• Fuerte insolación, sobre una superficie inclinada de aproximadamente 1,9 kWh/m², (latitud 40º N).
• Red existente de 15 kV.
• Extensión superficial disponible de unos 30.000 m², cercana a una central hidroeléctrica.
• Buena infraestructura y acceso a través de carreteras nacionales y comarcales.

Se eligió este emplazamiento porque el terreno necesario, situado cerca de Madrid, se encontraba inmediatamente disponible y era muy adecuado a los efectos de acceso público, explotación y mantenimiento, y porque resultaba ideal para una central de demostración de 1 MW. En la particular situación ambiental de la central fotovoltaica (un embalse usado para el riego agrícola en el cálido y seco clima del interior de España) existe un ambiente único de fauna y flora. Las aves migratorias utilizan el embalse para su hibernación y como habitat estacional. También hay aves y otros animales que dependen del agua y residen allí todo el año. En las proximidades de los canales artificiales crecen plantas como el tomillo, la retama y la lavanda. El lugar estaba cubierto anteriormente por hormigón y macizos de cimentación, restos de la instalación del canal artificial que se construyó en los años 60, que fueron retirados para la construcción de la central.

El tercer campo utiliza células Saturno LGBC de alta eficiencia y es un seguidor de un solo eje y con salida a barras colectoras de 200 V. Durante el día, la orientación cambia de este, por la mañana, a oeste por la tarde. Este campo de seguimiento tiene un inversor IGBT autoconmutado de 100 kVA. El seguidor se compone de cuatro hileras horizontales con orientación norte-sur de 2,5 m de anchura por 80 m de longitud. Un detector de proximidad detecta con exactitud la posición de cada hilera. Si hay una desviación de más de 1° de la orientación correcta, se establece el ángulo de ajuste óptimo y los motores la rectifican. Hay cuatro motores eléctricos, uno por cada fila. El sistema tiene un consumo de energía de 700 Wh al día, lo que significa menos del 0,2 % de la generación de electricidad del sistema.

El seguidor tiene tres formas de funcionamiento, controladas por ordenador: seguimiento ideal, retroseguimiento y posicionamiento fijo. Por lo general, trabaja utilizando el modo de retroseguimiento. Por razones de sombreado, el ángulo de seguimiento está comprendido entre 60°, con respecto a la horizontal, lo que reduce la ganancia de energía en menos del 3 %, en comparación con el seguimiento completo. Un interruptor adicional de seguridad limita el movimiento.

La conexión a la red de la central fotovoltaica representaba un problema, debido a que la red de 15 kV existente en el emplazamiento tiene una potencia de cortocircuito de 6 MVA y, por lo tanto, es muy débil. Había que encontrar por ello una solución eficaz y de bajo coste que garantizase, al mismo tiempo, una alta calidad de corriente de salida.

Cada uno de los tres campos está unido al sistema de corriente alterna por un inversor.
En cada uno de los dos campos principales de 456 y 423 kWp, se utiliza un inversor doble conmutado por red, de 6 pulsos, con tiristores y 450 kVA de capacidad nominal.
El funcionamiento de 12 pulsos se consigue, para cada campo, conectando cada uno de sus dos inversores a los dos devanados de BT del transformador elevador del subcampo, con un desfase eléctrico resultado de una conexión estrella o triángulo, en cada caso.
De esta manera se suprimen básicamente los armónicos 5º y 7º de la corriente alterna generada.

La corriente continua del sistema de seguimiento se convierte en corriente alterna con un inversor IGBT de 100 kVA. La unidad de conversión se compone de tres puentes conectados en paralelo, que conmutan a una frecuencia de 2.500 Hz. Esta frecuencia relativamente baja se eligió debido a las bajas pérdidas de conmutación, altos coeficientes de rendimiento y bajos armónicos. El factor de potencia y el contenido en armónicos es sensiblemente mejor que en los inversores conmutados por red, si bien tiene un rendimiento ligeramente inferior.

El Sistema de Adquisición de Datos, proyectado para funcionar de forma totalmente automática, se instaló en mayo de 1994 y es totalmente operativo. Dispone de un sistema operativo multitarea totalmente jerarquizado de 32 bits, con capacidad para operar en tiempo real. Controla 128 canales medidos y 14 canales calculados. Los parámetros medidos se clasifican como sigue:

• Datos meteorológicos.
• Datos eléctricos (características de corriente alterna y corriente continua). Medida de energía (valores energéticos de corriente alterna y corriente continua).
• Registro de incidencias (falta a tierra, calentamiento del inversor, estado, etc...).

Además del Sistema de Adquisición de Datos, hay un Sistema de Medición Independiente que capta datos de irradiación, la corriente continua de cada campo y la energía eléctrica alterna en 15 kV. Los datos se presentan en contadores electromecánicos de 8 dígitos.

Durante dos años se adquirió el compromiso de enviar al Centro de Investigación de la UE en ISPRA los datos facilitados por este sistema.

