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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE

INGENIERÍA

PROYECTO FIN DE CARRERA

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500kW

SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE

INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA

MEMORIA DE CÁLCULO

ALUMNO: MANUEL CAMPOS FERNÁNDEZ

TUTOR: FERNANDO DELGADO RUIZ

Departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería

ABRIL 2012

ÍNDICE MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 1. Datos de partida para el diseño del generador solar ............. 4

1.1. Cubierta ................................................................................................ 4

1.2. Módulo solar fotovoltaico ................................................................... 4

1.2.1. Características físicas ............................................................. 5

1.2.2. Características eléctricas ....................................................... 5

1.2.3. Criterios técnicos para la colocación de los paneles solares .................................................................................................. 5

1.3. Inversor ................................................................................................ 6


1.4. Transformador ..................................................................................... 6


1.5. Recurso solar en la zona de Sevilla ................................................... 7

CAPÍTULO 2. Diseño del generador solar fotovoltaico .................................. 9

2.1. Orientación e inclinación de los paneles solares fotovoltaicos ...... 9

2.1.1. Orientación de los paneles solares ....................................... 9

2.1.2. Inclinación de los paneles solares ....................................... 11

2.1.3. Colocación de las filas de paneles ...................................... 15

2.2. Determinación de la potencia pico (Pp) del generador fotovoltaico.. ............................................................................................................. 15

2.2.1. Número de paneles por fila................................................... 15

2.2.2. Número total de filas ............................................................. 16

2.2.3. Potencia pico del generador fotovoltaico ........................... 16

2.3. Configuración serie-paralelo del generador.................................... 16

2.3.1. Datos de partida .................................................................... 16

2.3.2. Número de paneles en serie (NPS) ...................................... 18

2.3.3. Número de hileras en paralelo (NHP) .................................. 18

2.3.4. Descripción y justificación de la solución adoptada ......... 19

CAPÍTULO 3. Estudio de sombras ................................................................. 20

3.1. Consideraciones previas .................................................................. 20

3.1.1. Separación entre filas de módulos y número total de filas 20

3.1.2. Pérdidas por sombreamiento de los paneles ..................... 22

CAPÍTULO 4. Diseño y cálculo de la línea eléctrica de baja tensión .......... 33

4.1. Introducción ....................................................................................... 33

4.2. Cálculo de la línea por criterio térmico ............................................ 33

4.2.1. Datos de partida .................................................................... 33

4.2.2. Línea de corriente continua .................................................. 34

4.2.3. Línea de corriente alterna ..................................................... 37

4.2.4. Resumen de conductores seleccionados ........................... 38

4.3. Cálculo de la línea por criterio de caída de tensión ....................... 38

4.3.1. Datos de partida .................................................................... 38

4.3.2. Tramos considerados en la línea de corriente continua .... 40

4.3.3. Tramos considerados en la línea de corriente alterna ....... 41

4.3.4. Resultados de cálculo de la red de BT por criterio de caída de tensión y secciones definitivas ................................................... 41

CAPÍTULO 5. Diseño y cálculo de la línea eléctrica de Media Tensión ...... 43

5.1. Introducción ....................................................................................... 43

5.2. Cálculo de la línea de Media tensión ............................................... 44

5.2.1. Criterio térmico ...................................................................... 44

5.2.2. Criterio de caída de tensión.................................................. 45

5.2.3. Intensidad máxima de cortocircuito en la línea de Media Tensión ............................................................................................... 46

5.2.4. Intensidad máxima de cortocircuito en la pantalla ............. 47

5.2.5. Resumen de los cálculos efectuados .................................. 47

CAPÍTULO 6. Diseño y cálculo de las protecciones ..................................... 48

6.1. introducción ....................................................................................... 48

6.2. Protecciones en el lado de BT .......................................................... 49

6.2.1. Protección mediante fusibles ............................................... 49

6.2.2. Protección mediante interruptores automáticos ................ 53

6.2.3. Protección mediante interruptores diferenciales ............... 56

6.2.4. Interruptores seccionadores ................................................ 56

6.3. Protecciones en el lado de MT ......................................................... 57

6.3.1. Intensidad nominal máxima.................................................. 57

6.3.2. Intensidades de cortocircuito............................................... 57

6.3.3. Dimensionado del embarrado de las celdas de MT ............ 58

6.3.4. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos ................ 58

CAPÍTULO 7. Diseño y cálculo de la puesta a tierra de la instalación solar .. ................................................................................................... 59

7.1. Datos previos ..................................................................................... 59

7.2. Cálculo de la resistencia del terreno ............................................... 59

7.3. Cálculo de la toma de tierra .............................................................. 60

7.3.1. Picas de tierra ........................................................................ 60

7.3.2. Conductores de tierra ........................................................... 61

7.3.3. Conductores de protección .................................................. 61

7.3.4. Conductores de equipotencialidad ...................................... 61

7.3.5. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas del CT ................................................................................ 62

CAPÍTULO 8. Diseño de la puesta a tierra del CT y del CS .......................... 63

8.1. Generalidades .................................................................................... 63

8.2. Investigación de las características del suelo ................................ 63

8.3. Corriente máxima de defecto a tierra y tiempo máximo de eliminación del defecto ............................................................................. 63

8.4. Cálculo de las tensiones máximas admisibles ............................... 64

8.5. Tensión máxima aplicable al cuerpo humano................................. 64

8.6. Tensión máxima de paso en el exterior. .......................................... 64

8.7. Tensión máxima de paso en el acceso ............................................ 65

8.8. Tensión máxima de contacto............................................................ 66

8.9. Centro de Transformación ................................................................ 66

8.9.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra ...................... 66

8.9.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras ....... 68

8.9.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas ............. 69

8.9.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación .......................................................................................... 70

8.9.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo ............................................................................................. 70

8.10. Centro de Seccionamiento ............................................................... 71

8.10.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra ...................... 71

8.10.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras ....... 72

8.10.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas ............. 72

8.10.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación .......................................................................................... 72

8.10.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo ............................................................................................. 72

CAPÍTULO 9. Diseño de la ventilación de los equipos ................................. 73

9.1. Equipos de la caseta de inversores y CT ........................................ 73

9.1.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local ... 73

9.1.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos ........................................................ 74

9.1.3. Soluciones de ventilación forzada adoptadas .................... 76

9.2. Centro de Seccionamiento ............................................................... 79

9.2.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local ... 79

9.2.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos ........................................................ 79

9.2.3. Soluciones de ventilación adoptadas .................................. 80

Memoria de cálculo. Página 4 de 80

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW



Autor: Manuel Campos Fernández

Tutor: Fernando Delgado Ruíz

MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 1.

DATOS DE PARTIDA PARA EL DISEÑO

DEL GENERADOR SOLAR

1.1. CUBIERTA

La cubierta sobre la cual vamos a instalar el generador solar fotovoltaico es una

cubierta curva (cilíndrica) cuya sección es un arco de circunferencia de 254m de diámetro

y cuerda de 42,2m. El desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m

aproximadamente. La longitud útil de la cubierta es de 200m, lo cual nos da una superficie

bruta de unos 8500m2 (8445 m2 aprovechables, descontando los lucernarios).

Características de la cubierta

Orientación Eje longitudinal girado 3º con respecto el eje Norte-Sur

Inclinación de la cubierta (β) 1º

Tipo de cubierta Curva (cilíndrica), arco de circunferencia de ϕ254m y cuerda de 42,2 m. El

desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m aproximadamente.

