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DISEÑO DE UN SISTEMA DE
SUMINISTRO ENERGÉTICO
EFICIENTE PARA CENTROS
DE DATOS (DATA CENTERS)
CON TECNOLOGÍA SOLAR
FOTOVOLTAICA
Tutor
Estefanía Caamaño Martín
Tribunal
Estefanía Caamaño Martín
José Jesús Fraile Ardanuy
Alvaro Gutiérrez Martín
Miguel Ángel Egido Aguilera
Autor
Juan Carlos Molero Arce
TRABAJO FIN DE GRADO
Escuela Técnica Superior de Ingenieros de
Telecomunicación
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE MADRID
Defendido en Madrid el ____ de Julio de 2015.
CALIFICACIÓN ________
2
DISEÑO DE UN SISTEMA DE
SUMINISTRO ENERGÉTICO
EFICIENTE PARA CENTROS
DE DATOS (DATA CENTERS)
CON TECNOLOGÍA SOLAR
FOTOVOLTAICA
Tutor: Estefanía Caamaño Martín
Autor: Juan Carlos Molero Arce
3
RESUMEN DEL PROYECTO
El objetivo de este trabajo fin de grado es el de analizar las distintas posibilidades de
suministro del consumo eléctrico de un centro de datos mediante la combinación de instalaciones
solares fotovoltaicas. Estos centros son imprescindibles y de enorme importancia en la actualidad;
la cantidad de energía eléctrica consumida por éstos en todo el mundo se ha duplicado, y esta
tendencia ha ido creciendo en los últimos años, provocado principalmente por un uso cada vez
más extendido socialmente de las nuevas tecnologías. Para que sean energéticamente eficientes
toma un papel fundamental la tecnología fotovoltaica.
Este proyecto se aplicará al Centro de Supercomputación y Visualización de Madrid
(CeSViMa), centro de datos de la Universidad Politécnica de Madrid. Para un centro como éste
además de los costes de energía para el mantenimiento también debemos añadir las
infraestructuras de climatización con un alto consumo de electricidad. Aunque en los últimos años
han centrado sus esfuerzos en la diversificación de servicios para optimizar recursos, tienen
consumos muy altos. Si todo esto lo unimos a un emplazamiento idóneo para este tipo de
tecnología, determina una gran oportunidad. El diseño propuesto en este trabajo fin de grado se
adaptará a toda su infraestructura, aportando soluciones con la última tecnología, avalada
mediante simulaciones y estudios que aseguraran una mejora significativa tanto energética como
económica y que brindan para este centro de una gran oportunidad de mejora.
PALABRAS CLAVE: Centro de datos, eficiencia energética, PUE, consumo, solar, fotovoltaica,
ahorro económico, CeSViMa, PVSyst
PROJECT ABSTRACT
This is a final degree project aimed to analyze the different possibilities of supply of
electrical consumption of a data center through the combination of photovoltaic solar
installations. These centers are essential and of paramount importance at present, the amount of
energy consumed has been doubled by these throughout the world and this tendency has been
increasing in the last years; it was mainly caused by the expanding use of the new technologies.
Photovoltaic technology plays an important role in energy efficiency.
This project will be applied to CeSViMa, data center of the Technical University of Madrid.
For a center like this one, in addition to the energy costs for the maintenance we must add the
high electricity consumption for their heating, ventilation and air-conditioning systems. Although
in the last year they have focused their efforts on the services diversification to optimize resources,
they have very high consumptions. If we add that we have a suitable emplacement for this type
of technology, it is a great opportunity. The design proposed in this final degree project will be
adapted to the infrastructure, providing solutions with the latest technology, endorsed by model
simulations and researches that ensure a significant economic and energy improvement. This is
why this center provides a great opportunity for us.
KEY WORDS: Data center, energy efficiency, PUE, consumption, solar, photovoltaic, economic
savings, CeSViMa, PVSyst.
4
“Nuestra recompensa se encuentra
en el esfuerzo y no en el resultado, un
esfuerzo total es una victoria completa”.
-Mahatma Gandhi-
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar me gustaría comenzar mostrando mi gratitud a la Escuela Técnica
Superior de Ingenieros de Telecomunicación de la Universidad Politécnica de Madrid
y el personal de ésta por lo enseñado en este largo camino. De una forma u otra ha
marcado profundamente lo que soy hoy en día.
Quería agradecer también a mi tutora, Estefanía Caamaño, por darme la
oportunidad de realizar este Trabajo Fin de Grado y por su dedicación y esfuerzo, por
estar siempre ahí en todos estos meses, enseñándome todo lo necesario y haciendo todo
lo posible porque aprendiera de este mundo apasionante que es la energía solar. No quería
olvidarme tampoco de otro miembro del Instituto de Energía Solar, Juan Carlos Solano,
gracias por estos meses en los que también me has enseñado un montón de cosas y por
estar siempre disponible a cualquier duda que me pudiese surgir. Gracias.
A mis compañeros y amigos hechos en la escuela, (Jaime, Alberto, Isidro, Daniel,
José Manuel…) por tantas horas que hemos pasado, de dedicación y ratos buenos y no
tan buenos en estos años, por vuestra ayuda y apoyo incondicional en cada momento de
este largo camino. Porque recuerdo cada uno de esos momentos y todo lo que me habéis
enseñado en estos años y el duro esfuerzo que nos ha llevado llegar hasta aquí. Gracias.
A mis padres, Fernando y Carmen, por darme la oportunidad de estudiar donde
quiero y lo que quiero mostrando todo el esfuerzo y desempeño inimaginable desde que
era pequeño. A mi hermana, Mari Carmen, por su apoyo incondicional y tenerte de
ejemplo en todos estos años de mi vida. Gracias a los tres por tantas horas de apoyo
incluso desde la distancia, porque este camino también ha sido vuestro camino, y en
definitiva, por ser los mejores padres y hermana del mundo.
Y ya por último y de manera muy especial, a ti Lucía, porque has vivido de primera
mano conmigo esta batalla y ha sido también tu batalla. Quería agradecerte lo que has
hecho por mí en todos estos años plagados de momentos buenos y no tan buenos, siempre
haciéndome creer en mí mismo y con tus mejores ánimos y tu mejor sonrisa. En definitiva,
porque este éxito también ha sido tu éxito, te quiero.
A todos, gracias
5
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 8
1.1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA EN CENTROS DE DATOS ............................... 9
2. OBJETIVOS Y DESARROLLO ..................................................................................... 11
2.1. SITUACIÓN ............................................................................................................... 11
2.2. MATERIAL Y MÉTODO .......................................................................................... 12
2.2.1. TIPOLOGÍA DE INSTALACIÓN ..................................................................... 12
2.2.2. EQUIPOS ............................................................................................................ 14
2.2.2.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ............................................................... 14
2.2.2.2. INVERSORES ............................................................................................ 15
2.2.3. METODOLOGÍA ............................................................................................... 17
2.2.3.1. ESTUDIO DEL EMPLAZAMIENTO ........................................................ 17
2.2.3.2. CÁLCULOS TÉCNICOS ........................................................................... 18
2.2.3.2.1. DIMENSIONADO DE GENERADORES FOTOVOLTAICOS ............ 19
2.2.3.2.1.1. Zona de estudio 1 ............................................................................. 19
2.2.3.2.1.2. Zona de estudio 2 .............................................................................. 20
2.2.3.2.2. DIMENSIONADO DE INVERSORES ................................................... 21
2.2.2.3. SIMULACIÓN ............................................................................................ 22
3. RESULTADOS .................................................................................................................. 25
3.1. ANÁLISIS DE COBERTURA DEL CONSUMO ..................................................... 25
3.1.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS ............................................................................. 25
3.1.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS ........................................................................... 26
3.2. ANÁLISIS DE AHORRO ECONÓMICO ................................................................. 28
3.3. ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................................... 32
3.3.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS ............................................................................. 33
3.3.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS ........................................................................... 35
3.4. ANÁLISIS DEL PUE. ................................................................................................ 37
3.5. DISCUSIÓN DE RESULTADOS .............................................................................. 38
3.5.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS ............................................................................. 38
3.5.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS ........................................................................... 39
4. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 40
5. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 41
6
6. ANEXOS ............................................................................................................................ 43
6.1. CeSViMa. .................................................................................................................... 43
6.2. EQUIPOS. ................................................................................................................... 45
6.2.1. Módulos fotovoltaicos. ........................................................................................ 45
6.2.2. Inversores. ........................................................................................................... 47
6.3. SIMULACIONES ....................................................................................................... 48
6.3.1. Simulación zona de estudio 1. ............................................................................. 48
6.3.2. Simulación zona de estudio 2 (mínimos). ........................................................... 51
6.3.3. Simulación zona de estudio 2 (máximos). ........................................................... 54
FIGURAS
FIGURA 1. VISTA DEL CENTRO DE DATOS DE ESTUDIO Y SUS ALREDEDORES .... 12
FIGURA 2. TIPOLOGÍA DE INSTALACIÓN Y DIAGRAMA DE BLOQUES DE
CONEXIÓN ........................................................................................................................ 13
