Memoria Cálculo Generaciónbibing.us.es/proyectos/abreproy/4781/fichero/Proyecto... · PROYECTO...

PROYECTO FIN DE CARRERA: PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 1.890 KWn SOBRE SUELO

PROYECTO DE GENERACIÓN MEMORIA DE CÁLCULO

MEMORIA DE CÁLCULO


PROYECTO DE GENERACIÓN MEMORIA DE CÁLCULO - 1 -

INDICE

1. Diseño de los generadores.....................................................4

1.1. Número de módulos por rama ............................................................... 4

1.2. Número y conexionado de los módulos fotovoltaicos.............................. 5

1.3. Parámetros de diseño............................................................................ 5

1.4. Distancia entre filas de módulos .......................................................... 10

1.4.1. Pérdidas de energía por orientación e inclinación ................................. 10

1.4.2. Pérdidas de energía por sombreado..................................................... 13

1.4.3. Distancia mínima entre filas de módulos.............................................. 17

2. Estimación de la energía generada........................................ 18

2.1. Energía captada por el generador ........................................................ 18

2.1.1. Estudio económico comparativo........................................................... 19

2.2. Producción estimada anual bruta ......................................................... 22

2.3. Producción estimada anual neta .......................................................... 22

2.3.1. Cálculo del Performance Ratio ............................................................. 23

2.3.2. Cálculo de la producción estimada anual neta...................................... 27

3. Diseño de la instalación eléctrica .......................................... 27

3.1. Baja Tensión ....................................................................................... 28

3.1.1. Cálculos de los circuitos de corriente continua ..................................... 28

3.1.1.1. Desde cada subgenerador hasta cuadro de conexiones........................ 28

3.1.1.2. Desde cuadro de conexiones hasta entrada al inversor ........................ 33



3.1.2. Cálculo de los circuitos de corriente alterna ......................................... 36

3.1.2.1. Desde las salidas de cada módulo del inversor hasta el cuadro de BT .................................................................................................. 36

3.1.2.2. Desde el cuadro de BT hasta el Centro de Transformación................... 39

3.2. Centro de Transformación ................................................................... 40

3.2.1. Intensidad de alta tensión ................................................................... 40

3.2.2. Intensidad de baja tensión .................................................................. 41

3.2.3. Cortocircuitos ...................................................................................... 42

3.2.3.1. Observaciones..................................................................................... 42

3.2.3.2. Cálculo de las intensidades de cortocircuito ......................................... 42

3.2.4. Dimensionado del embarrado .............................................................. 43

3.2.4.1. Comprobación por densidad de corriente ............................................. 43

3.2.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica .................................... 43

3.2.4.3. Comprobación por solicitación térmica. Sobreintensidad térmica admisible............................................................................................. 43

3.2.5. Selección de las protecciones de AT y BT............................................. 43

3.2.5.1. Alta tensión......................................................................................... 43

3.2.5.2. Baja tensión ........................................................................................ 44

3.2.6. Dimensionado de la ventilación del centro de transformación .............. 44

3.2.7. Dimensionado del pozo apagafuegos ................................................... 44

3.2.8. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra ..................................... 44

3.2.8.1. Investigación de las características del suelo ....................................... 44



3.2.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto ......... 45

3.2.8.3. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra...................................... 45

3.2.8.4. Tierra de Protección............................................................................. 46

3.2.8.5. Tierra de Servicio ................................................................................ 47

3.2.8.6. Cálculo de la resistencia del sistema de tierras .................................... 48

3.2.8.7. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación ....................... 49

3.2.8.8. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación ........................ 49

3.2.8.9. Cálculo de las tensiones aplicadas ....................................................... 50

3.2.8.10. Investigación de tensiones transferibles al exterior.............................. 51

3.2.9. Corrección y ajuste del diseño inicial ................................................... 52

4. Estructuras soporte ............................................................ 52

4.1. Descripción de la Estructura ................................................................ 52

4.2. Características mecánicas.................................................................... 53

4.3. Zapatas de cimentación....................................................................... 54



1. Diseño de los generadores

Al ser los módulos a instalar de película delgada se dispone de dos conjuntos de valores, los valores iniciales correspondientes a los primeros meses de funcionamiento y los valores nominales en los que se estabilizan los módulos tras este periodo transitorio. Se comprobarán todas las condiciones a cumplir para ambos casos, aunque al ser los valores del periodo inicial más elevados que los valores nominales, estas condiciones serán más restrictivas para nuestro diseño.

1.1. Número de módulos por rama

Debemos diseñar el número de módulos por rama de modo que se cumpla que la tensión para el punto de máxima potencia (PMP) de la rama sea siempre menor que el valor de la tensión a la entrada al inversor y comprobando además que el resto de parámetros de diseño se cumplen también.

• El rango de tensiones de entrada del inversor seleccionado es de 450-800 V, tomamos un valor intermedio de 650V.

• Valor inicial de la tensión de un módulo en PMP = 48,6 V.

• Valor nominal de la tensión de un módulo en PMP = 45,4 V.

• La tensión en una rama será la tensión de un módulo multiplicada por el número de módulos en la rama, ya que estos se encuentran conectados en serie y por lo tanto se suman sus tensiones. La tensión de una rama siempre debe ser menor a la de entrada al inversor, según esto: 48,6·n < 650, 45,4·n < 650.

• Obtenemos que: n = 13 módulos/rama conectados en serie entre sí.

Comprobamos que se cumplen las condiciones del fabricante de los módulos fotovoltaicos, ya que este señala precisamente que como máximo podrán conectarse 13 módulos en serie.

En el apartado de parámetros de diseño se comprobarán el resto de condiciones a cumplir por módulos e inversores.



1.2. Número y conexionado de los módulos fotovoltaicos

Según la elección de los inversores a instalar la planta solar se dividirá en tres generadores de 630 kWn, cada uno de ellos con su inversor de 630 kWn y su transformador elevador de 800 kVA de potencia.

Cada uno de estos generadores de 630 kWn estará compuesto por 24 subgeneradores de 25 kWn que se agruparán en 6 grupos de 100 kWn y 1 subgenerador de 30 kWn, cada uno de ellos dirigidos a cada una de las 7 entradas de los 7 módulos de los que consta el inversor y sumando entre todos la potencia requerida.

La planta se diseñará sobredimensionando la potencia pico a instalar para así asegurar la obtención de los valores esperados de energía eléctrica. La experiencia nos señala que sobredimensionando en un rango del 10 al 15 % podremos asegurar la producción esperada.

Por este motivo y tras realizar los ajustes necesarios para así cumplir los parámetros de diseño establecidos por la normativa y mostrados en el punto a continuación obtenemos que:

• Cada subgenerador de 25 kWn de potencia estará formado por 17 ramas conectadas entre sí en paralelo.

• Cada subgenerador de 30 kWn de potencia estará formado por 20 ramas conectadas entre sí en paralelo.

• Cada generador de 630 kWn está formado por 24 subgeneradores de 25 kWn y 1 subgenerador de 30 kWn, por lo que dispondrá de 428 ramas.

• Al estar la planta solar formada por tres generadores de 630 kWn, se instalarán en total 1.284 ramas.

• Y como cada rama está compuesta de 13 módulos, esto hace un total de 16.692 módulos fotovoltaicos a instalar en toda la planta.

1.3. Parámetros de diseño

A continuación se comprueban los parámetros de diseño establecidos en la ITC-FV-09 de la Junta de Andalucía para los valores iniciales y nominales de las módulos.

Recordemos antes de proceder con los cálculos que en una rama los módulos se conectan en serie por lo que la intensidad permanece constante y se suman las



tensiones y en un subgenerador las ramas se conectan en paralelo por lo que las tensiones permanecen constantes y se suman las intensidades.

Valores iniciales:

• Tensión en el punto de máxima potencia a 1000W/m2 y 70ºC:

o Tensión de vacío de un módulo en Condiciones Estándar de Medida (CEM, 1000W/m2 y 25ºC) = 60,8 V, por lo que en una rama será 13 x 60,8 = 790,4 V.

o Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la tensión de vacío caerá un: 0,3x45 = 13,5%.

o La tensión de vacío en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 790,4 x (1 – 0,135) = 683,70 V.

o Tensión en el punto de máxima potencia (PMP) de un módulo en CEM = 48,6 V, por lo que en una rama será 13 x 48,6 = 631,8 V.

o La tensión en PMP en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 631,8 x (1 – 0,135) = 546,51 V.

o Tensión mínima de entrada al inversor = 450 V.

En ambos casos las tensiones son superiores a la mínima de entrada al inversor: 683,70 V > 450 V ; 546,51 V > 450 V

• Tensión en circuito abierto a 100W/m2 y 5ºC:

o Tensión a circuito abierto de un módulo a 100W/m2 y 25ºC = 45,6 V, por lo que en una rama será 13 x 45,6 = 592,8 V.

o Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 5ºC (20ºC de decremento) la tensión aumentará un 0,3 x 20 = 6%.

o La tensión a circuito abierto para una rama será = 592,8 x (1+ 0,06) = 628,37 V.

o Tensión máxima admisible de entrada al inversor = 800 V.