Superficie bruta de la cubierta 8500 m2 (42,5·200m)

Superficie neta susceptible a ser ocupada por la instalación

solar fotovoltaica. 8445 m2 (descontando lucernarios)

Tabla 1.1. Principales características de la cubierta del edificio de Taller de TUSSAM

1.2. MÓDULO SOLAR FOTOVOLTAICO

Se ha seleccionado el módulo solar de la marca SUNPOWER, modelo SPR-

333NE-WHT-D. De entre los muchos modelos que hay en el mercado, nos decantamos

por este ya que haciendo una comparativa detallada de una serie de modelos llegamos a

la conclusión de que este módulo es el que nos permite instalar la mayor potencia pico en

la instalación, el peso del mismo es de 11,406 kg/m2 (el menor de la comparativa) y su

potencia pico es de 204,205 W/m2 (la mayor de la comparativa).

Para el cálculo de la configuración del generador solar, los datos que necesitamos

son (extraídos de la ficha técnica del fabricante, ver Anejo 1):







MEMORIA DE CÁLCULO

1.2.1. Características físicas

• Largo del panel (mm): 1559

• Ancho del panel (mm): 1046

• Peso (kg): 18,6

1.2.2. Características eléctricas

• Potencia nominal, Pnom (W): 333

• Voltaje en el punto de máxima potencia, Vmpp (V): 54,7

• Corriente en el punto de máxima potencia, Impp (A): 6,09

• Voltaje de circuito abierto, Voc (V): 65,3

• Corriente de cortocircuito, Isc (A): 6,46

• Voltaje máximo del sistema, IEC (V): 1000

• Temperatura nominal de operación, NOTC (ºC): 45 ± 2

• Variación del voltaje V con la temperatura (mV/ºC): -176,6

• Variación de la corriente I con la temperatura (mA/ºC): 3,5

• Variación de la potencia Pnom con la temperatura (%/ºC): -0,38%

1.2.3. Criterios técnicos para la colocación de los paneles solares

Se adoptará como mínimo una separación lateral entre los marcos de los

módulos de 15mm. Dicha separación es adecuada tanto para una correcta ventilación de

los módulos como para disminuir la resistencia del viento (cuyo efecto sobre la estructura

es muy influyente), contribuyendo así a la integridad estructural del edificio. También se

permite absorber las tensiones térmicas que se pueden producir al impedir los posibles

desplazamientos debido a las dilataciones de los paneles y la estructura soporte debido a

los cambios de temperatura.

Por las mismas razones comentadas, la separación entre la arista inferior del

módulo fotovoltaico y la parte superior del panel sándwich de la cubierta no será

inferior a 100 mm (medidos en vertical).







MEMORIA DE CÁLCULO

1.3. INVERSOR

Se ha seleccionado el inversor SMA SUNNY CENTRAL 100HE Indoor, que se

caracteriza, entre otros, por tener un elevado rango de temperaturas de funcionamiento (-

20ºC…50ºC), además de un muy bajo consumo en stand-by (<50W) y un rendimiento

muy elevado (hasta un 98,5%).

Las características que condicionan el diseño de la instalación.


• Potencia nominal de CC, PNOM,I (kW): 103

• Potencia máxima de CC, PMAX,I (kWp): 115

• Rango de tensión MPP, VMPP,I (V): 450 - 820

• Tensión máxima de CC, VCC,I (V): 1000

• Corriente continua máx ICC,I(A): 235

• Tensión de salida en CA VS,I (V): 300

• IN de salida, IN,S (A): 193

• Coseno φ máx: >0,99

• Rendimiento máx. (%): 98,5

1.4. TRANSFORMADOR

Se ha seleccionado un transformador de la marca Schneider Electric, de 630 kVA

de potencia nominal, de forma que ante previsibles ampliaciones de la instalación solar

podamos servirnos de este transformador.

Este transformador es regulable (imprescindible en la planta solar que se proyecta,

ya que la tensión nominal de salida de los inversores es de 300V). Las características

principales de muestran a continuación (el resto de características de muestran en el

Anejo 1):







MEMORIA DE CÁLCULO


• Potencia nominal 630 KVA

• Tensión nominal primaria 13,2/20 o 15/20 KV

• Tensión nominal secundaria en vacío 300 o 420 V

• Tensión de cortocircuito 6 %

• Grupo de conexión Dyn11

• Pérdidas en vacío 1650 W

• Pérdidas a 75 ºC 6800 W

• Pérdidas a 120 ºC 7800 W

• Rendimiento 98,5 – 98,9 %

• Ruido 57 dB

1.5. RECURSO SOLAR EN LA ZONA DE SEVILLA

La zona de Sevilla y su área metropolitana pertenecen a la zona climática V según

el CTE-DB-HE (Ahorro de Energía). Según el mismo, la irradiancia global media (H) es

mayor a 5 kWh/m2, la mayor de todo el territorio nacional.

Figura 1.1. Zonas climáticas del territorio español







MEMORIA DE CÁLCULO

A la vista del mapa anterior se ve como el recurso solar existente en la zona de

emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB-HS, salubridad) fija

el valor de la irradiancia global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno

de Sevilla en 5 kWh/m2. Aunque este valor es suficiente para calcular la energía bruta

incidente sobre los paneles solares, se ha querido ampliar esta información, por lo que se

han obtenido datos más precisos desde la Agencia Andaluza de la Energía. Los datos se

han obtenido de la Estación meteorológica de La Rinconada (Sevilla).







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 2.

DISEÑO DEL GENERADOR SOLAR

FOTOVOLTAICO

2.1. ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN DE LOS PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS

2.1.1. Orientación de los paneles solares

La orientación de los paneles solares que permite captar la máxima energía solar

es la orientación Sur, por estar situados en el Hemisferio Norte.

En la planta solar que se proyecta, tal y como se aprecia en la siguiente imagen, no

existen impedimentos para colocar los paneles orientados totalmente al Sur.

Figura 2.1. Vista de pájaro de la nave industrial







MEMORIA DE CÁLCULO

El único problema que existe en cuanto a la orientación de los paneles se refiere es

que el eje longitudinal de la nave no se encuentra orientado perfectamente en sentido

Norte-Sur, sino que este se encuentra girado 3º en el eje Nordeste Suroeste, tal y como

se aprecia en la figura 3.1., en el plano 1 del presente Proyecto y en la siguiente figura:

Figura 2.2. Orientación del eje longitudinal de la nave industrial

No obstante, se colocarán los paneles siguiendo la misma orientación que el eje

principal de la nave por dos motivos:

1. Debido a la configuración de la planta de la cubierta, no es factible colocar los

paneles orientados totalmente hacia el Sur debido a que en determinadas horas del

día estos sombrearían algunos de los lucernarios existentes en la cubierta,

privando de luz natural al interior del edificio y haciendo necesario incluso el

encendido de luminarias, con el gasto energético que ello conlleva.

2. Se ha hecho una comparativa, mostrando las diferencias en términos de irradiación

global anual orientando los paneles totalmente al Sur y con la orientación propuesta

(Orientación Sur girados 3º en sentido NE-SO).

Como se aprecia en la tabla y gráfico siguientes, la diferencia es despreciable

(0,497% que como se verá, es mucho menor para la inclinación definitiva de los paneles).







MEMORIA DE CÁLCULO

Irradiación global media sobre superficie horizontal en Sevilla, diferentes orientaciones. (kWh/m2)

(fuente: Agencia Andaluza de la Energía)

Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media

(kWh/(m2·día))

Sur 74,3 96,9 140,4 173,7 207,8 227,4 232,6 207,3 155,4 112,9 80,7 62,4 1772 4,850

3º (SO) 73,6 96,3 139,2 173 208 227 232 206,4 154,1 112,2 79,8 61,7 1763 4,830

0,497%

Tabla 2.1. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones

Figura 2.3. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones

2.1.2. Inclinación de los paneles solares

Según recomendaciones de distintos organismos, la inclinación óptima para los

paneles de una planta solar sin seguimiento, concebida para captar la mayor cantidad de

energía posible a lo largo de un año completo, corresponde a la latitud del lugar menos

10º, en nuestro caso, sabiendo que la latitud de la zona de Sevilla es de 37º, el valor de

inclinación de los paneles solares sería de 27º.