FIGURA 3. CARACTERIZACIÓN MÓDULO FOTOVOLTAICO EMPLEADO. ................ 14
FIGURA 4. ZONAS DE ACTUACIÓN EN EL CENTRO DE DATOS. ................................. 17
FIGURA 5. ESTUDIO GRÁFICO DE MEDIDAS DE LA ZONA 2 DE ESTUDIO. .............. 18
FIGURA 6. ESTUDIO GRÁFICO PARA SEPARACIÓN DE FILAS. ................................... 19
FIGURA 7. BOCETO DEL DISEÑO DEL PARKING SOLAR. ............................................. 21
FIGURA 8. DISPOSICIÓN DE INVERSOR CON MÓDULOS FOTOVOLTAICOS. ........... 21
FIGURA 9. APARTADO DE HERRAMIENTAS PARA INTRODUCIR LAS
ESPECIFICACIONES EN PVSYST .................................................................................. 23
FIGURA 10. ENTORNO DE INCORPORACIÓN DE DATOS EN PVSYST ........................ 24
FIGURA 11. CURVAS HORARIAS ANUALES DE DEMANDA DEL CENTRO Y DE
GENERACIÓN FOTOVOLTAICA PARA LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. ............... 25
FIGURA 12. CURVAS ESTACIONALES DE DEMANDA COMPARANDO LA
DEMANDA DE TODAS LAS CARGAS DEL CENTRO (ROJO), LA DEMANDA DE
HVAC (AZUL) Y LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA (VERDE) PARA ESTA
PROPUESTA DE MÍNIMOS. ............................................................................................ 26
FIGURA 13. CURVAS HORARIAS ANUALES DE DEMANDA DEL CENTRO Y DE
GENERACIÓN FOTOVOLTAICA PARA LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. .............. 27
FIGURA 14. CURVAS ESTACIONALES DE DEMANDA COMPARANDO LA
DEMANDA DE TODAS LAS CARGAS DEL CENTRO (ROJO), LA DEMANDA DE
7
HVAC (AZUL) Y LA GENERACIÓN FOTOVOLTAICA (VERDE) PARA ESTA
PROPUESTA DE MÁXIMOS. .......................................................................................... 27
FIGURA 15. HORARIO DE LOS PERIODOS, EN POTENCIA Y ENERGÍA, PARA
TARIFA 6.X ....................................................................................................................... 28
FIGURA 16. AHORRO EN CLIMATIZACIÓN PARA LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. .. 29
FIGURA 17. AHORRO EN CLIMATIZACIÓN PARA LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. . 30
FIGURA 18. AHORRO TOTAL PARA LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. ........................... 30
FIGURA 19. AHORRO TOTAL PARA LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. .......................... 30
FIGURA 20. COSTE Y AHORRO ANUAL EN TÉRMINOS DE POTENCIA, ENERGÍA Y
TOTAL PARA CESVIMA PARA LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. ............................. 31
FIGURA 21. COSTE Y AHORRO ANUAL EN TÉRMINOS DE POTENCIA, ENERGÍA Y
TOTAL PARA CESVIMA PARA LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. ............................ 31
FIGURA 22. VAN EN FUNCIÓN DEL TIEMPO DE VIDA DE LA INSTALACIÓN, Y DE
LA TASA EQUIVALENTE DE SUBIDA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA (RE) PARA
LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. ...................................................................................... 33
FIGURA 23. EVOLUCIÓN DEL LCOE FV Y PEAJE DE ACCESO Y COSTE DE
PRODUCCIÓN PARA LA PROPUESTA DE MÍNIMOS. ............................................... 34
FIGURA 24. VAN EN FUNCIÓN DEL TIEMPO DE VIDA DE LA INSTALACIÓN, Y DE
LA TASA EQUIVALENTE DE SUBIDA EL PRECIO DE LA ENERGÍA (RE) PARA
LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. .................................................................................... 36
FIGURA 25. EVOLUCIÓN DEL LCOE FV Y PEAJE DE ACCESO Y COSTE DE
PRODUCCIÓN PARA LA PROPUESTA DE MÁXIMOS. ............................................. 36
FIGURA 26. ORIENTACIÓN DEL EDIFICIO. ....................................................................... 43
FIGURA 27. CORTE TRANVERSAL DEL EDIFICIO, MIRÁNDOLO DESDE EL LADO
OESTE DEL MISMO. ........................................................................................................ 43
FIGURA 28. DIMENSIONES DE LA CUBIERTA. ................................................................ 44
FIGURA 29. VISTA DEL CENTRO DESDE EL PARKING. ................................................. 44
TABLAS
TABLA 1. PARÁMETROS TÉCNICOS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO EMPLEADO. 15
TABLA 2. PARÁMETROS TÉCNICOS DE LOS INVERSORES EMPLEADOS. ................ 16
TABLA 3. PEAJES DE ACCESO. ............................................................................................ 28
TABLA 4. POTENCIA CONTRATADA Y COSTE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. ..... 29
TABLA 5. AHORROS ECONÓMICOS ANUALES PARA AMBAS PROPUESTAS. .......... 31
8
1. INTRODUCCIÓN
En los últimos años la tecnología ha pasado a formar parte aún más si cabe de
nuestras vidas. El ritmo de innovación es frenético y en estos momentos habitamos en
una sociedad en la que su uso es imprescindible en nuestro día a día. Los centros de datos
son los centros en los que residen todos los datos e información que utilizan las
tecnologías de la información y comunicaciones; es tal la importancia de estas
infraestructuras que su seguridad, disponibilidad y eficiencia constituye hoy la principal
preocupación de la industria tecnológica mundial. En ellos reside lo que podríamos llamar
el núcleo de las empresas y organizaciones actuales, ya que vivimos en un mundo
totalmente digitalizado y globalizado. Perder información o no tener los sistemas
disponibles por el menor tiempo posible que sea, es sinónimo de pérdidas económicas o
pérdidas potenciales de clientes. Todo esto ha hecho que sean instalaciones críticas y que
su importancia sea creciente en la economía mundial.
Los centros de datos consumen cada vez mayor energía, hasta multiplicar su
consumo en la última década. La cantidad de energía eléctrica consumida por éstos en
todo el mundo se ha duplicado, y esta tendencia ha seguido creciendo en los últimos años,
con un crecimiento cada vez mayor. Según información de 2012 publicada por The New
York Times1 los centros de datos de todo el mundo ya consumían un promedio de 30.000
millones de vatios de electricidad, un 1,5% de todo el consumo mundial. Todo este
crecimiento viene provocado por una demanda cada vez mayor en los servicios web, los
vídeos bajo demanda, las descargas de vídeo y música, y un uso cada vez más extendido
socialmente de las nuevas tecnologías por internet tanto por parte de las infraestructuras
de empresas como de hogares. Para mitigar el aumento de la demanda, estos proveedores
de servicio están cada vez más concienciados en incorporar la eficiencia energética en sus
redes.
Por otro lado existe una gran ineficiencia en los centros de datos que agravan el
problema del consumo y que hasta esta última década pasaban inadvertidos al no operar
con estas cantidades de datos actuales. La evaluación del uso de la energía en estos centros
es indispensable ya que proporciona indicadores para crear una conducta consciente y así
reducir el consumo promedio de energía. Uno de los indicadores de mayor importancia y
uso actualmente es el PUE (Power Usage Effectiveness) definido por The Green Grid2;
este indicador nos relaciona el consumo total de energía que precisa un centro de datos
con la cantidad de energía que se dedica a alimentar su equipamiento TI, su valor óptimo
e ideal es 1,0. Estudios demuestran que la mayoría de los centros de datos tienen valores
reales de PUE cercanos a 3,0. Con la implementación de buenas prácticas y la
1 http://www.computing.es/infraestructuras/tendencias/1063933001801/cpd-mundo-consumen-30.000-
millones.1.html 2 http://www.thegreengrid.org/~/media/WhitePapers/WP49-
PUE%20A%20Comprehensive%20Examination%20of%20the%20Metric_v6.pdf?lang=en
9
optimización de la infraestructura, puede ser factible alcanzar valores de hasta 1,12, como
el caso de empresas que enfatizan la alta eficiencia energética, como Google3.
Actualmente estos operadores están concienciados en que es primordial esforzarse para
lograr que sean lo más eficientes posibles.
Otro gran problema que se presenta es el incremento del consumo energético y el
coste de la energía que comienzan a considerarse un tema de magnitud nacional. Según
The Uptime Institute4, el coste de alimentar y refrigerar los servidores durante tres años
es equivalente al coste de adquisición de los equipos. Llevando este argumento a un
extremo resultaría que sería más costosa la factura de electricidad de un centro de datos
que lo que se ha pagado por los equipos que tiene instalados en su interior. En resumen,
se puede comentar que aproximadamente entre el 45% y el 60% de la energía que se
consume en un centro de datos se destina al funcionamiento de las máquinas, y el
porcentaje restante se emplea fundamentalmente en los sistemas de alimentación
ininterrumpida (SAIs) y la climatización. Trabajar para reducir estos costes es primordial
para un centro de estas características. Hacer de estos centros de datos unos centros
energéticamente eficientes es una necesidad y la tecnología fotovoltaica es una solución
real a nuestro alcance.
1.1. TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA EN CENTROS DE
DATOS
La energía solar ha tenido dificultades para atraer a la industria de centros de datos
debido a problemas de coste y capacidad. Sin embargo, aunque no ha sido ampliamente
utilizada en estas infraestructuras, hay algunos ejemplos de implementaciones bien
desplegadas que son un éxito contrastado. Podemos destacar la desplegada por AISO5 en
California que opera completamente con tecnología fotovoltaica o la desplegada por
Emerson Network Power en el centro de datos de St. Louis data center5 con el
abastecimiento de un 16% de la energía y que marcan de alguna manera el futuro en la
implementación de esta tecnología. La mayoría de centros de datos que cuentan con
tecnología fotovoltaica lo utilizan para reducir la carga de energía de la instalación y el
coste operativo de ésta. Por ejemplo, se puede emplear esta tecnología para los picos de
demanda y coste más alto. Además si el centro de datos genera más energía de la que
consume durante el día, el exceso de energía puede ser vendido a la red para reducir las
facturas de electricidad.
Sin embargo, para alimentar completamente mediante tecnología fotovoltaica un
centro de datos necesitaríamos un espacio de 8 a 10 veces el tamaño de centro de este
tipo. El coste sube excesivamente y es una de las razones por lo que los centros de datos
3 http://www.google.com/intl/es-419/about/datacenters/efficiency/internal/ 4 https://observatorio.iti.upv.es/media/managed_files/2009/01/27/Telefnica_-_Sociedad_de_la....pdf 5 http://www.datacenterknowledge.com/solar-powered-data-centers/
10
no han apostado hasta ahora por la energía solar. Por otra parte, la energía solar sólo puede
ser aprovechada durante el día (si bien es posible almacenar la energía solar en baterías
electroquímicas). Por la noche, la mayoría de las instalaciones como es un centro de datos
tendrán que depender de la red y también tendrá que mantener un generador de
emergencia.
