MEMORIA DE CÁLCULOSbibing.us.es/proyectos/abreproy/4928/fichero/2.+MEMORIA+DE+CÁL… · adelante para el cálculo de las Horas Sol Pico (HSP). Tabla 2. Radiación Media Diaria Global

MEMORIA DE CÁLCULOS


2

1. INDICE.

1. INDICE. ....................................................................................................................................... 2

2. ESTUDIO RADIACIÓN SOLAR ............................................................................................ 6

2.1. RADIACIÓN SOLAR HORIZONTAL .................................................................................. 6

2.2. RADIACIÓN SOLAR INCLINADA REGULABLE .................................................................. 8

2.3. RADIACIÓN SOLAR INCLINADA FIJA. ...................................................................... 13

2.4. RELACIÓN RADIACIÓN DIRECTA/RADIACIÓN GLOBAL. ....................................... 16

3. ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO. .................................................... 17

3.1. Inclinación de la estructura. ........................................................................................ 17

3.2. Acciones sobre la estructura. ...................................................................................... 18

3.2.1. Acciones Permanentes. ................................................................................... 18

3.2.1.1. Peso Propio...................................................................................................... 18

3.2.1.2. Peso de la Carga. ............................................................................................. 18

3.2.2. Acciones Variables. .......................................................................................... 18

3.2.2.1. Acción del Viento............................................................................................. 18

3.2.2.2. Sobrecarga por Nieve. ..................................................................................... 21

3.2.2.3. Acciones térmicas. ........................................................................................... 22

4. CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR. ........................................................................................ 23

4.1. NÚMERO DE MÓDULOS EN SERIE. .............................................................................. 24

4.1.1. Número máximo de módulos en serie. ........................................................... 25

4.1.2. Número mínimo de módulos en serie............................................................. 25

4.1.3. Conclusiones y Comprobaciones ..................................................................... 26

4.2. NÚMERO DE CONJUNTOS EN PARALELO. ................................................................... 26

4.2.1. Número máximo de conjuntos en paralelo. .................................................... 26

4.2.2. Conclusiones y Comprobaciones. .................................................................... 27

4.3. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS. ....................................................... 28

5. CÁLCULOS DE GENERACIÓN ........................................................................................... 30

5.1. Pérdidas por orientación e inclinación. ....................................................................... 30

5.2. Pérdidas por sombreado. ............................................................................................ 33

5.2.1. Altura Solar. ..................................................................................................... 33

5.2.2. Procedimiento Pérdidas por Sombreado (PCT, IDAE). .................................... 34

5.3. Pérdidas por temperatura. .......................................................................................... 38


3

5.4. Pérdidas en cableado. ................................................................................................. 39

5.4.1. Pérdidas CC. ..................................................................................................... 39

5.4.2. Pérdidas CA-BT. ............................................................................................... 39

5.5. Pérdidas rendimiento inversor. ................................................................................... 40

5.6. Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia. ................... 40

5.7. Pérdidas transformador. ............................................................................................. 41

5.8. Pérdidas por disponibilidad. ........................................................................................ 41

5.9. Pérdidas por polvo y suciedad. ................................................................................... 41

5.10. Performance Ratio. ................................................................................................. 42

6. RESULTADO ENERGÉTICO. .............................................................................................. 43

6.1. Resultado Energético Inclinación Variable. ................................................................. 43

6.1.1. Radiación Efectiva. .......................................................................................... 43

6.1.2. Producción Estimada Anual Bruta. .................................................................. 44

6.1.3. Producción Estimada Anual Neta. ................................................................... 45

6.1.4. Cálculo Horas Sol Pico. .................................................................................... 46

6.2. Resultado Energético Inclinación Óptima. .................................................................. 48

6.2.1. Radiación Efectiva. .......................................................................................... 48

6.2.2. Producción Estimada Anual Bruta. .................................................................. 49

6.2.3. Producción Estimada Anual Neta. ................................................................... 50

6.2.4. Cálculo Horas Sol Pico. .................................................................................... 51

7. CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE CONTINUA. ........................................................... 53

7.1. CONEXIÓN MÓDULOS EN SERIE. ................................................................................. 53

7.2. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE GRUPOS CON CAJA CONEXIÓN DE

SUBGENENADOR…. ................................................................................................................. 54

7.2.2. Criterio Térmico............................................................................................... 54

7.2.3. Criterio caída de tensión. ................................................................................ 55

7.3. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE SUBGENENADOR CON CAJAS SUMADORAS

(STRING)… ............................................................................................................................... 58


7.3.3. Criterio Caída de Tensión. ............................................................................... 61

7.4. CONEXIÓN CAJAS SUMADORAS (STRING) CON ENTRADA INVERSOR. ....................... 62


7.4.3. Criterio Caída de Tensión. ............................................................................... 64

8. CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE ALTERNA. .............................................................. 66


4

8.1. SALIDA INVERSOR – CUADRO BT DEL CT. .................................................................... 66

8.2. SERVICIOS AUXILIARES. ............................................................................................... 68

8.2.2. Descripción y potencia Consumida. ................................................................ 68

8.2.3. Línea general de alimentación servicios auxiliares. ........................................ 69

8.2.4. Instalaciones receptoras. ................................................................................ 71

9. CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA. ................................................................................ 75

9.1. RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA. ............................................................................. 75

9.2. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA. ................................................. 75

9.3. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA. .................................................... 77

9.4. TIERRA DE SERVICIO. ................................................................................................... 78

10. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. .................................................................................... 79

10.1. INTENSIDAD EN ALTA TENSIÓN. .............................................................................. 79

10.2. INTENSIDAD EN BAJA TENSIÓN. .............................................................................. 79

10.3. CORTOCIRCUITOS. ................................................................................................... 79

10.3.1. Observaciones. ................................................................................................ 79

10.3.2. Cálculo de corrientes de cortocircuito. ........................................................... 79

10.3.3. Cortocircuito en el lado de Alta Tensión. ........................................................ 80

10.3.4. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión......................................................... 80

10.4. DIMENSIONADO DEL EMBARRADO MT. ................................................................. 80

10.4.1. Comprobación por densidad de corriente. ..................................................... 80

10.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica. ........................................... 81

10.4.3. Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito. ................................. 81

10.5. SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA Y BAJA TENSIÓN. .............................. 81

10.5.1. Protección general en AT. ............................................................................... 81

10.5.2. Protección en Baja Tensión. ............................................................................ 82

10.6. DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. ......... 82

10.7. DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS. .......................................................... 82

10.8. CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA......................................... 82

10.8.1. Investigación de las características del suelo. ................................................. 82

10.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo

máximo correspondiente a la eliminación del defecto. ................................................. 82

10.8.3. Diseño de la instalación de tierra. ................................................................... 83

10.8.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra. ............................................... 83

10.8.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación. ................................ 85


5

10.8.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación. ................................ 85

10.8.7. Cálculo de las tensiones aplicadas. ................................................................. 86

10.8.8. Investigación de las tensiones transferibles al exterior. ................................. 87

10.8.9. Corrección del diseño inicial............................................................................ 87

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2. ESTUDIO RADIACIÓN SOLAR 2.1. RADIACIÓN SOLAR HORIZONTAL

Para realizar el estudio de radiación solar horizontal disponible empleamos la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research Centre de la European Commission.

A continuación se muestran los datos de radiación horizontal en la estación meteorológica situada en el término municipal de Los Palacios y Villafranca, exactamente se localiza en latitud 37010´ 48´´ y longitud -50 56´ 16´´. Esta estación es la más cercana al emplazamiento de la planta latitud 370 5´40´´ y longitud -50 57´ 10´´.

Tabla 1a.

Tabla 1b. Tabla 1c.

Radiación Global

Meses MJ/m2 kWh/m2

Enero 279,2 77,5

Febrero 351,3 97,5

Marzo 519 144,2

Abril 632,9 175,5

Mayo 768,2 213,1

Junio 824,8 229,2

Julio 849,7 236,1

Agosto 756,7 210,2

Septiembre 571,2 158,8

Octubre 413,9 114,7

Noviembre 294,3 81,9

Diciembre 235,1 65,1

Radiación Difusa

Meses MJ/m2 kWh/m2

Enero 147,8 41,2

Febrero 162,3 45

Marzo 229,1 63,4

Abril 258,9 71,9

Mayo 273,9 75,7

Junio 240,2 66,8

Julio 225,4 62,3

Agosto 221,6 61,5

Septiembre 216 60,3

Octubre 203,3 56,8

Noviembre 151,6 42

Diciembre 139,2 39

Radiación Directa

Meses MJ/m2 kWh/m2

Enero 324,2 90

Febrero 404,9 112,5

Marzo 506,9 140,9

Abril 587,4 163,3

Mayo 755,4 210

Junio 904,4 251

Julio 974,9 270,8

Agosto 825,3 229

Septiembre 603,3 167,7

Octubre 408,4 113,6

Noviembre 338,2 94,1

Diciembre 248,7 69,1


7

En el siguiente gráfico podemos observar la radiación solar global, difusa y directa expresada en kWh/m2.

Gráfica 1.

Se observa a simple vista en la gráfica como la relación radiación directa y radiación global es aproximadamente 0,50. Esta relación es importante para determinar la conveniencia de instalar seguidores, y será calculada posteriormente.

De la misma fuente conocemos la radiación media diaria global que nos servirán más adelante para el cálculo de las Horas Sol Pico (HSP).

Tabla 2.

Radiación Media Diaria Global

Meses kWh/m2

Enero 2,487

Febrero 3,116

Marzo 4,574

Abril 5,277

Mayo 6,752

Junio 7,282

Julio 7,046

Agosto 6,387

Septiembre 5,103

Octubre 3,866

Noviembre 2,486

Diciembre 2,094

Rad. Med. Diaria 4,715

0

50

100

150

200

250

300

GLOBAL

DIFUSA

DIRECTA


8

Gráfica 2a.

2.2. RADIACIÓN SOLAR INCLINADA REGULABLE

Para realizar el estudio de radiación solar horizontal disponible empleamos la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research

Centre de la European Commission.

En la tabla 3a se muestran los valores de radiación mensual global captados a en una superficie con diferentes inclinaciones. Las inclinaciones a analizar son 00, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500,550 y 600. Partiendo de estos datos construimos la tabla 3b, la cual muestra la radiación media diaria global para un día representativo de cada mes.

A partir de los datos anteriores, procedemos a buscar la inclinación óptima para cada mes. Para ello construimos la tabla 4, en la que se refleja la mayor radiación media diaria captada en cada mes y la inclinación necesaria para conseguirla. En la gráfica 4 se observa claramente el ángulo óptimo cada mes.

Conocidos todos ángulos óptimos y su correspondiente radiación media diaria, podremos buscar las cuatro posiciones en las que vamos a poder regular la estructura móvil de los módulos fotovoltaicos. Como se muestra en la tabla 5, las inclinaciones a las que podemos colocar la estructura serán 150, 250,300 y 500. Además en esta tabla se ha calculado las pérdidas en kWh/m2 que se dejan de capturar al no estar en la posición óptima cada mes.

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Tabla 3a.

Se ha señalado el máximo valor que se puede alcanzar en el mes.

RADIACIÓN GLOBAL (kWh/m2)

Meses 0

Grados 15

Grados 20

Grados 25

Grados 30

Grados 35

Grados 40

Grados 45

Grados 50

Grados 55

Grados 60

Grados 65

Grados Enero 77,5 97,4 103,5 108,6 113,1 117,2 120,6 122,8 124,5 125,3 125,6 125,1

Febrero 97,5 118,4 124,1 129,3 133,6 136,8 139,9 141,2 142,3 142,3 141,1 139,5

Marzo 144,2 162,5 166,9 171 173,6 175,1 175,3 174,8 173,3 170,6 166,9 161,9

Abril 175,5 186,8 188,7 189,8 189,1 187,4 184,7 181,4 176,6 170,6 163,9 155,7

Mayo 213,1 217,1 216 213,2 209,4 204,5 198,7 191,6 183,4 174,1 164,1 152,8

Junio 229,2 228,1 225,2 221,1 215,3 208,4 200,2 191,6 181,9 170,9 158,9 145,7

Julio 236,1 237,5 235,2 231,4 225,9 219,8 211,6 203,6 193,4 182,8 170,4 157,3

Agosto 210,2 220,6 221,8 221,3 219,4 215,9 211,4 206,2 199,4 191,1 182,1 171,6

Septiembre 158,8 175,4 179,2 181,7 183,3 184 183,5 181,5 178,4 174,8 169,7 163,5

Octubre 114,7 134 139,7 144 147,7 150,5 152,1 153,3 153 151,7 150 147,2

Noviembre 81,9 101,5 107,4 112,3 116,6 120,5 123,4 125,6 127,1 127,6 127,7 126,9

Diciembre 65,1 81,9 86,8 91,3 95 98,1 101,2 103,3 104,7 105,5 105,7 105,1

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LOS

Tabla 3b.

RADIACIÓN MEDIA DIARIA GLOBAL (kWh/m2)

Meses 0

Grados 15

Grados 20

Grados 25

Grados 30

Grados 35

Grados 40

Grados 45

Grados 50

Grados 55

Grados 60

Grados 65

Grados Enero 2,50 3,14 3,34 3,50 3,65 3,78 3,89 3,96 4,02 4,04 4,05 4,04

Febrero 3,48 4,23 4,43 4,62 4,77 4,89 5,00 5,04 5,08 5,08 5,04 4,98

Marzo 4,65 5,24 5,38 5,52 5,60 5,65 5,65 5,64 5,59 5,50 5,38 5,22

Abril 5,85 6,23 6,29 6,33 6,30 6,25 6,16 6,05 5,89 5,69 5,46 5,19

Mayo 6,87 7,00 6,97 6,88 6,75 6,60 6,41 6,18 5,92 5,62 5,29 4,93

Junio 7,64 7,60 7,51 7,37 7,18 6,95 6,67 6,39 6,06 5,70 5,30 4,86

Julio 7,62 7,66 7,59 7,46 7,29 7,09 6,83 6,57 6,24 5,90 5,50 5,07

Agosto 6,78 7,12 7,15 7,14 7,08 6,96 6,82 6,65 6,43 6,16 5,87 5,54

Septiembre 5,29 5,85 5,97 6,06 6,11 6,13 6,12 6,05 5,95 5,83 5,66 5,45

Octubre 3,70 4,32 4,51 4,65 4,76 4,85 4,91 4,95 4,94 4,89 4,84 4,75

Noviembre 2,73 3,38 3,58 3,74 3,89 4,02 4,11 4,19 4,24 4,25 4,26 4,23

Diciembre 2,10 2,64 2,80 2,95 3,06 3,16 3,26 3,33 3,38 3,40 3,41 3,39

Se ha señalado el máximo valor que se puede alcanzar en el mes, los cuales serán mostrados en la siguiente tabla.


11

Tabla 4.