Una alternativa a la anterior sería la de colocar los paneles siguiendo la inclinación

propia de la cubierta y así ahorrar en costes de inversión correspondiente a las

estructuras de soporte de los paneles., pero esta opción se descarta ya que la cubierta de

la nave se encuentra inclinada 1º, con vertiente hacia el Norte, por lo que no resulta

factible esta solución.

4,800

4,820

4,840

4,860

4,880

4,900

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

Irra

dia

ció

n m

edia

dia

ria

(kw

h/(

m2·d

ía)

Irra

dia

ció

n (

kwh

/m2)

Sup. Horizontal, orientación Sur Sup. Horizontal, Orientación 3º SO

Media (Horizontal, Sur) Media (Horizonal, 3º SO)







MEMORIA DE CÁLCULO

Afanados en captar la mayor cantidad de energía posible se ha realizado una

comparativa, obteniendo datos de irradiación global para superficies inclinadas en el

entorno de los 27º recomendados (orientación Sur), en donde se ve, que la mayor

captación de energía solar se da cuando los paneles se encuentran inclinados con

respecto a la horizontal.

Los resultados de los análisis realizados arrojan que la inclinación óptima de los

paneles se encuentra muy cerca de los 27º recomendados, en concreto, la mayor

captación de energía solar se producirá según los datos proporcionados por la Agencia

Andaluza de la Energía, para una inclinación de 31º sobre la superficie horizontal (32º

respecto a la pendiente de la cubierta) siendo la irradiación global media de 5,435

kWh/(m2·día) muy ligeramente superior a los 5,426 kWh/(m2·día) que se captarían con

una inclinación de 27º (un 0,15% menor).

Los resultados del análisis efectuado se muestran en la tabla y figura siguientes:

Irradiación normal en la ciudad de Sevilla para las diferentes inclinaciones. Orientación Sur (kWh/m2) (fuente: Agencia Andaluza de la Energía)

Inclinación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media

(kWh/(m2·día))

Horizontal 74,3 96,9 140,4 173,7 207,8 227,4 232,6 207,3 155,4 112,9 80,7 62,4 1772 4,854

25º 103 129 165,6 187,4 208,4 219,6 229 218,3 177,7 141,4 110,8 85,5 1976 5,413

27º 105 130,3 167 187,5 207,1 217,7 226,7 217,6 178,7 143 112,6 87 1980 5,426

30º 108 132,9 168,1 187,1 204,7 214,2 223,7 216,4 179,3 145,2 115 88,9 1983 5,434

31º 109 133,9 168,5 187 203,8 213,1 222,7 216 179,4 145,6 116 89,4 1984 5,435

32º 109 134,3 168,7 186,8 203,1 211,6 221,3 215,4 179,6 146,2 116,8 90,1 1983 5,433

Tabla 2.2. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes inclinaciones (orientación Sur)







MEMORIA DE CÁLCULO

Figura 2.4. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes inclinaciones (orientación Sur)







MEMORIA DE CÁLCULO

Finalmente, se va ha hacer una comparativa de captación de irradiación solar para

la inclinación de paneles seleccionada (31º sobre la horizontal) para la orientación Sur y la

orientación seleccionada (Sur desviado 3º al SO). Los resultados se muestran a

continuación.

Irradiación global media sobre superficie inclinada 31º en Sevilla, diferentes orientaciones. (kWh/m2) (fuente: Agencia

Andaluza de la Energía)

Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media

(kWh/(m2·día))

Sur 109 133,9 168,5 187 203,8 213,1 222,7 216 179,4 145,6 116 89,4 1984 5,435

3º (SO) 109 133,7 168,4 187 203,8 213,1 222,7 216 179,3 145,6 115,8 89,3 1983 5,433

0,035%

Tabla 2.3. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones (31º)

Figura 2.5. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones (31º)

Como resultado de todos estos análisis realizados se concluye que la configuración

del generador solar fotovoltaico será:

• Orientación de los paneles solares fotovoltaicos (γ): Sur, desviación de 3º al SO

(perpendiculares al eje longitudinal de la cubierta.

• Inclinación de los paneles solares fotovoltaicos (β): 31º sobre la superficie

horizontal (32º sobre la superficie de la cubierta).

Conforme a estos datos se ha proyectado la planta solar fotovoltaica proyectada.

La irradiación global media incidente sobre los paneles solares de 5,433 kWh/(m2·día).

5,420

5,425

5,430

5,435

5,440

80

100

120

140

160

180

200

220

Irra

dia

ció

n m

ed

ia d

iari

a (k

wh

/(m

2 ·d

ía)

Irra

dia

ció

n (

kwh

/m2 )

Inclinación 31º, orientación Sur Inclinación 31º, Orientación 3º SO

Media (31º, Sur) Media (31º,3º SO)







MEMORIA DE CÁLCULO

2.1.3. Colocación de las filas de paneles

Para que todos los paneles tengan la misma orientación e inclinación, han de

colocarse siguiendo la traza imaginaria de un plano inclinado a 31º con respecto a la

horizontal y la superficie de la cubierta de la nave industrial. La siguiente figura ilustra el

comentario de este párrafo:

Figura 2.6. Explicación gráfica de la colocación de las filas de paneles

Siguiendo este fundamento han sido colocadas las filas de los paneles del

generador solar fotovoltaico, de forma exacta obteniendo gráficamente todos los puntos

de corte. La colocación de los paneles se puede ver en la documentación gráfica

correspondiente de este Proyecto.

2.2. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA PICO (PP) DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO

2.2.1. Número de paneles por fila

Se ha determinado teniendo en cuenta que la longitud de la fila es de 42,9m. Por

tanto el número de paneles que podemos colocar en una fila es:

, = ℎ + ó =

429001046 + 15 = 40,43

Cubierta de la nave industrial

Plano inclinado 31º con respecto a la horizontal

Traza (línea de corte del plano inclinado con la cubierta e hilera de paneles)







MEMORIA DE CÁLCULO

Luego, el número de paneles por filas es el inmediatamente inferior, es decir, 40

paneles por fila. Con esto, la separación entre paneles es de:

)*+ = , − ℎ = 42900

40 − 1046 = 26,5--

En la práctica se ha tomado 25mm como valor de separación lateral entre paneles.

2.2.2. Número total de filas

El número total de filas es de 39 tal y como se ha deducido en el apartado 2.1.1.

2.2.3. Potencia pico del generador fotovoltaico

La potencia pico del generador fotovoltaico viene dada por el número total de

paneles y la potencia pico de cada panel, según la siguiente expresión:

.,+/ó0123 = , · · .561000 = 40 · 39 · 3331000 = 789, 7:;<

El generador fotovoltaico estará compuesto por un total de 1560 paneles. Este se

dividirá en 5 generadores idénticos de 312 paneles cada uno (100 kW nominales (103,5

kWp) por generador). La razón no es otra que la de disminuir las posibles pérdidas en la

generación debido al posible fallo de un inversor, fallos en conexiones, cortocircuitos, etc.

También se optimiza la instalación ya que evitamos problemas derivados por

sombreados parciales de filas de paneles (puntos calientes, variación de las curvas V-I de

los paneles, etc.).

2.3. CONFIGURACIÓN SERIE-PARALELO DEL GENERADOR

2.3.1. Datos de partida

Para el correcto diseño del generador solar, los datos que necesitamos, además de

los obtenidos en apartados anteriores, son los referentes a los datos de cada inversor. Ya

que será el elemento que nos condicione la configuración del generador solar. Los datos

que utilizaremos a efectos de cálculo se pueden consultar en el apartado 1.1.3.