Actualmente sin embargo los precios se están moviendo en la dirección correcta,
existiendo una gran oferta de paneles fotovoltaicos y el mercado sigue en continuo
descenso en los precios de la energía fotovoltaica. La disminución de precios de los
módulos fotovoltaicos en un 85% en los últimos 7 años según la Unión Española
Fotovoltaica (UNEF, 2014) han modificado de una forma sustancial la rentabilidad de
esta tecnología que pone de manifiesto el potencial de esta tecnología para suministrar
parte de las necesidades eléctricas de estos centros.
Por otro lado, en el mundo en el que vivimos cada vez existe una mayor
concienciación en cuanto a la responsabilidad ambiental que nos exige que el uso de
centros de datos genere la menor emisión posible de CO2. La energía procedente del Sol
es limpia, renovable y muy abundante; es una energía que no contamina, a diferencia de
los combustibles o de la energía nuclear.
Una instalación fotovoltaica se caracteriza por su simplicidad, silencio, su vida útil
de larga duración, su escaso mantenimiento y una elevada fiabilidad. Asimismo su
inversión se recupera en pocos años de funcionamiento. Permite instalarse en casi
cualquier lugar y distribuirse directamente en los puntos de consumo. Además de todas
estas ventajas, las instalaciones fotovoltaicas constituyen un tipo de tecnología que
permite aumentar la potencia instalada fácilmente incorporando nuevos módulos.
En este trabajo fin de grado desplegaremos dos soluciones con tecnología
fotovoltaica para el centro de datos de la Universidad Politécnica de Madrid, CeSViMa,
demostrando que lograr un centro de datos más eficiente con este tipo de tecnología es
una realidad al alcance.
11
2. OBJETIVOS Y DESARROLLO
En esta sección abordaremos la problemática de nuestro caso real de centro de datos
y analizaremos todo el entorno para así afrontar el problema de la mejor manera posible.
Mediante distintas herramientas detallaremos cómo hemos abordado el problema. En
primer lugar analizaremos el emplazamiento y la oportunidad que supone trabajar con
este centro para explotar todos los puntos fuertes de éste; seguidamente explicaremos el
procedimiento y cálculos técnicos seguidos y finalmente, mediante simulaciones,
trabajaremos con todos los datos y especificaciones para obtener datos simulados de
generación fotovoltaica que ya en siguientes apartados analizaremos tanto energética
como económicamente, demostrando así la viabilidad de nuestro proyecto. Expondremos
dos escenarios de generación fotovoltaica, de mínimos y máximos, que explicaremos
detalladamente en qué consisten en los siguientes subapartados.
2.1. SITUACIÓN
Nuestro caso real de estudio será el centro de datos de la Universidad Politécnica
de Madrid, CeSViMa (Centro de Supercomputación y Visualización de Madrid). Desde
su creación, CeSViMa ha centrado sus esfuerzos en el servicio de Supercomputación,
Visualización y Almacenamiento. Sin embargo, a lo largo del último año se ha puesto en
marcha un proceso de diversificación en el catálogo de servicios disponibles, con el
objetivo de cubrir nuevas necesidades, optimizar el uso de los recursos disponibles y
proporcionar valor añadido. El catálogo incluye tres familias de procesos:
almacenamiento cloud, computación de altas prestaciones y servidores virtuales privados.
Estas prestaciones llevan consigo unos altos consumos de energía; a esto debemos añadir
las infraestructuras de climatización o de acondicionamiento ambiental (HVAC, Heating,
Ventilation and Air-conditioning systems), de enorme importancia en un centro de datos
y que acaparan gran parte del consumo de electricidad.
Según medidas realizadas en el centro, el consumo eléctrico medio total ronda
(habiendo ya aplicado técnicas de optimización) los 240 kWh (140 kWh TIC + 100 kWh
refrigeración). Semejante consumo eléctrico lleva asociado un enorme gasto económico
mensual. En los últimos años mediante ciertas medidas como el apagado de nodos
ociosos, el aislamiento pasillo frío, o mejoras en el sistema de refrigeración, han
experimentado una reducción de consumo eléctrico alrededor de un 50% desde el año
2009. A pesar de estos datos, un centro de este tipo con un PUE real de 1,97 tiene un
gran margen de mejora al no haber solventado totalmente esta problemática económica y
se presenta como una necesidad el ser abordado ipso facto.
12
Este centro situado en el Parque Científico y Tecnológico de Montegancedo, en el
municipio de Pozuelo de Alarcón, Madrid (N 40° 24′ 15.65″, W 3° 50′ 4.75″) goza de un
emplazamiento privilegiado; es una superficie amplia, separada del núcleo urbano y sin
irregularidades que perjudiquen la generación eléctrica, con numeroso espacio tanto en la
cubierta como en sus alrededores para poder desplegar cualquier tipo de tecnología sin
alterar sus infraestructuras y ecosistema. Además ofrece inmejorables condiciones de
soleamiento, y está libre de obstáculos que pudieran producir sombreado, lo que favorece
totalmente el despliegue de tecnología fotovoltaica. Con estas condiciones este centro
presenta una enorme oportunidad para el ejercicio con tecnología fotovoltaica que es el
objeto de este trabajo fin de grado. En la Fig. 1 podemos ver una imagen del centro y sus
alrededores.
Figura 1. Vista del centro de datos de estudio y sus alrededores
2.2. MATERIAL Y MÉTODO
En este apartado desarrollaremos el proceso seguido hasta obtener las dos
propuestas simuladas del proyecto para el centro. Comenzaremos planteando la tipología
seguida y cómo hemos elegido los principales equipos empleados en la instalación:
módulos fotovoltaicos e inversores; seguidamente expondremos minuciosamente los
cálculos técnicos llevados a cabo, hasta terminar con cada una de las soluciones de
mínimos y máximos simuladas para su estudio en apartados posteriores.
2.2.1. TIPOLOGÍA DE INSTALACIÓN
Se propone que las instalaciones fotovoltaicas sean del tipo “Instalaciones
interconectadas con suministro asociado conectado a la instalación interior”, con la
instalación de conexión a la red de distribución en Media/Alta tensión compartida por las
instalaciones generadoras y la instalación de consumo (Esquema 16 de la “Guía-BT-40”
de Septiembre de 2013, Guía Técnica de Aplicación de la ITC-BT-40 “Instalaciones
Generadoras de Baja Tensión”). Esto se puede ver en la Fig. 2 con su respectiva leyenda.
13
Leyenda para instalaciones receptoras
1 Red de distribución
2 Acometida
3 Caja general de protección (CGP)
4 Línea general de alimentación (LGA)
5 Interruptor general de maniobra (IGM)
6 Caja de derivación
7 Centralización de contadores (CC)
8 Derivación individual (DI)
9 Fusible de seguridad
10 Contador
11 Caja de interruptor control de potencia (ICP)
12 Dispositivos generales de mando y protección
(DGMP)
13 Instalación interior
14 Conjunto de protección y medida (CMP)
Leyenda para instalaciones generadoras
1 Red de distribución
2 Acometida
3 Caja general de protección (CGP)
4 Línea general de conexión (LGC)
5 Interruptor general de maniobra (IGM)
6 Caja de derivación
7 Centralización de contadores (CC)
8 Línea individual del generador (LIG)
9 Fusible de seguridad
10 Contador
11 Caja de interruptor control de potencia (ICP)
12 Dispositivos de mando y protección Interiores
(DPI)
13 Equipo generador-inversores (GER)
14 Conjunto de protección y medida (CMP)
15 Conmutador de conexión red/generador con
sistema de sincronismo
16 Tramo de la conexión privado (TCP)
Figura 2. Tipología de instalación y diagrama de bloques de conexión
(a)
(b)
14
El símbolo “G” de la Fig. 2 (a), el generador de electricidad, se refiere a los sistemas
fotovoltaicos que analizaremos en este proyecto. El diagrama de bloques adjunto en la
Fig. 2 (b) se conectaría al interruptor 5 de la línea de la instalación generadora (parte
derecha de la Fig. 2 (a)). El diseño de este proyecto incluirá el dimensionado del
generador fotovoltaico, la propuesta de equipos comerciales (módulos fotovoltaicos e
inversor compatible) y la simulación. No se ha desarrollado el sistema de seguridad
eléctrica y control (protecciones, actuadores…) por no pertenecer a la consecución de los
objetivos de este proyecto.
2.2.2. EQUIPOS
Los equipos empleados en el proyecto han sido seleccionados minuciosamente de
acuerdo a las mejores características disponibles del mercado, siendo dispositivos de
última generación capaces de proporcionar los valores más eficientes posibles.
2.2.2.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
En el mercado existen células y módulos solares fotovoltaicos de muy diversos
tipos. Estos dispositivos se encargan de convertir la energía solar en energía eléctrica. La
elección de la mejor tecnología es fundamental para obtener los máximos resultados en
términos de producción energética, y garantizar un retorno de la inversión rápido y
seguro. Para el proyecto y para ambas soluciones que propondremos elegimos los paneles
solares más eficientes del mercado de la serie X de SunPower, en concreto el X21-335.
Estos paneles fotovoltaicos poseen una eficiencia máxima de conversión (21.5%);
generan más energía por metro cuadrado que un panel convencional; son los mejores del
mercado, lo cual hace que podamos obtener el máximo provecho de la instalación. El alto
rendimiento durante el primer año ofrece un 8-10% más de energía por vatio nominal.
