MANUAL DE METODOLOGÍA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

ESI Europe Methodology Handbook

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

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MANUAL DE METODOLOGÍA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

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ÍNDICE 1 OBJETO .......................................................................................................................................................... 3 2 ALCANCE DEL MANUAL ............................................................................................................................... 3 3 DEFINICIONES / ABREVIATURAS UTILIZADAS EN ESTE DOCUMENTO ................................................. 4 4 REFERENCIAS ............................................................................................................................................... 5 5 RESPONSABILIDADES ................................................................................................................................. 5 6 PARÁMETROS Y SU DETERMINACIÓN ....................................................................................................... 7 7 METODOLOGÍA PARA LA MEDICIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS: MEDIDAS Y ANÁLISIS ............................................................................................................................................ 9 8 ILUMINACIÓN ............................................................................................................................................... 11 8.1 ABREVIATURAS ........................................................................................................................................ 11 LOS TÉRMINOS QUE SE UTILIZARÁN EN ESTA SECCIÓN SE DESCRIBEN EN LA SIGUIENTE TABLA: ........................................... 11 8.2 NORMATIVA APLICABLE ............................................................................................................................. 12

8.2.1 Normativa Europea aplicable ..................................................................................................... 12 8.2.2 Normativa española aplicable .................................................................................................... 13

8.3 METODOLOGÍA DE CÁLCULO ...................................................................................................................... 14 8.4 METODOLOGÍA DE LAS MEDICIONES: ANTES DE LA MEJORA........................................................................... 15

8.4.1 Documentación del proyecto ...................................................................................................... 15 8.4.2 Informe de mediciones ............................................................................................................... 16

8.5 VALIDACIÓN DEL PROYECTO DE INSTALACIÓN .............................................................................................. 16 8.6 METODOLOGÍA DE MEDICIONES: VALIDACIÓN ANUAL .................................................................................... 18 9 HISTÓRICO ................................................................................................................................................... 19 10 ANEXO I ........................................................................................................................................................ 20



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1 OBJETO

Este manual tiene como objeto la elaboración de un procedimiento práctico para evaluar equipos

eléctricos y térmicos de uso muy frecuente en el sector industrial como son los motores eléctricos,

compresores de aire, equipos de climatización, etc. y determinar los ahorros potenciales de

reemplazar equipos ineficientes por equipos de alta eficiencia con mejoras tecnológicas que reduzcan

su consumo de energía.

El propósito final de este manual es evaluar los proveedores de tecnología (TP) y proyectos adscritos

al Seguro de Ahorro de Energía (ESI).

2 ALCANCE DEL MANUAL

Este manual complementa el Procedimiento general de ESI Europe y sus requisitos, describiendo

los pasos que el Cliente, el Proveedor de la tecnología (TP) y la Entidad de validación (VE) deben

seguir para validar las diferentes tecnologías:

• Propuesta de proyecto: Esta validación se centra en evaluar el valor de Ahorro de Energía

prometido (EScommited) en función de la situación específica del proyecto, calculado por el TP.

• Instalación: El proceso de validación de la instalación incluye una visita al lugar donde se ha

instalado la mejora para verificar por parte de la VE, que se trata de la tecnología previamente

propuesta y que la instalación cumple con todos los requisitos necesarios para el desarrollo

del proyecto.

• Ahorro anual: La validación del ahorro anual consiste en verificar el Ahorro Energético Real

del proyecto (ESactual).

Cada proyecto contendrá los siguientes puntos:

1. Abreviaturas / Definiciones utilizadas en la documentación.

2. Normativa aplicable: Regulaciones internacionales, nacionales o locales para el sistema

aplicable.

3. Descripción de la Metodología. Descripción general de los cálculos.

4. Metodología de medición antes de la mejora: revisión de la documentación del proyecto y las

mediciones necesarias para la validación de la propuesta de proyecto.