RADIACION MEDIA DIARIA GLOBAL

Meses Máxima (kWh/m2) Inclinación Óptima (grados)

Enero 4,05 60 Febrero 5,08 50-55 Marzo 5,65 35-40 Abril 6,33 25 Mayo 7,00 15 Junio 7,64 0 Julio 7,66 15 Agosto 7,15 20 Septiembre 6,13 35 Octubre 4,95 45 Noviembre 4,26 60 Diciembre 3,41 60 Media Diaria Anual 5,78

Las inclinaciones óptimas son aquellas que determinan los máximos valores de radiación. En el mes de Febrero se captura la misma radiación solar con la inclinación 500 y 550, al igual que ocurre con el mes de Marzo para 350 y 400.

Gráfica 4.

En la gráfica se puede observar el ángulo de inclinación óptimo, donde el módulo fotovoltaico absorbe la mayor radiación solar para todos los meses del año. Esta gráfica


12

obtenida por la aplicación PVGIS es más exacta que los datos mostrado en la tabla 4, ya que el intervalo entre inclinaciones posibles es de 1 grado y no de 5 grados.

Tabla 5.

INCLINACIÓN REGULABLE

Meses Inclinación Final Incl. Óptima R.M.D.G

(kWh/m2) Pérdidas

(kWh/m2) Enero 50,00 60 4,02 0,04 Febrero 50,00 50-55 5,08 0,00 Marzo 30,00 35-40 5,60 0,05 Abril 25,00 25 6,33 0,00 Mayo 15,00 15 7,00 0,00 Junio 15,00 0 7,60 0,04 Julio 15,00 15 7,66 0,00 Agosto 25,00 20 7,14 0,02 Septiembre 30,00 35 6,11 0,02 Octubre 50,00 45 4,94 0,01 Noviembre 50,00 60 4,24 0,02 Diciembre 50,00 60 3,38 0,03 Media Diaria Anual 5,76 0,02

Establecemos las 4 posiciones en la que poder colocar los módulos fotovoltaicos a lo largo del año. Fijándonos en la tabla 3by conocidas las inclinaciones óptimas, para cada mes, intentamos buscamos la menor pérdida en kWh/m2en la que se incurre al variar la inclinación. Comparando la primera columna con la segunda, se observa la desviación respecto a la inclinación óptima.

En la tercera columna se muestran los valores finales de radiación media diaria global para las inclinaciones finales, resultando una radiación diaria media de 5,76 kWh/m2 al año, con unas pérdidas diaria media de 0,02 kWh/m2.

2.3. RADIACIÓN SOLAR INCLINADA FIJA

Para el caso de una estructura no durante todo el año.De nuevo empleamos la herramienta onla Energía, así como la aplicación perteneciente al Joint Research Centre

Para calcular la inclinación óptima nos ayudamos de la tabla 6 en la que calculamos la radiación media diaria global al año para todas las inclinaciones a estudiar. Con estos datosmáxima radiación está comprendido entre 30 y 35 grados. Para afianzar más esta determinación representamos los valores de radiación y obtenemos la gráfica 6b.

Tabla 6.

Radiación Media diaria

GRADOS 0 15 20 Total Media

Año 59,22 64,42 65,52

Total Media Diaria

4,93 5,37 5,46

Señalamos en rojo y verde los límites de inclinación donde se tiene que producir la mayor radiación.

Gráfica 6a.

4,6

4,7

4,8

4,9

5

5,1

5,2

5,3

5,4

5,5

5,6

Radiacion Media diaria global kWh/m2


RADIACIÓN SOLAR INCLINADA FIJA.

Para el caso de una estructura no regulable, se calcula una inclinación del módulo única De nuevo empleamos la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de

aplicación Photovoltaic Geographical Information

Research Centre de la European Commission.

Para calcular la inclinación óptima nos ayudamos de la tabla 3b y construimos una nueva en la que calculamos la radiación media diaria global al año para todas las

inclinaciones a estudiar. Con estos datos podemos obtener a simple vista que el ángulo de máxima radiación está comprendido entre 30 y 35 grados. Para afianzar más esta determinación representamos los valores de radiación y obtenemos la

Radiación Media diaria global (kWh/m2)

25 30 35 40 45 50 55

65,52 66,20 66,44 66,33 65,83 64,99 63,72 62,06

5,46 5,52 5,54 5,53 5,49 5,42 5,31 5,17

Señalamos en rojo y verde los límites de inclinación donde se tiene que producir la mayor

Radiacion Media diaria global kWh/m2


13

regulable, se calcula una inclinación del módulo única Agencia Andaluza de

Information System (PVGIS),

y construimos una nueva en la que calculamos la radiación media diaria global al año para todas las

podemos obtener a simple vista que el ángulo de máxima radiación está comprendido entre 30 y 35 grados. Para afianzar más esta determinación representamos los valores de radiación y obtenemos la grafica 6a y la

55 60 65

62,06 60,06 57,64

5,17 5,01 4,80

Señalamos en rojo y verde los límites de inclinación donde se tiene que producir la mayor

0

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65


14

Gráfica 6b.

Luego podemos establecer pues que el ángulo de inclinación óptimo se encuentra entorno los 300-350.

Utilizando la aplicación PVGIS podemos determinar con exactitud el ángulo de inclinación óptimo introduciendo la localización de la parcela, como se muestra en la siguiente captura de imagen del programa, la inclinación óptima será 330:

4,7

4,8

4,9

5

5,1

5,2

5,3

5,4

5,5

5,6

0 10 20 30 40 50 60 70

kW

h/m

2

Grados


15

En la siguiente tabla 7 se muestran los valores de radiación media diaria para una inclinación de 330. Tabla 7.

Meses Radiación Global( kWh/m2) Radiación Media Diaria

Global (kWh/m2) Enero 115,5 3,73 Febrero 135,8 4,85 Marzo 174,7 5,64 Abril 188,2 6,27 Mayo 206,8 6,67 Junio 211,3 7,04 Julio 222,5 7,18 Agosto 217,5 7,02 Septiembre 183,8 6,13 Octubre 149,6 4,83 Noviembre 118,8 3,96 Diciembre 97,1 3,13 Media Diaria Anual 5,54

Comparando la situación de módulo fijo con inclinación óptima con la situación de inclinación optima por mes, observamos en la tabla 8, como se produce unas pérdidas media diaria de 0,24 kWh/m2. Respecto a la situación de módulo regulable a 150, 250,300 y 500, estas pérdidas han aumentado 0,22kWh/m2.

Tabla 8.

Inclinación Fija Meses Inclinación Incl. Óptima R.M.D.G (kWh/m2) Pérdidas (kwh/m2)

Enero 33,00 60 3,73 0,33 Febrero 33,00 50-55 4,85 0,23 Marzo 33,00 35-40 5,64 0,02 Abril 33,00 25 6,27 0,05 Mayo 33,00 15 6,67 0,33 Junio 33,00 0 7,04 0,60 Julio 33,00 15 7,18 0,48 Agosto 33,00 20 7,02 0,14 Septiembre 33,00 35 6,13 0,01 Octubre 33,00 45 4,83 0,12 Noviembre 33,00 60 3,96 0,30 Diciembre 33,00 60 3,13 0,28 Media Diaria Anual 5,54 0,24


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2.4. RELACIÓN RADIACIÓN DIRECTA/RADIACIÓN GLOBAL.

Como se ha comentado con anterioridad la relación radiación Directa/Global, tiene su utilidad para tomar la decisión de colocar seguidores. En zonas donde la relación es baja, sería recomendable su utilización para un mayor aprovechamiento del espectro solar.

Para obtener un dato fiable escogemos cuatro meses representativos del año como Enero, Abril, Agosto y Octubre. Mediante la aplicación Photovoltaic Geographical Information

System (PVGIS), obtenemos los datos diarios de radiación media global a cielo claro, radiación media global, radiación media directa, radiación media difusa y radiación media reflejada. Con estos datos calculamos la relación directa/difusa media diaria en el mes, para los cuatro meses, y finalmente la media diaria anual.

Tabla 9.

Relación Directa/Global

Enero 0,66062868

Abril 0,50365707

Agosto 0,54297218

Octubre 0,64883477

Relación Directa/Global 0,58902318

Las tablas con los datos mencionados anteriormente se encuentran en el Anexo Radiación.


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3. ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO.

3.1. Inclinación de la estructura.

Del anexo radiación solar extraemos el dato de irradiación media diaria máxima alcanzada en un mes con una determinada inclinación.

Tabla 1.

Radiación Media diaria global kWh/m2

Mes Máxima Inclinación (Grados) Enero 4,05 60 Febrero 5,08 50-55 Marzo 5,65 35-40 Abril 6,33 25 Mayo 7,00 15 Junio 7,64 0 Julio 7,66 15 Agosto 7,15 20 Septiembre 6,13 35 Octubre 4,95 45 Noviembre 4,26 60 Diciembre 3,41 60

Con estos datos podemos conocer la inclinación que debemos darle a la estructura regulable de los módulos fotovoltaicos.

Tabla 2.

Inclinación de la estructura regulable Mes Inclinación (Grados) Incl. Max (Grados)

Enero 50 60 Febrero 50 50-55 Marzo 30 35-40 Abril 25 25 Mayo 15 15 Junio 15 0 Julio 15 15 Agosto 25 20 Septiembre 30 35 Octubre 50 45 Noviembre 50 60 Diciembre 50 60


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3.2. Acciones sobre la estructura.

Tal como se indica en el código técnico de la edificación, seguridad estructural, acciones en la edificación (CTE-SE-AE), la estructura soporte de los módulos fotovoltaicos debe ser capaz de soportar las acciones consideradas.

Pasamos a detallar las acciones las cuales ha de soportar.

3.2.1. Acciones Permanentes.

Las acciones permanentes que vamos a considerar que debe soportar nuestra estructura, serán las acciones gravitatorias. Las acciones gravitatorias son producidas por las cargas que gravitan sobre la estructura. Se consideraran: El peso propio y el peso de la carga.

3.2.1.1. Peso Propio.

Acción correspondiente al peso de los perfiles, así como de la tornillería y demás elementos de fijación, que componen la estructura. La carga consecuencia de esta acción dependerá de la estructura que finalmente instalemos.

3.2.1.2. Peso de la Carga.

Acción debida a la carga de todos los elementos fijados a la estructura. En el caso que nos corresponde, se trataría del peso de los módulos fotovoltaicos. Sabiendo que cada módulo fotovoltaico tiene una superficie de 1,42 m2 y una masa de 19 kg, la carga que debe soportar la estructura debido a esta acción será de 13,38 kg/m2.

3.2.2. Acciones Variables. 3.2.2.1. Acción del Viento.

El viento suele ser la acción más importante que deben soportan este tipo de estructuras. Se admite que el viento, en general, actúa horizontalmente y en cualquier dirección. Para el estudio la carga a soportar por la acción del viento, se considerarán en cada caso la dirección o direcciones que produzcan las acciones más desfavorables.

La acción del viento o presión estática puede expresarse como:

· ·

Siendo:

La presión dinámica del viento. De forma simplificada, como valor en cualquier punto del territorio español, puede adoptarse 0,5 kN/m2. Pueden obtenerse valores más precisos mediante el anejo D (DB-SE-AE), en función del emplazamiento geográfico de la obra.

El coeficiente de exposición, variable con la altura del punto considerado, en función del grado de aspereza del entorno donde se encuentra ubicada la construcción.

El coeficiente eólico o de presión, dependiente de la forma y orientación de la superficie respecto al viento, y en su caso, de la situación del punto respecto a los


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bordes de esa superficie; un valor negativo indica succión.

• Presión dinámica del viento.

El valor de la presión dinámica del viento puede obtenerse con la expresión:

0,5 · ·

Siendo la densidad del aire y el valor básico de la velocidad del viento. En general, puede considerarse el valor de la densidad del aire 1,25 kg/m3.

El valor básico de la velocidad del viento en cada localidad puede obtenerse del mapa de la figura D.1 (DB-SE-AE). El de la presión dinámica es, respectivamente de 0,42 kN/m2, 0,45 kN/m2 y 0,52 kN/m2 para las zonas A, B y C de dicho mapa. Figura 3.

En nuestro caso, nos encontramos en la zona A por lo que 0,5 · 1,25 · 26 422,25 N/m2, luego aproximadamente se cumple 0,42 kN/m2.

• Coeficiente de exposición.

El coeficiente de exposición tiene en cuenta los efectos de las turbulencias originadas por el relieve y la topografía del terreno. Su valor se puede tomar de la tabla 3.4 (DB-SE-AE), siendo la altura del punto considerado la medida respecto a la rasante media de la fachada o cara a barlovento.


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Tabla 4.

Como nuestra altura media es inferior a 3 metros, y considerando un grado de aspereza del entorno II, el coeficiente de exposición será 2,1.

• Coeficiente eólico o de presión.

De acuerdo con el código técnico de la edificación (DB-SE-AE), para cubiertas planas la acción del viento sobre ella, generalmente de succión, opera del lado de la seguridad, y se considera despreciable. Coeficiente eólico de valor unidad. Considerando el comportamiento de la estructura como si de una marquesina a un agua se tratara, encontramos información sobre el cálculo de este coeficiente en la tabla D.10.

Pendiente de la cubierta

Efecto del viento Factor de

obstrucción ( ) Zona (según figura)

A Abajo 0 1 1,4

15° Arriba 0 -1,8 Arriba 1 -1,6 Abajo 0 1 2,0



50° Arriba 0 -4,5 Arriba 1 -1,5

Donde se presenta los datos para las diferentes inclinaciones de la estructura, interpolando para los casos en que fuera necesario.

Los coeficientes de presión tienen en cuenta los efectos del viento actuando sobre ambas superficies, la superior y la inferior. Un valor negativo del coeficiente indica que la acción del viento tiende a levantar la marquesina, y un valor positivo lo contrario. Por regla general, a efectos del dimensionado de las marquesinas se deberán considerar ambas situaciones.


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Podemos cuantificar entonces la acción del viento como:

0,42 · 2,1 · 4,5 3,969 ~405 / Viento soplando en dirección Norte-Sur.

0,42 · 2,1 · 3,2 2,822 ~287,9 / Viento soplando en dirección Sur-Norte.

3.2.2.2. Sobrecarga por Nieve.

La distribución y la intensidad de la carga de nieve sobre una cubierta, depende del clima del lugar, del tipo de precipitación, del relieve del entorno, de la forma de la cubierta, de los efectos del viento, y de los intercambios térmicos en los paramentos exteriores. Para estructuras ligeras, sensibles a carga vertical, el valor de carga debido a la acumulación de nieve por unidad de superficie, puede obtenerse como se indica a continuación: " # · $ # Coeficiente de forma

$ Valor característico de la carga de nieve sobre un terreno horizontal

• Carga de nieve sobre un terreno Horizontal

De la tabla 3.8 (DB-SE-AE), obtenemos el valor de sobrecarga de nieve sobre un terreno horizontal en Sevilla capital (no difiere de la localización de nuestra instalación). Obtenemos un valor de 0,2 kN/m2.