Están diseñados para ofrecer el máximo de energía en condiciones reales y dificultosas,
con sombra parcial y altas temperaturas. Poseen células solares de alta eficiencia y un
revestimiento antirreflectante patentado que incrementa la absorción de luz solar. Además
se integran por su diseño de forma muy armoniosa, lo que los hacen muy atractivos.
Figura 3. Caracterización módulo fotovoltaico empleado.
15
Sus características técnicas son definidas en la Tabla 1.
Potencia nominal (Pnom) 335 W
Tolerancia de potencia +5/-0%
Eficiencia media de panel 21,1%
Tensión punto máx potencia (Vmpp) 57,3 V
Corriente punto máx potencia (Impp) 5,85 A
Tensión circuito abierto (Voc) 67,9 V
Corriente de cortocircuito (Isc) 6,23 A
Tensión máxima del sistema 1000 V IEC & 600 V UL
Fusible máximo por serie 20 A
Coeficiente de temperatura de potencia -0,30% / ⁰C
Coeficiente de temperatura de voltaje -167,4 mV / ⁰C
Coeficiente de temperatura de corriente 3,5 mA / ⁰C
Temperatura -40⁰C a +85⁰C
Células solares 96 células monocristalinas Maxeon III
Caja de conexiones Clasificación IP-65
Peso 18,6 kg
Ancho 1046 mm
Profundidad 46 mm
Longitud 1559 mm
Tabla 1. Parámetros técnicos del módulo fotovoltaico empleado.
2.2.2.2. INVERSORES
Un generador fotovoltaico genera corriente eléctrica continua. Al conectar esta
instalación a la red eléctrica la corriente introducida debe ser necesariamente alterna.
Dicha tarea está realizada por el inversor, que además de ocuparse de esta conversión,
adapta la tensión de salida al nivel de la tensión de la red eléctrica para la misma. La
corriente introducida debe tener una forma de onda sinusoidal y sincronizada con la
frecuencia de red y en el caso que faltase, aunque solo por breves periodos, el inversor
debe poder reaccionar adecuadamente según regula la normativa aplicable y
desconectarse en caso necesario. Además, otra función del inversor es la de poder
optimizar la producción efectiva de energía de la instalación con respecto a la radiación
solar incidente, por medio de la regulación del Punto de Máxima Potencia (PMP).
Para ambas propuestas (de máximos y mínimos que explicaremos en las páginas
siguientes) obtenemos dos instalaciones relativamente independientes para las cuales
haremos uso de dos inversores Sirio de AROS Solar Technology, cuyos modelos se
elegirán acorde al dimensionado explicado en siguientes subapartados.
Los inversores “Sirio” permiten la conexión directa a la red de distribución,
garantizando su separación galvánica del equipo de corriente continua. Por sus
16
componentes (de conformidad con los estándares ISO 9001), estos dispositivos gozan de
una gran eficiencia de conversión, garantizando un rendimiento que se sitúa entre los más
altos del mercado en aparatos de la misma categoría. El algoritmo de búsqueda del punto
de máxima potencia permite aprovechar completamente, en cualquier condición de
radiación y de temperatura, el generador fotovoltaico haciendo que el equipo trabaje
constantemente con un rendimiento máximo reduciendo al mínimo su autoconsumo y
maximizando la producción de energía. Con un volumen muy reducido y una puesta en
funcionamiento muy fácil, estos equipos son ideales para evitar errores de instalación y
configuración que podrían provocar averías o reducción de la productividad del equipo.
Poseen una alta compatibilidad con los módulos fotovoltaicos anteriormente definidos así
como compatibilidad, a nivel de control, con SAIs de éste fabricante, equipos con muy
altas prestaciones, por lo que los hace especialmente interesantes para nuestro proyecto.
Aunque se detallará más explícitamente en apartados posteriores, utilizaremos tres
inversores: Sirio K33, Sirio K64 y Sirio K200. En la Tabla 2 podemos caracterizarlos.
CARACTERÍSTICAS Sirio K33 Sirio K64 Sirio K200
Potencia recomendada de campo
fotovoltaico
Max 40 kWp
Min 30 kWp
Max 80 kWp
Min 55 kWp
Max 250 kWp
Min 180 kWp
Pot. nominal corriente alterna 33 kW 64 kW 200 kW
Pot. máxima corriente alterna 36 kW 71 kW 220 kW
Tensión continua máxima en c.a. 800 Vcc 800 Vcc 800 Vcc
Tensión VOSTC aconsejada 540 – 640 Vcc 540 – 640 Vcc 540 – 640 Vcc
Intervalo MPPT 330 – 700 Vcc 330 – 700 Vcc 330 – 700 Vcc
Corriente de entrada máxima 105 Acc 205 Acc 650 Acc
Tensión de umbral para el
suministro hacia la red
390 Vcc 390 Vcc 390 Vcc
Tensión de Ripple <1% <1% <1%
Número de entradas 1 1 1
Número de MPPT 1 1
Tensión de ejercicio 400 Vca 400 Vca 400 Vca
Intervalo operativo 340 – 460 Vca 340 – 460 Vca 340 – 460 Vca
Intervalo para máxima potencia 340 – 460 Vca 340 – 460 Vca 340 – 460 Vca
Intervalo frecuencia 49,7 – 50,3 Hz 49,7 – 50,3 Hz 49,7 – 50,3 Hz
Intervalo frecuencia
configurable
47 – 52 Hz 47 – 52 Hz 47 – 52 Hz
Corriente nominal 48 Aca 92 Aca 289 Aca
Corriente máxima 60 Aca 117 Aca 364 Aca
Distorsión armónica (THDi) < 3% < 3% < 3%
Factor de potencia >0,99 >0,99 >0,99
Separación galvánica Trafo BF Trafo BF Trafo BF
Rendimiento máximo 95,8% 96,1 % 96,2 %
Rendimiento europeo 94,9% 95 % 95,2 %
Disipación de calor Ventilador cntr. Ventilador cntr. Ventilador cntr.
Dimensiones (AxPxL) en mm 555x720x1200 800x800x1900 1630x1000x1900
Peso 330 Kg 600 Kg 1580 Kg
Nivel de protección IP20 IP20 IP20
Tabla 2. Parámetros técnicos de los inversores empleados.
17
2.2.3. METODOLOGÍA
En este apartado detallaremos todo el proceso seguido en el proyecto. Para su
elaboración comenzaremos por el estudio del emplazamiento y pasaremos seguidamente
a los cálculos técnicos de las instalaciones. Obtendremos dos propuestas, de mínimos y
máximos, que definimos a continuación:
Propuesta de mínimos: Para esta propuesta nos basaremos en el Artículo 2 del
Real Decreto 1699/2011, del 18 de noviembre, donde para conectar una
instalación generadora de electricidad a una red de baja tensión se permite como
máximo una potencia nominal de 100 kW.
Propuesta de máximos: En el Real Decreto citado para la propuesta de mínimos,
también se definen otras directrices de valores límite para las instalaciones
generadoras. Según dicho Real Decreto, la máxima capacidad admisible sería la
mitad de la capacidad del centro de transformación al cual está conectado dicho
centro de datos; para el proyecto este valor ha sido imposible de obtener por parte
de los responsables del centro por lo que hemos optado por proponer una solución
máxima de tecnología fotovoltaica instalada en él que ocupe de manera razonable
todo el emplazamiento disponible de forma inmediata.
2.2.3.1. ESTUDIO DEL EMPLAZAMIENTO
Como hemos mencionado en apartados anteriores nuestra ubicación será el Parque
Científico y Tecnológico de Montegancedo (N 40° 24′ 15.65″, W 3° 50′ 4.75″) donde está
situado CeSViMa. Nuestro objetivo es adaptar la tecnología fotovoltaica sin alterar sus
infraestructuras y ecosistema. Mediante Google SketchUp6 estudiamos la situación para
elegir la zona idónea de trabajo y tomar las medidas de las áreas de aplicación.
Figura 4. Zonas de actuación en el centro de datos.
6 http://www.sketchup.com/es
18
Mediante planos proporcionados por el personal del centro (Fig. 26, 27 y 28)
pudimos obtener datos muy importantes como la orientación del edificio (5,76°) o su
altura (12,34 m.). El resto de medidas fueron realizadas mediante Google SketchUp. Las
zonas de trabajo han sido las siguientes:
Zona 1: Marcada en la Fig. 4 de color naranja. Esta zona corresponde a una parte
de la cubierta del centro. La inclinación y orientación de esta parte de infraestructura
es de plena exposición solar. Tras un análisis minucioso con el programa Google
SketchUp y la planificación del edificio obtuvimos un área de 147 m2 que se
explicará detalladamente en los siguientes apartados.
Zona 2: Marcada en la Fig. 4 de color azul. En la cubierta de la infraestructura la
generación fotovoltaica es insuficiente para alcanzar unos niveles mínimos
razonables de cobertura de la demanda local por lo que mediante un estudio para la
no alteración del edificio y de su entorno decidimos tomar esta zona (aparcamiento
en zona norte). Dada la modularidad de la tecnología fotovoltaica y el extenso
espacio disponible alrededor del edificio obtuvimos multitud de posibilidades de
actuación; se ha optado por un aprovechamiento del espacio acondicionado más
próximo y que a su vez proporcionara una función adicional a la instalación.
Disponemos de un espacio de 954 m2 para el uso; esta área fue calculada teniendo
en cuenta la sombra del edificio para el peor día del año, el solsticio de invierno
(elevación solar máxima de 26,1°), además de la altura del edificio (12,34 m) y la
altura normalizada de un parking modélico (2,25 m) según la Legislación de la
Comunidad de Madrid en su punto número 4.
Figura 5. Estudio gráfico de medidas de la zona 2 de estudio.
2.2.3.2. CÁLCULOS TÉCNICOS
En este apartado plantearemos cómo hemos calculado todos los datos de las zonas
de estudio y el dimensionado de los equipos que forman parte de éstas.