5. Validación de la instalación del proyecto: revisión de la documentación necesaria para la

validación de la instalación.

6. Metodología de mediciones anuales: validación anual. Medidas necesarias para la validación

del ahorro anual.



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3 DEFINICIONES / ABREVIATURAS UTILIZADAS EN E STE DOCUMENTO

Las siguientes definiciones deben ser consideradas en este documento

ESI Seguro de ahorro energético

Before retrofit technology Indicator (𝐼𝑏𝑟) Indicador basado en mediciones realizadas por el TP (o datalogger) antes de la mejora de la instalación.

After retrofit technology Indicator (𝐼𝑎𝑟) Indicador basado en mediciones reales del consumo de energía registradas en el datalogger después de la mejora de la instalación.

Committed Energy Savings (ESCommitted) Valor porcentual que representa el ahorro de energía prometido para cada proyecto, calculado por el TP para cada tecnología utilizando la metodología ESI. Este valor se incluirá en el contrato ESI.

Actual Energy Savings (ESActual)

Valor porcentual calculado utilizando los datos reales del consumo de energía registrados en el datalogger después de la mejora de la instalación y considerando los factores de operación según el contrato ESI.

Operation factors

Los factores de operación del proyecto definen el consumo energético estimado de una tecnología en el momento de firmar el contrato ESI. Estos factores se utilizan para el cálculo del ahorro de energía prometido (ESCommitted) y el ahorro de energía real (ESActual).

APECA Asociación de Contratación de Rendimiento Energético de Australasia

ASHRAE Sociedad Estadounidense de Ingenieros de Calefacción, Refrigeración y Aire Acondicionado

FENERCOM Fundación de la Energía de la Comunidad de Madrid

EEI Índice de Eficiencia Energética

NIST Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de EE.UU.

TP Proveedor de tecnología

VE Entidad de validación

CL Cliente

BR Antes de la mejora: antes de que se realice la mejora en la instalación. Ya sea por una modernización de la instalación o por el reemplazo de un equipo más eficiente.

AR Después de la mejora: después de que se realice la mejora en la instalación. Ya sea por una modernización de la instalación o por el reemplazo de un equipo más eficiente.

PPV Validación de la propuesta de proyecto

PIV Validación de la instalación del proyecto

PAV Validación anual del proyecto



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4 REFERENCIAS

Para este procedimiento se han tenido en cuenta los siguientes documentos de referencia:

• Protocolo internacional de medición y verificación del desempeño (IPMVP) -Volumen 1: Conceptos y

opciones para determinar los ahorros de energía y agua.

• APECA (2004), Guía de buenas prácticas para la medición y verificación del ahorro energético.

Gobierno de Australia.

• FENERCOM (2011), “Guía para la evaluación y seguimiento de ahorros en contratos de Servicios

energéticos”. Comunidad del Madrid 2011

• ASHRAE (2014) Directriz 14-2014 MEDICIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA, DEMANDA Y AGUA

• "Atlas de las Radiaciones Solares en España a partir de datos del Climate SAF EUMETSAT", publicado

en 2012 por la Agencia Estatal de Meteorología.

5 RESPONSABILIDADES

Las responsabilidades de cada parte, con respecto a este procedimiento, se describen a continuación. Como

regla general, el TP y VE contarán con miembros con responsabilidad y autoridad suficientes para llevar a cabo

estas funciones:

- Tener antecedentes, experiencia y habilidades reconocidas para realizar las actividades de evaluación, análisis de datos y preparación de informes.

- Estar familiarizado con las prácticas de operación y mantenimiento del equipo seleccionado.

Validación Etapas

Responsabilidades Subsección

TP CL VE

Project Proposal validation (PPV) (Validación de la propuesta de proyecto)

• Realizar mediciones con equipos calibrados en la instalación antes de la mejora de la instalación.1

• Calcular los ahorros estimados “prometidos” del proyecto (EScommitted)

• Firmar contrato ESI

• Proporcionar acceso al TP para realizar mediciones

• Proporcionar información del proyecto al TP

• Proporcionar factores de operación del proyecto al TP

• Firmar contrato ESI

- Validar la documentación del proyecto

• Validar los registros de las mediciones.