MEMORIA DE CÁLCULO

2.3.1.1 Temperatura máxima y mínima que puede alcanzar el panel

La temperatura máxima se determina para un nivel de Irradiancia de 1000W/m2 y la

máxima temperatura alcanzable en Sevilla, 45ºC. La temperatura máxima del panel será:

=6>, = =6? +@=A − 20800 · C = 45 + 47 − 20

800 · 1000 = 78,75ºA

La temperatura mínima que puede alcanzar el panel se determina para un nivel de

Irradiancia de 100 W/m2 y para la mínima temperatura diurna alcanzable en Sevilla, 0ºC.

Esta será:

=6, = =6? + @=A − 20800 · C = 0 + 43 − 20

800 · 100 = 2,875ºA

Nota: para el cálculo de ambas temperaturas se ha tomado como valor de NOTC = 47ºC

para Tmax,panel y de 43ºC para Tmin,panel. Corresponden a los 45ºC ± una tolerancia definida

por el fabricante de 2ºC

2.3.1.2 Valores de tensión máxima y mínima que puede alcanzar el panel

A partir de las temperaturas máxima y mínima alcanzables por el panel fotovoltaico,

calculamos los valores de tensiones máxima y mínima que puede alcanzar el panel, en

condiciones normales de funcionamiento, estas son:

E6>, = E6 + FVF= · 0=6, − 253 = 54,7 − 0,1766 · (2,875 − 25) = 58,607E

E6, = E6 + FVF= · 0=6>, − 253 = 54,7 − 0,1766 · (78,75 − 25) = 45,208E

En condiciones de circuito abierto, la tensión máxima que alcanzaría el panel es:

E6>,,5/ = E5/ + FVF= · 0=6, − 253 = 65,3 − 0,1766 · (2,875 − 25) = 69,207E







MEMORIA DE CÁLCULO

2.3.1.1 Valores de corriente máximas alcanzables por el panel

Estos valores crecen con la temperatura, según el fabricante. La máxima corriente en el

punto de máxima potencia que puede alcanzar el panel se dará en condiciones de

máxima temperatura, entonces:

C6,6> = IKLL + FIF= · 0=6>, − 253 = 6,09 + 0,0035 · (78,75 − 25) = 6,276

Análogamente, la intensidad máxima de cortocircuito vale;

C/,6> = IMN + FIF= · 0=6>, − 253 = 6,46 + 0,0035 · (78,75 − 25) = 6,648

2.3.2. Número de paneles en serie (NPS)

2.3.2.1 Número máximo de módulos por ramal

Está condicionado por el valor máximo de la tensión de seguimiento del punto de

máxima potencia, correspondiente al inversor, de forma que:

.) < EPQQ,R(S5TKUV)E6>, = 820

58,607 = 13,99 → .) < 13,99

2.3.2.2 Número mínimo de módulos por ramal

Está condicionado por el valor mínimo de la tensión de seguimiento del punto de

máxima potencia, correspondiente al inversor, de forma que:

.) > EPQQ,R(S5TKYZ)E6, = 450

45,208 = 9,95 → .) > 9,95

2.3.3. Número de hileras en paralelo (NHP)

El número de hileras en paralelo está condicionado por el inversor, de forma que se

ha de cumplir que la intensidad de cortocircuito de cada módulo, por el número de

módulos en paralelo sea inferior a la intensidad máxima admisible en el inversor.

[. · C/ < I\\,] → NHP < I\\,]IMN,KUV =2356,648 = 35,35 → NHP < 35







MEMORIA DE CÁLCULO

2.3.4. Descripción y justificación de la solución adoptada

A partir de los resultados anteriores concluimos que la instalación solar fotovoltaica

estará condicionada por:

• 10 < NPS < 13

• NHP < 35

• NTP = 312

Las posibles soluciones que tenemos son las siguientes:

a. NPS = 12; NHP = 26

b. NPS = 13; NHP = 24

De estas soluciones, adoptamos la a. por ser menor el número de paneles de cada

ramal menor (la tensión con la que trabaja el inversor es menor). Seleccionando esta

configuración garantizamos también un mínimo consumo de cableado eléctrico, y un

mayor rendimiento global de la instalación al disminuir las pérdidas por efecto Joule.

Comprobamos que la tensión máxima admisible del inversor es superior a la

máxima tensión que alcanza la instalación a circuito abierto, siendo esta la tensión de

circuito abierto que alcanza una hilera de paneles en serie.

E6>,5/ = E6>,,5/ · NPS = 69,207 · 12 = 830,48V Al ser Vmax,oc< VCC,I (1000V) Podemos dar el dimensionado por correcto.

Análogamente, se cumple que la tensión de aislamiento del sistema, IEC (1000V)

es superior a la tensión máxima que puede alcanzar la instalación.

La siguiente tabla muestra el resumen de la configuración definitiva de la

instalación solar fotovoltaica.

Potencia pico de la

instalación

Número de generadores

NPS de cada

generador

NHP de cada

generador

Vmin, generador

Vmax, generador

Vmax, oc, generador

Isc, generador

519,48 kWp 5 (103,90 kWp

cada uno) 12 26 542,50 703,28V 830,48V 172,85A

Tabla 2.4. Configuración del generador fotovoltaico







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 3.

ESTUDIO DE SOMBRAS

3.1. CONSIDERACIONES PREVIAS

Todos los cálculos se han efectuado conforme a las prescripciones del Pliego de

Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red (PCT-C), del IDAE, revisado en

Octubre de 2002.

Según este documento, 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 que se muestra a continuación. Se considerarán tres casos: general,

superposición de módulos e integración arquitectónica. En todos los casos se han de

cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y

pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos.

Tabla 3.1. Valores admisibles de pérdidas en el generador solar fotovoltaico

La primera columna se da por cumplida sobradamente, ya que las pérdidas por

inclinación son nulas y las pérdidas por orientación son de un 0,035%.

3.1.1. Separación entre filas de módulos y número total de filas

Se determinará cumpliendo las prescripciones del apartado 5 del ANEXO III del

citado PCT-C del IDEA. En él se establece que la distancia d, medida sobre la horizontal,

entre filas de módulos, de altura h, que pueda producir sobras sobre la instalación deberá

garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno, este

valor se determina mediante la siguiente fórmula:







MEMORIA DE CÁLCULO

6 = ℎtan(61° − )

6 = 6 + · cos(i) Siendo β la inclinación del panel (respecto a la horizontal) y Lpanel 1559 mm

En la siguiente figura se definen gráficamente los valores de “d” y ”h”:

Figura 3.1. Toma de datos de valores de “d” y “h”

Donde el parámetro h viene definido en nuestro caso por el largo del panel solar

(1559 mm), la inclinación del mismo (32º con respecto a la cubierta) y su separación

vertical de este con respecto a la cubierta (100mm según se ha definido en el apartado

1.1.3.). De esta forma h será:

ℎ = 1559 · 32° + 100-- = 926--

Por tanto dmin será:

6 = 926tan(61° − 37°) = 2079-- ≈ 2,1-

La separación mínima en planta será entonces

6 = 2,1 + 1,559 · cos(31) = 3,44- ≈ 3,5-

A la vista de los resultados obtenidos y teniendo en cuenta tanto los lucernarios

existentes en la cubierta de la planta solar como la colocación de las filas según el

apartado 1.3.3. (misma orientación e inclinación en todos y cada uno de los paneles

solares), se ha decidido colocar las filas de paneles separadas una distancia igual a la

separación de pórticos de la nave, es decir, 5 m. Esta separación sacrifica la potencia

total instalada en cubierta ya que se pierde hasta un 30% de la potencia total máxima que

se podría instalar si no existiesen los mismos, pero tras varias iteraciones (girando los

paneles 90º para obtener una distancia entre filas menor) y análisis de las alternativas







MEMORIA DE CÁLCULO

planteadas esta es la mejor solución, ya que es la que permite instalar mayor potencia en

la superficie disponible.