Tabla 5.

• Coeficiente de forma

Para estructuras en las que no hay impedimento al deslizamiento de la nieve, como es nuestra estructura, el coeficiente de forma tiene el valor de la unidad.


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Luego finalmente resulta una sobrecarga por acumulación de nueve: " 0,2 % ~20 /

3.2.2.3. Acciones térmicas.

Las acciones producidas por las deformaciones debidas a las variaciones de temperatura, y por las que experimentan los materiales en el transcurso del tiempo por otras causas, deben tenerse en cuenta. Pueden no considerarse acciones térmicas en las estructuras formadas por pilares y vigas cuando se disponen juntas de dilatación a una distancia adecuada.

Tabla 6.

CUADRO RESUMEN ACCIONES A LAS QUE PUEDE ESTAR SOMETIDA LA ESTRUCTURA Acción %/ /

Peso Propio Determinar por fabricante Determinar por fabricante Peso de la Carga O,131 13,38

Viento Norte-Sur 3,969 405 Sur-Norte 2,822 287,9

Sobrecarga por Nieve 0,2 20

Figura 7.


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4. CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR.

Conocidas las características del módulo fotovoltaico y del inversor, podemos dimensionar el generador fotovoltaico. Se tendrán que calcular los grupos de módulos conectados en serie y en paralelo, para suministrar la potencia deseada y no sobrepasar los límites del generador. Como se podrá ver con posterioridad, el campo fotovoltaico está formado por un determinado número de grupos en paralelos (NParalelo), los cuales a su vez, están constituidos por un determinado número de módulos en serie (NSerie).

Para que el inversor pueda funcionar el campo fotovoltaico o generador fotovoltaico, debe ser capaz de alcanzar una tensión mínima con la que entrar al inversor, a su vez no debe sobrepasar los valores límites de tensión e intensidad de entrada al inversor.

Para poder determinar NParalelo y NSerie es necesario conocer las características eléctricas de los módulos, las características de los valores de entrada del inversor, y los valores extremos de temperatura de la zona.

- Datos necesarios de los módulos.

Datos eléctricos Módulos FV

Valor Nominal

Potencia nominal (Wp) 135

Tensión en circuito abierto Voc 61,3

Corriente de cortocircuito Isc 3,41

Tensión en el punto de máxima potencia Vpm 47

Corriente en el punto máxima potencia Ipm 2,88

Corriente de rendimiento del modulo hm 9,5

NOCT 44

Coeficiente de temperatura – tensión en circuito abierto aVoc -0,3

Coeficiente de temperatura / corriente de cortocircuito aIsc 0,07

Coeficiente de temperatura potencia aPm -0,24

Las células en condiciones normales de operación alcanzan una temperatura superior que la alcanzada en las condiciones estándar de mediad del laboratorio. El NOCT es una medida cuantitativa de ese incremento. La medición del NOCT se realiza en unas condiciones de temperatura ambiente de 20 °C, radiación de 0,8 kW/m y velocidad del viento de 1m/s.

Como se ha comentado en ocasiones anteriores, vamos a trabajar con los valores nominales de los módulos una vez transcurrido su periodo de estabilización.


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- Datos necesarios del Inversor.

Datos eléctricos Inversor

Valores Entrada

Potencia nominal CC (kW) 105

Potencia fotovoltaica máxima (recomendada) (kWp) Ppv 115

Rango de tensión CC, MPP (V) Vdc 450 820

Tensión de CC máx. admisible (V) Vdc,max 900

Corriente continua máxima permitida (A) Idc,max 235

Factor de distorsión de la tensión fotovoltaica Upp < 3%

- Valores extremos de temperatura.

Temperaturas extremas

Tmax (°C) 50

Tmin (°C) -8

4.1. NÚMERO DE MÓDULOS EN SERIE.

Como se observa en la pendiente negativa de la curva característica Voc-T del módulo, y tal

como indica el Coeficiente de temperatura – tensión en circuito abierto (aVoc) al ser

negativo. El valor de la tensión del módulo es máximo cuando la temperatura del módulo es mínima y la tensión del módulo es mínima cuando la temperatura es máxima.

Conociendo pues la temperatura ambiente en la zona, y la radiación asociada a esas condiciones determinamos:

- Temperatura del módulo:

& &'( ) *%+,& - 20.800 / 0 - Tensión en el punto de máxima potencia en función de la temperatura:

12*&. 12*,. 4. . / *1 ) ∆12*&.100 .

∆12*&. 6 12 / *& - 25.

- Tensión a circuito abierto en función de la temperatura:

17*&. 17*,. 4. . / *1 ) ∆17*&.100 .

∆17*&. 6 17 / *& - 25.

Los valores en Condiciones Estándar (25°C, 1000 W/m2conespectro de luz 1.5 AM) son suministrados por el fabricante.


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Realizando estos cálculos para las temperaturas extremas alcanzadas en la zona, obtenemos los siguientes resultados recogidos en la siguiente tabla.

Tabla 1.

Tmin (°C) -8 Tmax(°C) 50 Imin (W/m2) 0 Imax (W/m2) 1000

Tmin del Módulo (°C) -8 Tmax del Módulo (°C) 80 VMP(Tm,min)(V) 51,653 VMP(Tm,max) (V) 39,245

DVMP(%) 9,9 DVMP(%) -16,5 Voc(Tm,min) (V) 67,3687 Voc(Tm,max) (V) 51,1855

DVoc(%) 9,9 DVoc(%) -16,5

4.1.1. Número máximo de módulos en serie.

Teniendo en cuenta que el rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima potencia de nuestro inversor es de 450 a 820 V, y teniendo en cuenta que al ir conectando paneles en serie estamos sumando la tensión total que tenemos a la entrada del inversor, obtenemos la siguiente relación: 18, $92:;<7;12*&, <=. %$:;<:, '>1

Teniendo en cuenta que el máximo valor de tensión en continua admisible por el inversor es 900 V, obtenemos la siguiente relación: 18, á><'17*&, <=. %$:;<:, '>2

%$:;<:, '>1 15,875 %$:;<:, '>2 13.360

Tomando el mínimo valor de estas relaciones, se obtiene que el número máximo de módulos en serie en cada grupo sea 13.

4.1.2. Número mínimo de módulos en serie.

Teniendo en cuenta el mínimo valor de tensión para el que el inversor es capaz de realizar el seguimiento del punto de máxima potencia, así como que la mínima tensión a máxima potencia del modulo se da cuando la temperatura ambiente es máxima. Podemos obtener como relación de ambos valores el número mínimo de módulos en serie para cada grupo. 18, <=@:;<7;12*&, '>. %$:;<:, <=

%$:;<:, min 11,46

Luego el número mínimo de módulos en serie para cada grupo es de 11 módulos.


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4.1.3. Conclusiones y Comprobaciones

Si conectamos entre 11 y 13 módulos en serie, nos aseguramos de que todos los días del año la tensión de salida del generador fotovoltaico estará comprendida entre 450 y 820 V, es decir, nos encontramos dentro del rango de tensión en el cual el inversor hace el seguimiento del punto de máxima potencia. El número óptimo de módulos a interconectar en serie sería 13, pues al tener mayor tensión tenemos menores perdidas. %$:;<: 13 Para verificar, calculamos la tensión máxima a circuito abierto del campo fotovoltaico, y verificamos que es menor que la tensión máxima CC admisible por el inversor. 17, :=:;'87; %$:;<: / 17*D, min. EE 18, á><' 876,2 1 13 / 67,4 F 900 1

4.2. NÚMERO DE CONJUNTOS EN PARALELO.

El número de conjuntos conectados en paralelo o también conocidos como String, viene determinado tanto por la potencia pico instalada como por la máxima intensidad admisible por el inversor.

Al instalar una potencia pico determinada, debemos asegurarnos que se está aprovechando la mayor energía posible en todas las épocas del año, lo que quiere decir, que el inversor esté siempre funcionando y no se sature en épocas de mayor radiación. Esto ocurre cuando decidimos instalar demasiado módulos para conseguir la mayor energía en invierno, pero en verano (en época de mayor radiación) el inversor no es capaz de admitir tanta intensidad.

Para no que no ocurra lo mencionado anteriormente, los fabricantes suelen aconsejar que se cumpla la relación: G7D:=<' =7<='H <=:;$7;G7D:=<' 2<7 @7D77HD'<' I *0.95 - 1.15.

4.2.1. Número máximo de conjuntos en paralelo.

Existen dos estimaciones para calcular el número máximo de String, de entre ambas, nos optaremos por la estimación más restrictiva.

(1) Sabiendo que la intensidad suministrada por los String no puede superar a la intensidad máxima admisible por el inversor: 0'>. '8. <=:;$7;0$, '> %2';'H:H7, 1

Como se observa en la pendiente positiva de la curva característica Isc-T del módulo, y tal

como indica el Coeficiente de temperatura /corriente de cortocircuito (aIsc) al ser

positivo. El valor de intensidad de cortocircuito del módulo es máxima cuando la temperatura del módulo es máxima.


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Conociendo pues la temperatura ambiente en la zona, y la radiación asociada a esas condiciones determinamos:

- Temperatura del módulo:

& &'( ) *%+,& - 20.800 / 0

- Intensidad de cortocircuito en función de la temperatura: 0$*&. 0$*,. 4. . / *1 ) ∆0$*&.100 .

∆0$*&. 6 0$ / *& - 25.

Los valores en Condiciones Estándar (25°C, 1000 W/m2conespectro de luz 1.5 AM) son suministrados por el fabricante.

0$, max 0$ *&, max.

Realizando estos cálculos para las temperaturas máxima alcanzada en la zona, obtenemos los siguientes resultados recogidos en la siguiente tabla.

Tabla 2.

Tmax (°C) 50 Tmax del Módulo (°C) 80

Isc (Tm) (A) 3,541285 DIsc(%) 3,85

Donde finalmente:

%2';'H:H7, 2 2353,54 66,38

(2) Del cociente entre la potencia máxima del inversor y la potencia pico de un String:

G'>. <=:;$7;G'>. ;927 %2';'H:H7, 2

G'>. ;927 %$:;<: / G789H7

%2';'H:H7, 2 100 / 10L13 / 135 56,98

4.2.2. Conclusiones y Comprobaciones.

Finalmente, una vez decidimos que el número de String sea de 56, debemos comprobar que la intensidad máxima admisible por el inversor es mayor que la máxima intensidad de cortocircuito suministrada por el generador.

%2';'H:H7 56 0$, :=:;'87; %2';'H:H7 / 0$*D, max. EE 18, á><'


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198,24 M 56 / 3,54 EE 235M

4.3. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS.

La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión: 8 Ntan*61° - Q'D<D98.

Donde el coeficiente RSTU*VR°WXYZ[Z\].es un coeficiente adimensional denominado k.

Algunos valores significativos de kse pueden ver en la siguiente tabla en función de la latitud del lugar. Tabla 3.

Latitud 29° 37° 39° 41° 43° 45° k 1,600 2,246 2,475 2,747 3,078 3,487

Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d, se muestra la siguiente figura.

Figura 4.

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos. Particularizando para nuestra instalación, analizamos la posición de la estructura cuando ha alcanzado la máxima altura. Esta posición corresponde cuando a la inclinación de 50°,

posición alcanzada durante los meses de Noviembre, Diciembre, Enero y Febrero. Como se

puede observar en la figura, la altura respecto al suelo es aproximadamente 127 centímetros.

La altura hmax es consecuencia del diseño de la estructura escogida, la cual no es definitiva ya que debe ser objeto de estudio por el suministrador. Previendo una posible variación de la altura del conjunto, optamos por introducir un factor de seguridad de 1,25. Por tanto, la altura definitiva con la que realizamos los cálculos es 1,60 metros.


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Figura 5. Altura en posición 50°

Latitud 37°

K 2,246

hmax 1,60 m

dmin 1,65 x k = 3,60 m

Añadimos unos centímetros adicionales para facilidad de movimiento de personas y maquinarias durante las tareas de mantenimiento de las instalaciones. Como resultado llegamos a la conclusión que la distancia entre filas de módulos será: ^~4 :D;7$

Figura 6.Distancia entre filas con módulos en posición horizontal.

En el Plano Nº 4.3 se presentan la distancia entre filas para todas las posiciones de los módulos.


30

5. CÁLCULOS DE GENERACIÓN

5.1. Pérdidas por orientación e inclinación.

En el Anexo II del PCT del IDAE “Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador” se indica el procedimiento a seguir para determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto. Dichas pérdidas se calcularán en función de:

- Ángulo de inclinación β, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal. En nuestro caso β es variable en 4 posiciones 15°, 25°, 30° y 50°. Está comprobado que para latitudes similares a la de nuestro terreno el ángulo óptimo de captación solar es 33°.

- Ángulo de azimut α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano

horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. En nuestro caso los módulos se encuentran orientados exactamente al sur por lo que α = 0°.

De acuerdo con el procedimiento descrito en el PCT se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura adjunta, válida para una latitud, N, de 41°, de la siguiente forma:

- Conocido el azimut determinamos en la figura los límites para la inclinación en el caso de φ = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas son del 10 %, para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40 %,. Por tanto, nuestro límite de pérdidas estará comprendido en la región del 90%-95%.

- Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut α = 0°, nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima:


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Inclinación máxima ~ 60° Inclinación mínima ~ 7°

- Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre

la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud) Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud), siendo 0°su valor mínimo. La instalación objeto de este proyecto se encuentra a una latitud que afecto de cálculos tomaremos como 37°, por lo que los límites de inclinación para los módulos obtenidos son: 0=H<='<ó= `á><' 60 - *41 - 37. 56° 0=H<='<ó= `í=<' 7 - *41 - 37. 3°

Comprobamos como todas las inclinaciones posibles para los módulos de nuestra instalación se encuentran entre estos límites: 3° b 15°, 25°, 30°, 50° b 56°


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Por tanto podemos afirmar que las pérdidas por orientación e inclinación del generador distinta a la óptima son menores al 10%. El PCT nos dice además: Gé;8<8'$*%. 100 · e1,2 · 10Wf · *g - ) 10. ) 3,5 · 10Wh · i j 15° b g 90° Gé;8<8'$*%. 100 · e1,2 · 10Wf · *g - ) 10. j 15° k g

Este procedimiento no es válido para cuantificar las pérdidas por orientación e inclinación en nuestro caso, ya que este procedimiento esta considerando que la inclinación es la misma para todo el año. Aún así resulta interesante su aplicación para conocer las pérdidas a en las que incurrimos si la inclinación fuese fija.