• Validar cálculos de ahorro

• Proporcionar un resultado de Ahorro energético estimado “prometido” (ESCommitted) para el proyecto adscrito al programa ESI.

4. Metodología de mediciones: Antes de la mejora (br).12

1 Los instrumentos utilizados para las mediciones se calibrarán según los procedimientos desarrollados por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST). Siempre que sea posible, deben utilizarse patrones primarios y equipo de calibración rastreable por NIST de no menos de tercer orden. El período de recalibración / verificación del equipo no debe exceder los 12 meses. 2 Para calcular el ahorro energético es importante conocer el estado real de la instalación. Este se determinará por medio de mediciones realizadas en la instalación antes de la mejora. Las mediciones anteriores y posteriores a la mejora deberán realizarse en las mismas condiciones. Con estas mediciones se obtendrán valores más precisos para los diferentes ahorros energéticos.



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Validación Etapas

Responsabilidades Subsección

TP CL VE

Project installation validation (PIV) (Validación del proyecto de instalación)

• Instalación del equipo

• Instalación del data-logger

• Documento de instalación del equipo y del data-logger

• Informar a la VE una vez se haya realizado la mejora en la instalación.

• Asegurar el acceso a la instalación después de la realización del trabajo.

• Validación de la instalación mediante una inspección visual del equipo instalado durante una visita a la instalación.

• Validar el funcionamiento de los equipos instalados en el momento de la visita

• Validar e identificar la existencia de un datalogger en la instalación.

• Reiniciar el datalogger para comenzar el primer año de medición después de la mejora.

5 . Validación del Proyecto de instalación.

Project Annual validation (PAV) (Validación Anual del proyecto)

• Proporcionar a la VE junto con el CL, los datos anuales registrados por el datalogger.

• Asegurarse de la re-calibración del data-logger.

• Colaborar con el TP para la recopilación de datos del datalogger.

• Calcular el ESActual (Ahorro Energético Real) basado en los datos proporcionados por el datalogger.

• Si es neceario, calcular la compensación económica.

6 . Metodología de mediciones y Validación anual.



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6 PARÁMETROS Y SU DETERMINACIÓN

Las unidades de medida utilizadas serán preferentemente las unidades SI. Si debido al uso común o la mejor

comprensión, se aplican unidades imperiales, estos valores también deberán expresarse en las unidades SI.

Las unidades de medida se acordarán al establecer los parámetros de evaluación y así se expresará en el

informe de evaluación.

Para asegurar resultados válidos, el equipo de medición debe calibrarse, verificarse o ambos según los

intervalos especificados por el fabricante o antes de su uso. La calibración se realizará según los estándares de

medición trazables nacionales o internacionales; cuando no existan tales estándares, se registrarán las bases

seguidas para la calibración o verificación.

Todos los instrumentos utilizados para la medición, incluidos los instalados de forma permanente, deben tener

un registro de la calibración más reciente. La precisión y los detalles de calibración de todos los dispositivos

deben detallarse en el informe.

Los registros de verificación o calibración deben conservarse durante un período de mínimo de 2 años por el

TP y se presentarán en caso de arbitraje. (Datalogger de energía, potenciómetro, caudalímetro de aire, etc.).

El registrador de datos de energía (datalogger) deberá colocarse en la instalación después de la mejora, para

medir y registrar los siguientes parámetros mínimos:

- Consumo de energía acumulado (kWh)

- Potencia media (kW)

- Horas de funcionamiento acumuladas (h)

En caso de la necesidad de utilización de un dispositivo portátil para realizar mediciones in situ, éste contará

con las siguientes características:

Equipo de medida portátil Parámetros Propiedades

Medidor de energía eléctrica /

Analizador de redes eléctricas

- Consumo de energía acumulado (kWh

- Potencia media (kW)

- Tiempo de funcionamiento (h)

- El período de

recalibración / verificación

del equipo no debe

exceder los 12 meses.