Con todo esto se llega a que el número total de filas es de 39 filas (los 39 vanos

correspondientes a los 200 m de largo total de la cubierta de la nave. Consultar los planos

correspondientes para ver la configuración del generador solar fotovoltaico.

3.1.2. Pérdidas por sombreamiento de los paneles

Las posibles pérdidas que se pueden producir debido al sombreamiento de los

paneles pueden generar problemas derivados como cambios en el punto optimo de

funcionamiento disminuyendo drásticamente la potencia generada por el panel,

generando autoconsumos y puntos calientes en los mismos, por tanto hay que evitar en

medida de lo posible cualquier sombreamiento sobre los paneles solares.

En este caso, las sombras que se puedan producir sobre los paneles solares

pueden ser producidas por edificaciones en altura sobre los paneles solares, o las propias

sombras producidas por los paneles solares entre sí (paneles de una fila sobre la

siguiente o paneles de una misma fila).

Las perdidas por sombra producidas por edificios colindantes a la planta solar se

desprecian, ya que como se ve en las figuras siguientes, no existe edificación en altura

alguna en las inmediaciones de la nave industrial.







MEMORIA DE CÁLCULO

Figura 3.2. Vista de pájaro de la cubierta de la nave industrial, desde el Norte

Figura 3.3. Vista de pájaro de la cubierta de la nave industrial, desde el Sur

Las pérdidas producidas por sombreado entre los propios paneles van a ser muy

pequeñas, dada la separación adoptada entre filas de paneles y dada la suave curvatura

de la cubierta de la nave industrial, no obstante, estas pérdidas van a ser cuantificadas a

continuación.







MEMORIA DE CÁLCULO

Para el cálculo de las pérdidas debidas al sombreado producido por los propios

paneles se calculará siguiendo el método del Anexo III del PCT-C del IDAE (cálculo de las

pérdidas de radiación solar por sombras). Este método es relativamente sencillo aunque

laborioso y consiste básicamente 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:

1. Determinación de los posibles obstáculos que inciden sobre los paneles solares (en

este caso la fila de paneles situada delante de la fila a estudiar).

2. Para un determinado punto de estudio (A…K), se determinarán los ángulos en

términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo (δ) de desviación con

respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de elevación (α) con respecto al

plano horizontal). Es decir, se determinarán los ángulos δi-A, δi-B…, δi-K, αi-A, αi-B…,

αi-K. La siguiente figura ilustra los ángulos en cuestión que se han de obtener.

Figura 3.4 Obtención de los ángulos de azimut e inclinación (1 de 2)







MEMORIA DE CÁLCULO

Figura 3.5. Obtención de los ángulos de azimut e inclinación (2 de 2)

3. Obtención de las coordenadas cartesianas (X, Y, Z) de la fila de paneles obstáculo

y la fila de paneles a estudiar. La obtención de estas se puede realizar a partir de

los planos del presente proyecto, no obstante, se representan en las siguientes

figuras los puntos que se han considerado a efecto de cálculo de las pérdidas por

sombreamiento, así como las coordenadas cartesianas de los mismos. Se han

tomado 10 intervalos, de forma que los puntos pertenecientes a la fila que genera

sombra se han numerado numéricamente desde el Nº 1 hasta el Nº 11 mientras

que los puntos susceptibles de ser sombreados se han numerado alfabéticamente

desde la letra A hasta la K.

La obtención de estos ángulos resulta un tanto engorrosa, pero son cálculos de

trigonometría pura. Para facilitar el cálculo se ha elaborado una hoja de cálculo que en

función de las coordenadas del punto de estudio y las de los puntos susceptibles a

proyectar sombras sobre este, determina cada uno de los ángulos definidos

anteriormente. Hay que tener en cuenta que a cada ángulo δi-j hay que restar 3º debido a

la desviación de la planta solar con respecto del sur (3º en sentido SO).







MEMORIA DE CÁLCULO

Figura 3.6. Obtención de las coordenadas cartesianas de los puntos de estudio. Vista de perfil.







MEMORIA DE CÁLCULO

Figura 3.7. Obtención de las coordenadas cartesianas de los puntos de estudio. Vista en alzado y planta.







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4. Representación del perfil de obstáculos para cada uno de los puntos que se han

evaluado, a través de los ángulos de azimut y elevación (δ,α) sobre la roseta

facilitada por el IDAE, que representa la banda de trayectorias del sol a lo largo de

todo el año, válida para la Península Ibérica. Se representará la envolvente de

todos los perfiles de obstáculos obtenidos por separado para cada uno de los

puntos definidos anteriormente (A…K)

Figura 3.8. Diagrama de trayectorias del sol para la Península Ibérica

5. Determinación de las zonas sombreadas en la roseta (por ejemplo A9, A3, B8, etc).

6. Determinación del valor que corresponde a cada casilla de la roseta anterior (A, B,

C, D). Este se obtiene a partir de una tabla de referencia que proporciona el IDAE

en función de la inclinación y orientación de la planta solar, en nuestro caso se

tomarán los valores de la tabla V-1, por ser la más parecida a nuestro caso

concreto.

7. Multiplicación de cada zona sombreada (casilla afectada) por un factor (fi) valor lo

más cercano a 0,25; 0,5; 0,75 o 1 en función de la fracción sombreada (por ejemplo

0,25·A3, 1·A9, 0,5·A6, etc.).

PERFIL DE OBSTÁCULOS







MEMORIA DE CÁLCULO

Tabla 3.2. Tabla de referencia V-1 del IDAE

8. Finalmente, las pérdidas por sombreamiento se determinan multiplicando el valor

de cada parámetro obtenido en la tabla por su factor en función de la fracción

sombreada. Este valor nos dará, en %, el valor de pérdidas de irradiación global

anual de nuestra planta solar.

.é(%) = m · (, n, A, o)

A continuación se muestran los resultados obtenidos para el caso de la planta

solar, recordar que debido a la configuración del generador solar (separación entre

paneles e inclinación de los mismos), solo se sombrearán parcialmente los paneles de

una fila, cuyos obstáculos son los de la fila que se encuentra inmediatamente delante de

esta.







MEMORIA DE CÁLCULO

COORDENADAS DE LOS PUNTOS DE CÁLCULO (m)

A B C D E F G H I J K

0 4,3 8,6 12,9 17,2 21,5 25,8 30,1 34,4 38,7 43 X2

3,05 1,93 1,08 0,48 0,11 0 0,11 0,48 1,08 1,93 3,05 Y2

0,7 1,29 1,8 2,17 2,39 2,46 2,39 2,17 1,8 1,29 0,7 Z2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