Pérdidas Por Orientación e Inclinación de considerar inclinación fija 33°

Grados de inclinación 15° 25° 30° 50° 33° Pérdidas (%) 1,728 0,048 0,108 6,348 0,432

En el estudio de radiación realizado anteriormente si cuantificamos las pérdidas del uso de inclinación variable con respecto a la situación de inclinación óptima para cada mes del año. Los resultados de este estudio fueron los siguientes:

Mes Inclinación Incl. Max R.M.D.G

(kWh/m2) Pérdidas

(kWh/m2) Pérdidas

(kWh)

Enero 50,00 60 4,02 0,04 0,0503871 Febrero 50,00 50-55 5,08 0,00 0 Marzo 30,00 35-40 5,60 0,05 0,077871 Abril 25,00 25 6,33 0,00 0 Mayo 15,00 15 7,00 0,00 0 Junio 15,00 0 7,60 0,04 0,0520667 Julio 15,00 15 7,66 0,00 0 Agosto 25,00 20 7,14 0,02 0,0229032 Septiembre 30,00 35 6,11 0,02 0,0331333 Octubre 50,00 45 4,94 0,01 0,0137419 Noviembre 50,00 60 4,24 0,02 0,0284 Diciembre 50,00 60 3,38 0,03 0,0458065 TOTAL 5,76 0,02 0,3243097 Sabiendo que la superficie de captación de un panel es 1,42 m2, las pérdidas aproximadas por orientación e inclinación son 0,324 kWh por panel fotovoltaico. Como se disponen de 728 paneles fotovoltaicos las pérdidas anuales por posición o más bien por inclinación son 236,09 kWh. Si queremos obtener un porcentaje respecto a la energía total producida, debemos realizar una estimación de la Producción anual estimada Bruta. Esta estimación se realiza en la sección 6.2. de la memoria de cálculo, aunque también podríamos obtener una valor orientativo de los estudios de producción previos realizados en la sección 11.3 y 12.3 de la memoria descriptiva.


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Estimando una Producción anual bruta de unos 200.000 kWh, las pérdidas por orientación e inclinación no superan 0,12% 5.2. Pérdidas por sombreado.

En el Anexo III del PCT del IDAE “Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras” se describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna. Dado que se dispone de espacio suficiente en la parcela destinada a la instalación, el edificio de inversores, el centro de transformación, el vallado perimetral, así como los apoyos de línea aérea que discurren por la parcela que pueden provocar sombras, se ubicarán a distancia suficiente para que no causen efecto de sombreado. Los únicos elementos que pueden provocar sombre sobre los módulos fotovoltaicos son los mismos módulos colindantes. Estudiaremos el efecto que produce una fila de módulos sobre un modulo situado en una fila posterior. Nos centraremos en el módulo más desfavorable, el cual es el módulo situado en el centro de la fila. Para calcular las pérdidas por efecto sombreado según el PCT, primero debemos conocer la altura solar a la que se produce sombra sobre el módulo objeto de estudio, para posteriormente aplicar el método. 5.2.1. Altura Solar.

A continuación se presenta un perfil de dos filas consecutivas y los parámetros necesarios para el cálculo de la altura solar la cual provoca sombra sobre el módulo objeto de estudio.

Para las cuatro inclinaciones de los módulos, se presentan los parámetros indicados:

Inclinación (b) 15° 25° 30° 50° Grados

Distancia entre estructuras (d)

5 5 5 5 metros

Distancia de pasillo (dp)

4,01 4,08 4,08 4,3 metros


34

Altura Panel + Marco

1,1 1,1 1,1 1,1 metros

Altura solar (a) 0,071 0,113 0,134 0,194 Radianes

Altura solar (a) 8,122° 13,001° 15,355° 22,175° Grados

Se observa que la mayor altura solar y por tanto cuando se produce mayor sombreado durante mayor tiempo, se da cuando los módulos se encuentran inclinados 50°. Esta situación sucede durante los meses transcurridos desde Octubre hasta Febrero, ambos inclusive. Tratándose además de los meses con menor captación solar. Por tanto, nos encontramos ante la situación más desfavorable. Conocida la altura solar pasamos a realizar el procedimiento descrito en PCT. 5.2.2. Procedimiento Pérdidas por Sombreado (PCT, IDAE).

El procedimiento del cálculo de pérdidas por sombras consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son los siguientes:

- Obtención del perfil de obstáculos. Como mencionamos anteriormente los únicos

elementos susceptibles de producir sombras sobre un panel fotovoltaico son las producidas en una hilera de módulos por la siguiente. La sombra producida por una fila de módulos sobre la siguiente será la de una línea horizontal de elevación, γ, igual a la altura solar.

- Representación del perfil de obstáculos. En el diagrama de la figura mostrada a

continuación se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para nuestra localidad. Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14).

- Cada una de las porciones de la figura representa el recorrido del Sol en un cierto período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada por el obstáculo.

- Las tablas de referencia incluidas en el anexo del PCT se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación (bya,

respectivamente).Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente resultase interceptada por un obstáculo.

- La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por


35

el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.

b=90°a=0° A B C D

13 0,00 0,00 0,00 0,15

11 0,01 0,01 0,02 0,15

9 0,23 0,50 0,37 0,10

7 1,66 1,06 0,93 0,78

5 2,76 1,62 1,43 1,68

3 3,83 2,00 1,77 2,36

1 4,36 2,23 1,98 2,69

2 4,40 2,23 1,91 2,66

4 3,82 2,01 1,62 2,26

6 2,68 1,62 1,3 1,58

8 1,62 1,09 0,79 0,74

10 0,19 0,49 0,32 0,10

12 0,00 0,02 0,02 0,13

14 0,00 0,00 0,00 0,13

Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = (0,15*0,75+0,15*1+0,02*1+0,37*0,5+0,01*1+0,50*0,75+1,06*0,25+0,23*1+1,66*0,75+2,76*0,75+2,68*0,25+1,62*0,75+0,19*1+1,09*0,25+0,49*0,75+0,02*1+0,32*0,5+0,02*1+0,13*0,75+0,13*1) = 7,805 % ~ 8%

0

10

20

30

40

50

60

70

-120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120

Alt

ura

(aa aa

)

Azimut/Sur

PLANO DE SOMBRA


36

Estas pérdidas han sido calculadas para inclinaciones de 90°, que muy superior a la máxima inclinación de regulación, que es 50°. Si realizamos el mismo procedimiento para una inclinación de 35°, obtenemos las siguientes pérdidas:

b=35°a=0° A B C D

13 0 0 0 0

11 0 0,01 0,12 0,44

9 0,13 0,41 0,62 1,49

7 1 0,95 1,27 2,76

5 1,84 1,5 1,83 3,87

3 2,7 1,88 2,21 4,67

1 3,17 2,12 2,43 5,04

2 3,17 2,12 2,33 4,99

4 2,7 1,89 2,01 4,46

6 1,79 1,51 1,65 3,63

8 0,98 0,99 1,08 2,55

10 0,11 0,42 0,52 1,33

12 0 0,02 0,1 0,4 14 0 0 0 0,02

Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = (0,44*0,75+0 *1+0,12*1+0,62*0,5+0,01*1+0,41*0,75+0,95*0,25+0,13*1+1*0,75+1,84*0,25+1,79*0,25+0,98*0,75+0,11*1+0,99*0,25+0,42*0,75+0,02*1+0,52*0,5+0,1*1+0,4*0,75+0,2*1) = 5,39% ~ 6 %

Establecemos pues que en la situación de máxima sombreado, las pérdidas por sombreado superan en poco el 6%. Lo que implica que durante el resto del año las pérdidas por sombreado serán menor que 5%.

La Junta de Andalucía en su Orden de 26 de marzo de 2007, BOJA núm. 80, punto 2-b de la ITC-FV-05 establece que las pérdidas de producción de energía en el generador fotovoltaico debidas a sombreados parciales serán inferiores al 5% respecto a la que tendría si no existieran. Aunque además añade que se podrá permitir que las pérdidas por sombreado sean superiores siempre que exista una autorización escrita del titular de la instalación donde manifieste conocer y aceptar las pérdidas previstas por este concepto. Para demostrar esta conclusión se calcula las pérdidas por sombreado para una altura solar 10° y una inclinación de 35° (peor inclinación, al ser menor la captación, que la correspondiente para esa altura solar)

b=35° a=0° A B C D

13 0 0 0 0

11 0 0,01 0,12 0,44

9 0,13 0,41 0,62 1,49

7 1 0,95 1,27 2,76

5 1,84 1,5 1,83 3,87


37

3 2,7 1,88 2,21 4,67

1 3,17 2,12 2,43 5,04

2 3,17 2,12 2,33 4,99

4 2,7 1,89 2,01 4,46

6 1,79 1,51 1,65 3,63

8 0,98 0,99 1,08 2,55

10 0,11 0,42 0,52 1,33

12 0 0,02 0,1 0,4

14 0 0 0 0,02

Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = 1,03 ~ 1 %

Para concluir resumimos las pérdidas por sombreado estimadas para las diferentes inclinaciones de los paneles solares.

Pérdidas Por Sombreado Grados de inclinación 15° 25° 30° 50°

Altura solar (a) 8,12° 13,00° 15,35° 22,17° Pérdidas (%) 5,5 1 1 1

0

10

20

30

40

50

60

70

-120 -90 -60 -30 0 30 60 90 120

Alt

ura

(a)

Azimut/Sur

PLANO DE SOMBRA


38

5.3. Pérdidas por temperatura.

La temperatura influye decisivamente sobre la potencia que puede suministrar el módulo fotovoltaico a razón de lo indicado por el fabricante:

Característica del módulo Coeficiente de Tª Potencia MPP (aPm) -0,24 %/°C

TONC 44 °C Aumentan las pérdidas al aumentar la temperatura de funcionamiento de las células fotovoltaicas.

Para el cálculo de las pérdidas por temperatura necesitamos los valores de temperatura ambiente máxima, para calcular la temperatura de las células solares.

&:H9H' &'( ) *%+,& - 20.800 / 0 Donde:

&:H9H' (°C) Temperatura del Módulo

&'( (°C) Temperatura Ambiente Máxima

%+,& Temperatura de operación normal de la célula (°C)

0(W/m2) Irradiancia Global

Conociendo esta temperatura podemos calcular las pérdidas por temperatura mediante la expresión:

Gl*%. αPo / *&:H9H' - 25.

Pérdidas por Temperatura

Mes 0(W/m2) &'( (°C)

&:H9H'(°C) Gl*%.

Enero 373,70 16,00 27,21 0,53

Febrero 380,73 17,79 29,21 1,01

Marzo 364,40 20,81 31,74 1,62

Abril 336,28 23,03 33,12 1,95

Mayo 368,34 27,29 38,34 3,20

Junio 367,68 31,40 42,43 4,18

Julio 351,02 32,58 43,11 4,35

Agosto 361,68 32,81 43,66 4,48

Septiembre 350,84 29,30 39,83 3,56

Octubre 415,48 24,74 37,21 2,93

Noviembre 361,93 18,50 29,36 1,05

Diciembre 362,13 16,52 27,38 0,57


39

5.4. Pérdidas en cableado.

Tanto en los cables de CC como en los de CA se produce una pérdida de potencia que depende en gran medida de la longitud del circuito. Estas se calcularán para la máxima corriente posible (máxima radiación). Se calculan de forma diferente para los circuitos CC y CA. 5.4.1. Pérdidas CC.

Se calculan mediante la expresión:

∆Gpp 0 · q ∆1 · 0

∆Gpp (W) Pérdidas en la línea

0 (A) Intensidad circula por la línea

q(Ω) Resistencia del conductor

∆1(V) Caída de tensión en la línea

En el anexo de cableado se muestran las pérdidas para todas las líneas de CC. Vamos a distinguir las perdidas en los circuitos de los conjuntos en serie y las pérdidas en el llamado campo solar, desde primera caja de conexión de los conjuntos hasta entrada en el inversor.

Perdidas Conjuntos en Serie 60,83 W 0,062 %

Pérdidas Campo solar CC 1185,26 W 1,203 %

5.4.2. Pérdidas CA-BT.

Se calculan mediante las expresiones:

- Línea Trifásica

∆GpY Lr *s. 3 · 0 · q 3 · t Qu · vw · x G √3 · z · 7$ | t Qu · vw · x G z · 7$ |

∆GpY Lr *s.G · 100 G · Qu · v · z · 7$ · 100

∆GpY Lr*%. 100 · G · Qu · v · z · 7$

- Línea Monofásica

∆GpY Rr *s. 2 · 0 · q 2 · t Qu · vw · G √3 · ~ √L · 7$ 2 · t Qu · vw · x G z · 7$ |


40

∆GpY Lr *s.G · 100 2 · G · Qu · v · z · 7$ · 100

∆GpY Rr 200 · G · Qu · v · z · 7$

∆GpY Lr (W) Pérdidas Línea Trifásica

∆GpY Rr(W) Pérdidas Línea Monofásica

G(W) Potencia Activa

Q(m) Longitud de la línea

u(m/Ω∙mm2) Conductividad del Cobre (56)

v(mm2) Sección

z(V) Tensión

7$ Factor de Potencia

En el anexo de cableado se muestran las pérdidas para todas las líneas de CA. Vamos a distinguir las perdidas en las líneas de salida del inversor y las pérdidas en las líneas de correspondientes a los autoconsumos.

Pérdidas desde Inversor-CT 223,21 W 0,232 %

Pérdidas SSAA 183,11 W 0,016 %

5.5. Pérdidas rendimiento inversor.

Los inversores se caracterizan por su alto rendimiento, en nuestro caso para condiciones nominales, del 97,6%, por lo que las pérdidas en el inversor son 2,4%. Según características, el rendimiento europeo del inversor es del 97%, se trata del rendimiento del inversor al no funcionar a máxima carga.

5.6. Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.

El inversor se conecta a los generadores a través de un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia. Este punto varía con las condiciones ambientales, de modo que el sistema de seguimiento irá redefiniéndose para que en inversor funcione en el punto óptimo de funcionamiento.

El rendimiento del inversor en el seguimiento del punto de máxima potencia, μpp, es el 97% para el inversor seleccionado. Por tanto, las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia serán del 3%.


41

5.7. Pérdidas transformador.

Las pérdidas de un transformador incluyen las pérdidas en vacío (pérdidas en el núcleo y pérdidas por corriente de excitación) y las pérdidas en carga (pérdidas por resistencia, pérdidas por corrientes parásitas en los devanados y pérdidas adicionales).

- Pérdidas en el hierro medidas mediante el ensayo de vacío. Dichas pérdidas son causadas por el fenómeno de histéresis y por las corrientes de Foucoult, las cuales dependen del voltaje de la red, de la frecuencia y de la inductancia a que está sometido el circuito magnético.

La potencia pérdida en el núcleo permanece constante, ya sea en vacío o con carga.

- Pérdidas en los bobinados de cobre por efecto Joule, medidas mediante el ensayo de cortocircuito.

Resultan, así unas pérdidas cuantificadas como sigue:

ΔPTR = PCu+ PFe Siendo,

PCu: Pérdidas en cortocircuito en vatios.

PFe: Pérdidas en vacío del transformador en vatios.