19
2.2.3.2.1. DIMENSIONADO DE GENERADORES
FOTOVOLTAICOS
2.2.3.2.1.1. Zona de estudio 1
Esta disposición no variará para la propuesta de máximos y mínimos al ser zona
común a ambas propuestas. En este apartado caracterizaremos la disposición de los
módulos fotovoltaicos en la cubierta en filas orientadas como el edificio equiespaciadas.
El criterio seguido para la separación de filas de módulos es que no se produzcan sombras
al mediodía solar en ningún día del año; para ello lo ajustaremos con el día más
desfavorable de todo un año al mediodía solar, que corresponde al solsticio de invierno,
cuando el sol estaría justamente en la orientación sur y con una elevación conocida de
26,1° con respecto al plano horizontal. En esta situación el sol incidiría en el borde
superior de las filas 1, 2, 3, y así sucesivamente y se proyectaría una sombra en el borde
inferior de las filas situadas justo detrás de él. En la Fig. 6 podemos ver de forma gráfica
las medidas tomadas para el cálculo de estos parámetros.
Mediante distintos cálculos y comparando para distintas inclinaciones observamos
que el valor idóneo de inclinación que conduce a un óptimo aprovechamiento de la
cubierta disponible para generación eléctrica es de 10°. La captación óptima anual en
Madrid corresponde a una superficie inclinada alrededor de 38° pero obliga a una
separación entre filas para mantener bajas las pérdidas anuales de radiación solar por
sombras (<10%) tal que permite instalar menos potencia que el caso planteado:
generación de 22,1 kWp (para la inclinación de 38°) frente a los 30,1 kWp (inclinación
de 10°) de nuestro caso; con este diseño se consigue incrementar un 36% la potencia
instalada. Si bien es cierto que en la localidad considerada (Madrid) una superficie
orientada al sur inclinada 10° capta anualmente un 10% menos de irradiación solar que
con inclinación de 38°, en términos de potencia instalada compensa el incremento que se
consigue con la menor inclinación.
Figura 6. Estudio gráfico para separación de filas.
20
Con este criterio para una inclinación β=10° y unas dimensiones de los módulos
de LC=1559 mm y AC=1046 mm obtenemos finalmente unos valores de:
S1 = 1030,1 mm
S2 = 370,76 mm
SF =1400,86 mm
Finalmente con todos estos datos podemos estimar un despliegue para la Zona 1 de
90 módulos fotovoltaicos, distribuidos en 9 “ramas” (asociación de módulos fotovoltaicos
conectados en serie) de 10 módulos cada una obteniendo una potencia instalada total para
esta zona de 30,1 kWp. Esta distribución fue calculada paralelamente con el inversor que
explicaremos en el apartado siguiente y las siguientes inecuaciones con los valores
técnicos de los equipos:
𝑉𝑚𝑎𝑥, 𝐷𝐶 ≥ 𝑁𝑚𝑠 × 𝑉′𝑜𝑐, 1𝑀 × 1,16
𝐼𝑚𝑎𝑥, 𝐷𝐶 ≥ 𝑁𝑚𝑝 × 𝐼′𝑠𝑐, 1𝑀 × 1,25
Despejando Nms (número de módulos en serie) y Nmp (número de módulos en
paralelos) obtendremos el número máximo de módulos por serie y paralelo para poder
realizar la combinación con el inversor y que conformará la instalación.
2.2.3.2.1.2. Zona de estudio 2
Para esta zona de estudio trabajaremos de forma distinta para las dos propuestas
diferentes que tenemos de máximos y de mínimos. Como mencionamos anteriormente
para esta zona implementaremos un parking solar. En la Fig. 7 de más abajo podemos ver
un boceto de sus características.
En el apartado anterior de “Estudio de emplazamiento” obtuvimos un espacio
máximo de actuación de 954 m2. En nuestro proyecto dependiendo de las dos propuestas
tendremos limitación para la utilización de este espacio que definimos a continuación:
Propuesta de mínimos: Utilizaremos la región necesaria restante (en la zona de
estudio 1 obtuvimos una potencia instalada de 30,1 kWp) teniendo en cuenta el
límite de 100 kW que por Real Decreto permite.
Ocuparemos para esta propuesta una región de 310 m2 que permitirán instalar
63,6 kWp desplegada con 190 módulos distribuidos en 19 ramas de 10 módulos
cada una (este caso se realizó mediante las mismas operaciones matemáticas que en
la zona 1).
Obtendremos por división de plazas según la Legislación vigente de la Comunidad
de Madrid en su punto nº 4 (plazas de 2,25 m de altura, 2,5 m de ancho y 4,5 de
largo) un total de 22 plazas de aparcamiento.
21
Figura 7. Boceto del diseño del parking solar.
Propuesta de máximos: Utilizaremos el máximo de área posible, es decir, toda la
región 2 que estudiamos anteriormente, los 954 m2. Con esta área generaremos
196 kWp, desplegada mediantes 585 módulos distribuidos en 65 ramas de 9
módulos cada una. Sumando con la potencia instalada fotovoltaica de la zona de
estudio 1 tendremos una potencia instalada para esta propuesta de: 226,1 kWp.
Por otro lado mediante división de plazas de aparcamiento según la Legislación
vigente mencionada anteriormente obtendremos en total 80 plazas de parking.
2.2.3.2.2. DIMENSIONADO DE INVERSORES
Hemos optado para ambas propuestas de un único inversor por zona de estudio que
controle toda la instalación. Todas las cadenas de módulos fotovoltaicos están reunidas
en una conexión en paralelo en el inversor. Esta tipología ofrece inversiones económicas
limitadas, simplicidad de instalación y costes reducidos de mantenimiento. Es apropiado
para campos solares uniformes por orientación, inclinación y condiciones de sombra,
como ocurre en nuestro centro. Esta disposición viene mostrada en la Fig. 8:
Figura 8. Disposición de inversor con módulos fotovoltaicos.
22
Las especificaciones técnicas de los inversores nos proporcionan información a
tener en cuenta para el diseño e instalación de los generadores fotovoltaicos, dependiendo
de la configuración que se seleccione y de las características de los módulos se determina
el número, la potencia y la tensión de funcionamiento de éstos.
Para su dimensionado tendremos en cuenta tanto la generación fotovoltaica de cada
uno de los generadores de las zonas de estudio así como la distribución dada por las
inecuaciones explicadas en el subapartado de dimensionado de generadores. Para cada
una de las propuestas tendremos la siguiente disposición de inversores:
Propuesta de mínimos:
a. Zona de estudio 1: Tenemos una generación fotovoltaica de 30,1 kWp.
Observando la lista de equipos ofertados por AROS (ver Apartado 6.2.2)
necesitaremos instalar un único inversor Sirio K33.
b. Zona de estudio 2: Tenemos una generación fotovoltaica en esta región de 63,6
kWp. Necesitaremos de este fabricante el equipo Sirio K64.
Propuesta de máximos:
a. Zona de estudio 1: Esta zona es equitativa a la propuesta de mínimos por lo que
usaremos el inversor Sirio K33.
b. Zona de estudio 2: Esta nueva área de estudio máxima tendrá una generación
de 196 kWp por lo que será necesario un inversor Sirio K200.
2.2.2.3. SIMULACIÓN
Una vez elegidos cada uno de los dispositivos y realizados todos los cálculos
técnicos de la instalación pasamos a simular con el software PVSyst7 para obtener datos
de generación fotovoltaica útil para el centro en los escenarios de estudio.
PVSyst permite realizar el diseño, simulación y análisis de datos de una instalación
fotovoltaica. El software, desarrollado por la Universidad de Ginebra, permite simular
las instalaciones teniendo en cuenta la radiación solar que recibiría en función de su
ubicación por lo que le dota de una gran precisión, que es fundamental para un correcto
diseño de instalaciones.
Para el desarrollo de este apartado comenzaremos importando la base de datos con
los datos meteorológicos de nuestra ubicación. Estas bases de datos están conformadas
mediante el estudio histórico de propiedades meteorológicas como la radiación, lo que
permite realizar estimaciones conforme a datos históricos de las condiciones que se
encuentran en una ubicación determinada. Para nuestro proyecto utilizamos los datos de
la estación meteorológica del Instituto de Energía Solar (IES) de la Universidad
7 http://www.pvsyst.com/
23
Politécnica de Madrid correspondientes al periodo 01/08/2012 – 01/08/2013, que se
compararán posteriormente con registros horarios de consumo del CeSViMa disponibles
en el mismo periodo. Tras un análisis y tratamiento de estos datos (mediante el software
Matlab8) para obtener las variables necesarias para la simulación (irradiación sobre plano
horizontal y la temperatura ambiente) importamos estos datos en PVSyst.
Por otro lado también creamos los componentes utilizados en el programa, módulos
fotovoltaicos e inversores, con las especificaciones que mostramos en apartados
anteriores.
Figura 9. Apartado de herramientas para introducir las especificaciones en PVSyst
Tras la importación de la base de datos climática y los dispositivos empleados
pasamos a incorporar todo el entorno de la simulación (ver Fig.10 para ver el entorno).
En el programa haremos tres simulaciones diferentes, las tres situaciones que tenemos
diferentes que más tarde uniremos para obtener la generación fotovoltaica total:
Simulación zona de estudio 1: Igual para el escenario de máximos como de
mínimos. Ver Apartado 6.3.1.
Simulación zona de estudio 2 para propuesta de mínimos. Ver Apartado 6.3.2.
Simulación zona de estudio 2 para propuesta de máximos. Ver Apartado 6.3.3.
Para cada una de ellas iremos incorporando en los apartados correspondientes todas
las especificaciones (inclinación, orientación del edificio, despliegue de dispositivos…).