0 4,3 8,6 12,9 17,2 21,5 25,8 30,1 34,4 38,7 43 X1

8,05 6,93 6,08 5,48 5,11 5 5,11 5,48 6,08 6,93 8,05 Y1

1,95 2,44 2,95 3,32 3,54 3,61 3,54 3,32 2,95 2,44 1,95 Z1

Tabla 3.3. Coordenadas cartesianas de los puntos 1,2…11; A, B…K

ÁNGULO δi-j (º)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

-3,00 44,94 67,59 76,33 80,17 81,82 82,43 82,38 81,97 81,27 80,37 δi-A A

-38,09 -3,00 43,02 64,57 73,15 76,88 78,59 79,17 79,15 78,73 78,01 δi-B B

-53,98 -39,32 -3,00 41,34 61,89 70,10 73,81 75,43 76,03 76,00 75,55 δi-C C

-62,59 -56,13 -40,52 -3,00 39,88 59,27 67,26 70,79 72,40 72,96 72,88 δi-D D

-68,22 -65,14 -58,23 -41,69 -3,00 38,33 56,83 64,40 67,86 69,40 69,89 δi-E E

-72,47 -71,06 -67,76 -60,49 -43,08 -3,00 37,08 54,49 61,76 65,06 66,47 δi-F F

-75,89 -75,40 -73,86 -70,40 -62,83 -44,33 -3,00 35,69 52,23 59,14 62,22 δi-G G

-78,88 -78,96 -78,40 -76,79 -73,26 -65,27 -45,88 -3,00 34,52 50,13 56,59 δi-H H

-81,55 -82,00 -82,03 -81,43 -79,81 -76,10 -67,89 -47,34 -3,00 33,32 47,98 δi-I I

-84,01 -84,73 -85,15 -85,17 -84,59 -82,88 -79,15 -70,57 -49,02 -3,00 32,09 δi-J J

-86,37 -87,27 -87,97 -88,38 -88,43 -87,82 -86,17 -82,33 -73,59 -50,94 -3,00 δi-K K Tabla 3.4. Ángulos de azimut de cada uno de los puntos A, B…K sobre cada uno de los puntos 1,2…11

ÁNGULO αi-j (º)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

14,04 16,72 13,86 11,29 9,31 7,68 6,26 4,96 3,73 2,56 1,65 αi-A A

5,04 12,95 15,52 12,31 9,61 7,56 5,91 4,46 3,13 1,89 0,97 αi-B B

0,78 5,04 12,95 13,88 10,38 7,65 5,63 3,96 2,51 1,20 0,24 αi-C C

__ 1,44 6,30 12,95 12,23 8,43 5,71 3,67 2,01 0,58 __ αi-D D

__ 0,20 3,06 7,70 12,95 10,61 6,59 3,81 1,76 0,13 __ αi-E E

__ __ 1,97 4,82 9,19 12,95 9,19 4,82 1,97 __ __ αi-F F

__ 0,13 1,76 3,81 6,59 10,61 12,95 7,70 3,06 0,20 __ αi-G G

__ 0,58 2,01 3,67 5,71 8,43 12,23 12,95 6,30 1,44 __ αi-H H

0,24 1,20 2,51 3,96 5,63 7,65 10,38 13,88 12,95 5,04 0,78 αi-I I

0,97 1,89 3,13 4,46 5,91 7,56 9,61 12,31 15,52 12,95 5,04 αi-J J

1,65 2,56 3,73 4,96 6,26 7,68 9,31 11,29 13,86 16,72 14,04 αi-K K

Tabla 3.5. Ángulos de elevación de cada uno de los puntos A, B…K sobre cada uno de los puntos 1,2…3







MEMORIA DE CÁLCULO

A partir de las tablas 2.4. y 2.5. anteriores, la representación de la envolvente del

perfil de obstáculos queda como sigue:

Figura 3.9. Perfil de sombras sobre el diagrama de trayectorias solares

Haciendo un primer análisis de los resultados obtenidos, se aprecia que las

pérdidas globales por sombreamiento van a ser muy pequeñas, ya que las principales

sombras se producen en los meses de invierno (periodos en los que el Sol tiene menor

elevación) y la irradiación global incidente es menor. Además las mayores sombras se

producen precisamente en las horas cercanas a la puesta y salida del Sol, cuando la

irradiación aún está lejos de su nivel máximo.

Un último análisis nos permite ver como efectivamente la curva es simétrica (ya

que las filas así lo son, sin embargo está ligeramente desplazada hacia la izquierda, es

decir, hay mayor área sombreada en las horas anteriores al medio día solar (punto más

alto de la roseta). Esto pone de manifiesto que las pérdidas por sombreado son muy

ligeramente mayores en las horas próximas a la salida del sol que en las horas próximas

al ocaso solar, debido a que la planta solar se encuentra ligeramente girada hacia el

Oeste, favoreciendo, por tanto, la captación en las horas posteriores al medio día solar.







MEMORIA DE CÁLCULO

Las pérdidas globales por sombreamiento serán:

.é(%)- í = 0,25 · A11 + 0,75 · n11 + 9 + 0,5 · n9 + 0,5 · 7

=0,25 · 0,12 + 0,75 · 0,01 + 0,13 + 0,5 · 0,41 + 0,5 · 1 =0,87%

.é(%)é- = 0,5 · 8 + 10 + 0,5 · n10 + 0,5 · n12 =0,5 · 0,98 + 0,11 + 0,5 · 0,42 + 0,5 · 0,02 =0,82%

Pérdidas totales = 0,87% + 0,82% = 1,69%

La separación entre módulos adoptada hace que las pérdidas de irradiación global

anual sean bastante pequeñas, aunque no despreciables. Este valor servirá para

cuantificar el rendimiento global de la planta solar que se proyecta.

Se aprecia como efectivamente las pérdidas son mayores antes del mediodía solar

que después de este periodo.

Por último, comentar que las pérdidas globales de irradiación solar están bastante

lejos del límite impuesto por el IDAE, definido en la tabla 3.1. (10%).

El valor de pérdidas globales (orientación e inclinación + perdidas por sombras)

será de 0,035 + 1,69 = 2,05%, muy inferior al 15% mínimo definido en la tabla 3.1.

Se da por concluido el estudio de sombras de la planta solar.







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 4.

DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA

ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN

4.1. INTRODUCCIÓN

La línea eléctrica de baja tensión (entendiéndose por baja tensión aquella cuya

tensión nominal es <1000V en CA y <1500V en CC) comprende a la línea que va desde el

generador fotovoltaico (paneles solares fotovoltaicos) hasta el transformador.

Dentro de esta línea eléctrica se distinguen dos tramos claramente diferenciados.

Un primer tramo en CC, que comprende desde el generador solar fotovoltaico hasta el

inversor, y un segundo tramo en CA, que va desde la salida del inversor hasta el primario

del transformador.

Los conductores utilizados en la instalación serán de cobre, con recubrimiento XLPE

(polietileno reticulado) (0,6/1 kV) por ser más apropiado para instalaciones a la intemperie,

además serán conductores especiales para instalaciones fotovoltaicas, debido a las

extremas condiciones que han de soportar. Para el dimensionado de las secciones se

tendrá en cuenta la ITC-BT-06 (redes aéreas para distribución en Baja Tensión), la ITC-

BT-40 (instalaciones generadoras de baja tensión), la norma UNE 20460-5-523:2004

(Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5: Selección e instalación de materiales

eléctricos. Capítulo 52: Canalizaciones. Sección 523: Corrientes admisibles).

4.2. CÁLCULO DE LA LÍNEA POR CRITERIO TÉRMICO


La norma UNE 20460-5-523:2004 y la ITC-BT-40 establecen que los cables se

dimensionarán para aguantar una intensidad nominal no inferior al 125% de la máxima

intensidad del generador solar fotovoltaico, tanto en corriente continua como en alterna.







MEMORIA DE CÁLCULO

4.2.2. Línea de corriente continua

La generación de energía se realiza en unas condiciones de tensión e intensidad

que varían según las condiciones de Irradiancia (I) y de la temperatura de operación (t).

Así pues, para el cálculo de la sección de los cables por este criterio se tendrá en cuenta

la situación más desfavorable, que corresponde a la situación en la que la tensión de

salida del panel solar es casi nula, alcanzándose el valor de Isc. Este valor se calculó

anteriormente y vale (corregido por la temperatura) 6,648 A. A partir de este valor

obtendremos el resto de valores.

4.2.2.1 Conexión de panel-panel

Los cables estarán instalados al aire (método C), forman parte inherente al panel

solar y estarán cogidos con abrazaderas de plástico, luego el cálculo de la sección

mínima se observa en la tabla 52-C2 columna 6 de la norma UNE 20460-5-523:2004,

para conductor de cobre con recubrimiento XLPE en superficie.