Se comprueba que la tensión de la rama es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 628,37 V < 800 V



• Intensidad de cortocircuito a 1000W/m2 y 70ºC:

o Intensidad de cortocircuito de un módulo en CEM = 3,54 A, y lo mismo por tanto para cada rama. Cada grupo de 4 subgeneradores de 25 kWn que forman la entrada al módulo del inversor de 100 kWn estará compuesto por 17x4 = 68 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,54 x 68 = 240,72 A.

o Coeficiente de temperatura de la intensidad de cortocircuito del módulo = 0,07%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la intensidad de cortocircuito se incrementará 0,07 x 45 = 3,15%

o La intensidad de cortocircuito en CEM para cada grupo de subgeneradores será: 240,72 x (1+ 0,0315) = 248,30 A.

o Intensidad máxima de entrada al inversor = 250 A.

Se comprueba que la intensidad del grupo de subgeneradores es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 248,30 A < 250 A.

o Cada subgenerador de 30 kWn estará compuesto por 20 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,54 x 20 = 70,8 A.

o La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 70,8 x (1+ 0,0315) = 73,03 A.


Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 73,03 A < 75 A

• Potencia nominal del inversor:

o Potencia pico de cada generador = 150,6 Wp/módulo x 13 módulos/rama x (17 ramas/subgenerador de 25kWn x 24 subgeneradores de 25kWn/inversor + 20 ramas/subgenerador de 30kWn) = 837,94 kWp.

o Sobredimensionando un 20% cada generador se obtiene: 1,2 x 837,94 = 1.005,53 kWp.

o Potencia nominal del inversor = 630 kWn.



Se comprueba que la potencia pico del generador sobredimensionada un 20% es mayor a la potencia nominal del inversor: 1.005,53 kWp > 630 kWn.

Valores nominales:

• Tensión en el punto de máxima potencia a 1000W/m2 y 70ºC:

o Tensión de vacío de un módulo en Condiciones Estándar de Medida (CEM, 1000W/m2 y 25ºC) = 59,8 V, por lo que en una rama será 13 x 59,8 = 777,4 V.

o Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la tensión de vacío caerá un: 0,3x45 = 13,5%.

o La tensión de vacío en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 777,4 x (1 – 0,135) = 672,45 V.

o Tensión en el punto de máxima potencia (PMP) de un módulo en CEM = 45,4 V, por lo que en una rama será 13 x 45,4 = 590,2 V.

o La tensión en PMP en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 590,2 x (1 – 0,135) = 510,52 V.

o Tensión mínima de entrada al inversor = 450 V.

En ambos casos las tensiones son superiores a la mínima de entrada al inversor: 672,45 V > 450 V ; 510,52 V > 450 V

• Tensión en circuito abierto a 100W/m2 y 5ºC:

o Tensión a circuito abierto de un módulo a 100W/m2 y 25ºC = 45 V, por lo que en una rama será 13 x 45 = 585 V.

o Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 5ºC (20ºC de decremento) la tensión aumentará un 0,3 x 20 = 6%.

o La tensión a circuito abierto para una rama será = 585 x (1+ 0,06) = 620,10 V.

o Tensión máxima admisible de entrada al inversor = 800 V.



Se comprueba que la tensión de la rama es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor 620,10 V < 800 V

• Intensidad de cortocircuito a 1000W/m2 y 70ºC:

o Intensidad de cortocircuito de un módulo en CEM = 3,45 A, y lo mismo por tanto para cada rama. . Cada grupo de 4 subgeneradores de 25 kWn que forman la entrada al módulo del inversor de 100 kWn estará compuesto por 17x4 = 68 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,45 x 68 = 234,6 A.

o Coeficiente de temperatura de la intensidad de cortocircuito del módulo = 0,07%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la intensidad de cortocircuito se incrementará 0,07 x 45 = 3,15%

o La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 234,6 x (1+ 0,0315) = 241,99 A.


Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 241,99 A < 250 A.

o Cada subgenerador de 30 kWn estará compuesto por 20 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,45 x 20 = 69 A.

o La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 69 x (1+ 0,0315) = 71,17 A.


Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 71,17 A < 75 A

• Potencia nominal del inversor:

o Potencia pico de cada generador = 128 Wp/módulo x 13 módulos/rama x (17 ramas/subgenerador de 25kWn x 24 subgeneradores de 25kWn/inversor + 20 ramas/subgenerador de 30kWn) = 712,19 kWp.

o Sobredimensionando un 20% cada generador se obtiene: 1,2 x 712,19 = 854,63 kWp

o Potencia nominal del inversor = 630 kWn.



Se comprueba que la potencia pico del generador sobredimensionada un 20% es mayor a la potencia nominal del inversor: 854,63 kWp > 630 kWn.

1.4. Distancia entre filas de módulos

Para el cálculo de la distancia entre filas de módulos se han seguido las recomendaciones del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía ,IDAE.

El Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE establece en su punto 4.1.2.1 que: “La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I”. Se consideran tres casos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica. Nuestro caso es el primero de los tres mencionados y los valores de los límites para este caso son:

• Límite de pérdidas por Orientación e Inclinación (OI): 10%

• Límite de pérdidas por Sombreado (S): 10%

• Límites de pérdidas Total (OI+S): 15%

La Junta de Andalucía establece en su Orden de 26 de marzo de 2007, BOJA núm. 80, punto 2-b de la ITC-FV-05 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.

Así resulta:

• Límite de pérdidas por Sombreado (S): 5%

1.4.1. Pérdidas de energía 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= 33º, ya que está



comprobado que para latitudes similares a la de nuestro terreno es el ángulo óptimo de captación solar.

• 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 = 0º.

Se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima. Para ello se utilizará la figura que aparece a continuación, válida para una latitud, φ, de 41°:



El procedimiento es el siguiente:

• Conocido el azimut determinamos en la figura los límites para la inclinación en el caso de φ = 41°. Para el caso general vimos anteriormente que las pérdidas máximas por este concepto son del 10%, por lo que el 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 = 0º, nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima:

Inclinación máxima = 60º

Inclinación mínima = 7º

• 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:

o Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud)

o Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud), siendo 0° su valor mínimo.

La instalación se realizará en terrenos de latitud φ = 37,08º. A efectos de cálculo tomaremos 37º. Así tenemos que:

o Inclinación máxima = 60 – (41 – 37) = 56º

o Inclinación mínima = 7 – (41 – 37) = 3º



Comprobamos que la inclinación adoptada, β= 33º, se encuentra dentro de los límites calculados y por tanto las pérdidas por orientación e inclinación se encontrarán por debajo del 10% establecido.

• En casos cercanos al límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la

siguiente fórmula:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (β –φ + 10)2 + 3,5 × 10–5 α2], para 15º< β <90º

Siendo: β = 33º, φ = 37º, α = 0º

Aplicando estos valores resultan unas pérdidas por orientación e inclinación, OI, del 0,432%, muy inferiores al 10% máximo establecido.

1.4.2. Pérdidas de energía 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.

El terreno donde se realizará la instalación es llano y los únicos elementos susceptibles de producir sombras sobre el generador fotovoltaico son las producidas por una hilera de módulos sobre la hilera siguiente.

Con el propósito de optimizar el espacio requerido por la instalación, los módulos fotovoltaicos se dispondrán formando filas de dos hileras de módulos en posición vertical.

Las dimensiones de cada módulo son 1,41m de largo por 1,01m de ancho. Cada fila estará compuesta por dos hileras de módulos separados entre sí 0,03m y dispuestos en verticalmente, por lo que el ancho de las filas, “a”, será de 3m.

A continuación se presenta un esquema del perfil de dos filas consecutivas de módulos y los parámetros necesarios para el estudio:



• Ancho de las filas: a = 3 m

• Ángulo de inclinación de los módulos: β = 33º

• Altura de las filas: h = a·senβ = 1,63 m

• Altura solar: γ

• Distancia entre filas: d

• Distancia de pasillo: d1

• Latitud: φ = 37,08 = 37º

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 el generador fotovoltaico son las producidas en una hilera de módulos por la siguiente, por lo que 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 tal que cumpla la condición impuesta: S<10%.

• 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. En la sección 3 del anexo III, se encuentran las tablas de referencia con los porcentajes de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente resultase interceptada por un obstáculo. En nuestro caso β = 33º, α = 0º, por lo que interpolando entre los valores de las tablas de azimut 0º y β = 35º y β =0º respectivamente, obtenemos:

A B C D 13 0,00 0,00 0,00 0,04 11 0,00 0,01 0,12 0,47 9 0,13 0,40 0,62 1,53 7 0,97 0,94 1,27 2,81 5 1,80 1,49 1,83 3,92 3 2,65 1,86 2,21 4,71 1 3,09 2,10 2,43 5,08 2 3,11 2,10 2,33 5,03 4 2,65 1,87 2,01 4,50 6 1,75 1,50 1,65 3,67 8 0,95 0,98 1,08 2,59

10 0,11 0,41 0,52 1,37 12 0,00 0,02 0,10 0,43 14 0,00 0,00 0,00 0,03



• Cálculo de pérdidas por sombras. Estimaremos una elevación y realizaremos los cálculos precisos para determinar las pérdidas hasta que se cumpla la condición impuesta. Tras varias iteraciones se llega al siguiente resultado:

o Elevación: γ = 20º

o Cálculo final: 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 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. De este modo resulta:

Porción Factor de llenado %Irradiación perdida %Sombreado

D13 1,00 0,04 0,04 D11 0,50 0,47 0,24 C11 1,00 0,12 0,12 B11 1,00 0,01 0,01 C9 0,25 0,62 0,16 B9 1,00 0,40 0,40 A9 1,00 0,13 0,13 B7 0,25 0,94 0,23 A7 0,75 0,97 0,73 A5 0,25 1,80 0,45



Porción Factor de llenado %Irradiación perdida %Sombreado

A6 0,25 1,75 0,44 A8 0,75 0,95 0,71 A10 1,00 0,11 0,11 B8 0,25 0,98 0,25 B10 1,00 0,41 0,41 B12 1,00 0,02 0,02 C10 0,25 0,52 0,13 C12 1,00 0,10 0,10 D12 0,50 0,43 0,22 D14 1,00 0,03 0,03

Total % sombreado (S) 4,93

Se comprueba que las pérdidas por sombreado son inferiores al 5% máximo establecido por la Junta de Andalucía.