8 http://es.mathworks.com/products/matlab/
24
Figura 10. Entorno de incorporación de datos en PVSyst
Tras todos estos pasos pasamos a realizar la simulación. Este software nos ofrece la
posibilidad de obtener resultados de simulación de las variables que nos interesen. Para
estudiar esos resultados en los siguientes apartados, obtenemos la base de datos de
simulación de generación eléctrica a la salida del inversor en base horaria.
25
3. RESULTADOS
En este apartado analizaremos las bases de datos obtenidas en la simulación para
cada uno de los escenarios especificados anteriormente. Mediante la herramienta
ofimática Microsoft Excel trabajaremos estas bases de datos para poder observar de forma
sencilla cómo repercuten los resultados en la cobertura de las necesidades de energía
eléctrica del CeSViMa. Para ambas propuestas (de mínimos y de máximos) realizaremos
un análisis de los resultados desde distintas vertientes: análisis de cobertura del consumo,
análisis de ahorro económico, análisis económico y análisis del PUE obtenido.
3.1. ANÁLISIS DE COBERTURA DEL
CONSUMO
En este apartado realizaremos un análisis de cobertura del consumo para la
infraestructura y para ambas propuestas, analizando los parámetros más importantes.
3.1.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS
La simulación realizada permite determinar, para la inclinación especificada en el
apartado anterior (10°), los valores horarios de potencia en alterna que la instalación
fotovoltaica entregaría a lo largo de un año. Comparando estos valores con los de
demanda eléctrica del centro de datos, es posible evaluar estos datos de forma sencilla.
En la Fig. 11 podemos ver gráficamente en el periodo de un año los datos de generación
y de demanda eléctrica del CeSViMa.
Figura 11. Curvas horarias anuales de demanda del centro y de generación
fotovoltaica para la propuesta de mínimos.
26
Analizando estos datos de demanda de energía eléctrica suministrada por la red de
distribución para alimentación de todas las cargas del edificio y su demanda del sistema
de acondicionamiento ambiental o Heating, Ventilation and Air-conditioning systems
(HVAC) al ser uno de los factores de mayor consumo de estos centros y comparándolo
con la generación eléctrica de la instalación fotovoltaica, puede observarse en la Fig. 12
unos gráficos comparativos de cobertura para días típicos estacionales para la propuesta
de mínimos.
Figura 12. Curvas estacionales de demanda comparando la demanda de todas las
cargas del centro (rojo), la demanda de HVAC (azul) y la generación fotovoltaica
(verde) para esta propuesta de mínimos.
Observando la Fig. 12 podemos ver que para esta propuesta, salvo en casos aislados,
no consigue suministrar completamente la demanda. Esta propuesta acorde al Real
Decreto 1699/2011 mencionado anteriormente, no otorga una mejora muy sobresaliente
pero se puede considerar de gran ayuda para mitigar la enorme demanda eléctrica del
centro. En siguientes apartados analizaremos con más detalle su repercusión y
comprobaremos que es completamente viable su despliegue.
3.1.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS
Seguiremos el mismo análisis que en el apartado anterior. Analizaremos la demanda
y curvas para esta propuesta observando los resultados de consumo obtenidos.
Al igual que antes pero para este caso podemos ver gráficamente en la Fig. 13 los
datos de generación y demanda para esta propuesta.
27
Figura 13. Curvas horarias anuales de demanda del centro y de generación
fotovoltaica para la propuesta de máximos.
La simulación realizada permite determinar para esa misma inclinación los valores
horarios de potencia en alterna que la instalación fotovoltaica entregaría a lo largo de un
año. Comparando estos valores con los datos de demanda de energía eléctrica para la
alimentación de todas las cargas del edificio y la demanda del sistema HVAC puede
observarse en la Fig. 14 los gráficos comparativos de cobertura para días típicos
estacionales para la propuesta de máximos.
Figura 14. Curvas estacionales de demanda comparando la demanda de todas las
cargas del centro (rojo), la demanda de HVAC (azul) y la generación fotovoltaica
(verde) para esta propuesta de máximos.
28
En esta propuesta podemos observar una gran repercusión de esta tecnología,
influyendo notablemente en la demanda eléctrica del centro y cubriendo la demanda de
HVAC del edificio, incluso en periodos concretos la demanda de todas las cargas del
centro. En apartados siguientes veremos su repercusión económica y analizaremos con
mayor detalle estos resultados.
3.2. ANÁLISIS DE AHORRO ECONÓMICO
Para el centro, por sus características, y observando facturas eléctricas actuales,
consideramos los precios de los términos de potencia (Tp) y de energía (Te) activa de los
peajes de acceso de alta tensión (Peaje 6.1 A), que podemos observar en la Tabla 3 según
la normativa vigente en la Orden IET/107/2014, de 31-ene (BOE 1-feb), anexo I.
Periodos Tp: €/kW y año Te: €/kWh
Periodo 1 39,139427 0,026674
Periodo 2 19,586654 0,019921
Periodo 3 14,334178 0,010615
Periodo 4 14,334178 0,005283
Periodo 5 14,334178 0,003411
Periodo 6 6,5401778 0,002137
Tabla 3. Peajes de acceso.
En la Fig. 15 podemos también observar el horario de los periodos, en potencia y
energía, para esta tarifa.
Figura 15. Horario de los periodos, en potencia y energía, para tarifa 6.X
29
Según este peaje de acceso el consumidor contratará una potencia máxima para
cada uno de estos periodos. Mediante su factura eléctrica también pudimos ver la potencia
contratada para cada uno de éstos mostrado en la Tabla 4 así como el coste de producción
de la energía empleado en nuestro estudio. Cabe destacar que este contrato además del
centro de datos CeSViMa incluye otro centro situado en el mismo edificio (Centro de
Domótica Integral, CeDInt) por lo que la potencia contratada para los diferentes periodos
es mayor.
Periodos Potencia contratada Coste de producción
Periodo 1 700 kW 0,171290 €/kWh
Periodo 2 700 kW 0,138134 €/kWh
Periodo 3 700 kW 0,113848 €/kWh
Periodo 4 700 kW 0,090850 €/kWh
Periodo 5 700 kW 0,081714 €/kWh
Periodo 6 2560 kW 0,067785 €/kWh
Tabla 4. Potencia contratada y coste de producción de energía.
Para ambas propuestas, con los datos horarios de consumo y de generación
fotovoltaica, y los precios y características de electricidad expuestos anteriormente, se
han calculado los valores de términos de potencia y energía que el centro facturaría
anualmente en dos escenarios de actuación: en el primero sin generador fotovoltaico
desplegado, y en el segundo, con el generador fotovoltaico instalado, produciendo ahorros
en la facturación eléctrica. Comparando ambos resultados para las dos propuestas y
escenarios mencionados podemos obtener el ahorro económico que generan las
propuestas planteadas.
Estos centros, como mencionamos en apartados anteriores, tienen altos consumos
eléctricos para sus sistemas HVAC (en concreto para nuestro caso en refrigeración), por
lo que aparte del análisis de ahorro económico total se muestra a continuación de forma
gráfica este ahorro subdividido también para esta franja de demanda. En la Fig. 16
podemos observar el ahorro en refrigeración en cada mes del año para la propuesta de
mínimos y en la Fig. 17 para la propuesta de máximos.
Figura 16. Ahorro en climatización para la propuesta de mínimos.
30
Figura 17. Ahorro en climatización para la propuesta de máximos.
A continuación, recopilando la demanda de todas las cargas del centro, se muestra
de forma gráfica todo el ahorro mensual total en la Fig. 18 para la propuesta de mínimos
y en la Fig. 19 para la propuesta de máximos.
Figura 18. Ahorro total para la propuesta de mínimos.
Figura 19. Ahorro total para la propuesta de máximos.
Con todos los datos anteriores podemos mostrar el coste y ahorro anual por término
de potencia, término de energía y el total del centro de datos en unidades monetarios.
31
Figura 20. Coste y ahorro anual en términos de potencia, energía y total para
CeSViMa para la propuesta de mínimos.
Figura 21. Coste y ahorro anual en términos de potencia, energía y total para
CeSViMa para la propuesta de máximos.
Como podemos ver en ningún caso se produce un ahorro en el término de potencia
ya que no lo permite las características de su contrato tarifario. En la Tabla 4 podemos
ver los valores de potencia contratada para los 6 periodos que explicamos anteriormente.
Resumiendo todos los resultados anteriores, en la Tabla 5, reflejamos de forma
anual cómo ha repercutido en relación al ahorro económico el despliegue de esta
tecnología, mostrando los resultados de porcentaje de ahorro anual en climatización y
total y su valor monetario equivalente para la propuesta de mínimos y de máximos.
Parámetros Propuesta de mínimos Propuesta de máximos
Ahorro en climatización 12 % 18 %
Ahorro total 7 % 18 %
Ahorro monetario total 15.064,83 € 39.562,21 €
Tabla 5. Ahorros económicos anuales para ambas propuestas.
Observando estos resultados anteriores podemos ver la gran diferencia de ahorro
entre ambas propuestas por el tipo de despliegue de la tecnología. La propuesta de
máximos es una propuesta de aprovechamiento de todo el espacio donde su influencia es
muy llamativa, pero ajustándonos al Real Decreto, en la propuesta de mínimos, a la vista
de la potencia contratada por el edificio, la potencia de la instalación fotovoltaica no
32
llegaría al 50% de la menor demanda, pero puede ser una inversión satisfactoria ya que
es un ahorro significativo y ayudaría a ganar en eficiencia al centro y mitigar en parte su
alta demanda eléctrica. En el siguiente apartado analizaremos la viabilidad de ambas
propuestas para obtener las conclusiones definitivas.