En nuestro caso, no disponemos de fabricante para el transformador de 200kVApor lo que no podemos dar un valor concreto de perdidas. Lo que si podemos es establecer un valor máxima para cumplimiento del fabricante que decidamos. Los transformadores son máquinas eléctricas de alto rendimiento, cercano al 98%, por lo que considerar un 2% es ya bastante conservador. De esas pérdidas aproximadamente el 0,5% pertenecen a las pérdidas en vacio y el 1,5% a las pérdidas en carga.

5.8. Pérdidas por disponibilidad.

La disponibilidad de la instalación: considera pérdidas por caídas de la red debidos a fallos en la red de distribución provocados por múltiples causas (caída de árboles, tormentas, manipulaciones,...), labores de mantenimiento de la planta, fallos en el inversor, etc. Para nuestra instalación se estima un valor de disponibilidad de un 99%.

5.9. Pérdidas por polvo y suciedad.

Dependen del emplazamiento de la instalación y de las condiciones meteorológicas. Disminuyen la energía solar captada y por lo tanto la energía generada. Los valores típicos anuales son de aproximadamente un 4% para superficies con un grado de suciedad alto. Para nuestra instalación se estima unas pérdidas por polvo y suciedad del 3%.


42

5.10. Performance Ratio.

Se define como la relación entre la energía anual entregada a la red, EAC, y la que entregaría un sistema ideal (sin pérdidas ni el inversor, ni generador,... y con las células fotovoltaicas operando siempre a 25°C, sin sombras,...) que recibiese la misma radiación solar. El Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR, se define también como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.

Conociendo todas las pérdidas de la instalación podemos definir el PR:

PÉRDIDAS FIJAS Pérdidas por orientación 0% Pérdidas por inclinación 0,12%

Pérdidas CC 1,265% Pérdidas CA 0,248%

Pérdidas Inversor 3% Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia 3%

Pérdidas transformador. 2% Pérdidas por disponibilidad. 1%

Pérdidas por polvo y suciedad 3%

Pérdidas Por Sombreado

Pérdidas por Temperatura

Enero 1 0,53 Febrero 1 1,01 Marzo 1 1,62 Abril 1 1,95 Mayo 5,5 3,20 Junio 5,5 4,18 Julio 5,5 4,35

Agosto 1 4,48 Septiembre 1 3,56

Octubre 1 2,93 Noviembre 1 1,05 Diciembre 1 0,57

Pérdidas Totales

(%) PR (%)

Enero 14,93 85,07 Febrero 15,41 84,59 Marzo 16,02 83,98 Abril 16,35 83,65 Mayo 22,10 77,90 Junio 23,08 76,92 Julio 23,25 76,75

Agosto 18,88 81,12 Septiembre 17,96 82,04

Octubre 17,33 82,67 Noviembre 15,45 84,55 Diciembre 14,97 85,03 Promedio 17,98 82,02


43

6. RESULTADO ENERGÉTICO.

6.1. Resultado Energético Inclinación Variable. 6.1.1. Radiación Efectiva.

De cálculos realizados en las secciones 2.1 y 2.2 anteriores, obtenemos la radiación que realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria para cada uno de los meses del año y según la inclinación establecida. Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos empleando la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint

Research Centre de la European Commission.

Mes Inclinación Gdm(0) Gdm(a=0°,b=regulable)

kWh/m2∙día kWh/m2∙día

Enero 50° 2,487 4,02 Febrero 50° 3,116 5,08 Marzo 30° 4,574 5,60 Abril 25° 5,277 6,33 Mayo 15° 6,752 7,00 Junio 15° 7,282 7,60 Julio 15° 7,046 7,66 Agosto 25° 6,387 7,14 Septiembre 30° 5,103 6,11 Octubre 50° 3,866 4,94 Noviembre 50° 2,486 4,24 Diciembre 50° 2,094 3,38 Promedio

4,715 5,76

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

RADIACIÓN EFECTIVAkWh/m2dia


44

6.1.2. Producción Estimada Anual Bruta.

A continuación se calculan los valores de producción total teórica que tendría la planta en caso de no existir pérdidas energéticas en la instalación hasta el punto de conexión a la red, lo que nos servirá de referencia para la comparación con los resultados reales de producción de la planta.

Mes Incl. Gdm(0) Gdm(a=0°,b=regulable)

PmpkWp

Ep Ep

kWh/m2∙día kWh/m2∙día kWh/m2∙día kWh/mes

Enero 50° 2,487 4,02 98,28 394,71 12.235,86

Febrero 50° 3,116 5,08 98,28 499,47 13.985,24

Marzo 30° 4,574 5,60 98,28 550,37 17.061,41

Abril 25° 5,277 6,33 98,28 621,78 18.653,54

Mayo 15° 6,752 7,00 98,28 688,28 21.336,59

Junio 15° 7,282 7,60 98,28 747,26 22.417,69

Julio 15° 7,046 7,66 98,28 752,95 23.341,50

Agosto 25° 6,387 7,14 98,28 701,59 21.749,36

Septiembre 30° 5,103 6,11 98,28 600,49 18.014,72

Octubre 50° 3,866 4,94 98,28 485,06 15.036,84

Noviembre 50° 2,486 4,24 98,28 416,38 12.491,38

Diciembre 50° 2,094 3,38 98,28 331,93 10.289,92

Promedio 4,715 5,76 98,28 565,86 16975,68

Producción Nominal Estimada Anual Bruta (kWh/año) 206.614,04

4 ]*i, g. · G

G*s2. Potencia pico del generador.

]*0. Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/ (m2∙día). ]*i, g. Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kWh/ (m2·día). El parámetro a representa el azimut y b la inclinación variable del generador.

]*sN/ .

Valor de irradiación sobre superficie horizontal en condiciones estándar, 1kWh/m2


45

6.1.3. Producción Estimada Anual Neta.

Acabamos de calcular la producción de energía anual estimada bruta, pero la generación anual neta del generador dependerá de las condiciones ambientales, meteorológicas y de ciertos parámetros característicos de algunos de los elementos utilizados en la instalación. Esto hace necesario el uso de datos estadísticos y experimentales para la estimación de la generación de energía anual esperada.

En el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de la IDAE, se establece una metodología para el cálculo de la producción anual esperada.

4 ]*i, g. · G · Gq

Mes Incl. Gdm(0) Gdm(a=0°,b=regulable)

PR PmpkWp

Ep Ep


Enero 50° 2,49 4,02 0,85 98,28 335,77 10.408,96

Febrero 50° 3,12 5,08 0,85 98,28 422,51 11.830,14

Marzo 30° 4,57 5,60 0,84 98,28 462,21 14.328,64

Abril 25° 5,28 6,33 0,84 98,28 520,13 15.603,83

Mayo 15° 6,75 7,00 0,78 98,28 536,16 16.620,83

Junio 15° 7,28 7,60 0,77 98,28 574,76 17.242,94

Julio 15° 7,05 7,66 0,77 98,28 577,92 17.915,38

Agosto 25° 6,39 7,14 0,81 98,28 569,15 17.643,59

Septiembre 30° 5,10 6,11 0,82 98,28 492,65 14.779,63

Octubre 50° 3,87 4,94 0,83 98,28 401,00 12.431,03

Noviembre 50° 2,49 4,24 0,85 98,28 352,07 10.561,98

Diciembre 50° 2,09 3,38 0,85 98,28 282,24 8.749,39

Promedio 4,72 5,76 0,82 98,28 464,13 13.924,00

Producción Nominal Estimada Anual Neta (kWh/año) 168.116,35

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

kWhPRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA


46

Producción Estimada Bruta 206.614,04 kWh

Producción Estimada Neta 168.116,35 kWh

Pérdidas 18,63 %

6.1.4. Cálculo Horas Sol Pico.

Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la radiación total recibida durante el día, es la misma que la recibida durante las horas sol pico pero contadas a razón de 1000 W/m2.

Mes Inclinación Gdm(a=0°,b=regulable)

HSP/mes

kWh/m2∙día Enero 50° 4,02 31 124,5

Febrero 50° 5,08 28 142,3

Marzo 30° 5,60 31 173,6

Abril 25° 6,33 30 189,8

Mayo 15° 7,00 31 217,1

Junio 15° 7,60 30 228,1

Julio 15° 7,66 31 237,5

Agosto 25° 7,14 31 221,3

Septiembre 30° 6,11 30 183,3

Octubre 50° 4,94 31 153

Noviembre 50° 4,24 30 127,1

Diciembre 50° 3,38 31 104,7

Promedio

5,76 30 172,727669

2102,3

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

kWhPRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA


47

El número de H.S.P. se calcula mediante la fórmula:

vG q'8<'<ó= ^<';<' &7D'H * ·][Y.1000

Las HSP anuales son por tanto 2102,3. Resulta muy útil el cálculo de las HSP durante un día medio de cada mes del año para estimaciones de producciones diarias.

Si los paneles están instalados horizontalmente, la potencia producida por una panel en un día vendrá dada por el producto de la potencia nominal del panel P por el número de horas de sol pico. En el caso, como normalmente ocurre, que estén inclinados habrá que calcular el número de H.S.P. pero referidas a esa inclinación, es decir, hallar la energía total incidente sobre 1 m2 con esa inclinación y hallar el número de H.S.P., equivalentes.

Para el cálculo de las HSP particularizada para las diferentes inclinaciones factibles de nuestra instalación, y teniendo en cuenta la latitud de la localización de la instalación, emplearemos las tablas localizadas en el Anexo Factor K. En estas tablas extraeremos los valores del factor k para la latitud 37° y las inclinaciones 15 ° ,25°,30° y 50°.

LATITUD 37° ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

k 1,35 1,24 1,14 1,06 1,02 1,01 1,02 1,07 1,16 1,33 1,47 1,46

kWh/m2 4,02 5,08 5,60 6,33 7,00 7,60 7,66 7,14 6,11 4,94 4,24 3,38

MJ/m2 14,5 18,3 20,2 22,8 25,2 27,4 27,6 25,7 22,0 17,8 15,3 12,2

HSP 5,43 6,31 6,39 6,71 7,15 7,69 7,82 7,64 7,09 6,57 6,23 4,93

6.2. Resultado Energético Inclinación Óptima.6.2.1. Radiación Efectiva.

De cálculos realizados en las realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria para cada uno de los meses del año Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos empleando la herramienta onaplicación Photovoltaic Geographical

Research Centre de la European

Mes Inclinación

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Promedio

0

1

2

3

4

5

6

7

8

kWh/m2∙día


Resultado Energético Inclinación Óptima.

las secciones 2.1 y 2.2 anteriores, obtenemos la radiación que realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria para cada uno de los meses del año y según la inclinación establecida.

Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos empleando la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía

Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al European Commission.

Inclinación Gdm(0) Gdm(a=0°,b=33

kWh/m2∙día kWh/m2∙día

33° 2,487 3,73 33° 3,116 4,85 33° 4,574 5,64 33° 5,277 6,27 33° 6,752 6,67 33° 7,282 7,04 33° 7,046 7,18 33° 6,387 7,02 33° 5,103 6,13 33° 3,866 4,83 33° 2,486 3,96 33° 2,094 3,13

4,715 5,54

RADIACIÓN EFECTIVA


48

anteriores, obtenemos la radiación que realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria

Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos Agencia Andaluza de la Energía, así como la

, perteneciente al Joint

33°)

Gdm(0)

Gdm(a=0°,b=33°)


49

6.2.2. Producción Estimada Anual Bruta.

A continuación se calculan los valores de producción total teórica que tendría la planta en caso de no existir pérdidas energéticas en la instalación hasta el punto de conexión a la red, lo que nos servirá de referencia para la comparación con los resultados reales de producción de la planta.

Mes Incl. Gdm(0) Gdm(a=0°,b=33°)

PmpkWp

Ep Ep


Enero 50° 2,487 3,73 98,28 366,17 11.351,34

Febrero 50° 3,116 4,85 98,28 476,66 13.346,42

Marzo 30° 4,574 5,64 98,28 553,86 17.169,52

Abril 25° 5,277 6,27 98,28 616,54 18.496,30

Mayo 15° 6,752 6,67 98,28 655,62 20.324,30

Junio 15° 7,282 7,04 98,28 692,22 20.766,56

Julio 15° 7,046 7,18 98,28 705,40 21.867,30

Agosto 25° 6,387 7,02 98,28 689,55 21.375,90

Septiembre 30° 5,103 6,13 98,28 602,13 18.063,86

Octubre 50° 3,866 4,83 98,28 474,28 14.702,69

Noviembre 50° 2,486 3,96 98,28 389,19 11.675,66

Diciembre 50° 2,094 3,13 98,28 307,84 9.542,99

Promedio 4,715 5,54 98,28 544,12 16.323,62

Producción Nominal Estimada Anual Bruta (kWh/año) 198.682,85

4 ]*i, g. · G

G*s2. Potencia pico del generador.

]*0. Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en kWh/ (m2∙día). ]*i, g. Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kWh/ (m2·día). El parámetro a representa el azimut y b la inclinación variable del generador.

]*sN/ .

Valor de irradiación sobre superficie horizontal en condiciones estándar, 1kWh/m2


50

6.2.3. Producción Estimada Anual Neta.

Acabamos de calcular la producción de energía anual estimada bruta, pero la generación anual neta del generador dependerá de las condiciones ambientales, meteorológicas y de ciertos parámetros característicos de algunos de los elementos utilizados en la instalación. Esto hace necesario el uso de datos estadísticos y experimentales para la estimación de la generación de energía anual esperada.

En el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de la IDAE, se establece una metodología para el cálculo de la producción anual esperada.

4 ]*i, g. · G · Gq

Mes Incl. Gdm(0) Gdm(a=0°,b=33°)

PR PmpkWp

Ep Ep


Enero 50° 2,49 3,73 0,85 98,28 311,50 9.656,51

Febrero 50° 3,12 4,85 0,85 98,28 403,21 11.289,77

Marzo 30° 4,57 5,64 0,84 98,28 465,14 14.419,43

Abril 25° 5,28 6,27 0,84 98,28 515,74 15.472,29

Mayo 15° 6,75 6,67 0,78 98,28 510,72 15.832,28

Junio 15° 7,28 7,04 0,77 98,28 532,43 15.972,96

Julio 15° 7,05 7,18 0,77 98,28 541,42 16.783,88

Agosto 25° 6,39 7,02 0,81 98,28 559,38 17.340,63

Septiembre 30° 5,10 6,13 0,82 98,28 494,00 14.819,94

Octubre 50° 3,87 4,83 0,83 98,28 392,09 12.154,79

Noviembre 50° 2,49 3,96 0,85 98,28 329,08 9.872,25

Diciembre 50° 2,09 3,13 0,85 98,28 261,75 8.114,29

Promedio 4,72 5,54 0,82 98,28 446,30 13.389,16

Producción Nominal Estimada Anual Neta (kWh/año) 161.729,02

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

kWhPRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA


51

Producción Estimada Bruta 198.682,85 kWh

Producción Estimada Neta 161.729,02kWh

Pérdidas 18,60%

6.2.4. Cálculo Horas Sol Pico.

Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la radiación total recibida durante el día, es la misma que la recibida durante las horas sol pico pero contadas a razón de 1000 W/m2.