Calculamos la distancia entre filas de módulos que conlleva estas pérdidas:

o d1 = a·senβ/tg γ, siendo γ = 20º → d1 = 4,5m

o d = d1 + a·cosβ → d = 7m

Se comprueba igualmente que las pérdidas totales, suma de las pérdidas por orientación e inclinación y pérdidas por sombras, son inferiores al 15% máximo establecido.

1.4.3. Distancia mínima entre filas de módulos

En el apartado 5 del anexo III del PCT se establece una distancia mínima a cumplir entre filas de módulos tal que cumpla que:

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:

dmin = h / tan (61°– latitud) = 2,3m → dmin = 3,7 m.

d1min = dmin – a·cosβ = 1,15 m



Se comprueba que dichas distancias mínimas se cumplen y por lo tanto se determina que:

d1 = 4,5 m d = 7 m

Para que los edificios de inversores y Centros de Transformación provoquen sombras sobre las filas posteriores de módulos inferiores al límite establecido del 5% debemos calcular también la distancia entre ellos:

h (CT) = 2,77m; d (CT-fila posterior) = h (CT)/tg20º = 7,60 m

h (inv) = 3,01m; d (inv-fila posterior) = h (inv)/tg20º = 8,27 m

Seleccionamos la mayor distancia para que se cumpla la condición en ambos casos y así fijamos una distancia de 8,27 m entre los Centros de Transformación e inversores y las filas inmediatamente posteriores a estos.

2. Estimación de la energía generada

2.1. Energía captada por el generador

Los valores de radiación global sobre el terreno se obtendrán del documento “Corrección de errores de la Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas (BOJA núm. 80, de 24.11.2007)”, de la CONSEJERÍA DE INNOVACIÓN, CIENCIA Y EMPRESA.

Dichos valores se encuentran registrados en el ANEXO II: DATOS CLIMÁTICOS DE ANDALUCÍA RADIACIÓN GLOBAL DIARIA MEDIANA MENSUAL (Wh/m2·día), en las tablas correspondientes a la provincia de Sevilla, para una orientación Sur de los módulos.

La radiación global sobre suelo horizontal, Gdm(α=0º, β=0º), para la provincia de Sevilla será:

RADIACIÓN GLOBAL (kWh/m2 día)

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

2,33 3,10 4,52 5,44 6,51 6,95 7,05 6,33 5,04 3,59 2,62 2,06



El promedio anual de energía diaria incidente sobre la horizontal es de 4,63kWh/m2dia, por lo que la energía anual incidente por metro cuadrado sobre la horizontal será de 1.690kWh/m2año.

Interpolando entre los valores existentes para inclinaciones de 30º y 35º, se tienen los siguientes valores de la radiación solar media mensual en la provincia de Sevilla y orientación Sur para el ángulo de inclinación de nuestros módulos, β = 33º, Gdm(0º,33º):

RADIACIÓN GLOBAL (Wh/m2dia)

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

3873,4 4453,0 5710,2 5924,8 6383,6 6473,8 6714,0 6627,6 6024,0 4950,6 4198,4 3570,4

El promedio de la radiación solar media anual incidente sobre los módulos será de 5408,75 Wh/m2dia, por lo que la energía anual incidente por metro cuadrado sobre el plano de los módulos será de 1.974,16 kWh/m2año.

Debido a la característica concreta de nuestros módulos de producir una mayor potencia pico en sus 6-8 primeras semanas de funcionamiento, debemos plantearnos qué estrategia de diseño seguir: bien conectar todos los módulos a la vez y sobredimensionar la instalación eléctrica para que soporte una potencia superior a la nominal en los momentos iniciales, o bien no conectar el total de los módulos para compensar el exceso de producción y ceñirnos a la potencia nominal de la planta. La segunda de estas opciones evita el gasto de una instalación sobredimensionada, pero también suprime las ganancias derivadas de la mayor generación que se produciría en caso contrario en el periodo inicial.

Para decidir cuál de las dos anteriores opciones elegir se ha realizado el estudio económico que se presenta a continuación.

2.1.1. Estudio económico comparativo

Durante el periodo inicial de funcionamiento de una de nuestras módulos fotovoltaicas, que consideraremos comprende sus 7 primeras semanas de funcionamiento, la potencia pico generada por esta es de 150,6 Wp, tras este primer periodo se alcanza el periodo de funcionamiento nominal en el que la módulo aporta una potencia de 128 Wp.

Las dos posibilidades bajo estudio son:

• OPCIÓN 1) Todos los módulos fotovoltaicos se conectarán desde el principio.



• OPCIÓN 2) Se conectará inicialmente el número de módulos fotovoltaicos que, generando individualmente una potencia pico superior a la generada en condiciones nominales, aporten en su conjunto la potencia pico de toda la planta en condiciones nominales.

Como ya calculamos anteriormente el total de módulos a instalar es de 16.692 unidades, en la opción 1 todos los módulos son conectados a la vez y en la opción 2 durante las 7 primeras semanas se conectarán 14.187 unidades y a continuación las 2.505 unidades restantes. Las potencias pico instaladas en cada caso serían:

Potencia pico de la planta (Wp) Periodo 1: semanas 1 a 7 Periodo 2: semanas 8 a 14 Periodo 3: semana 15 en adelante

OPCIÓN 1 2.513.815,20 2.136.576,00 2.136.576,00 OPCIÓN 2 2.136.576,00 2.193.186,93 2.136.576,00 Diferencia 377.239,20 -56.610,93 0,00

A continuación se presentan los resultados de los cálculos económicos realizados para cada factor influyente en la comparativa:

• Venta de energía neta generada: siendo el precio del kWh 0,32 € y tomando valores medios de irradiancia y pérdidas obtenemos que:

Venta energía (€) PERIODO 1 PERIODO 2

OPCIÓN 1 176.948,29 150.394,30 OPCIÓN 2 150.394,30 154.379,16 Diferencia 26.553,99 -3.984,86

A partir del periodo 2 los dos casos se comportan igual por lo que hacer la comparación no es de utilidad.

o Caso 1: 26.553,99€ de beneficios y 3.984,86€ de pérdidas respecto al caso 2 hace un total de 22.569,13€ de beneficios respecto al caso 2.

o Caso 2: 26.553,99€ de pérdidas y 3.984,86€ de beneficios respecto al caso 1 hace un total de 22.569,13€ de pérdidas respecto al caso 1.

• Instalación eléctrica: sea cual sea el caso a considerar la instalación eléctrica de corriente continua no variará, en ambos casos deberá estar diseñada para la potencia pico en condiciones iniciales, ya que al conectar los módulos fotovoltaicos estos siempre comenzarán generando la potencia pico inicial independientemente del número de módulos que se conecten. Veremos las diferencias que presentan los casos bajo estudio en el dimensionamiento de la



instalación de corriente alterna, que vendrá definido por la máxima potencia generada en cada caso:

Coste instalación(€)

CASO 1 12.276,98

CASO 2 9.948,42

Diferencia 2.328,56

El caso 1 tiene un mayor coste de la instalación eléctrica necesaria que el caso 2, con una diferencia de 2.825,51€.

Para el diseño tanto del cableado como de las protecciones se ha tomado la máxima potencia pico posible, esto es, en el caso 1 la perteneciente al periodo 1, y en el caso 2 la existente en el periodo 2.

Aquellos elementos que no presentan variación en su diseño tras realizar los cálculos respecto a la potencia considerada en el caso 1 y en el caso 2, no han sido incluidos en los cálculos económicos realizados ya que no influyen en la elección planteada.

La potencia nominal máxima por generador en el caso 1 es de 741,23kW y la máxima en el caso 2 es de 646,69kW. En ambos casos serían necesarios transformadores de 800kVA de potencia, por lo que este aspecto no es objeto de la comparación.

Para concluir realizamos una comparativa global con los aspectos estudiados diferenciados en ingresos y costes, los que nos dará el beneficio obtenido en cada caso (beneficio de la comparativa, en ningún caso será el beneficio de la planta):

Ingresos (€) Costes (€) Beneficio (€)

CASO 1 327.342,59 12.276,98 315.065,61

CASO 2 304.773,46 9.948,42 294.825,04

Diferencia 22.569,13 2.825,51 20.240,57

Al ser mayores los beneficios obtenidos en el caso 1 que en el caso 2, concluimos que la opción más rentable económicamente será la opción 1: conectar todos los módulos de la instalación a la vez.