- La instrumentación

utilizada en las

mediciones se calibrará

según procedimientos

desarrollados por el

Instituto Nacional de

Estándares y Tecnología

(NIST)



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- El certificado de

calibración estará

disponible durante todo el

periodo de medición.

- El certificado de calibración se adjuntará al informe de mediciones.



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7 METODOLOGÍA PARA LA MEDICIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS: MEDIDAS Y ANÁLISIS

En las siguientes secciones, se detalla el tipo de tecnología dentro del alcance del modelo de Seguro

de Ahorro Energético (ESI). Las etapas necesarias para el registro de la tecnología propuesta por el

TP dentro del modelo ESI y la validación de los correspondientes proyectos son las siguientes:

Validación - Etapas Subsección Contenido

Validación de la propuesta de Proyecto

6. Metodología de las

mediciones: Antes de la

mejora (br)

• Mediciones antes de la mejora

• Cálculo del EScommited (Ahorro Energéttico

prometido) después de la mejora.

Validación del Proyecto de instalación

7. Validación del Proyecto de

instalación. • Revisión de la documentación

• Visita in situ

• Instalación del Energy datalogger

Validación del Proyecto anual

8. Validación anual • Medidas del Energy datalogger

• Cáculo del ESactual (Ahorro Energético Real)

Los sistemas fotovoltaicos convierten la energía solar (luz) en energía eléctrica. Ejemplos de

aplicación: electrificación en hogares, rural, bombeo y refrigeración.



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Para todas las tecnologías se definirán los siguientes indicadores. Esta definición debe basarse en

mediciones o cálculos:

- Medido: valores obtenidos a partir de medidas directas o ficha técnica del equipo.

- Calculado: valores obtenidos de un cálculo.

Indicador Nombre Etapa Unidad Descripción para el caso

base Medido/calculado Responsable

AHORROS

𝐸𝑆𝑐𝑜𝑚𝑚𝑖𝑡𝑡𝑒𝑑

Committed energy savings

(Ahorro Energético

Prometido)

PPV % No aplica Calculado TP

𝐸𝑆𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 Actual energy savings

(Ahorro Energético Real)

PAV % No aplica Calculado VE

INDICADORES

𝐼𝑏𝑟

Indicator before retrofit

(Indicador antes de la mejora)

PPV -- No aplica Calculado TP

𝐼𝑎𝑟

Indicator after retrofit

(Indicador después de la mejora)

PPV -- No aplica Calculado TP

𝐼𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

Indicator after n year

(Indicador después la mejora – año n)

PAV -- No aplica Calculado TP

FACTORES DE OPERACIÓN

ℎ𝑠𝑖𝑔𝑛𝑒𝑑

Yearly Signed operating hours

(Horas de funcionamiento

anuales firmadas)

PPV-PAV

h/año No aplica Estipulado en el

contrato CL



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8 ILUMINACIÓN

8

8.1 ABREVIATURAS

Los términos que se utilizarán en esta sección se describen en la siguiente tabla:

Valor Nombre Etapa Unidad Medido/ Calculado Responsable

CONCEPTOS GENERALES

𝐶𝑏𝑟 Real electric energy

consumption based on client invoices-br

PPV kWh Calculado TP

ANTES DE LA MEJORA

𝐸𝑃𝑎𝑟 Electric energy production based on nominal power-ar

PPV kWh Calculado TP

𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 Peak power installed in the

photovoltaic generator PPV kW Medido TP

𝐺𝑎𝑟

Radiation received on the surface of the photovoltaic generator based on project

data

PPV Wh/m2 Medido TP

𝐺𝑠𝑡𝑐

Irradiance value at which the nominal power of the

photovoltaic cells is determined, which has a

value of 1000 W / m2 with a cell temperature of 25ºC.