El principal programa de control está desarrollado en Microsoft Visual C++ y LabVIEW para Windows NT. Para obtener un verdadero rendimiento en tiempo real, el ordenador hace uso del controlador ADM (Acceso Directo a la Memoria). El principal programa de monitorización adquiere los datos de los 128 canales, usando doble separación, los convierte en unidades físicas, los analiza, procesa 14 canales calculados y, finalmente, los presenta gráficamente en tiempo real y los registra. Los datos se adquieren y promedian en un intervalo de 10 segundos y se almacenan en un archivo generado horariamente. Cuatro ordenadores principales se comunican vía modem, los que permite acceder a los archivos generados o visualizar los datos en tiempo real. El programa dispone de seis pantallas en las que se presentan los datos en tiempo real. Las señales digitales observadas indican los procesos de funcionamiento del sistema. También se visualiza el flujo de energía en las pantallas siguientes:

• Datos del Rendimiento General de la Central.
• Datos meteorológicos.
• Datos Nukem de corriente continua y corriente alterna.
• Datos BP Solar de corriente continua y corriente alterna.
• Datos BP de seguimiento de corriente continua y corriente alterna.
• Datos de los canales seleccionados por el usuario (presentados gráficamente).

Tres de los cuatro ordenadores principales estan situados en Madrid (en Ciemat, Endesa y Unión Fenosa) y uno en Essen, en las oficinas de RWE. Dicho software permite valorar el rendimiento de la central y definir las necesidades de mantenimiento. El análisis del rendimiento de la central se genera en una base de datos en tiempo real.

COSTES

El coste inicial estimado del proyecto fue de 10.342.000 ECU. Los gastos de instalación reales de la central fueron de 9.880.029 ECU, es decir, un 4 % más bajos de los inicialmente previstos. Esta diferencia se debió al precio de los módulos, que fue menor del presupuestado, y al tipo de cambio de la Peseta respecto al ECU.

En el gráfico que se ofrece se desglosa el coste total del proyecto.

De esta manera, la energía eléctrica que puede producir la Planta se estima en 1,200 MWh anuales. La acumulación de suciedad en los módulos fotovoltaicos ocasiona pérdidas que se estiman entre el 2 y el 8%, según las estaciones del año, los ciclos agrícolas y las condiciones meteorológicas.

Se han tomado en consideración los rendimientos propios de la conversión fotovoltaica, que son los que se especifican seguidamente:

• Rendimiento de referencia de cada campo, medida de la energía radiante recibida en cada uno de ellos (reference yield)
• Rendimiento de los módulos fotovoltáicos, a partir de la energía generada en corriente continua (array yield)
• Rendimiento global de cada campo y de la Planta, indicador de la energía alterna producida (final yield)

Los valores para los años 1997 y 1998 se muestran en las tablas siguientes:

Todos estos valores están referidos a la potencia pico instalada en la Planta según las medidas realizadas por el CIEMAT, en unidades de KWh / día / KWp.

• La Planta está funcionando continuamente en el modo automático, desde junio de 1994. La energía total inyectada en la red desde julio de 1994 a febrero de 1998 (fecha de terminación del proyecto) fue de 1.915, 1.803 y 447 MWh desde cada campo, es decir, un total de 4.165 MWh.
  
  A 31 de diciembre de 1998, se ha generado un total de 5.244 MWh.
  
  
• La cooperación hispano-alemana ha sido muy satisfactoria.
  
  
• Los grandes inversores de línea conmutados, cada uno de los campos fijos con capacidad de 450 kVA también pueden operar en puntos débiles de la red si se ajustan cuidadosamente los circuitos de control y el sistema ha sido diseñado correctamente.
  
  
• El inversor IGBT de 100 kVA exige un período de puesta en servicio notablemente más corto que los sistemas conmutados por red.
  
  
• Las centrales fotovoltaicas de gran tamaño requieren, por ahora, costes de inversión proporcionalmente más bajos que los de las centrales de pequeño tamaño.
  
  
• Las células solares con un alto rendimiento reducen el tamaño de la estructura y la superficie ocupada.
  
  
• La baja calidad de la red exigió modificar el control de los inversores y de las unidades de compensación asociadas.
  
  
• La compra de gran cantidad de módulos reduce los costes.
  
  
• La obra civil y los costes de las centrales de gran tamaño también se reducen notablemente.
  

En cumplimiento de los objetivos fundamentales del proyecto, se está estudiando la disponibilidad y la estabilidad a largo plazo de todos los componentes. La comparación detallada de los sistemas fijos con el sistema de seguimiento y una determinación precisa de los costes de los diferentes sistemas servirá de pauta para el futuro diseño de los sistemas fotovoltaicos.

Por otra parte, se está elaborando un programa de diagnóstico para ayudar al operador y para reducir también los costes de explotación y mantenimiento. El programa utiliza los datos contrastados y los informes de explotación y mantenimiento para analizar las pérdidas y predecir la producción de energía.

Coste de la electricidad fotovoltaica generada

El coste de la electricidad generada es de 1,1 ECU por kWh, muy alto si se compara con el que se obtiene en centrales eléctricas convencionales. En este coste influye, sobre todo, el alto precio del kW instalado (aprox. 10.000 ECU/kW), que se vería sensiblemente reducido si se utilizasen módulos de mayor rendimiento y se consiguiera un menor coste de los sistemas de supervisión, operación y mantenimiento, que una instalación experimental como esta requiere.

Exito del proyecto

El proyecto ha supuesto un hito en lo que se refiere a la tecnología fotovoltaica y a la cooperación institucional europea en este ámbito. Los participantes, ya sean empresas eléctricas, fabricantes u organismos de investigación, se han colocado al frente de sus sectores en cuanto a grandes plantas fotovoltaicas.

Tecnológica y operativamente, este proyecto ha sido un éxito. Se ha demostrado la viabilidad de las tecnologías empleadas y se ha alcanzado un elevado nivel de rendimiento y disponibilidad.