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.

Se calculará la producción anual mediante los datos obtenidos de irradiancia y con la potencia pico correspondiente a cada periodo:

Mes Gdm(kWh/m2dia) Potencia pico (kWp) kWh/día Días/mes kWh/mes Enero 3,87 2513,82 9.737,03 31 301.847,94 Febrero (P.I.) 4,45 2513,82 11.194,04 18 201.492,73 Febrero (P.N.) 5,71 2136,58 12.200,30 10 122.002,99 Marzo 5,71 2136,58 12.200,30 31 378.209,27 Abril 5,92 2136,58 12.658,81 30 379.764,28 Mayo 6,38 2136,58 13.639,07 31 422.811,23 Junio 6,47 2136,58 13.831,79 30 414.953,75 Julio 6,71 2136,58 14.345,00 31 444.694,94 Agosto 6,63 2136,58 14.160,40 31 438.972,33 Septiembre 6,02 2136,58 12.870,76 30 386.122,74 Octubre 4,95 2136,58 10.577,35 31 327.897,94 Noviembre 4,20 2136,58 8.970,22 30 269.106,52 Diciembre 3,57 2136,58 7.628,45 31 236.481,80

Total producción estimada bruta nominal (kWh/año) 4.324.358,47 Se ha considerado que la instalación comienza a funcionar en el mes de Enero y que el periodo inicial de las módulos en el que su producción es mayor a la existente en régimen nominal comprende sus siete primeras semanas de funcionamiento:

P.I.: Periodo inicial de funcionamiento de las módulos.

P.N.: Periodo nominal de funcionamiento de las módulos.

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.



El IDAE, en su Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, establece en su punto 7 una metodología para el cálculo de la producción anual esperada.

Se partirá de los datos indicados anteriormente del valor medio mensual de la irradiación diaria sobre el plano del generador Gdm(0º,33º), publicados por la CONSEJERÍA DE INNOVACIÓN, CIENCIA Y EMPRESA.

La estimación de la energía generada neta se realizará de acuerdo con la siguiente ecuación:

Ep(kWh/día) = Gdm(0º,33º)·Pmp·PR/GCEM

Donde:

• Pmp: Potencia pico del generador según periodo.

• GCEM = 1kW/m2

• PR: Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”. Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

o La dependencia de la eficiencia con la temperatura

o La eficiencia del cableado

o Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad

o Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia

o La eficiencia energética del inversor

o Otros

2.3.1. Cálculo del Performance Ratio

El factor de rendimiento global cuantifica porcentualmente las pérdidas de nuestra instalación, que son:

• Pérdidas por temperatura. Las pérdidas por temperatura vienen dadas por la siguiente expresión:



PpTa = 0,47·(Tc – 25º), Tc = Tamb + [(TONC – 20º)/800]·E

Donde:

o Tc (ºC): temperatura de las células solares.

o Tamb(ºC): temperatura ambiente en sombra medida con termómetro de mercurio. Datos obtenidos del JRC European Energy Commission (PVGis), ver anexo nº1.

o TONC(ºC): temperatura de operación nominal del módulo. Dato facilitado en la ficha técnica del módulo a instalar.

o E(W/m2): irradiación solar medida con célula solar calibrada en CEM y situada en el emplazamiento. Datos obtenidos del JRC European Energy Commission (PVGis), ver anexo nº2.

A continuación se presentan los valores obtenidos para cada mes:

Mes Tamb (ºC) Tonc (ºC) E (W/m2) Tc (ºC) PpT (%) Enero 12,82 44 417,79 25,35 0,16 Febrero 14,35 44 467,16 28,36 1,58 Marzo 17,76 44 485,19 32,31 3,44 Abril 19,99 44 489,26 34,66 4,54 Mayo 23,74 44 476,20 38,03 6,12 Junio 28,77 44 462,95 42,66 8,30 Julio 31,11 44 463,94 45,03 9,42 Agosto 30,99 44 483,16 45,48 9,63 Septiembre 27,23 44 471,96 41,39 7,70 Octubre 22,91 44 441,48 36,15 5,24 Noviembre 17,06 44 432,16 30,03 2,36 Diciembre 13,83 44 397,21 25,74 0,35

• Pérdidas por efecto Joule en el cableado. Se producen pérdidas energéticas tanto en la conducción de corriente continua como en la de corriente alterna debido al efecto Joule que se calculan mediante la expresión:

PpOhm = (ρ·L/S)·I2

Donde:

o ρ(Ω·mm2/m): resistividad del Cu a 50ºC. ρ = 0,021Ω·mm2/m

o L(m): longitud del conductor.



o I(A): intensidad.

o S(mm2): sección del conductor.

Tomaremos valores medios en unidades representativas de 25 kW para corriente continua y de 100 kW para corriente alterna para estimar estas pérdidas, obteniéndose que:

Periodo inicial (P.I.):

Corriente continua: PpOhm,DC = 2·(0,021·50/70)·40,32 = 48,72 W, lo que representa aproximadamente un 0,19% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Corriente alterna:

Desde el inversor al transformador: PpOhm, AC = (0,021·10/120)·212,282 = 78,86 W, lo que representa aproximadamente un 0,08% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Desde el transformador al centro de seccionamiento: PpOhm, AC = (0,021·600/50)·28,532 , lo que representa aproximadamente un 0,07% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Haciendo un total de 0,14% de pérdidas por efecto Joule en el cableado de corriente alterna.

Periodo nominal (P.N.):

Corriente continua: PpOhm,DC = 2·(0,021·50/70)·36,662 = 40,32 W, lo que representa aproximadamente un 0,16% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Corriente alterna:

Desde el inversor al transformador: PpOhm, AC = (0,021·10/120)·180,422 = 56,97 W, lo que representa aproximadamente un 0,06% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Desde el transformador al centro de seccionamiento: PpOhm, AC = (0,021·600/50)·24,252 , lo que representa aproximadamente un 0,05% de pérdidas por efecto Joule respecto a la potencia generada.

Haciendo un total de 0,10% de pérdidas por efecto Joule en el cableado de corriente alterna.



• Pérdidas por polvo y suciedad. Dependen del emplazamiento de la instalación y de las condiciones meteorológicas y los valores típicos anuales son de aproximadamente un 4% para superficies con un grado de suciedad alto. Estimamos en nuestro caso unas pérdidas por polvo y suciedad del 3%.

• Pérdidas por rendimiento del inversor. El inversor tiene un rendimiento del 96%, por lo que las pérdidas por rendimiento del inversor serán del 4%.

• Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia. El rendimiento del inversor en el seguimiento del punto de máxima potencia es del 97%, por lo que las pérdidas por errores en este aspecto son del 3%.

• Pérdidas angulares y espectrales. Según datos proporcionados en la ficha técnica del modelo de módulo a instalar, se considerarán unas pérdidas angulares y espectrales del 2%.

Una vez calculadas todas las pérdidas que participan en el cálculo del Performance Ratio presentamos los resultados obtenidos mes a mes como suma de todas las pérdidas existentes:

Mes Pptotal PR Enero 12,50 0,87 Febrero (P.I.) 13,92 0,86 Febrero (P.N.) 13,84 0,86 Marzo 15,70 0,84 Abril 16,81 0,83 Mayo 18,39 0,82 Junio 20,56 0,79 Julio 21,68 0,78 Agosto 21,89 0,78 Septiembre 19,97 0,80 Octubre 17,51 0,82 Noviembre 14,63 0,85 Diciembre 12,61 0,87



2.3.2. Cálculo de la producción estimada anual neta

Como indicamos al principio del presente apartado, la energía generada anual neta se estima mediante la siguiente ecuación:

Ep(kWh/día) = Gdm(0º,33º)·Pmp·PR/GCEM

Una vez calculados los valores de PR para cada mes disponemos de todos los datos necesarios. A continuación se muestran los datos obtenidos:

Mes Gdm(kWh/m2dia) PR Potencia pico (kWp) Ep(kWh/dia) Días/mes Ep(kWh/mes) Enero 3,87 0,87 2513,82 8.519,64 31 264.108,70 Febrero (P.I.) 4,45 0,86 2513,82 9.636,05 18 173.448,88 Febrero (P.N.) 4,45 0,86 2136,58 8.197,00 10 81.970,02 Marzo 5,71 0,84 2136,58 10.284,68 31 318.825,12 Abril 5,92 0,83 2136,58 10.531,17 30 315.935,19 Mayo 6,38 0,82 2136,58 11.131,03 31 345.062,08 Junio 6,47 0,79 2136,58 10.987,38 30 329.621,46 Julio 6,71 0,78 2136,58 11.234,92 31 348.282,57 Agosto 6,63 0,78 2136,58 11.060,34 31 342.870,57 Septiembre 6,02 0,80 2136,58 10.300,55 30 309.016,54 Octubre 4,95 0,82 2136,58 8.725,71 31 270.496,91 Noviembre 4,20 0,85 2136,58 7.657,99 30 229.739,55 Diciembre 3,57 0,87 2136,58 6.666,16 31 206.650,93

PROMEDIO 5,34 0,83 9.610,20 Producción nominal estimada anual neta (kWh/año) 3.536.028,53

3. Diseño de la instalación eléctrica

Los cálculos se realizarán con los valores de producción máxima generada que, al conectarse todos los módulos a la vez, serán los correspondientes al periodo inicial de la instalación como vimos en la comparativa realizada, ya que serán valores superiores a los nominales que la instalación eléctrica debe ser capaz de soportar.