PPV W/m2 Medido TP

𝑃𝑅𝑎𝑟 Performance Ratio, which

is used to measure the efficiency of the system.

PPV % Calculado TP

DESPUÉS DE LA MEJORA

𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) Energy production for one year based on data from the datalogger-ar(year b)

PAV kWh Calculado VE

𝐺𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

Average Radiation received on the surface of the photovoltaic generator

for one year

PAV Wh/m2 Medido TP

𝑃𝑅𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) Performance Ratio, which

is used to measure the efficiency of the system.

PAV % Calculado TP



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8.2 NORMATIVA APLICABLE Toda tecnología propuesta por el TP para la mejora de la instalación deberá cumplir con la normativa vigente

aplicable en lugar donde se desarrolla el proyecto.

NORMA EUROPEA:

Directiva 2009/28 / CE sobre la promoción del uso de energía procedente de fuentes renovables.

IEC 61724: Monitoreo del funcionamiento del sistema fotovoltaico - Directrices para la medición, intercambio de datos y análisis.

NORMA ESPAÑOLA:

Código Técnico de la Edificación (CTE) aprobado por RD 34/2006

8.2.1 NORMATIVA EUROPEA APLICABLE

La Directiva 2009/28 / CE sobre energías renovables, implementada por los Estados miembros en diciembre

de 2010, establece objetivos ambiciosos para todos los Estados miembros, de modo que la UE alcanzará un

20% de energía procedente de fuentes renovables para 2020 y un 10% de energía renovable. energía

específicamente en el sector del transporte.

IEC 61724: Monitoreo del funcionamiento del sistema fotovoltaico - Directrices para medición,

intercambio de datos y análisis

Esta Norma Internacional recomienda procedimientos para la monitorización de las características del sistema

fotovoltaico relacionadas con la energía, como la irradiancia en el plano, la salida de la matriz, la entrada y salida

de almacenamiento y la entrada y salida del acondicionador de potencia; y para el intercambio y análisis de

datos monitoreados.



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8.2.2 NORMATIVA ESPAÑOLA APLICABLE

El Código Técnico de la Edificación (CTE) aprobado por el RD 34/2006 que en su documento básico DB-HE5

especifica los requisitos para tener un sistema de aportación mínima de energía fotovoltaica.

El CTE es también un instrumento de transposición de directivas europeas. La Directiva 2002/91 / CE sobre

eficiencia energética, instrumento normativo que, a nivel europeo, establecía las pautas a seguir en los Estados

miembros, ha sido sustituida por la Directiva 2010/31 / UE del Parlamento Europeo y del Consejo de 19 de mayo

de 2010 sobre el rendimiento energético de los edificios (refundición). El nuevo modelo es mucho más ambicioso

y conlleva el endurecimiento de los requisitos mínimos hasta que, de cara al 2020, se consigan edificios de

consumo energético casi nulo. La transposición de esta directiva en España se realiza en parte a través del CTE

vía DB HE.

Según el documento DB HE5, se aplicará el procedimiento de verificación mencionado en el párrafo 1.2, que

incluye:

- Cálculo de la potencia a instalar de acuerdo con la zona climática cumpliendo con lo establecido en el

párrafo 2.2; (Ver Tabla 08-Anexo I)

- Verificación de que las pérdidas por orientación e inclinación de las placas y las sombras sobre las

mismas no superan los límites establecidos. (Ver Tabla 08-Anexo I)

- En cualquier caso, la potencia pico eléctrica mínima a instalar será de 6,25 KWp. El inversor tendrá una

potencia mínima de 5 KW.



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8.3 METODOLOGÍA DE CÁLCULO Los ahorros energéticos deben determinarse midiendo la producción y el consumo de energía después de la

mejora y comparar esta situación con el consumo energético antes de la mejora.