Mes Inclinación Gdm(a=0°,b=33°)

HSP/mes

kWh/m2∙día Enero 33° 3,73 31 115,5

Febrero 33° 4,85 28 135,8

Marzo 33° 5,64 31 174,7

Abril 33° 6,27 30 188,2

Mayo 33° 6,67 31 206,8

Junio 33° 7,04 30 211,3

Julio 33° 7,18 31 222,5

Agosto 33° 7,02 31 217,5

Septiembre 33° 6,13 30 183,8

Octubre 33° 4,83 31 149,6

Noviembre 33° 3,96 30 118,8

Diciembre 33° 3,13 31 97,1

Promedio 5,54 30 166,093011

2021,6

El número de H.S.P. se calcula mediante la fórmula:

-2.000 4.000 6.000 8.000

10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

kWh

PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA


52

vG q'8<'<ó= ^<';<' &7D'H * ·][Y.1000

Las HSP anuales son por tanto 2021,6. Resulta muy útil el cálculo de las HSP durante un día medio de cada mes del año para estimaciones de producciones diarias.

Si los paneles están instalados horizontalmente, la potencia producida por una panel en un día vendrá dada por el producto de la potencia nominal del panel P por el número de horas de sol pico. En el caso, como normalmente ocurre, que estén inclinados habrá que calcular el número de H.S.P. pero referidas a esa inclinación, es decir, hallar la energía total incidente sobre 1 m2 con esa inclinación y hallar el número de H.S.P., equivalentes.

Para el cálculo de las HSP particularizada para las diferentes inclinaciones factibles de nuestra instalación, y teniendo en cuenta la latitud de la localización de la instalación, emplearemos las tablas localizadas en el Anexo Factor K. En estas tablas extraeremos los valores del factor k para la latitud 37° y la inclinación 33°.

LATITUD 37° ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

k 1,33 1,24 1,14 1,03 0,96 0,93 0,96 1,04 1,17 1,32 1,42 1,41

kWh/m2 3,73 4,85 5,64 6,27 6,67 7,04 7,18 7,02 6,13 4,83 3,96 3,13

MJ/m2 13,4 17,5 20,3 22,6 24,0 25,4 25,8 25,3 22,1 17,4 14,3 11,3

HSP 4,96 6,02 6,43 6,47 6,41 6,56 6,90 7,30 7,17 6,38 5,63 4,42


53

7. CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE CONTINUA.

En cumplimiento de la normativa exigida, todos los conductores pertenecientes al campo solar serán de cobre y se unirán a los equipos mediante el empleo de terminales adecuados a su sección. Todos los conductores tendrán un aislamiento mínimo 0,6/1 kV cuando estén al exterior.

7.1. CONEXIÓN MÓDULOS EN SERIE.

Según las especificaciones del Fabricante de los módulos, estos disponen de una salida con cable de conexión estanco con conector MC-3. Los conectores MC-6 admiten cables de sección de hasta 6 mm2, admitiendo como sección mínima 4 mm2. Cada módulo dispone de 900 30 de cable para cada polo. En la siguiente tabla analizaremos las mediciones necesarias para realizar las conexiones en cada uno de los 56 grupos.

Sabiendo que la distancia entre la conexión de los módulos es 1409 mm, podemos realizar la conexión de los 13 módulos de un grupo con los cables suministrados por el fabricante de forma holgada. Por tanto, solo necesitaremos el añadir el cable necesario para la conexión de los dos módulos extremos con la caja de conexiones.

Número de modulo

Longitud hasta la conexión

Longitud Cable Fabricante

Longitud a añadir

Nº de puntas.

Caja de Conexión XX.X

12 - 12 1

1 1,409 900 30 - 1-MC-3 2 1,409 900 30 - 1-MC-3 3 1,409 900 30 - 1-MC-3 4 1,409 900 30 - 1-MC-3 5 1,409 900 30 - 1-MC-3 6 1,409 900 30 - 1-MC-3 7 1,409 900 30 - 1-MC-3 8 1,409 900 30 - 1-MC-3 9 1,409 900 30 - 1-MC-3

10 1,409 900 30 - 1-MC-3 11 1,409 900 30 - 1-MC-3 12 1,409 900 30 - 1-MC-3 13 1,409 900 30 - 1-MC-3

Caja de Conexión XX.X

12 - 12 1

TOTAL 42,32 - 24 -

De los 12 metros de cable de 6 mm2 necesarios para la conexión del módulo extremo con la caja de conexión hemos tenido en cuenta los 9 metros horizontales más 1 metro vertical más 1 metro adicional que los separan.

Realizamos también el cálculo de los contactos MC-3 necesarios para las conexiones y de las puntas necesarias para la conexión en la caja de conexiones.

En el anexo podemos ver las mediciones realizadas en los cálculos anteriores así como las conexiones a realizar.


54

A continuación presentamos una tabla resumen con las mediciones para los 56 grupos de componen el campo solar.

Longitud (m) Longitud a añadir Nº de puntas. Nº MC-3 Sección TOTAL 2426 1344 112 728 1x6 mm2

7.2. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE GRUPOS CON CAJA CONEXIÓN DE SUBGENENADOR.

Empezaremos calculando la sección por criterio térmico y posteriormente por criterio de máxima caída de tensión.

7.2.2. Criterio Térmico.

De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del generador. Consideramos como máxima intensidad del generador la intensidad que circula por el conductor cuando circula por los módulos la intensidad a circuito cerrado (ISC).

0 1,25 / 0$

A continuación procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.

- La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla, nuestra instalación corresponde a:

Ref. Modo instalación Descripción Tipo 50

Conductores aislados o cable unipolar en canales empotrados en el suelo

B1

- Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al

aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).

- Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en

cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE). En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay dos conductores activos.


55

Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear a en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 / @( Factor de Corrección por temperatura Tabla 52-D1 50°C 0,9 Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal o conducto o grapados sobre una superficie al aire

Tabla A.52-3 6 circuitos 0,55

Factor de Corrección por numero de circuitos por numero de capas

Tabla A.52-3 2 capas 0,8

Según criterio térmico:

0 b 0(

1,25 / 0$ b 0'8 / @(

1,25 / 0$@( b 0'8

Considerando que por todos los grupos circula la misma intensidad (ISC):

1,25 / 3,41 b 0'8 / 0,9 / 0,55 / 0,8

10,76 b 0'8

La mínima sección que cumple es Stérmica=1,5 mm2, cuya intensidad máxima admisible en las condiciones establecidas es 20 A.

7.2.3. Criterio caída de tensión.

Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con elITC-BT-40 Instalaciones Generadoras

de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre el generador y la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal. No existe ninguna normativa que nos indique la máxima caída de tensión entre cada parte del campo solar hasta la entrada en los inversores, razón por la cual, para aplicar este criterio vamos a ir acumulando la caída de tensión producida desde las cajas de conexiones de los módulos hasta la entrada de los String en el inversor.

Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:


56

- Cálculo de la caída de tensión en cada Tramo:

∆1 2 / Q / 0 / v

0 0 / 1,25 ∆1 Caída tensión entre los extremos del conductor (V).

I Intensidad máxima que circula por el conductor (A). 0 Intensidad que circula por el conductor a máxima potencia suministrada por el módulo (A).

L Longitud del conductor (m). S Sección del conductor (mm2). Conductividad del cobre a la temperatura del conductor (m/Ω∙mm2).

- Cálculo de la caída de tensión en cada tramo en tanto por ciento:

∆1 *%. ∆1*1.1 / 100

1 Tensión a la salida del módulo cuando suministrada la máxima potencia (V).

- Sumatorio de la caída de tensión acumulada desde la caja de conexión hasta el extremo final del conducto. ∆1Yp\\Y]*%. ∆1lY*%.

La mínima sección que cumpla la condición ∆1Yp\\Y]*%. b 1,5% , será la sección óptima según el criterio de caída de tensión.

En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos mediante este procedimiento.

Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)

1 1.1 SUB.1 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

2 1.2 SUB.1 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6


3 2.1 SUB.2 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

4 2.2 SUB.2 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

5 2.3 SUB.2 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6


6 3.1 SUB.3 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

7 3.2 SUB.3 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

8 3.3 SUB.3 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

9 3.4 SUB.3 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6


57


10 4.1 SUB.4 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

11 4.2 SUB.4 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

12 4.3 SUB.4 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

13 4.4 SUB.4 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

14 4.5 SUB.4 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6


15 5.1 SUB.5 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

16 5.2 SUB.5 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

17 5.3 SUB.5 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

18 5.4 SUB.5 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

19 5.5 SUB.5 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

20 5.6 SUB.5 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


21 6.1 SUB.6 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

22 6.2 SUB.6 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

23 6.3 SUB.6 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

24 6.4 SUB.6 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

25 6.5 SUB.6 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

26 6.6 SUB.6 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


27 7.1 SUB.7 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

28 7.2 SUB.7 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

29 7.3 SUB.7 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

30 7.4 SUB.7 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

31 7.5 SUB.7 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

32 7.6 SUB.7 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


33 8.1 SUB.8 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

34 8.2 SUB.8 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

35 8.3 SUB.8 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

36 8.4 SUB.8 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

37 8.5 SUB.8 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

38 8.6 SUB.8 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


39 9.1 SUB.9 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

40 9.2 SUB.9 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

41 9.3 SUB.9 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6


58

42 9.4 SUB.9 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

43 9.5 SUB.9 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

44 9.6 SUB.9 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


45 10.1 SUB.10 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

46 10.2 SUB.10 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

47 10.3 SUB.10 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

48 10.4 SUB.10 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

49 10.5 SUB.10 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

50 10.6 SUB.10 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6


51 11.1 SUB.11 611 2,88 12 3,6 0,3312 0,0542 6

52 11.2 SUB.11 611 2,88 31 3,6 0,8556 0,1400 6

53 11.3 SUB.11 611 2,88 49 3,6 1,3523 0,2213 6

54 11.4 SUB.11 611 2,88 67 3,6 1,8491 0,3026 6

55 11.5 SUB.11 611 2,88 86 3,6 2,3735 0,3885 6

56 11.6 SUB.11 611 2,88 104 3,6 2,8703 0,4698 6

Como se puede observar, la sección por criterio de caída de tensión es más restrictiva que por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.

vlé[pY b v.l"[ó" v v.l"[ó" 7.3. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE SUBGENENADOR CON CAJAS SUMADORAS

(STRING). 7.3.2. Criterio Térmico.


0 1,25 / 0$


- La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para


59

todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla, nuestra instalación corresponde a:



B1




cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE). En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay dos conductores activos. Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 / @(

Desde SUB.1 hasta SUB.5 Factor de Corrección por temperatura Tabla 52-D1 50°C 0,9 Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal o conducto o grapados sobre una superficie al aire



Tabla A.52-3 2 capas 0,8


0 b 0(

1,25 / 0$ b 0'8 / @(

1,25 / 0$@( b 0'8


60

0$ Intensidad que circula por el conductor si el módulo suministrara la intensidad de cortocircuito.

Subgenerador 0rigen Destino Imax (A)

L Total (m)

I' (A)

Stérmica(mm2)

Iad. Sección

(A) S

(mm2)

1 SUB.1 S.1 6,82 8 21,53 2,5 26,5 4

2 SUB.2 S.1 10,23 3 32,3 4 36 4

3 SUB.3 S.1 17,05 9 53,82 10 65 10

4 SUB.4 S.1 17,05 15 53,82 10 65 10

5 SUB.5 S.1 20,46 22 64,58 10 65 10




Tabla A.52-3 1 capas 1


0 b 0(

1,25 / 0$ b 0'8 / @(

1,25 / 0$@( b 0'8


Subgenerador 0rigen Destino Imax (A)

L Total (m)

I' (A)

Stérmica(mm2)

Iad. Sección

(A) S

(mm2)

6 SUB.6 S.2 20,46 3 51,67 10 65 10

7 SUB.7 S.2 20,46 9 51,67 10 65 10

8 SUB.8 S.2 20,46 15 51,67 10 65 10

9 SUB.9 S.3 20,46 3 51,67 10 65 10

10 SUB.10 S.3 20,46 9 51,67 10 65 10

11 SUB.11 S.3 20,46 15 51,67 10 65 10


61

7.3.3. Criterio Caída de Tensión.

Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras




∆1 2 / Q / 0 / v





∆1 *%. ∆1*1.1 / 100





62


Origen Destino V (V) I (A) Long. (m) I' (A) DV (V) DV (%) DV acum(%) S(mm2)

SUB.1 S.1 611 5,76 8 7,2 0,4416 0,0723 0,2123 6

SUB.2 S.1 611 8,64 3 10,8 0,2484 0,0407 0,2620 6

SUB.3 S.1 611 11,52 9 14,4 0,5961 0,0976 0,4002 10

SUB.4 S.1 611 14,4 15 18 1,2420 0,2033 0,5917 10

SUB.5 S.1 611 17,28 22 21,6 1,3661 0,2236 0,6934 16

SUB.6 S.2 611 17,28 3 21,6 0,2981 0,0488 0,5186 10

SUB.7 S.2 611 17,28 9 21,6 0,8942 0,1464 0,6161 10

SUB.8 S.2 611 17,28 15 21,6 0,9315 0,1524 0,6222 16

SUB.9 S.3 611 17,28 3 21,6 0,2981 0,0488 0,5186 10

SUB.10 S.3 611 17,28 9 21,6 0,8942 0,1464 0,6161 10

SUB.11 S.3 611 17,28 15 21,6 0,9315 0,1524 0,6222 16


vlé[pY b v.l"[ó" v v.l"[ó" 7.4. CONEXIÓN CAJAS SUMADORAS (STRING) CON ENTRADA INVERSOR. 7.4.2. Criterio Térmico.


0 1,25 / 0$





B1


63




cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE). En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay dos conductores activos. Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 / @(




Tabla A.52-3 1 capas 1


0 b 0(

1,25 / 0$ b 0'8 / @(

1,25 / 0$@( b 0'8


String 0rigen Destino Imax (A) L Total (m) I'(A) Stermica(mm2) Iad. Sección (A) S (mm2)

1 S.1 INV 71,61 12 180,83 70 214 70

2 S.2 INV 61,38 36 155 50 167 50

3 S.3 INV 61,38 53 155 50 167 50


64

7.4.3. Criterio Caída de Tensión.

Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras




∆1 2 / Q / 0 / v





∆1 *%. ∆1*1.1 / 100





65


Origen Destino V (V) I (A) Long. (m) I' (A) DV (V) DV (%) DV acumu

(%) S (mm2)

S.1 INV 611 57,6 12 72 0,5677 0,0929 0,7863 70

S.2 INV 611 51,84 36 64,8 1,5329 0,2509 0,8731 70

S.3 INV 611 51,84 53 64,8 2,2568 0,3694 0,9916 70


vlé[pY b v.l"[ó" v v.l"[ó" Como podemos observar en esta última tabla, se cumple que la caída de tensión desde los generadores y la instalación interior, no será superior al 1,5%.