Se considerará el coeficiente mayorador de 1,25 para las intensidades generadas prescrito en la ITC-BT-40 para las instalaciones eléctricas generadoras: “Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador”.

Los cables a instalar serán de la marca Prysmian, diseñados específicamente para instalaciones fotovoltaicas:



3.1. Baja Tensión

3.1.1. Cálculos de los circuitos de corriente continua

3.1.1.1. Desde cada subgenerador hasta cuadro de conexiones

Los conductores de conexionado entre ramas discurrirán al aire libre y bajo tubo enterrado de PE desde la primera rama de cada subgenerador hasta el cuadro de conexiones situado en el interior del edificio del inversor.

• Cálculo de sección según intensidad máxima admisible:

Subgeneradores de 25 kWn

I = P/U = 52,68 A

P: Potencia máxima del subgenerador. Cada subgenerador está compuesto por 17 ramas y cada rama está formada por 13 módulos de 150,6 Wp cada uno, por lo que: P = 17 · 13 · 150,6 = 33,28 kWp

U: tensión del subgenerador. Cada rama está formado por 13 módulos de 48,6 V de tensión en el punto de máxima potencia cada uno, por lo que: U = 48,6 · 13 = 631,80 V

Considerando el coeficiente mayorador: I = 1,25 · 52,68 = 65,85 A.



A continuación buscamos la intensidad máxima admisible para nuestra instalación según la norma UNE 20460-5-523:2004:

1. En la tabla 52-B2 determinamos que el método de instalación de referencia a usar es el fijado por el Punto nº 54: conductores aislados o cables unipolares en conductos, en canalizaciones no ventiladas en recorrido horizontal o vertical, método B2.

2. En la tabla 52-C2, cables aislados con XLPE/EPR, dos conductores cargados, cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente 30ºC en el aire, 20ºC en el terreno, para el método de instalación B2 tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.

3. En la tabla 52-D1 encontramos las factores de corrección para temperaturas ambiente diferentes de 30ºC, que para 50ºC y aislamiento en XLPE y EPR resulta ser de 0,82, aplicable para cables al aire libre.

4. En la tabla 52-D2 encontramos las factores de corrección para temperaturas ambiente del terreno diferentes de 20ºC, que para 35ºC y aislamiento en XLPE resulta ser de 0,89, aplicable para cables en conductos enterrados.

Así, para una sección de 16 mm2 tenemos una intensidad máxima admisible de 91 A, que en las condiciones de temperatura impuestas para cables al aire libre resulta 74,62 A y para tubo enterrado 80,99 A, superiores ambas a la intensidad máxima generada calculada anteriormente de 65,85 A.

Subgeneradores de 30 kWn

I = P/U = 61,98 A

P: Potencia máxima del subgenerador. Cada subgenerador está compuesto por 20 ramas y cada rama está formada por 13 módulos de 150,6 Wp cada uno, por lo que: P = 20 · 13 · 150,6 = 39,16 kWp

U: tensión del subgenerador. Cada rama está formado por 13 módulos de 48,6 V de tensión en el punto de máxima potencia cada uno, por lo que: U = 48,6 · 13 = 631,80 V


Al igual que antes buscamos la intensidad máxima admisible para nuestra instalación según la norma UNE 20460-5-523:2004:

1. En la tabla 52-B2 determinamos que el método de instalación de referencia a usar es el fijado por el Punto nº 54: conductores aislados o cables unipolares



en conductos, en canalizaciones no ventiladas en recorrido horizontal o vertical, método B2.

2. En la tabla 52-C2, cables aislados con XLPE/EPR, dos conductores cargados, cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente 30ºC en el aire, 20ºC en el terreno, para el método de instalación B2 tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.

3. En la tabla 52-D1 encontramos las factores de corrección para temperaturas ambiente diferentes de 30ºC, que para 50ºC y aislamiento en XLPE resulta ser de 0,82, aplicable para conductor bajo tubo en superficie.

4. En la tabla 52-D2 encontramos las factores de corrección para temperaturas ambiente del terreno diferentes de 20ºC, que para 45ºC y aislamiento en XLPE y EPR resulta ser de 0,8, aplicable para conductor bajo tubo enterrado.

Así, para una sección de 25 mm2 tenemos una intensidad máxima admisible de 119 A, que en las condiciones de temperatura impuestas para tubo en superficie resulta 97,58 A y para tubo enterrado 95,20 A, superiores ambas a la intensidad máxima generada calculada anteriormente de 77,47 A.

• Cálculo de sección por caída de tensión:

Se calculará la caída de tensión en cada tramo entre dos ramas consecutivas y la caída de tensión acumulada desde el origen, así obtendremos la caída de tensión en el punto más alejado de la instalación, el más desfavorable.

Para el cálculo de la caída de tensión se ha utilizado la siguiente expresión:

ε = 200 · L · I /( γ · S · U)

Donde:

• ε (%): Caída de tensión.

• L (m): Longitud de cada tramo.

• I (A): Intensidad que circula por cada tramo.

• γ (m/Ω·mm2): Conductividad del cobre a la temperatura del conductor.

• S (mm2): sección del conductor.



• U (V): tensión del conductor.

Se han utilizado los siguientes valores para el cálculo:

• La intensidad inyectada por cada rama vendrá dada por su corriente en el punto de máxima potencia mayorada por el coeficiente establecido anteriormente:

I = 1,25 · 3,1 = 3,88 A

• γ (90ºC) = 43,48 m/Ω·mm2

• La tensión del circuito será la tensión impuesta por cada rama, es decir la tensión en el punto de máxima potencia de un módulo por el número de módulos en cada rama:

U = 13 · 48,6 = 631,80 V

Los subgeneradores han sido numerados del 1 al 25 consecutivamente desde el situado en el punto más alejado dirección norte hasta el situado en el punto más alejado dirección sur respecto ambos a los edificios de inversores y centros de transformación.

Se debe cumplir en todo caso que la caída de tensión en cada tramo no supere el 2% establecido por la Orden de la Junta de Andalucía de 26 de marzo de 2007. Además se ha obligado a que la desviación entre caídas de tensión de los diferentes subgeneradores fuese siempre inferior al 0,1% para el buen funcionamiento del inversor.

A continuación se muestra una tabla resumen de las secciones obtenidas y las caídas de tensión por tramo para cada uno de los tres generadores de 630 kWn que forman la planta solar fotovoltaica. Los cálculos realizados se muestran con mayor detalle en el anexo nº3.

Sección (mm2)

Subg. Potencia nominal (kWn)

Distancia subgenerador-

inversor (m)

Subgenerador-inversor Entre ramas ε (%)

Desviación max. (%)

Desviaciónmax (V)

1 25 89,8 95 70 0,822 0,037 0,02 2 25 82,8 95 70 0,786 0,002 0,00 3 25 75,8 95 70 0,751 0,034 0,02 4 25 68,8 70 70 0,840 0,055 0,03 5 25 61,8 70 70 0,792 0,007 0,00



Sección (mm2)

Subg. Potencia nominal (kWn)

Distancia subgenerador-

inversor (m)

Subgenerador-inversor Entre ramas ε (%)

Desviación max. (%)

Desviaciónmax (V)

6 25 54,8 70 70 0,744 0,041 0,02 7 25 47,8 70 50 0,843 0,059 0,03 8 25 40,8 70 50 0,795 0,011 0,01 9 25 33,8 70 50 0,747 0,037 0,02 10 25 26,8 70 50 0,699 0,085 0,04 11 25 19,8 50 50 0,706 0,079 0,04 12 25 12,8 50 35 0,859 0,075 0,04 13 25 12,8 50 35 0,859 0,075 0,04 14 25 19,8 50 50 0,706 0,079 0,04 15 25 26,8 70 50 0,699 0,085 0,04 16 25 33,8 70 50 0,747 0,037 0,02 17 25 40,8 70 50 0,795 0,011 0,01 18 25 47,8 70 50 0,843 0,059 0,03 19 25 54,8 70 70 0,744 0,041 0,02 20 25 61,8 70 70 0,792 0,007 0,00 21 25 68,8 70 70 0,840 0,055 0,03 22 25 75,8 95 70 0,751 0,034 0,02 23 25 82,8 95 70 0,786 0,002 0,00 24 25 89,8 95 70 0,822 0,037 0,02 25 30 116,54 120 120 0,848 0,063 0,03

Vemos que la máxima caída de tensión es de 0,859%, muy inferior al 2% impuesto por la Junta de Andalucía. Vemos también que la máxima desviación es de 0,085%, inferior al máximo establecido del 0,1% y así, en el caso más desfavorable, los módulos de los subgeneradores con dicha desviación máxima (subgeneradores 10 y 15) trabajarán con una desviación de tensión respecto a la del punto de máxima potencia de 0,04V.