Before retrofit (antes de la mejora):

𝑰𝒃𝒓 = 𝐶 𝑏𝑟 (𝑘𝑊ℎ)

After retrofit (después de la mejora):

𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ) = 𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 (𝑘𝑊) ∗ (𝐺𝑎𝑟

𝐺𝑠𝑡𝑐) ∗ 𝑃𝑅𝑎𝑟

𝑰𝒂𝒓 = 𝐶𝑏𝑟 (𝑘𝑊ℎ) − 𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ)

Cálculo anual después de la mejora (año n):

𝐸𝑃𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) (𝑘𝑊ℎ) = 𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 (𝑘𝑊) ∗ (𝐺𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

𝐺𝑠𝑡𝑐) ∗ 𝑃𝑅𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

𝑰𝒂𝒓 𝒚𝒆𝒂𝒓 𝒏 = 𝐶𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) (𝑘𝑊ℎ) = 𝐶𝑏𝑟 (𝑘𝑊ℎ) − 𝐸𝑃𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) (𝑘𝑊ℎ)

Para los mismos factores de operación (horas y días), el cálculo del Ahorro Energético prometido y el Ahorro energético real sería:

𝐸𝑆𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙(%) = (𝐼𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

𝐼𝑏𝑟) ∗ 100

𝐸𝑆𝑐𝑜𝑚𝑚𝑖𝑡𝑒𝑑(%) = (𝐼𝑎𝑟

𝐼𝑏𝑟) ∗ 100

La representación gráfica del ahorro del consumo energético después de la mejora es la siguiente:



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8.4 METODOLOGÍA DE LAS MEDICIONES : ANTES DE LA MEJORA

8.4.1 DOCUMENTACIÓN DEL PROYECTO

Este tipo de tecnología no suele sustituir a otra similar existente. El TP elaborará un proyecto, que incluirá, como

mínimo los siguientes apartados:

• Potencia de instalación

• Pérdida por orientación e inclinación

• Zona climática

• Sistemas de generadores fotovoltaicos

• Inversor

• Protecciones y elementos de seguridad

• Producción de electricidad estimada por año

• Tasa de desempeño estimada

• Plan de mantenimiento

• Últimas 12 facturas de electricidad (1 año) del cliente.



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8.4.2 INFORME DE MEDICIONES

El TP deberá realizar y registrar las mediciones del consumo del sistema "antes de la mejora" de acuerdo con

los siguientes pasos.

1) El TP recopilará las últimas 12 facturas del CL para estimar el consumo anual de energía eléctrica (kWh)

de la instalación. Para el cálculo del ahorro de energía, este se realizará en las mismas

condiciones antes y después de la mejora. No se tendrán en cuenta posibles cambios en el

consumo eléctrico por parte del cliente.

𝑰𝒃𝒓 = 𝐶𝑏𝑟 (𝑘𝑊ℎ)

2) El TP estimará el Ahorro de energía prometido 𝑬𝑺𝒄𝒐𝒎𝒎𝒊𝒕𝒆𝒅(%), utilizando únicamente los datos del

fabricante incluidos en el proyecto. Para calcular ese valor, el TP calculará la producción de energía

eléctrica estimada de la planta fotovoltaica:

𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ) = 𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 (𝑘𝑊) ∗ (𝐺𝑎𝑟

𝐺𝑠𝑡𝑐) ∗ 𝑃𝑅𝑎𝑟

Donde:

• 𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ) es la energía producida por la instalación en kWh.

• 𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 (𝑘𝑊𝑝) es la potencia nominal pico instalada en el generador fotovotaico.

• 𝐺𝑎𝑟 es la radiación recibida en la superficie de los generadores fotovoltaicos basado en el proyecto.

• 𝐺𝑠𝑡𝑐 es la irradiación a la cual, la potencia nominal de la célula fotovoltaica está determinada con

un valor de 1000 W / m2 a una temperatura de la célula de 25ºC.