3.3. ANÁLISIS ECONÓMICO
Uno de los aspectos más importantes en un proyecto es el análisis de su rentabilidad
económica y viabilidad; esto está basado en la tasa de descuento: medida financiera que
se aplica para determinar el valor actual de un pago futuro. Elegir una tasa de descuento
adecuada no es una tarea sencilla como veremos en este apartado y que condiciona a su
vez los resultados del análisis económico. En el presente proyecto, se van a calcular dos
parámetros muy importantes para inversiones en sistemas fotovoltaicos instalados en
centros de datos que definimos a continuación:
- Valor Actual Neto (VAN): Es un indicador financiero que mide los flujos de los
futuros ingresos y egresos que tendrá un proyecto para determinar la capacidad de
obtener beneficios. Si el resultado es positivo, entonces los beneficios generados
por la inversión serán superiores a los costes y el proyecto será viable. Cuanto
mayor sea este parámetro, tanto mayor será la rentabilidad de la inversión.
- Coste normalizado de la electricidad (LCOE): Levelized Cost of Electricity. Es
el precio de la electricidad generada con la tecnología teniendo en cuenta todos los
costes asumidos durante su ciclo de vida (desarrollo-construcción-operación-
desmantelamiento). Debe tener en cuenta por tanto el coste de inversión inicial,
todos los gastos de explotación (mantenimiento, seguros, reposiciones, etc.), costes
de capital (financiación externa más la rentabilidad exigida por los accionistas) y
resto de costes tanto de su desmantelamiento como gestión de residuos si hubiese.
Se calcula a partir de los valores de términos corrientes obtenidos cada año, por lo
que al igual que en el VAN, es necesario aplicar la tasa de descuento a todos los
flujos económicos de distintos años. Este ratio es muy importante para defender el
coste de una determinada tecnología de forma objetiva. Mediante este cálculo
evaluaremos la proximidad a la paridad de red, comparando el coste de la
electricidad de la red con la energía generada localmente por el sistema
fotovoltaico.
En Creara, Energy Experts (2015) y ECLAREON (2014) se realiza un análisis
minucioso de las distintas variables que influyen en los parámetros anteriores y que
seguiremos en este Trabajo Fin de Grado.
A continuación pasaremos al estudio de ambas propuestas analizando
minuciosamente cada una de ellas:
33
3.3.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS
Utilizando la base de datos obtenida en la simulación y las hipótesis económicas
de referencia en Creara, Energy Experts (2015) y ECLAREON (2014) realizamos un
análisis minucioso de su Valor Actual Netro (VAN) para nuestro centro.
Como sabemos, nuestro centro se encuentra ubicado en Madrid (N 40° 24′ 15.65″,
W 3° 50′ 4.75″), presenta una orientación noroeste-sureste y dispone de un generador
fotovoltaico total de 93,7 kWp (módulos inclinados 10°) instalados en la cubierta y en un
parking solar reducido. Las características económicas de la instalación se detallan a
continuación:
Coste del Wp instalado: 1,7 €/Wp, (pronóstico realista para España; precio de
instalación correspondiente a la propuesta de utilizar los módulos más eficientes del
mercado e inversores compatibles con Sistemas de Alimentación Ininterrumpida
para centros de datos). Coste de la instalación fotovoltaica: 159.290 €.
Tiempo de vida de la instalación (N): 30 años.
Coste de Operación & Mantenimiento (O&M): 4,5 €/kWp, con una inflación del
2% anual.
Tasa de impuestos corporativos (TR): 30%
Tasa de descuento (r): 5,1%
Tasa equivalente de incremento del precio de la energía (re): 5%, (elevado) 3%
(moderado) y 1% (bajo). Al ser un variable de muy difícil pronóstico hemos
planteado estos tres escenarios marcados como elevado, moderado y bajo.
No se consideran costes financieros.
En la Fig. 22 podemos ver el VAN, en función de los años de la instalación y la tasa
equivalente de subida del precio de la energía (re). En este escenario, el único posible
por sus características de producción fotovoltaica, el generador fotovoltaico irá destinado
a cubrir solamente en parte la demanda de todas las cargas del centro de datos.
Figura 22. VAN en función del tiempo de vida de la instalación, y de la tasa
equivalente de subida del precio de la energía (re) para la propuesta de mínimos.
34
Por otro lado, el LCOE se define como el coste teórico y constante de generar
electricidad fotovoltaica, cuyo valor presente es equivalente al de todos los costes
asociados al sistema durante su vida útil, siendo sus variables más importantes:
Vida útil del sistema FV.
Inversión inicial.
Costos de O&M.
Electricidad fotovoltaica generada durante la vida útil del sistema.
Tasa de descuento y tasa de impuestas corporativos.
A su vez es necesario definir el concepto de paridad de red. Ésta se define como el
momento en el cual el coste de la electricidad fotovoltaica (LCOE FV) es competitivo
frente a los precios de la red. Es decir, cuando se alcanza la paridad de red, la electricidad
fotovoltaica para autoconsumo es más interesante desde un punto de vista económico que
la electricidad de red.
En la Fig. 23 podemos ver representadas las curvas del LCOE FV, peaje de acceso
y coste de producción para poder realizar un análisis minucioso de éste y valorar así su
paridad de red. La curva inferior, de peaje de acceso, es una curva dependiente de los
conceptos de la compañía eléctrica; la de coste de producción es una curva variable
dependiente del sector eléctrico y la curva de término de energía la que el cliente abonaría
a lo largo de los años de vida de la instalación. Para este estudio se ha considerado una
hipótesis moderada de subida del precio de la energía de un 3%. Se ha obtenido un valor
de LCOE de 0,007 €/kWh. Estos resultados serán analizados más tarde.
Figura 23. Evolución del LCOE FV y peaje de acceso y coste de producción para la
propuesta de mínimos.
En siguientes subapartados realizaremos un análisis minucioso de todos estos
resultados pero ya podemos observar su viabilidad. Pasaremos ahora a analizar la otra
propuesta del proyecto.
35
3.3.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS
Al igual que para la propuesta anterior, de mínimos, utilizando las hipótesis
económicas de referencia para Creara, Energy Experts (2015) y ECLAREON (2014)
realizamos un análisis minucioso de su Valor Actual Netro (VAN).
Para esta propuesta nuestro centro de referencia, el mismo que el propuesto
anteriormente, se encuentra ubicado en Madrid (N 40° 24′ 15.65″, W 3° 50′ 4.75″);
presenta una orientación noroeste-sureste y dispone de un generador fotovoltaico de
226,1 kWp (módulos inclinados 10°) instalados en la cubierta y en un parking solar. Las
características económicas de la instalación se detallan a continuación:
Coste del Wp instalado: 1,7 €/Wp. Coste de la instalación fotovoltaica: 384.370€.
Tiempo de vida de la instalación (N): 30 años.
Coste de Operación & Mantenimiento (O&M): 4,5 €/kWp, con inflación 2% anual.
Tasa de impuestos corporativos (TR): 30%
Tasa de descuento (r): 5,1%
Tasa equivalente de incremento del precio de la energía (re): 5%, (elevado) 3%
(moderado) y 1% (bajo). Al ser un variable de muy difícil pronóstico hemos
planteado estos tres escenarios, como en el caso anterior, marcados como elevado,
moderado y bajo.
No se consideran costes financieros.
En las siguientes gráficas (Fig. 24) podemos ver el VAN, en función de los años de
la instalación y la tasa equivalente de subida del precio de la energía (re) de acuerdo a los
siguientes escenarios:
a) El generador fotovoltaico cubre la demanda de climatización (HVAC); el
excedente no se valora.
b) El generador fotovoltaico cubre la demanda de climatización, vertiendo el
excedente a la red con una retribución en función de los precios horarios de la
electricidad.
c) El generador fotovoltaico cubre la demanda de todas las cargas del centro de
datos y el excedente no se valora.
d) El generador fotovoltaico cubre la demanda de todas las cargas del centro de
datos y el excedente se vierte a la red con una retribución en función de los
precios horarios de la electricidad.
Así podemos ver para tales escenarios cómo variará la viabilidad de la instalación.
36
Figura 24. VAN en función del tiempo de vida de la instalación, y de la tasa
equivalente de subida el precio de la energía (re) para la propuesta de máximos.
De igual manera, se calcula el LCOE, mostrado gráficamente en la Fig. 25, con el
peaje de acceso, coste de producción y con el término de energía, para esta propuesta, con
un valor de: 0,0061 €/kWh. Para esta propuesta también consideramos una hipótesis
moderada de subida del precio de la energía de un 3%.
Figura 25. Evolución del LCOE FV y peaje de acceso y coste de producción para la
propuesta de máximos.
37
3.4. ANÁLISIS DEL PUE.
El PUE (Power Usage Effectiveness), término definido por The Green Grid2, es una
unidad de medida utilizada por la industria de los centros de datos para medir su eficiencia
en el uso de la energía. En términos generales este indicador nos relaciona el consumo
energético total de las instalaciones con el destinado a alimentar su equipamiento TI.
En la práctica, sin embargo, el indicador PUE por sí solo no dice mucho acerca de
la eficiencia de una instalación a menos que la información acerca de la forma en que se
mide también esté disponible. Aunque la infraestructura pueda ser extremadamente
eficiente, muy a menudo hay una gran cantidad de equipos en inactividad en un centro de
datos que consumen muchísima energía a pesar de no desempeñar ninguna función.
Como resultado, un centro de datos extremadamente ineficiente puede tener un bajo PUE.
Como podemos intuir, de las posibles mediciones de PUE, hay algunas más precisas que
otras y hacia las que los centros de datos deberían tender. Es frecuente comprobar cómo
cada centro de datos realiza la medición de un modo diferente. La empresa Google3 con
unas restricciones inigualables para sus centros de datos ha conseguido un PUE de valor
1,12, un ejemplo a seguir para nuestro proyecto.
Según las conclusiones llegadas por Uptime Institute9 en 2014, en los últimos cuatro
años el PUE no ha cambiado mucho pasando en media de un 1,89 en 2011 a un 1,7 en
2014. Realizando el estudio oportuno para el CeSViMa obtenemos un PUE de 1,97; como
podemos observar, un valor sensiblemente alto con respecto a la media y con grandes
posibilidades de mejora.