Definimos por tanto que los cables en este tramo serán del tipo Tecsun (PV) (AS), cables de alta seguridad especialmente diseñados para instalaciones solares fotovoltaicas, de conductor cobre, 0,6/1kV de tensión nominal y de secciones según las definidas en la tabla anterior. El montaje para el conexionado entre ramas se hará al aire libre y bajo tubo de PE enterrado en los tramos desde el inversor hasta la primera rama de cada subgenerador, en ambos casos el diámetro exterior de dichos tubos será de 50mm para subgeneradores de 25kWn y de 63mm para subgeneradores de 30kWn.

A continuación se incluye el catálogo del cableado a instalar con sus características principales.

Ver en anexo 1 la ficha técnica del cable Tecsun de Prysmian.



3.1.1.2. Desde cuadro de conexiones hasta entrada al inversor

Desde el cuadro de conexiones hasta la entrada a cada módulo del inversor discurrirán los 7 cables en contacto, tendidos sobre bandeja de tipo rejilla. Para cada generador de 630 kWn tendremos que:

• Las 6 líneas de entrada a los módulos de 100 kW del inversor:

Cálculo de sección según intensidad máxima admisible

I = P/U = 210,70 A

P: Potencia aportada en el periodo inicial por 4 subgeneradores de 25 kWn cada uno. P = 33,28 · 4 = 133,12 kWp

U: Tensión en el punto de máxima potencia de cada subgenerador. U = 13 · 48,6 = 631,80 V



1. En la tabla 52-B2 determinamos que el método de instalación de referencia a usar es el fijado por el Punto nº 32: conductores sobre abrazaderas o rejillas, método E ó F.

2. En la tabla 52-C11, aislamiento XLPE/EPR, conductores de cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente de referencia 30ºC, para cables unipolares, dos conductores cargados en contacto (método de instalación F) tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.


4. En la tabla 52-E1 encontramos las factores de reducción por agrupamiento de varios circuitos, que para capa única sobre bandeja perforada horizontal y 7 circuitos resulta ser de 0,73.

Así, para una sección de 150 mm2 tenemos una intensidad máxima admisible de 504 A, que en las condiciones de temperatura y agrupación impuestas resulta



301,69 A, superior a la intensidad máxima generada calculada anteriormente de 263,37 A.

Cálculo de sección por caída de tensión

ε = 200 · L · I /( γ · S · U) = 0,077%

Donde se han utilizado los siguientes valores:

L = 6 m

I = 263,37 A.

γ = 43,48 m/Ω·mm2

S = 150 mm2

U = 631,8 V

La Orden de la Junta de Andalucía de 26 de marzo de 2007 establece una caída de

tensión máxima del 2%, se comprueba que la caída calculada junto a la máxima caída de

tensión calculada anteriormente desde subgeneradores no supera dicho máximo: 0,859% + 0,077% = 0,936%.

Las 6 líneas de entrada a los módulos de 100kWn del inversor serán del tipo Tecsun (PV) (AS), de sección 2x1x150 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla.

• Línea de entrada al módulo de 30 kW del inversor:


I = P/U = 61,98 A

P: Potencia aportada en el periodo inicial por el subgenerador de 30 kWn. P = 39,16 kWp

U: Tensión en el punto de máxima potencia del subgenerador. U = 13 · 48,6 = 631,80 V






2. En la tabla 52-C11, aislamiento XLPE/EPR, conductores de cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente de referencia 30ºC, para cables unipolares, dos conductores cargados en contacto (método de instalación F) tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.



Así, para una sección de 25 mm2 tenemos una intensidad máxima admisible de 161 A, que en las condiciones de temperatura y agrupación impuestas resulta 96,37 A, superior a la intensidad máxima generada calculada anteriormente de 77,48 A.


ε = 200 · L · I /( γ · S · U) = 0,135%


L = 6 m

I = 77,48 A.

γ = 43,48 m/Ω·mm2

S = 25 mm2

U = 631,8 V

La Orden de la Junta de Andalucía de 26 de marzo de 2007 establece una caída de

tensión máxima del 2%, se comprueba que la caída calculada junto a la máxima caída de

tensión calculada anteriormente desde subgeneradores no supera dicho máximo: 0,859% + 0,135% = 0,994%.

La línea de entrada al módulo de 30kWn del inversor será del tipo Tecsun (PV) (AS), de sección 2x1x25 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendido en contacto sobre bandeja tipo rejilla.



3.1.2. Cálculo de los circuitos de corriente alterna

3.1.2.1. Desde las salidas de cada módulo del inversor hasta el cuadro de BT

Desde cada salida de los módulos del inversor hasta la entrada al cuadro de Baja Tensión, situado en el edificio del inversor, discurrirán los 7 cables en contacto, tendidos sobre bandeja de tipo rejilla. Para cada generador de 630 kWn tendremos que:

• Las 6 líneas de salida de los módulos de 100 kW del inversor:


I = P/( √3 · U · cosφ) = 192,14 A

P: Potencia aportada en el periodo inicial por 4 subgeneradores de 25 kWn cada uno. P = 133,12 kWp

U: Tensión compuesta a la salida del inversor. U = 400 V

Cosφ: Factor de potencia, regulable. Cosφ = 1




2. En la tabla 52-C11, aislamiento XLPE/EPR, conductores de cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente de referencia 30ºC, para cables unipolares, tres conductores cargados en plano, en contacto (método de instalación F) tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.





Así, para una sección de 150 mm2 tenemos una intensidad máxima admisible de 464 A, que en las condiciones de temperatura y agrupación impuestas resulta 277,75 A, superior a la intensidad máxima generada calculada anteriormente de 240,18.


ε = 100 · L · P /( γ · S · U2) = 0,026%


L = 2 m

P = 133,12 kW.

γ = 43,48 m/Ω·mm2

S = 150 mm2

U = 400 V

El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, en su ITC BT 40, Apartado 5, establece una caída de tensión máxima del 1,5%, se comprueba que la caída calculada no supera dicho máximo.

Las 6 líneas de salida de los módulos de 100kWn del inversor serán del tipo Retenax Flex, de sección 3x1x150 + 1x120 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla.

• Línea de entrada al módulo de 30 kW del inversor:


I = P/( √3 · U · cosφ) = 56,52 A

P: Potencia aportada en el periodo inicial por el subgenerador de 30 kWn. P = 39,16 kWp








2. En la tabla 52-C11, aislamiento XLPE/EPR, conductores de cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente de referencia 30ºC, para cables unipolares, tres conductores cargados en plano, en contacto (método de instalación F) tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.





ε = 100 · L · P /( γ · S · U2) = 0,045%


L = 2 m

P = 39,16 kW.

γ = 43,48 m/Ω·mm2

S = 25 mm2

U = 400 V




La línea de salida del módulo de 30kWn del inversor será del tipo Retenax Flex, de sección 3x1x25 + 1x25 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla.

Ver en anexo 1 la ficha técnica del cable Retenax Flex.

3.1.2.2. Desde el cuadro de BT hasta el Centro de Transformación

Desde el cuadro de BT, situado en el edificio de inversores, hasta la entrada al transformador, situado en el centro de transformación, discurrirán los cables en contacto, tendidos bajo el falso suelo de los edificios de inversores y transformador y bajo zanja entre ellos. Para cada generador de 630 kWn tendremos que:


I = P/( √3 · U · cosφ) = 1209,38 A

P: Potencia máxima aportada por el transformador. P = 837,88 kWp



Considerando el coeficiente mayorador: I = 1,25 · 1209,72 = 1511,72 A. Para disminuir las secciones necesarias para transportar esta intensidad dividiremos cada fase en cuatro conductores, por lo que la intensidad por fase y conductor será: I = 377,93 A


5. En la tabla 52-B2 determinamos que el método de instalación de referencia a usar es el fijado por el Punto nº 70: cables unipolares en conductos o en conductos perfilados enterrados, método D.

6. En la tabla 52-C4, cables aislados con XLPE/EPR, tres conductores cargados, cobre, temperatura del conductor 90ºC y temperatura ambiente 30ºC en el aire, 20ºC en el terreno, (método de instalación D) tenemos las intensidades máximas admisibles según la sección del conductor.



7. En la tabla 52-D2 encontramos las factores de corrección para temperaturas ambiente del terreno diferentes de 20ºC, que para 25ºC y aislamiento en XLPE y EPR resulta ser de 0,96, aplicable para cables al aire libre.

8. La agrupación será por tubo, ya que al instalar una terna por cada tubo se reducen coeficientes y es más seguro al no afectarle a todo el conjunto un problema en un único tubo.



ε = 100 · L · P /( γ · S · U2) = 0,161%


L = 4 m

P = 837,88 kW.

γ = 43,48 m/Ω·mm2

S = 300 mm2

U = 400 V


La línea de salida del cuadro de BT al CT será del tipo Retenax Flex, de sección 4(3x1x300) + 1x240 mm2, cobre, 0,6/1kV, los cables discurrirán en contacto y enterrados entre edificios de inversores y transformador.

3.2. Centro de Transformación

3.2.1. Intensidad de alta tensión

La intensidad primaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:



Ip = S/(√3 · Up)

Donde:

• S: Potencia del transformador [kVA]

• Up: Tensión primaria [kV]

• lp: Intensidad primaria [A]

En el caso que nos ocupa, la tensión primaria de alimentación es de 15kV.

Para el único transformador de cada uno de los 3 centros de la planta, la potencia nominal es de 800kVA, y su intensidad primaria es de 30,79A.