• 𝑃𝑅𝑎𝑟 es el rendimiento energético de la instalación. Este valor se tomará de los datos del proyecto.

3) El indicador energético-ar (después de la mejora) vendrá determinado el consumo de la instalación y la

producción eléctrica de la planta fotovoltaica, 𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ):

𝑰𝒂𝒓 = 𝐶𝑏𝑟 (𝑘𝑊ℎ) − 𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ)

4) El TP calculará el Ahorro Energético prometido, 𝐸𝑆𝑐𝑜𝑚𝑚𝑖𝑡𝑒𝑑(%), con la siguiente fórmula:

𝑬𝑺𝒄𝒐𝒎𝒎𝒊𝒕𝒆𝒅(%) = (𝐼𝑎𝑟

𝐼𝑏𝑟) ∗ 100

8.5 VALIDACIÓN DEL PROYECTO DE INSTALACIÓN



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La VE deberá verificar la documentación del proyecto de instalación proporcionada por el TP. La documentación

requerida para la validación de la instalación contendrá, como mínimo, lo siguiente:

- Verificar que el equipo de la propuesta de proyecto validado se corresponde con el equipo

instalado.

▪ Modelo

▪ Marca

▪ Número de unidades

▪ Potencia nominal

▪ Rendimiento

▪ Solicitar certificados de los equipos instalados

- Verificar que los componentes periféricos relacionados con el equipo instalado cumplen con los

requerimientos de cálculo de la instalación

- Características generales del equipo de medida y control de su funcionamiento.

- Verificar la existencia de un plan de mantenimiento.

La VE deberá registrar la medición actual del datalogger instalado en el sistema. Las opciones son las

siguientes:

a) Reinicie el datalogger (si es posible)

b) Si la opción A no es posible, registre los valores de los siguientes parámetros:

- Producción acumulada 𝐸𝑃𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛−1)(𝑘𝑊ℎ)

- Fecha de medición: (dd / mm / aaaa)

- Tiempo de medidas: (hh: mm)

Los datos registrados en el momento del reinicio, serán el punto de partida de referencia para las

validaciones anuales.



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8.6 METODOLOGÍA DE MEDICIONES: VALIDACIÓN ANUAL

Se debe instalar un registrador de datos (datalogger) de energía e irradiación en el momento de la instalación

de la planta. El TP calculará la tasa de rendimiento siguiendo la norma IEC 61724.

La información del datalogger de energía cubrirá solo el nuevo equipo dentro del alcance del proyecto. El

datalogger de energía contará con una pantalla que mostrará como parámetros mínimos:

- Fecha de medición: (dd / mm / aaaa)

- Tiempo de medidas: (hh: mm)

- Producción de energía acumulada (kWh)

El datalogger deberá ser verificado o calibrado por el TP anualmente.

La metodología de mediciones debe ser la siguiente:

1) El TP deberá anotar la producción de energía acumulada (kWh) después de 1 año de la

instalación de la planta fotovoltaica para verificar el cálculo a continuación.

2) El TP proporcionará los siguientes datos a la VE para calcular el Indicador energético anual-ar:

𝐸𝑃𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) (𝑘𝑊ℎ) = 𝑃𝑛𝑜𝑚 𝑎𝑟 (𝑘𝑊) ∗ (𝐺𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛)

𝐺𝑠𝑡𝑐) ∗ 𝑃𝑅𝑎𝑟 (𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) = 𝑰𝒂𝒓(𝒚𝒆𝒂𝒓 𝒏)

Donde:

- 𝐺𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) is la irradiación recibida en la supercie del generador fotovoltaico medida. El TP

deberá instalar un equipo específico de medición para poder obtener este parámetro.

- 𝐺𝑠𝑡𝑐 es la irradiación a la cual, la potencia nominal de la célula fotovoltaica está determinada

con un valor de 1000 W / m2 a una temperatura de la célula de 25 ºC

- 𝑃𝑅𝑎𝑟(𝑦𝑒𝑎𝑟 𝑛) rendimiento energético de la instalación (calculado – ANEXO I).

