtener una subvención para desarrollar estos proyectos, por lo que haremos nuestro estudio financiero en base a cubrir un 80% de la inversión a través de una subvención.

8.1.5 Financiación

Para la parte de la inversión no cubierta por el subsidio se considerará una financiación con crédito blando (desde entidad financiera para el desarrollo), con un período de devolución en 10 años a una tasa de interés del 1%.

17

8.2. Resultados para un período de 10 años

La tabla 7 muestra los resultados del análisis financiero considerando una tasa de descuento del 5 %.

VAN 27859,49

TIR 13,12%

Tabla 7. Resultados financieros a 10 años.

8.3. Ampliación del estudio financiero a 15 años

Partiendo de las mismas hipótesis que para el caso a 10 años y teniendo en cuenta que se debe hacer una ampliación de la central en el año 11 obtenemos los resultados mostrados en la tabla 8:

VAN 82272,09

TIR 18,36%

Tabla 8. Resultados financieros a 15 años.

Gráfica 9: Flujo de caja descontado acumulado a 10 y 15 años. Fuente: Propia

En la gráfica 9 se muestra que para ambos períodos de 10 y 15 años, la recuperación de la inversión se presenta a partir del año 7. La financiación es necesaria para cubrir el déficit de los primeros años de proyecto.

27.859,49

82.272,09

-80.000

-60.000

-40.000

-20.000

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Flujo de Caja Descontado Acumulado (€)

En 10 años En 15 años

18

9. CONCLUSIONES

Se ha dimensionado una central híbrida fotovoltaica-diesel para dar acceso a la electricidad a Karabane, un núcleo rural aislado de Senegal con una población de unos 400 habitantes, con la premisa de dar un nivel de servicio eléctrico de alta calidad con el que favorecer potencialmente el desarrollo económico del poblado y mejorar el nivel de vida de sus habitantes. El resultado ha sido una central de 70 kWp de generador fotovoltaico, una batería con 3 días de autonomía y un grupo diesel de apoyo de 65 kVA, siendo una configuración de alta potencia para cubrir todas las necesidades de carga y muy fiable frente a los cortes de suministro. Se han propuesto unas tarifas eléctricas acordes a los precios estándar en electrificación rural descentralizada de Senegal con las que garantizar la viabilidad económica de la fase de explotación de la central para un período de 10 años. La viabilidad del proyecto necesita de una subvención que hemos calculado en un 80% del coste de inversión. El 20% restante sería cubierto por una financiación a un interés bajo del 1% a 10 años.

Los resultados del estudio financiero muestran un TIR de 13,12% en un escenario a 10 años y de un 18,36% a 15 años. Debe tenerse en cuenta que en electrificación rural descentralizada estos resultados de TIR son muy bajos ya que este tipo de proyectos están afectados por ciertos factores de riesgo ligados a cuestiones de idiosincrasia local, como devaluaciones de moneda, catástrofes naturales, enfermedades, etc. Sobre esta cuestión de la rentabilidad, debe también indicarse que estos proyectos no deben realizarse aisladamente, sino dentro programas más extensos que prevean electrificar varios núcleos de población dentro de un determinado radio de acción con el fin de poder justificar una adecuada estructura de gestión y mantenimiento a la vez que se pueden optimizar tanto los costes de inversión como los de O&M.

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