3.2.2. Intensidad de baja tensión

En un sistema trifásico la intensidad secundaria viene determinada por la expresión:

Is = (S – Wfe – Wcu)/(√3 · Us)

Donde:

• S: potencia del transformador [kVA]

• Wfe: pérdidas en el hierro [kW]

• Wcu: pérdidas en los arrollamientos [kW]

• Us: tensión compuesta en carga en el secundario [kV]

• Is: intensidad en el secundario [A]

En el caso que nos ocupa, la tensión secundaria en vacío es de 0,4kV.

Para el único transformador de cada uno de los 3 centros de la planta, la potencia nominal es de 800kVA, y su intensidad secundaria es de 1140,77A.



3.2.3. Cortocircuitos

3.2.3.1. Observaciones

Para el cálculo de las intensidades que originaría un cortocircuito se tendrá en cuenta una potencia de cortocircuito de 500MVA, valor especificado aportado por la compañía distribuidora.

3.2.3.2. Cálculo de las intensidades de cortocircuito

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en el lado de alta tensión de la instalación se utiliza la expresión:

Iccp = Scc/(√3 · Up)

Donde:

• Scc: potencia de cortocircuito de la red [MVA]

• Up: tensión de servicio [kV]

• Iccp: corriente de cortocircuito [kA]

Con Scc = 500MVA y Up = 15kV, obtenemos que: Iccp = 13,47kA.

Para los cortocircuitos secundarios, se va a considerar que la potencia de cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de MT-BT, siendo por ello más conservadores que en las consideraciones reales.

La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador trifásico, viene dada por la expresión:

Iccs = S/(√3 · Ucc/100 · Us)

Donde:

• S: potencia del transformador [kVA]

• Ucc: tensión de cortocircuito del transformador [%]

• Us: tensión en el secundario [V]

• Iccs: corriente de cortocircuito [kA]



En el caso que nos ocupa, la potencia de cada centro de transformación es de 800kVA, la tensión porcentual de cortocircuito del 6% y la tensión secundaria en vacío de 420V.

Resultando una intensidad de cortocircuito de 19,25 kA.

3.2.4. Dimensionado del embarrado

Las celdas han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.

3.2.4.1. Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene como objeto verificar que no se supera la máxima densidad de corriente admisible por el elemento conductor cuando por el circule un corriente igual a la corriente nominal máxima.

3.2.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica

La comprobación por solicitación electrodinámica tiene como objeto verificar que los elementos conductores de las celdas incluidas en este proyecto son capaces de soportar el esfuerzo mecánico derivado de un defecto de cortocircuito entre fase.

El ensayo garantiza una resistencia electrodinámica de 40kA.

3.2.4.3. Comprobación por solicitación térmica. Sobreintensidad térmica admisible

La comprobación por solicitación térmica tienen como objeto comprobar que por motivo de la aparición de un defecto o cortocircuito no se producirá un calentamiento excesivo del elemento conductor principal de las celdas que pudiera así dañarlo.

El ensayo garantiza una resistencia térmica de 16kA 1 segundo.

3.2.5. Selección de las protecciones de AT y BT

3.2.5.1. Alta tensión

No se instalarán fusibles de alta tensión al utilizar como interruptor de protección un disyuntor en atmósfera de hexafluoruro de azufre, y ser éste el aparato destinado a interrumpir las corrientes de cortocircuito cuando se produzcan.



3.2.5.2. Baja tensión

Los elementos de protección de Baja Tensión del CT. están recogidos en la salida de corriente alterna del inversor.

3.2.6. Dimensionado de la ventilación del centro de transformación

Las rejillas de ventilación de los edificios prefabricados estarán diseñadas y dispuestas sobre las paredes de manera que la circulación del aire ventile eficazmente la sala del transformador. El diseño se ha realizado cumpliendo los ensayos de calentamiento según la norma UNE-EN 61330, tomando como base de ensayo los transformadores de 1000 KVA según la norma UNE 21428-1. Todas las rejillas de ventilación van provistas de una tela metálica mosquitero. El prefabricado habrá superado los ensayos de calentamiento realizados en LCOE con número de informe 200506330341.

3.2.7. Dimensionado del pozo apagafuegos

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 760 litros de capacidad por centro de transformación, cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el exterior y minimizar el daño en caso de fuego.

Dado que el volumen total de agente refrigerante que contiene el transformador es de 541 litros, en caso de su vaciamiento total no habrá ninguna limitación en este sentido.

3.2.8. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra

3.2.8.1. Investigación de las características del suelo

El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no será imprescindible realizar la citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores.

Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de Transformación, se determina la resistividad media en 200 Ω · m.



3.2.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto

En las instalaciones de MT de tercera categoría, los parámetros que determinan los cálculos de faltas a tierra son las siguientes:

• Tipo de neutro. El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, unido a esta mediante resistencias o impedancias. Esto producirá una limitación de la corriente de la falta, en función de las longitudes de líneas o de los valores de impedancias en cada caso.

• Tipo de protecciones. Cuando se produce un defecto, éste se eliminará mediante la apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede actuar en un tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo inverso (tiempo dependiente). Adicionalmente, pueden existir reenganches posteriores al primer disparo, que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a los 0,5 segundos.

No obstante, y dada la casuística existente dentro de las redes de cada compañía suministradora, en ocasiones se debe resolver este cálculo considerando la intensidad máxima empírica y un tiempo máximo de ruptura, valores que, como los otros, deben ser indicados por la compañía eléctrica.

3.2.8.3. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra

Características de la red de alimentación:

Dado que se prevé que la tensión de servicio pase en un futuro a 20 kV y que, cuando se produzca esta circunstancia se conservarán los valores característicos actuales del régimen de neutro, la instalación de tierras se dimensionará para la situación más desfavorable, que va a ser la de 20 kV. Por tanto, los cálculos que siguen van referidos a una tensión de 20 kV. Según los datos de la red proporcionados por la compañía suministradora (Compañía Sevillana de Electricidad (C.S.E.)), el tiempo máximo de eliminación del defecto es de 1 s. Los valores de K y n para calcular la tensión máxima de contacto aplicada según MIE-RAT 13 en el tiempo de defecto proporcionado por la Compañía son:

K = 78,5 y n = 0,18.

Por otra parte, los valores de la impedancia de puesta a tierra del neutro corresponden a:



Rn = 12Ω y Xn = 0Ω, con: Zn = √(Rn2 + Xn2)

La intensidad máxima de defecto se producirá en el caso hipotético de que la resistencia de puesta a tierra del Centro de Transformación sea nula. Dicha intensidad será, por tanto igual a:

Id(máx) = Usmáx(√3 · Zn)

Donde:

• Usmax = 20.000 V

Con lo que el valor obtenido es ld (max)=962,25 A, valor que la Compañía redondea a 1000 A.

Diseño preliminar de la instalación de tierra

El diseño preliminar de la instalación de puesta a tierra se realiza basándose en las configuraciones tipo presentadas en el Anexo 2 del método de cálculo de instalaciones de puesta a tierra de UNESA, que esté de acuerdo con la forma y dimensiones del Centro de Transformación, según el método de cálculo desarrollado por este organismo.

3.2.8.4. Tierra de Protección

Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas, tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores.

Para los cálculos a realizar se emplearán las expresiones y procedimientos según el "Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría", editado por UNESA, conforme a las características del centro de transformación objeto del presente cálculo.

Para la tierra de protección optaremos por un sistema de las características que se indican a continuación:

• Identificación: código 5/62 del método de cálculo de tierras de UNESA.

• Parámetros característicos: Kr= 0,073 Ω/(Ω·m), Kp = 0,012 V/(Ω·m·A).



• Descripción: Estará constituida por 6 picas en hilera unidas por un conductor horizontal de cobre desnudo de 50 mm² de sección. Las picas tendrán un diámetro de 14 mm. y una longitud de 2.00 m. Se enterrarán verticalmente a una profundidad de 0.5 m. y la separación entre cada pica y la siguiente será de 3.00 m. Con esta configuración, la longitud de conductor desde la primera pica a la última será de 15 m., dimensión que tendrá que haber disponible en el terreno.

Nota: se pueden utilizar otras configuraciones siempre y cuando los parámetros Kr y Kp de la configuración escogida sean inferiores o ¡guales a los indicados en el punto anterior.

La conexión desde el Centro hasta la primera pica se realizará con cable de cobre aislado de 0,6/1 kV protegido contra daños mecánicos.

3.2.8.5. Tierra de Servicio

Se conectarán a este sistema el neutro del transformador, así como la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.

Las características de las picas serán las mismas que las indicadas para la tierra de protección. La configuración escogida se describe a continuación:

• Identificación: código 5/62 del método de cálculo de tierras de UNESA.

• Parámetros característicos: Kr= 0,073 Ω/(Ω-m), Kp = 0,012 V/(Ω·m·A).

• Descripción: Estará constituida por 6 picas en hilera unidas por un conductor horizontal de cobre desnudo de 50 mm² de sección. Las picas tendrán un diámetro de 14 mm. y una longitud de 2.00 m. Se enterrarán verticalmente a una profundidad de 0.5 m. y la separación entre cada pica y la siguiente será de 3.00 m. Con esta configuración, la longitud de conductor desde la primera pica a la última será de 15 m., dimensión que tendrá que haber disponible en el terreno.