3) Así, la VE calculará el Ahorro Energético real para el año “n”:

𝑬𝑺𝒂𝒄𝒕𝒖𝒂𝒍(%) = (𝑰𝒂𝒓(𝒚𝒆𝒂𝒓 𝒏)

𝑰𝒃𝒓) ∗ 𝟏𝟎𝟎



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9 HISTÓRICO

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- Photovoltaics

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10 ANEXO I

Tabla 01 - Cálculo del PR según IEC El PERFORMANCE RATIO (PR) evalúa el desempeño general de la instalación, considerando las eficiencias de los diferentes dispositivos de la misma. Es un parámetro definido en la norma IEC 61724 y ampliamente utilizado para evaluar el rendimiento de plantas fotovoltaicas. El PR mide la eficiencia con la que la planta convierte la energía solar captada por los módulos fotovoltaicos en corriente alterna en relación a lo que podría esperarse según la potencia nominal de dichos módulos. Cuantifique las pérdidas debidas a:

- Pérdida de cableado. - Pérdidas de inversores. - Diferencias entre módulos (desajuste). - Alta temperatura de los módulos en comparación con la nominal. - Reflexión en la superficie frontal del módulo. - Suciedad. - Sombras. - Fallos de componentes. - ...

Algunos de estos factores (especialmente la temperatura de los módulos), dependen de las condiciones climáticas. Específicamente, si los demás valores son iguales, una planta en un clima frío tendrá un PR más alto que una planta en un clima cálido, porque el rendimiento de los módulos aumenta a medida que disminuye su temperatura. Para eliminar la variabilidad que introduce la temperatura ambiente en el PR, se utilizará la siguiente fórmula, que tiene en cuenta la temperatura de funcionamiento estimada y real de los módulos fotovoltaicos:

𝑃𝑅 =∑ (𝐸𝑚𝑒𝑎𝑠,𝑗𝑗 )

𝑃𝑛𝑜𝑚. ∑𝐺𝑗

𝐺𝑆𝑇𝐶(1 −

𝛽100 . (𝑇𝑚𝑜𝑑𝑛 −〖𝑇𝑚𝑒𝑎𝑠〗_𝑗))𝑗

Where:

j: cada uno de los intervalos de tiempo en los que se divide la prueba. Esto depende del sistema de recopilación de datos utilizado, pero generalmente se toma cada 5 minutos.

𝑬𝒎𝒆𝒂𝒔,𝒋: Energía (en kWh AC) producida en cada uno de los intervalos j por los inversores.

𝑷𝒏𝒐𝒎: Potencia nominal de la planta fotovoltaica en kWp.

𝑮𝒋: Radiación recibida en el intervalo j en un plano de 1m2 con la misma inclinación y acimut que los módulos

fotovoltaicos, en Wh / m2.

𝑮𝑺𝑻𝑪: Irradiación en condiciones estándar en un plano horizontal = 1000 W / m2.

β: Coeficiente de temperatura de potencia máxima. Depende del módulo fotovoltaico específico. Para este

proyecto β = -0,41 (% / ºK).



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𝑻𝒎𝒐𝒅𝒏 : Temperatura media mensual estimada del módulo. Este valor se obtiene de la simulación realizada

en PVSyst para la planta

𝑻𝒎𝒆𝒂𝒔𝒋 : Temperatura media de los módulos durante cada uno de los j intervalos. Este valor se obtiene del

sistema de monitorización mediante una sonda térmica colocada en la parte trasera de uno de los módulos.

Tabla 02 - Límite de pérdidas por inclinación de las placas fotovoltaicas

Orientación Sombras Total

General 10% 10% 15%

Superposition of photovoltaic modules

20% 15% 30%

Architectural integration of photovoltaic modules

40% 20% 50%

MANUAL DE METODOLOGÍA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

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