66

8. CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE ALTERNA.

8.1. SALIDA INVERSOR – CUADRO BT DEL CT.

Línea de evacuación de la energía eléctrica procedente del campo solar hasta el cuadro de BT del centro de transformación.

De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión del reglamento Electrotécnico de baja tensión, los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del generador. Consideramos la intensidad de salida del inversor:

0 1,25 / 0",["

0",[" G",["√3 · z",[" · 7$

0",[" Intensidad a la salida del inversor en amperios z",[" Tensión nominal a la salida del inversor en voltios G",[" Potencia nominal del inversor en vatios 7$ Factor de potencia

0",[" 100 000 s√3 · 400 1 · 1 145 M

0 1,25 / 145 181,25 M

• Criterio Térmico.





B1




cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).


67

En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a B1 y XLPE3. . Donde el 3 indica que en la instalación hay 3 conductores activos, el neutro y el conductor de protección no se consideran activos normalmente. Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 / @( 0( Intensidad de diseño del conductor Factor de Corrección por temperatura Tabla 52-D1 50°C 0,9 Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal o conducto o grapados sobre una superficie al aire



0 b 0(

DENOMINACIÓN U (V) P(kW) F.P. I (A) I'(A) 0((A) Stermica(mm2)

Salida Inversor 400 CA 3F 100 1 144,34 268,49 299 150

• Criterio Caída de Tensión.

De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre el generador y la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal. No existe ninguna normativa que nos indique la máxima caída de tensión entre el inversor y el trafo, en el embarrado de baja tensión, razón por la cual, vamos a considerar una caída de tensión máxima del 1,5% como si de una línea de derivación se tratase.


- Cálculo de la caída de tensión y de la Sección:

∆z G · Q · v · z ; v G · Q · ∆z · z

∆z Caída tensión máxima admisible entre los extremos del conductor (V). I Intensidad circula por el conductor (A). L Longitud del conductor (m). S Sección del conductor (mm2). Conductividad del cobre a la temperatura del conductor 43,48 m/Ω∙mm2.


68

- Cálculo de la caída de tensión en tanto por ciento:

∆z *%. ∆z*1.z / 100

Si calculamos la caída de tensión suponiendo una sección de 150 mm2 podemos comprobar si es la sección mínima que cumple el criterio de máxima caída de tensión.

S caida tensión (mm2) I' (A) DV (V) DV (%)

150 180,43 1,43 0,36

DV (%) DV (V) I' (A) S caida tensión (mm2)

1,5 6 180,43 Menor 35

La mínima sección que cumple ambos criterios es v 150 .

8.2. SERVICIOS AUXILIARES. 8.2.2. Descripción y potencia Consumida.

Tal como se detalla en la memoria descriptiva, es necesario alimentar eléctricamente a los diferentes servicios auxiliares de los que dispone la planta. El abastecimiento de estos servicios se produce desde una acometida proveniente del embarrado de baja proveniente de la generación. Cuando por los generadores no pueden abastecer a estos servicios, serán suministrados por la propia red. Buscando la optimización del sistema intentaremos que cuando no exista generación el consumo de estos consumidores sea mínimo.

El consumo de energía proveniente de la red, obliga a la colocación de un módulo de medida con carácter bidireccional en el centro de transformación, el cual mida tanto la energía suministrada a la red como la consumida cuando no existe generación. En algunas ocasiones la distribuidora no acepta esta solución y prefiere una negociación sobre el tanto por ciento de energía consumida.

La alimentación se realizará a través de una línea eléctrica desde el cuadro de BT del centro de transformación hasta un cuadro de mando y protección de servicios auxiliares instalados en la caseta de inversores/Seguimiento.

De acuerdo con la ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales del REBT-2002, la instalación de enlace o instalación individual en suministro para un único usuario en que no existe línea general de alimentación, la caída máxima de tensión máxima admisible será de 1.5%.


69

Los consumos previstos para los servicios auxiliares o autoconsumos son los siguientes:

DENOMINACION ITEM POTENCIA FP SIMUL. Factor

Pn (W) Sn (VA) (k)

Alumbrado exterior AEX 1500 1500 1 0,5 1,8

Alumbrado interior AI 500 500 1 0,5 1,8

Fuerza FZA 2000 2000 1 1 1,25

Equipo extractores EXT 1500 1500 1 1 1,25

Sistema de Datos SDT 1000 2000 1 1 1

Sistema Intrusismo SI 1000 1000 1 1 1

Sistema Detección Incendios SDI 1000 1000 1 1 1

Iluminación Emergencia AEM 120 120 1 0,33 1

Otro Usos OTU 2000 2000 1 1 1,25

Potencia Simultanea 10539,6

Potencia Instalada 11620

8.2.3. Línea general de alimentación servicios auxiliares.

De acuerdo con la aplicación ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales

del reglamento Electrotécnico de baja tensión:

• Criterio térmico.

Procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.



Bajo tubo, canal o conducto de sección no circular en montaje superficial

B1




cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE). En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a B1 y XLPE3. Donde el 3 indica que en la instalación hay 3


70

conductores activos, el neutro y el conductor de protección no se consideran activos normalmente. Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 · @( Factor de Corrección por temperatura Tabla 52-D1 50°C 0,9 Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal o conducto o grapados sobre una superficie al aire)



0= G√3 · z · 7$

0 0= ·

0 b 0(

0 Intensidad en amperios z Tensión en voltios G Potencia en vatios 7$ Factor de potencia S Sección del conductor (mm2). 0( Intensidad de diseño del conductor

Pn (W) FP Factor (k) Un (V) In (A) I'(A) Stermica(mm2) 0( (A)

9539,6 1 1 3F CA 400 13,77 21,86 2,5 23

De acuerdo con ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la sección mínima será de 6 mm2 para los cables polares, neutro y protección y de 1,5 mm2 para el cable de mando, que será de color rojo.

Luego la mínima sección que cumple, es Stérmica=6 mm2, cuya intensidad máxima admisible en las condiciones establecidas es 73 A.

• Criterio máxima caída de tensión.

Como se ha comentado, el ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales

establece la caída de tensión máxima admisible será para el caso de derivaciones individuales en suministros para un único usuario en que no exista línea general de alimentación; 1,5%.


71



∆z G · Q · v · z ; v G · Q · ∆z · z



∆z *%. ∆z*1.z / 100

Pn (W) Un (V) In (A) L (m) DV (%) DV (V) S caida tensión (mm2)

9539,6 400 13,77 30 1,5 6 4

Como se puede observar, la sección por criterio térmico es más restrictiva que por el criterio máxima caída de tensión, siendo por tanto la sección de los conductores.

vlé[pY E v.l"[ó" v vlé[pY v 6

Si calculamos la caída de tensión suponiendo una sección de 6 mm2 comprobamos que es la sección mínima que cumple ambos criterios.

Pn (W) Un (V) In (A) L (m) S caida tensión (mm2) DV (V) DV (%)

9539,6 400 13,77 30 6 2,74 0,68

8.2.4. Instalaciones receptoras.

De acuerdo con la aplicación ITC-BT-19 Instalaciones interiores o receptoras. Prescripciones

generales del reglamento Electrotécnico de baja tensión:

• Criterio térmico.

Las intensidades máximas admisibles, se regirán en su totalidad por lo indicado en la norma UNE 20460-5-523.

- La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para


72

todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla, nuestra instalación corresponde a:


Cables unipolares o multipolares sobre bandeja de cables no perforadas

C




cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE). En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por las columnas correspondientes a C y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay 2 conductores activos, fase y neutro de instalaciones monofásicas, el conductor de protección no se considera activo. Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar regidas en la tabla A.52-1 bis. Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son: 0( 0'8 · @( Factor de Corrección por temperatura Tabla 52-D1 45°C 0,91 Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal o conducto o grapados sobre una superficie al aire)

Tabla A.52-3 6 circuitos Caso más desfavorable

0,55


0= G√3 · z · 7$

0 0= ·

0 b 0(

0 Intensidad en amperios z Tensión en voltios G Potencia en vatios 7$ Factor de potencia S Sección del conductor (mm2). 0( Intensidad de diseño del conductor


73

I'(A) Stermica(mm2) 0( (A)

Alumbrado Exterior 13,54 1,5 21

Alumbrado Interior 4,515 1,5 21

Fuerza 12,54 1,5 21

Equipo Extractores 9,40 1,5 21

Sistema de Datos 5,02 1,5 21

Sistema Intrusismo 5,02 1,5 21

Sistema Detección Incendios 5,02 1,5 21

Iluminación Emergencia 0,60 1,5 21

Otros Usos 12,54 1,5 21

• Criterio máxima caída de tensión.

De acuerdo al ITC-BT-19 Instalaciones interiores o receptoras. Prescripciones generales del reglamento Electrotécnico de baja tensión, sabemos que al disponer de un transformador de distribución propio, se puede considerar que la instalación de baja tensión tiene su origen en la salida del transformador. En este caso las caídas de tensión máximas admisibles serán del 4,5% para el alumbrado y del 6,5% para los demás usos.

Teniendo en cuenta además la caída de tensión acumulada en Línea general de alimentación.



∆z 2 · G · Q · v · z ; v 2 · G · Q · ∆z · z



∆z *%. ∆z*1.z / 100

Suponiendo una caída máxima de tensión del 4,5% para el alumbrado y del 6,5% para los demás usos, desde la salida del trafo, y considerando una caída máxima de tensión en la línea general de alimentación de un 1,5% ( que ya hemos de demostrado que se cumple y es 0,378%)


74

DU(%) DU (V) S caida tensión (mm2)

Alumbrado Exterior 3 6,9 2,5

Alumbrado Interior 3 6,9 1,5

Fuerza 3 6,9 2,5

Equipo Extractores 3 6,9 2,5

Sistema de Datos 3 6,9 2,5

Sistema Intrusismo 3 6,9 1,5

Sistema Detección Incendios 3 6,9 1,5

Iluminación Emergencia 3 6,9 1,5

Otros Usos 3 6,9 2,5

Como se puede observar, la sección por criterio máxima caída de tensión es más restrictiva que por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.

vlé[pY b v.l"[ó" v v.l"[ó" Calculamos la caída de tensión reales en cada circuito con las secciones ya elegidas y vemos como se cumple el criterio de máxima caída de tensión:

∆U Acumulado*%. b 4,5% 7 6%

S caida tensión (mm2) DU (V) DU (%) DUAcumulado(%)

Alumbrado Exterior 2,5 6 2,61 2,99

Alumbrado Interior 1,5 2 0,87 1,25

Fuerza 2,5 4,5 2,09 2,47

Equipo Extractores 2,5 3,6 1,57 1,94

Sistema de Datos 1,5 4 1,74 2,12

Sistema Intrusismo 1,5 4 1,74 2,12

Sistema Detección Incendios 1,5 4 1,74 2,12

Iluminación Emergencia 1,5 0,48 0,21 0,59

Otros Usos 2,5 4,8 2,09 2,47


75

9. CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA.

De acuerdo con la ITC-BT-18 del R.E.B.T. procedemos a calcular la puesta a tierra de la planta fotovoltaica.

Como se comenta en la memoria descriptiva, se distinguen tres sistemas independientes de puesta a tierra:

- Tierra de protección de corriente continua. - Tierra de protección de corriente alterna. - Tierra de servicio.

A expensas de conocer los datos exactos de la resistividad del terreno, nos ayudamos de de la tabla 3 de la ITC-BT-18 para obtener un valor orientativo de resistividad.

Como nuestra planta se encuentra en suelo formado fundamentalmente por arena

arcillosa, nos movemos en una horquilla de 50 a 500 Wm. Al tratarse además de terrenos

cultivables estimamos una resistividad máxima de 300 Wm.

En la puesta en marcha de la instalación se deberá comprobar que la resistividad del terreno es inferior a la calculada en este proyecto.

9.1. RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA.

El sistema de puesta a tierra se dimensionará de forma que su resistencia de tierra, en cualquier circunstancia previsible, no sea superior al valor especificado para ella, en cada caso. Este valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a tensiones de contacto superiores a:

- 24 V en local o emplazamiento conductor - 50 V en los demás casos.

Puesto que la sensibilidad de los interruptores empleados será 300 mA, la resistencia máxima de puesta a tierra tendrá el siguiente valor:

q 10 240,3 80 Ω q 80 Ω

9.2. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA.

Las estructuras metálicas soportes de los paneles, los marcos de los paneles, los cuadros de corriente continua, borne de tierra de protección del lado de continua del inversor, así como cualquier parte metálica de los elementos de corriente continua irán conectados a la puesta a tierra correspondiente.

Se emplearán electrodos tipo picas en paralelos con el fin de conseguir una resistencia de tierra admisible, la separación entre ellas es recomendable que sea igual o mayor a la longitud enterrada de las mismas, nunca menor de 0,5 metros.


76

Los electrodos picas serán de acero con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud.

- Resistencia de cada pica:

q \Q 3002 150 Ω \ Resistividad del terreno (W.m) Q Longitud de la pica (m) q Resistencia de paso a tierra (W)

Como se puede observar la resistencia de tierra de una pica es mayor que la resistencia a tierra máxima exigida:

q k q 150 Ω k 80 Ω

por lo que tendremos que colocar varias picas:

q [pY 12 · t Rw q2 1502 75 Ω q [pY q 75 Ω 80 Ω

qL[pY 13 · t Rw q3 1503 50 Ω qL[pY q 50 Ω 80 Ω

qf[pY 14 · t Rw q4 1504 37,5 Ω qf[pY q

37,5 Ω 80 Ω - Resistencia del conductor desnudo (conductor desnudo enterrado):

qp 2 · Q 2 · 300200 3 Ω

Donde 200 metros es la longitud aproximada del conductor desnudo enterrado en el lateral del campo solar, donde se conectaran las estructuras metálicas.


77

Se recomienda que el conductor enterrado esté al menos 0,8 metros. De acuerdo a la tabla 1 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección será de 25 mm2 para conductores desnudos de cobre.

- Resistencia del conjunto picas más conductor desnudo:

qlZY L [pY 1R ¡¢£¤ ) R¢ 1Rh¥ ) RL 2,83 Ω

qlZY [pY 1R¡¢£¤ ) R¢ 1R¦h ) RL 2,88 Ω

qlZY R [pY 1R¡¢£ ) R¢ 1RRh¥ ) RL 2,94 Ω

qlZY §¨U [pY 1R¢ 1RL 3 Ω

Observamos tras la realización de los cálculos correspondientes que no es necesario la colocación de electrodos picas debido a la longitud de conductor de cobre desnudo empleado para el anillo de conexión a tierra. Aún así vamos a instalar una pica.

9.3. TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA.

Irán conectadas a esta tierra todas las partes metálicas de las cargas de corriente alterna, como son las envolventes de los cuadros de BT, borne de tierra del lado de CA del inversor, etc.