Nota: se pueden utilizar otras configuraciones siempre y cuando los parámetros Kr y Kp de la configuración escogida sean inferiores o ¡guales a los indicados en el punto anterior.

La conexión desde el Centro hasta la primera pica se realizará con cable de cobre aislado de 0.6/1 kV protegido contra daños mecánicos.



El valor de la resistencia de puesta a tierra de este electrodo deberá ser inferior a 37Ω. Con este criterio se consigue que un defecto a tierra en una instalación de Baja Tensión protegida contra contactos indirectos por un interruptor diferencial de sensibilidad 650 mA, no ocasione en el electrodo de puesta a tierra una tensión superior a 24 Voltios (= 37 x 0,650).

Existirá una separación mínima entre las picas de la tierra de protección y las picas de la tierra de servicio a fin de evitar la posible transferencia de tensiones elevadas a la red de Baja Tensión. Dicha separación se calcula más adelante.

3.2.8.6. Cálculo de la resistencia del sistema de tierras

Tierra de protección

Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas del Centro (Rt), intensidad y tensión de defecto correspondientes (Id, Ud), utilizaremos las siguientes fórmulas:

• Resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt: Rt = Kr·σ

• Intensidad de defecto, Id: Id = Usmáx (√3 · √((Rn+Rt)2+Xn2)), donde Usmax = 20.000V

• Tensión de defecto, Ud: Ud = Id · Rt

Siendo:

σ = 200 Ω·m, Kr = 0,073 Ω/(Ω·m)

Se obtiene los siguientes resultados:

Rt = 14,6 Ω, Id = 434,1 A, Ud = 6337,8 V

El aislamiento de las instalaciones de baja tensión del C.T. deberá ser mayor o igual que la tensión máxima de defecto calculada (Ud), por lo que deberá ser como mínimo de 8000 Voltios.

De esta manera se evitará que las sobretensiones que aparezcan al producirse un defecto en la parte de Alta Tensión deterioren los elementos de Baja Tensión del centro, y por ende no afecten a la red de Baja Tensión.



Comprobamos asimismo que la intensidad de defecto calculada es superior a 100 Amperios, lo que permitirá que pueda ser detectada por las protecciones normales.

Tierra de servicio

Rt: Rt = Kr·σ = 0,073 · 200 = 14,6 Ω, que vemos que es inferior a 37Ω.

3.2.8.7. 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 rejas de ventilación 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 éstas serán prácticamente nulas.

Por otra parte, la tensión de paso en el exterior vendrá determinada por las características del electrodo y de la resistividad del terreno, por la expresión:

Up = Kp · σ · ld = 0,012·200·434,1 = 1041,8 V

3.2.8.8. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación

El piso del Centro estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos preferentemente opuestos a la puesta a tierra de protección del Centro. Con esta disposición se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, esté sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior. Este mallazo se cubrirá con una capa de hormigón de 10 cm de espesor como mínimo.

El edifico prefabricado de hormigón estará construido de tal manera que, una vez instalado, su interior sea una superficie equipotencial. Todas las varillas metálicas embebidas en el hormigón que constituyan la armadura del sistema equipotencial estarán unidas entre sí mediante soldadura eléctrica. Las conexiones entre varillas



metálicas pertenecientes a diferentes elementos se efectuarán de forma que se consiga la equipotencialidad de éstos.

Esta armadura equipotencial se conectará al sistema de tierras de protección (excepto puertas y rejillas, que como ya se ha indicado no tendrán contacto eléctrico con el sistema equipotencial; debiendo estar aisladas de la armadura con una resistencia igual o superior a 10.000 ohmios a los 28 días de fabricación de las paredes).

Así pues, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y contacto en el interior de la instalación, puesto que su valor será prácticamente nulo.

No obstante, y según el método de cálculo empleado, la existencia de una malla equipotencial conectada al electrodo de tierra implica que la tensión de paso de acceso es equivalente al valor de la tensión de defecto, que se obtiene mediante la expresión:

Up,acceso = Ud = Rt · ld = 14,6 · 434,1 = 6337,8 V.

3.2.8.9. Cálculo de las tensiones aplicadas

La tensión máxima de contacto aplicada, en voltios, que se puede aceptar, según el reglamento MIE-RAT, será:

Uca = K/tn

Siendo:

• Uca = Tensión máxima de contacto aplicada en Voltios.

• K =78.5.

• n =0.18.

• t = Duración de la falta en segundos: 1 s

Obtenemos el siguiente resultado:

Uca = 78.5 V

Para la determinación de los valores máximos admisibles de la tensión de paso en el exterior, y en el acceso a cada Centro, emplearemos las siguientes expresiones:

Up(exterior) = 10·k/tn·(1+6 σ/1.000)



Up(acceso) = 10·k/tn·(1+(3 σ+3 σ h)/1.000)

Siendo:

• Up = Tensiones de paso en Voltios.

• K =78.5.

• n =0.18

• t = Duración de la falta en segundos: 1 s

• σ = Resistividad del terreno.

• σ h = Resistividad del hormigón = 3.000 Ω.m

Obtenemos los siguientes resultados:

Up(exterior) = 1.727 V

Up(acceso) = 8.321 V

Así pues comprobamos que los valores calculados son inferiores a los máximos admisibles:

• En el exterior:

Up = 1.041,8 V < Up (exterior) = 1.727 V

• en el acceso al C.T.

Ud = 6.337,8 V < Up(acceso) = 8.321 V

3.2.8.10. Investigación de tensiones transferibles al exterior

Al no existir medios de transferencia de tensiones al exterior no se considera necesario un estudio previo para su reducción o eliminación.

No obstante, con el objeto de 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 Dmín, entre los electrodos de los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio, determinada por la expresión:



Dmín = σ · Id/(2.000 · π)

Con:

• σ = 200 Ω·m

• Id = 434,1 A

Obtenemos una distancia mínima de:

Dmín = 13,82 m

3.2.9. Corrección y ajuste del diseño inicial

Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado, no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado.

No obstante, se puede ejecutar cualquier configuración con características de protección mejores que las calculadas, es decir, atendiendo a las tablas adjuntas al Método de Cálculo de Tierras de UNESA, con valores de "Kr" inferiores a los calculados, sin necesidad de repetir los cálculos, independientemente de que se cambie la profundidad de enterramiento, geometría de la red de tierra de protección, dimensiones, número de picas o longitud de éstas, ya que los valores de tensión serán inferiores a los calculados en este caso.

4. Estructuras soporte

4.1. Descripción de la Estructura

Tal y como se diseñó al principio de esta memoria, la planta se divide en tres generadores de 630kWn y cada uno de ellos estará compuesto por 24 subgeneradores de 25kWn y un subgenerador de 30kWn. Cada subgenerador de 25 kWn contendrá 17 ramas formadas estas a su vez por 13 módulos fotovoltaicos, que se dispondrán formando dos filas en las estructuras soporte con una longitud total de 115,30m. Cada subgenerador de 30 kWn contendrá 20 ramas formadas estas a su vez por 13 módulos fotovoltaicos, que se dispondrán formando dos filas en las estructuras soporte con una longitud total de 135,04m

Para el cálculo de la estructura se utiliza la norma NBE-EA-95, asegurándose un buen anclaje del generador fotovoltaico, resistiendo con los módulos instalados, a



sobrecargas de sismo, viento y nieve, de acuerdo con la normativa básica de edificación NBE-AE-88. En el diseño de la estructura también se buscará la facilidad de montaje y desmontaje de los paneles y se tendrá en cuenta la realización de labores de mantenimiento y/o sustitución de los mismos.

A continuación se especifican las características de la estructura soporte a utilizar:

• Material: Acero galvanizado o similar

• Fijación de elementos a estructura: Se considerará el método de fijación más adecuado según circunstancias.

• Inclinación: 33º.

• Fijación: Zapatas de hormigón.

Este tipo de estructura posee una larga vida útil, un mantenimiento prácticamente nulo y es de gran resistencia frente a acciones agresivas de agentes ambientales.

La estructura soporte irá conectada a tierra con motivo de reducir el riesgo asociado a la acumulación de cargas eléctricas o tensiones inducidas por fenómenos meteorológicos.

4.2. Características mecánicas

A continuación se muestra una tabla con las características mecánicas principales de la estructura:

CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS

Pórticos Acero A 42b galvanizado

Apoyo de los Módulos Acero A 37b galvanizado

Pernos de anclaje Varilla roscada galvanizada

Cimentaciones Hormigón en Masa HM-20



CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS

Tornillería Galvanizada

Carga de viento de diseño Norma NBE-AE88

Carga de nieve de diseño Norma NBE-AE88

Se muestra la vista de un tramo de los subgeneradores:

4.3. Zapatas de cimentación

El fabricante de las estructuras recomienda zapatas de cimentación rectangulares aisladas de dimensiones 700x700x700 mm, para una resistencia del terreno de 0,5 kg/cm2 y una velocidad del viento de 120km/h.

Memoria Cálculo Generaciónbibing.us.es/proyectos/abreproy/4781/fichero/Proyecto... · PROYECTO...

Documents

Transcript of Memoria Cálculo Generaciónbibing.us.es/proyectos/abreproy/4781/fichero/Proyecto... · PROYECTO...