La intensidad de diseño será de 1,25 Isc = 1,25·6,648 A = 8,31 A.

Se consideran los siguientes factores de reducción:

• Temperatura (tabla 52-D1 de la norma UNE 20460-5-523:2004): 45ºC 0,87.

• Agrupación de circuitos (tabla 52-E1 de la norma UNE 20460-5-523:2004: 2

circuitos (ver plano Nº7) 0,85.

• Exposición a la radiación solar directa (ITC-BT-06) 0,9.

El producto de los coeficientes de reducción es de 0,87·0,85·0,9 = 0,6655

De la tabla 52-C2 columna 6 de la citada UNE, se obtiene que un conductor con

sección de 1,5mm2 (IZ 22 A), al que aplicando los coeficientes de reducción (IZ =

22·0,6655 =14,64 A), cumple. Sin embargo, puesto que la sección del conductor del

módulo solar es de 6mm2 (IZ = 58 A; 38,56 A aplicados los coeficientes de reducción), se

opta por usar esta misma sección para el cableado de conexión entre módulos situados

en filas diferentes.







MEMORIA DE CÁLCULO

4.2.2.2 Tramo salida String – entrada a la caja SSM

Los cables irán sobre la propia cubierta de la nave industrial (método C), sujetos

con abrazaderas de plástico, desde la salida de cada String hasta la entrada de las cajas

Sunny String Monitor (SSM).

La intensidad de diseño será de 1,25 Isc = 1,25·6,648 A = 8,31 A.

Los factores de reducción son idénticos a los obtenidos anteriormente, salvo el

factor de reducción por agrupación de circuitos, ya que ahora podemos tener hasta 8

circuitos cargados (4 por cada potencial, ver plano Nº7). Lo cual nos da un factor de

reducción de 0,72.

El producto de los coeficientes de reducción es de 0,87·0,72·0,9 = 0,564.

De la tabla 52-C2 columna 6 de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un

cable de 1,5mm2 (IZ = 22 A; 12,41 A aplicados los coeficientes de reducción) cumple. No

obstante se ha optado por conductores de 6mm2 (IZ = 38,56 A aplicados los coeficientes

de reducción) para unir los ramales String con las entradas de las cajas SSM, por

motivos de homogeneidad en la sección de los conductores.

4.2.2.3 Salida de las cajas SSM – entrada a la caja SMBC

Los cables parten de las cajas SSM, recorriendo la cubierta de la nave industrial, y

los cerramientos laterales de la nave, canalizados bajo tubo de PE-HD. Una vez

lleguemos a la cota de la solera, los cables se entierran bajo tubo hasta la llegada a la

caseta de inversores y CT.

Se considerará el tramo de instalación enterrada (instalación tipo D) como tramo de

diseño, ya que en este las condiciones de ventilación son más desfavorables y por tanto

el calentamiento de los conductores es mayor

La intensidad de diseño será de 1,25 Isc ·Nº Strings

En este caso se distinguen dos situaciones: aquellas en las que las cajas SSM

conectan hasta 6 Strings (cajas en las posiciones A y B, según planos) y aquellas en las







MEMORIA DE CÁLCULO

que las cajas SSM conectan hasta 7 Strings (cajas en las posiciones C y D, según

planos). En cada caso la Intensidad de diseño valdrá 49,86 A y 58,17 A respectivamente.

El factor de reducción por temperatura (tomando un valor de 40ºC) vale, según la

tabla 52-D2 (instalaciones bajo tubo, enterradas), 0,85.

El factor de reducción por agrupación de circuitos vale, según la tabla 52-E3

(instalaciones bajo tubo, enterradas), 0,60.

El producto de los coeficientes de reducción es de 0,85·0,60 = 0,51.

En este caso no se considera el factor de reducción por radiación solar, al no existir

esta.

De la tabla 52-C2 (columna 7) de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un

cable con una sección de 25 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 121 A (61,71 A

aplicados los coeficientes de reducción), pero debido a la escasa diferencia económica y

a que la vida útil de la instalación ha de ser mayor a 25 años, se optará por usar

conductores de 35mm2 de sección (IZ = 146 A; 74,46 A aplicados los coeficientes de

reducción) para todos los tramos considerados en este punto, independientemente de la

intensidad de diseño de salida de cada caja SSM.

4.2.2.4 Salida de la caja SMBC – entrada al inversor

Los conductores recorrerán el interior de la caseta prefabricada, por las paredes,

instalados sobre bandejas tipo rejilla (punto 31, equivalente al método F de la tabla 52-B1)

recorriendo la pared de la caseta para inversores y CT.

La intensidad de diseño será de 1,25 Isc ·NHP = 1,25·6,648·26 =216,06 A

El factor de reducción por agrupación de circuitos vale, según la tabla 52-E1

(instalaciones en bandejas perforadas), 0,72.

El factor de reducción por temperatura (tomando un valor de 40ºC) vale, según la

tabla 52-D1 (instalaciones en bandeja perforada), 0,91.







MEMORIA DE CÁLCULO

El producto de coeficientes de reducción vale: 0,91·0,72= 0,655.


cable con una sección de 95 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 377 A (246,94 A una

vez aplicados los coeficientes de reducción), sin embargo, ya que la vida útil de la

instalación ha de ser mayor a 25 años, se optará por usar conductores de 120 mm2 de

sección (IZ = 437 A; 286,24 A una vez aplicados los coeficientes de reducción) para todos

los tramos considerados en este punto, independientemente de la intensidad de diseño de

salida de cada caja SSM. Las ventajas debido a un aumento de eficiencia energética,

seguridad de equipos, etc frente a la inversión económica inicial así lo justifica.

4.2.3. Línea de corriente alterna

4.2.3.1 Salida del inversor-entrada del transformador

A la salida del inversor, la línea ha de ser trifásica, según la normativa vigente

(Según el RD 1663/2000 instalaciones con potencia superior a 5 kW).

Se proyectará una línea instalada sobre bandeja tipo rejilla (punto 31, equivalente

al método F de la tabla 52-B1), fijada a las paredes de la caseta prefabricada, desde la

salida de los inversores hasta el cuadro general de protección de BT, según la

documentación gráfica correspondiente. Sobre dicha bandeja irán todos los conductores

de los 5 inversores existentes, en una sola capa, ya que se dispone de espacio suficiente

y así es más fácil localizar posibles fallos en la instalación.

La intensidad de salida nominal del inversor es de 193 A (consultar la ficha técnica

del inversor en el Anejo1, documentación técnica de los equipos instalados). Teniendo en

cuenta que disponemos de un total de 5 inversores, la intensidad nominal de diseño será:

IN = 1,25· IN,S = 1,25·193 = 241,25 A

Los factores de reducción a tener en cuenta son:

• Temperatura (tabla 52-D1 de la norma UNE 20460-5-523:2004): 40ºC 0,91.

• Agrupación de circuitos (tabla 52-E1 de la norma UNE 20460-5-523:2004: 15

circuitos (3 x 5 inversores) 0,72.







MEMORIA DE CÁLCULO

El producto de coeficientes de reducción vale: 0,91·0,72= 0,655.


cable con una sección de 120 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 400 A (262 A una

vez aplicados los coeficientes de reducción), sin embargo, ya que la vida útil de la

instalación ha de ser mayor a 25 años, y dada la escasa relevancia económica en

comparación con otros elementos de la instalación, se optará por usar conductores de

150 mm2 de sección (IZ = 464 A; 303,92 A una vez aplicados los coeficientes de

reducción) para todos los tramos considerados en este punto, independientemente de la

intensidad de diseño de salida de cada caja SSM. Las ventajas debido a un aumento de

eficiencia energética, seguridad de equipos, etc frente a la inversión económica inicial así

lo justifica.