Se ha optado por una configuración de picas aisladas. Los electrodos picas serán de acero con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud.

- Resistencia de cada pica:

q \Q 3002 150 Ω \ Resistividad del terreno (W.m) Q Longitud de la pica (m) q Resistencia de paso a tierra (W)

Como se puede observar la resistencia de tierra de una pica es mayor que la resistencia a tierra máxima exigida:

q k q


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150 Ω k 80 Ω - Resistencia del conductor desnudo (conductor desnudo enterrado):

qp 2 · Q 2 · 3002 300 Ω

Donde 2 metros es la longitud aproximada del conductor desnudo enterrado. Se recomienda que el conductor enterrado esté al menos 0,8 metros. De acuerdo a la tabla 1 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección será de 25 mm2 para conductores desnudos de cobre. De acuerdo a la tabla 2 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección de los conductores de protección estará en función de la sección de los conductores de fase de la instalación:

Sección de los conductores de fase de la instalación

S (mm2)

Sección mínima de los conductores de protección

Sp (mm2)

S ≤ 16 16 < S ≤ 35

S > 35

Sp = S Sp = 16

Sp = S/2

- Cálculo del numero de picas enterradas necesarias:

qlZY 1R¡¢£¤ ) R¢ ; q[pY 1R©ª«£¬ - R¢

q[pY \% · Q 87=8: % =º 8: 2<'$ qlZY 80 Ω

qlZY R [pY 1R¡¢£ ) R¢ 1RRh¥ ) RL¥¥ 100 Ω

qlZY [pY 1R¡¢£¤ ) R¢ 1R¦h ) RL¥¥ 60 Ω

Luego optamos por una configuración de 2 picas alineadas.

9.4. TIERRA DE SERVICIO.

Cálculos realizados en el apartado 10.7 de la memoria de cálculo, correspondiente a la tierra de servicio localizada en el centro de transformación.


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10. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.

10.1. INTENSIDAD EN ALTA TENSIÓN.

En un transformador trifásico la intensidad del circuito primario Ip viene dada por la expresión:

0 v√3 · z

Siendo: v Potencia del transformador en kVA. z Tensión compuesta primaria en kV. 0 Intensidad primaria en A. Sustituyendo valores:

Transformador Potencia (kVA) Up (kV) Ip (A) Trafo 200 20 5.77

10.2. INTENSIDAD EN BAJA TENSIÓN.

En un transformador trifásico la intensidad del circuito secundario Is viene dada por la expresión:

0 v√3 · z

Siendo: v Potencia del transformador en (VA). z Tensión compuesta secundaria en kV. 0 Intensidad primaria en A. Sustituyendo valores:

Transformador Potencia (kVA) Us (kV) Is (A) Trafo 200 400 288.68

10.3. CORTOCIRCUITOS. 10.3.1. Observaciones.

Para el cálculo de la intensidad primaria de cortocircuito se tendrá en cuenta una potencia de cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución, dato proporcionado por la Compañía suministradora Sevilla Endesa. 10.3.2. Cálculo de corrientes de cortocircuito.

Para el cálculo de las corrientes de cortocircuito utilizaremos las siguientes expresiones: - Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de Alta Tensión:


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0pp v√3 · zpp

Siendo: v Potencia de cortocircuito de la red en MVA. zpp Tensión compuesta primaria en kV. 0pp Intensidad de cortocircuito primaria en kA. - Intensidad secundaria para cortocircuito en el lado de Baja Tensión (despreciando

la impedancia de la red de Alta Tensión):

0pp v√3 · zpp *%. · z Siendo: v Potencia del transformador en VA. zpp *%. Tensión de cortocircuito en % del transformador. z Tensión compuesta en carga en el secundario en V. 0pp Intensidad de cortocircuito secundaria en A. 10.3.3. Cortocircuito en el lado de Alta Tensión.

Utilizando las expresiones del apartado 10.3.2.

Scc (MVA) Up (kV) Iccp (kA) 500 20 14.43

10.3.4. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión.

Utilizando las expresiones del apartado 10.3.2.

Transformador Potencia (kVA) Us (V) Ucc (%) Iccs (kA) Trafo 1 200 400 4 7.22

10.4. DIMENSIONADO DEL EMBARRADO MT.

Las características del embarrado son:

Intensidad asignada 400 A. Límite térmico, 1 s. 16 kA eficaces. Límite electrodinámico 40 kA cresta.

Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superar la temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de corriente), así como los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcan durante un cortocircuito. 10.4.1. Comprobación por densidad de corriente.

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor que constituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin sobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente, se garantiza lo indicado para la intensidad asignada de 400 A.


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10.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica.

Según la MIE-RAT 05, la resistencia mecánica de los conductores deberá verificar, en caso de cortocircuito que:

Y® 0pp · Q 60 · 8 · s

Y® Valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores. Para cobre semiduro 2800 kg / cm2. 0pp Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en kA. Q Separación longitudinal entre apoyos, en cm. 8 Separación entre fases, en cm. s Módulo resistente de los conductores, en cm3.

Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente se garantiza el cumplimiento de la expresión anterior. 10.4.3. Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito.

La sobreintensidad máxima admisible en cortocircuito para el embarrado se determina:

0l i · v · ¯∆&D

Siendo: 0l Intensidad eficaz, en A. i 13 para el Cu. v Sección del embarrado, en mm2. ∆& Elevación o incremento máximo de temperatura, 150 °C para Cu. D Tiempo de duración del cortocircuito, en s. Puesto que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente, se garantiza que: 0l k 16 M 89;'=D: 1$ 10.5. SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA Y BAJA TENSIÓN.

Los transformadores están protegidos tanto en AT como en BT. En Alta tensión la protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, y en baja tensión la protección se incorpora en los cuadros de BT. 10.5.1. Protección general en AT.

La protección general en AT de este CT se realiza utilizando una celda de interruptor automático dotado de relé electrónico con captadores toroidales de intensidad por fase, cuya señal alimentará a un disparador electromecánico liberando el dispositivo de retención del interruptor y así efectuar la protección a sobrecargas, cortocircuitos.


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10.5.2. Protección en Baja Tensión.

En el circuito de baja tensión del transformador se instalará un Cuadro de Distribución de 4 salidas con posibilidad de extensionamiento. Se instalarán fusibles en todas las salidas, con una intensidad nominal igual al valor de la intensidad exigida a esa salida, y un poder de corte mayor o igual a la corriente de cortocircuito en el lado de baja tensión, calculada en el apartado 3.4. La descarga del trafo al cuadro de Baja Tensión se realizará con conductores XLPE 0,6/1kV 240 mm2 Al unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40°C de temperatura ambiente es de 420 A. Para el trafo, cuya potencia es de 200 kVA y cuya intensidad en Baja Tensión se ha calculado en el apartado 2, se emplearán un conductor por fase y un conductor para el neutro. 10.6. DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.

Para el cálculo de la superficie mínima de las rejillas de entrada de aire en el edificio del centro de transformación, se utiliza la siguiente expresión:

v s\ ) sr0,24 · · √N · ∆&L

Siendo: s\ Pérdidas en el cobre del transformador, en kW. sr Pérdidas en el hierro del transformador, en kW. Coeficiente en función de la forma de las rejillas de entrada de aire, 0,5. N Distancia vertical entre centros de las rejillas de entrada y salida, en m. ∆& Diferencia de temperatura entre el aire de salida y el de entrada, 15°C. v Superficie mínima de la rejilla de entrada de ventilación del transformador,

en mm2. No obstante, puesto que se utilizan edificios prefabricados de Ormazábal, éstos han sufrido ensayos de homologación en cuanto al dimensionado de la ventilación del centro de transformación. 10.7. DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS.

El pozo de recogida de aceite será capaz de alojar la totalidad del volumen que contiene el transformador, y así es dimensionado por el fabricante al tratarse de un edificio prefabricado. 10.8. CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA. 10.8.1. Investigación de las características del suelo.

Según la investigación previa del terreno donde se instalará éste Centro de Transformación, se determina una resistividad media superficial de 300 Wm. 10.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo

correspondiente a la eliminación del defecto.

En instalaciones de Alta Tensión de tercera categoría los parámetros de la red que


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intervienen en los cálculos de faltas a tierras son: Tipo de neutro. El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, o a través de impedancia (resistencia o reactancia), lo cual producirá una limitación de las corrientes de falta a tierra. Tipo de protecciones en el origen de la línea. Cuando se produce un defecto, éste es eliminado mediante la apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un relé de intensidad, el cual puede actuar en un tiempo fijo (relé a tiempo independiente), o según una curva de tipo inverso (relé a tiempo dependiente). Asimismo pueden existir reenganches posteriores al primer disparo que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a 0,5 s. Según los datos de la red proporcionados por la compañía suministradora, se tiene:

- Intensidad máxima de defecto a tierra, Idmáx (A): 300. - Duración de la falta.

Desconexión inicial. Tiempo máximo de eliminación del defecto un segundo. 10.8.3. Diseño de la instalación de tierra.

Para los cálculos a realizar se emplearán los procedimientos del “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría”, editado por UNESA. a) Tierra de protección. Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente pero pueden estarlo por defectos de aislamiento, averías o causas fortuitas, tales como chasis y bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores. b) Tierra de servicio. Se conectarán a este sistema el neutro del transformador y la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida. Para la puesta a tierra de servicio se utilizarán picas en hilera de diámetro 14 mm. y

longitud 2 m., unidas mediante conductor desnudo de Cu de 50 mm2 de sección. El valor de la resistencia de puesta a tierra de este electrodo deberá ser inferior a 37 W. La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo se realizará con cable de Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al impacto mecánico de 7 como mínimo. 10.8.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.

Las características de la red de alimentación son:


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- Tensión de servicio, U = 20000 V. - Puesta a tierra del neutro: Desconocida. - Nivel de aislamiento de las instalaciones de Baja Tensión, Ubt = 6000 V. - Características del terreno:

· rterreno (Wm): 300

· rHhormigón (Wm): 3000

a) Tierra de protección. Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas (Rt), la intensidad y tensión de defecto (Id, Ud), se utilizarán las siguientes fórmulas:

- Resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt: qZ ° · *Ω.

- Intensidad de defecto, Id: 0] 0]Y® *M.

- Tensión de defecto, Ud: z] qZ · 0] *1. El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades:

Configuración seleccionada: 70-25/5/84 Geometría: Anillo Dimensiones (m): 7x2.5 Profundidad del electrodo (m): 0.5 Número de picas: 8 Longitud de las picas (m): 4

Los parámetros característicos del electrodo son:

De la resistencia, Kr (Ω/ Ωm) 0.06 De la tensión de paso, Kp (V/(( Ωm)A)) 0.012 De la tensión de contacto exterior, Kc (V/(( Ωm)A)) 0.0218

Sustituyendo valores en las expresiones anteriores, se tiene: qZ ° · 0.06 · 300 18 Ω 0] 0]Y® 300 M

z] qZ · 0] 18 · 300 5400 1


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b) Tierra de servicio.

El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades:

Configuración seleccionada: 5/42 Geometría: Picas en hilera Profundidad del electrodo (m): 0.5 Número de picas: 4 Longitud de las picas (m): 2 Separación entre picas (m): 3

Los parámetros característicos del electrodo son:

De la resistencia, Kr (Ω/ Ωm) 0.104 Sustituyendo valores: qZ \Z ° · 0.104 · 300 31.2 Ω 10.8.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación.

Con el fin de evitar la aparición de tensiones de contacto elevadas en el exterior de la instalación, las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro no tendrán contacto eléctrico alguno con masas conductoras que, a causa de defectos o averías, sean susceptibles de quedar sometidas a tensión. Con estas medidas de seguridad, no será necesario calcular las tensiones de contacto en el exterior, ya que estas serán prácticamente nulas. Por otra parte, la tensión de paso en el exterior vendrá dada por las características del electrodo y la resistividad del terreno según la expresión: z ° · · 0] 0,012 · 300 · 300 1080 1 10.8.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación.

En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de protección del Centro. Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm. como mínimo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo de la tensión de contacto y de paso interior. De esta forma no será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y de paso en el interior, ya que su valor será prácticamente cero. Asimismo la existencia de una superficie equipotencial conectada al electrodo de tierra, hace que la tensión de paso en el acceso sea equivalente al valor de la tensión de contacto exterior. z*'. °p · · 0] 0,0218 · 300 · 300 1962 1


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10.8.7. Cálculo de las tensiones aplicadas.

Para la obtención de los valores máximos admisibles de la tensión de paso exterior y en el acceso, se utilizan las siguientes expresiones:

zY 10 · D" · *1 ) 6 · ±R¥¥¥. *1.

zY*'. 10 · D" · *1 ) L·±²±³R¥¥¥ . *1.

D D ) D *$. Siendo: zY Tensión de paso admisible en el exterior, en voltios. zY*'. Tensión en el acceso admisible, en voltios. , = Constantes según MIERAT 13, dependen de t. D Tiempo de duración de la falta, en segundos. D Tiempo de desconexión inicial, en segundos. D Tiempo de la segunda desconexión, en segundos. Resistividad del terreno, en Wm. ´ Resistividad del hormigón, 3000 Wm. Según el punto 10.8.2. el tiempo de duración de la falta es:

t´ = 1 s.

t = t´ = 1 s.

Sustituyendo valores:

zY R¥·Zµ·*R²V· ¶·¸¸¸. 10 ¹ 78.5 / ~1 ) 6 ¹ L¥¥R¥¥¥ 2198 V

zY*'. 10 · D" · ~1 ) L·±²±³R¥¥¥ 10 · 78.51 · ~1 ) L·L¥¥²L¥¥¥R¥¥¥ 8556.5 V

Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla:

Tensión de paso en el exterior y de paso en el acceso Concepto Valor calculado Condición Valor admisible

Tensión de paso en el exterior

Up = 1080 V Upa = 2198 V

Tensión de paso en el exterior

Up (acc) = 1962 V Upa (acc) = 8556.5 V


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Tensión e intensidad de defecto Concepto Valor calculado Condición Valor admisible

Tensión de defecto Ud = 5400 V Ubt = 6000 V. Intensidad de

defecto Id = 300 A E Upa (acc) = 8556.5 V

10.8.8. Investigación de las tensiones transferibles al exterior.

Al no existir medios de transferencia de tensiones al exterior no se considera necesario un estudio para su reducción o eliminación. No obstante, para garantizar que el sistema de puesta a tierra de servicio no alcance tensiones elevadas cuando se produce un defecto, existirá una distancia de separación mínima (Dn-p), entre los electrodos de los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio.

Dn - p k * · 0].2000 · ½ *300 · 300.2000 · ½ 14.32

Siendo: Resistividad del terreno, en Wm. 0] Intensidad de defecto en A. La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo de servicio se realizará con cable de Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al impacto mecánico de 7 como mínimo. 10.8.9. Corrección del diseño inicial.

No se considera necesario la corrección del sistema proyectado según se pone de manifiesto en las tablas del punto 10.8.7.

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