Con nuestras instalaciones fotovoltaicas propuestas y realizando los cálculos
oportunos podemos concluir que nuestras propuestas repercuten en el PUE de forma muy
beneficiosa de la siguiente forma:
Propuesta de mínimos: Descenso del PUE en un 11% pasando de un PUE
de 1,97 a uno de valor: 1,75.
Propuesta de máximos: Descenso del PUE en un 28,44% pasando de un
PUE de 1,97 a un valor de 1,41.
Sin duda unos valores muy buenos que analizaremos en el siguiente apartado junto
con los análisis realizados en subapartados anteriores.
9 http://www.datacenterknowledge.com/archives/2014/06/02/survey-industry-average-data-center-pue-
stays-nearly-flat-four-years/
38
3.5. DISCUSIÓN DE RESULTADOS
La discusión de nuestros resultados la dividiremos para los dos escenarios
empleados: de mínimos y de máximos.
3.5.1. PROPUESTA DE MÍNIMOS
Los resultados muestran que esta propuesta, salvo en casos aislados, no consigue
suministrar completamente la demanda. Pese a ello el ahorro económico total oscila entre
un 5% y un 19% dependiendo del mes del año. Con estos resultados tenemos un ahorro
anual de 15.064,83 €, un ahorro a considerar que puede repercutir de manera satisfactoria.
Con los datos de producción fotovoltaica pasamos a realizar un estudio sobre su
viabilidad con el VAN. En la Fig. 22 podemos ver la curva de estudio. Toda la electricidad
fotovoltaica producida irá a satisfacer la demanda de las cargas del centro de datos ya que
en esta propuesta, a diferencia de la de máximos, al estar tan limitada la producción no
tendremos varios escenarios de actuación. Observando dicha figura podemos ver que la
inversión se recuperaría aproximadamente entre los 11 y los 15 años según el escenario
de subida del precio de la electricidad, lo cual para una infraestructura de vida útil de 30
años lo hace muy beneficioso demostrando gratamente su viabilidad.
En la Fig. 23 podemos ver la curva correspondiente al LCOE, considerando también
el peaje de acceso y el coste de producción. A partir de los precios actuales se puede
proyectar la subida de los precios de la electricidad de una forma moderada considerando
un 3%, que es lo elegido para esta curva. Obtuvimos un valor de LCOE de 0,007 €/kWh;
este es el valor del coste de la electricidad fotovoltaica generada. Observando las curvas
podemos ver que la curva relativa al término de energía (color negro) siempre es mayor
que la del LCOE por lo que tendremos paridad de red, siempre será más barato nuestra
propia energía. La llegada de la paridad de red supone un hito para la industria
fotovoltaica al ser la opción más rentable para el usuario, lo que hasta hace años era
impensable para este tipo de tecnología.
Por último para esta propuesta se ha podido observar una reducción del PUE en un
11% hasta llegar a un valor de 1,75 (PUE anterior de 1,97). De esta forma alcanzamos el
valor medio de los centros de datos. Con esto ganaremos eficiencia y estaremos un poco
más cerca del objetivo: ser un centro de datos lo más eficientemente posible.
Esta propuesta como era de esperar, debido a la limitación dada por el Real Decreto,
no sufraga por completo la gran demanda de energía, pero de cierta forma obtenemos un
ahorro relativamente importante que ayudaría a reducir la fuerte demanda eléctrica y
mejoraría de forma muy satisfactoria en efectividad.
39
3.5.2. PROPUESTA DE MÁXIMOS
Los resultados muestran para esta propuesta que el ahorro económico total oscila
entre un 11% y un 30% siendo a su vez también muy satisfactorio si lo extrapolamos
solamente a la demanda de climatización del centro de datos, capaz de cubrir toda su
demanda e incluso la demanda de todas las cargas en gran parte del año. Obtenemos así
un ahorro económico anual total de 39.562,21 €, un resultado muy interesante.
Con los datos de producción fotovoltaica decidimos hacer un estudio del VAN bajo
diferentes hipótesis y escenarios económicos al tener en esta propuesta más posibilidades
de actuación. En el caso más desfavorable, Fig. 24 (a), en el que la instalación fotovoltaica
cubra la demanda de refrigeración del centro de datos y el resto no se utilice, considerando
un medio con tasas económicas razonables, la inversión se recuperaría antes del final de
la vida útil de la instalación por lo que es un resultado inigualable. Lamentablemente en
España debido a la indefinición creada por la ausencia de reglamentación para el
autoconsumo ocurre en numerosas instalaciones. Aun así no es nada razonable ni eficiente
perder excedentes de energía que pueden ser utilizados para alimentar al resto de cargas
de la infraestructura (b) o verter a la red y recibir así una determinada retribución (c) y
(d). En la Fig. 24 (d) se muestra el VAN cuando el generador fotovoltaico cubre todas las
cargas en la demanda eléctrica del centro y además el excedente se vierte a la red con
retribuciones iguales a los precios horarios de la electricidad en el mercado diario, para
lo cual, en este escenario, el más optimista, el periodo de recuperación de la inversión
sería inferior a los 10 años, un resultado muy beneficioso para el CeSViMa.
En la Fig. 25 podemos ver la curva del LCOE, considerando también el peaje de
acceso y el coste de producción. A partir de los precios actuales se puede proyectar la
subida de los precios de la electricidad al igual que en la anterior propuesta en un 3%.
Obtuvimos un valor de LCOE de 0,0061 €/kWh; podemos ver que la curva relativa al
término de energía también siempre es mayor que la del LCOE por lo que tendremos
paridad de red, con una pronunciación mayor por la bajada del precio de nuestra energía.
Por último para esta propuesta se ha podido observar una reducción del PUE en un
28,44% hasta llegar a un valor de 1,41 (PUE anterior de 1,97). De esta forma bajamos de
forma sobresaliente con respecto al valor medio de los centros de datos. Con esta
propuesta ganaremos eficiencia de forma extraordinaria poniendo a CeSViMa como un
referente en la eficiencia energética en un centro de datos.
Para esta propuesta, al haber aprovechado el espacio acondicionado más próximo
(aparcamiento), pudimos desplegar una instalación fotovoltaica de mayor productividad
con respecto a la anterior y por tanto con las ventajas esperadas de una mayor mitigación
de la fuerte demanda eléctrica del CeSViMa. Necesitamos para este caso una mayor
inversión, pero a su vez la mejora será más significativa y de mayor profundidad.
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4. CONCLUSIONES
En este Trabajo Fin de Grado se ha estudiado el suministro energético eficiente para
centros de datos con tecnología solar fotovoltaica. Esto se ha llevado a cabo para un caso
de estudio real de un centro de datos ubicado en Madrid, CeSViMa. Para ello realizamos
dos escenarios de estudio según el Real Decreto 1699/2011, aportando dos soluciones
completamente eficientes. Según distintas hipótesis de estudio se ha simulado mediante
el software pertinente toda la instalación fotovoltaica. Los resultados muestran que el
ahorro económico medio anual varía para la propuesta de mínimos (instalación
fotovoltaica de aproximadamente 100 kW) de un 7 % a un 18 % para la propuesta de
máximos (máximo despliegue de módulos fotovoltaicos considerando el espacio
acondicionado más próximo) por lo que teniendo en cuenta la gran demanda de
electricidad para este tipo de centros es una mejora sobresaliente. Conviene aclarar que
la potencia de la instalación correspondiente a la segunda propuesta resulta ser inferior a
la mitad de la capacidad de la línea que procede del centro de transformación MT/BT que
alimenta al edificio (véase Tabla 4), por lo que no cabe esperar limitación técnica alguna.
Además se ha analizado la rentabilidad económica de la instalación, estudiando la
evolución del VAN y del LCOE según distintos escenarios posibles de aumento del precio
de la electricidad, y distintas modalidades de retribución de la energía eléctrica sobrante
no autoconsumida localmente cuando se diese el caso, como en la propuesta de máximos.
De este estudio se ha concluido que la instalación presenta un periodo de retorno de la
inversión que varía entre los 12 años para la propuesta de mínimos y unos 10 años para
la propuesta de máximos, mientras que la paridad de red se alcanzaría completamente
para ambos casos.
Con todas estas medidas CeSViMa no sólo obtiene una mejora económica
importante, sino también gana en eficiencia energética. Con un valor actual del PUE de
1,97 la toma de medidas en torno a éste se hace necesaria. Con nuestras propuestas
conseguimos reducir notablemente estos valores a un 1,75 para la propuesta de mínimos
y a 1,41 para la propuesta de máximos, una reducción de un 11% y un 28,44%
respectivamente que colocarían al CeSViMa como un referente en el mundo de los
centros de datos.
Con todo esto se ha de concluir que ambas propuestas, aun siendo diferentes,
mejoran notablemente su eficiencia energética y le sirven de gran ayuda para mitigar su
fuerte demanda eléctrica. Si bien para la propuesta de máximos lleva consigo una mayor
inversión, a la larga se ha demostrado ser totalmente rentable ambas propuestas; la
propuesta de mínimos con una inversión mucho menor también puede ayudar en parte a
alimentar la demanda de energía de energía para un centro de estas características.
41
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43
6. ANEXOS
6.1. CeSViMa.
Figura 26. Orientación del edificio.
Figura 27. Corte tranversal del edificio, mirándolo desde el lado oeste del mismo.
44
Figura 28. Dimensiones de la cubierta.
Figura 29. Vista del centro desde el parking.
45
6.2. EQUIPOS.
6.2.1. Módulos fotovoltaicos.
46
47
6.2.2. Inversores.
48
6.3. SIMULACIONES
6.3.1. Simulación zona de estudio 1.
49
50
51
6.3.2. Simulación zona de estudio 2 (mínimos).
52
53
54
6.3.3. Simulación zona de estudio 2 (máximos).
55
56