4.2.4. Resumen de conductores seleccionados

La siguiente tabla resume los conductores que se han decidido colocar en la

instalación solar (tramo de baja tensión), según el criterio térmico, que es el que hasta

ahora se ha desarrollado.

Tramo Sección (mm2) Id máx. de diseño (A)

IZ conductor (A)

Factor de seguridad

Conexión entre paneles 6 8,31 38,56 4,64

Salida String - entrada SSM 6 8,31 38,56 4,64

Salida SSM - entrada SMBC 35 49,86; 58,17 74,46 1,49; 1,28

Salida SMBC – entrada inversor 120 216,06 286,24 1,33

Salida inversor – entrada CGP de BT (línea de CA)

150 241,25 303,92 1,26

Tabla 4.1. Sección adoptada de los conductores

4.3. CÁLCULO DE LA LÍNEA POR CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN


La ITC-BT-40 (Instalaciones Generadoras en Baja Tensión) establece que la

máxima caída de tensión nominal desde el generador hasta el punto de conexión a Red

ha de ser inferior al 1,5% de la tensión nominal de la línea.







MEMORIA DE CÁLCULO

Se tomará como valor límite un 1,2% para la línea de BT (siendo este valor la suma

de los tramos de CC y CA) y de un 0,3% en la línea de MT. Este reparto se hace

atendiendo que los tramos más críticos los encontramos en la línea de Baja Tensión, ya

que las intensidades que circulan por esta línea son bastante mayores, y con ella las

pérdidas por efecto Joule. El hecho de considerar tan sólo un 0,3% en la red de MT es

más que suficiente tal y como se verá en el apartado correspondiente.

La caída de tensión en la línea monofásica de CC se calcula mediante la siguiente

expresión:

∆r = 2 · C · · s)

Mientras que para la línea trifásica en CA, la expresión utilizada es:

∆r = √3 · C · · s · u)

Donde:

• I: Intensidad que circula por el conductor (A).

• L: Longitud del tramo considerado (m).

• ρ: Resistividad del conductor (Ω·mm2/m), para el cobre vale 1/54 Ω·mm2/m.

• S: Sección del conductor (mm2).

La resistividad del conductor viene dada a una temperatura de 20ºC, para conocer

el valor de esta a otra temperatura, se aplicará la expresión:

s(vw) = s(20ºA)(1 + x(vw − 20)) Donde α vale 1/254,5 ºC-1 para el cobre.

La temperatura que alcanza el conductor se estima a partir de la siguiente expresión:

vw = 20ºA + (v6> − 20ºA) CywCzw = 20ºA + (v6> − 20ºA))w

Siendo θmax la máxima temperatura que alcanza el conductor para la intensidad de

diseño, en el caso de conductores de cobre con recubrimiento XLPE la temperatura es de







MEMORIA DE CÁLCULO

90ºC (120 ºC para los conductores de 6mm2 que incorporan los paneles solares). FS es el

factor de seguridad obtenido en la tabla 2.1.

Las tensiones e intensidades de cálculo serán las intensidades nominales en el

punto de máxima potencia, a la máxima temperatura alcanzable por el panel, por ser

estos los valores más desfavorables.

NOTA: La reactancia de la línea de baja tensión no va a ser tenida en cuenta en los

cálculos de caídas de tensión, ya que según diversa bibliografía consultada, para

secciones de conductores inferiores a 120 mm2 se puede despreciar el valor de esta. Para

los cables de 150 mm2 el valor de esta es de un 15% del valor de R (Ω/km), puesto que

los conductores usados con esta sección tienen longitudes pequeñas (unos 15m como

máximo en el tramo más desfavorable), el hecho de despreciar la impedancia no supone

un error apreciable menor a un 0,5%.

4.3.2. Tramos considerados en la línea de corriente continua

Las longitudes más desfavorables de los conductores se pueden obtener a partir

del plano Nº7. Los tramos más desfavorables que se han considerado a efectos de

cálculo son:

1. Conexión ramal – SSM: Se ha tomado como conductor representativo el que une el

ramal D.1-I5 con el SSM D-I5, es decir, el terminal del panel más alejado a este

SSM, para el generador que conecta al inversor 5, siendo la longitud máxima de

30m aproximadamente (esta configuración se repite prácticamente en todos los

Strings que conectan 7 ramales).

2. Conexión SSM-SMBC: En este caso está claro que la configuración más

desfavorable es el tramo de enlace desde la caja de campo SSM A-I5 hasta la caja

central SMBC-I5. En este caso tenemos unos 140 m de cableado.

3. Conexión SMBC-Inversor: Se ha considerado el tramo que enlaza el SMBC-I5 con

el inversor 5. La longitud máxima del circuito es de unos 15 metros, en este caso

las longitudes de conductores son muy parecidas en todas las conexiones de

enlace, con diferencias máximas de 2 metros.







MEMORIA DE CÁLCULO

4.3.3. Tramos considerados en la línea de corriente alterna

El cálculo concierne a la línea que circula desde la salida de los inversores (alterna

trifásica a 300V) hasta la entrada del transformador. Los tramos considerados son los

siguientes:

Salida del Inversor I1 hasta la entrada del Cuadro General de Protección de Baja

Tensión, pasando por las correspondientes protecciones. Consultando los planos del

presente Proyecto, se ha estimado la longitud máxima total de este tramo considerado

como más desfavorable es de 15 m.

Salida del Cuadro General de Protección de Baja tensión hasta la entrada en

bornes del transformador. Consultando la documentación gráfica correspondiente se ha

obtenido una longitud de cableado de unos 5 m.

Los resultados de cálculo se muestran en la hoja de cálculo que se muestra en el

siguiente apartado.

4.3.4. Resultados de cálculo de la red de BT por criterio de caída de tensión y secciones definitivas

Con todos los parámetros de cálculo definidos en los apartados anteriores, se ha

elaborado una hoja de cálculo, en la que para cada tramo considerado, variando la

longitud de los conductores, se obtiene la caída de tensión de cada tramo y la caída de

tensión acumulada, en valor absoluto y en %, para una sección de conductor considerada,

así como las pérdidas en términos de potencia debido al efecto Joule (W/m), este último

dato servirá para estimar el rendimiento global de la instalación solar fotovoltaica.

Los resultados definitivos que se han obtenido se muestran en la siguiente tabla:


DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTÁICA SOBRE LA CUBIERTA DE UNA

NAVE INDUSTRIAL


Tutor: Fernando Delgado Ruiz

Tramo considerado VMPP,min

(V)

Sección por criterio térmico

(mm2)

IMPP,max

(A)

Sección adoptada

(mm2)

IN conductor (A)

Temperatura alcanzada por el conductor, θ2 (ºC)

Resistividad del cobre,

corregida (Ω·mm

2/m)

L tramo (m)

∆V (V) ∆V (%)

∆V

acumulada

(%)

Potencia

disipada por

el cable

(W/m)

String D.1-I5...SSM D-I5 542,496 6 6,276 6 38,56 21,85 0,01865 30 1,171 0,216% 0,216% 0,122

SSM A-I5...SMBC-I5 542,496 35 43,932 70 108,63 31,45 0,01935 140 3,401 0,627% 0,843% 0,534

SMBC-I5…INVERSOR 5 542,496 120 163,17

6 240 444,75 29,42 0,01920 15 0,392 0,072% 0,915% 2,131

INVERSOR 5…CGP-BT

(Línea de CA) 300 150 193 240 511,56 29,96 0,01924 15 0,394 0,131% 1,046% 5,173

CGP-BT 5 -

Transformador (Línea

de CA)

300 150 193 240 511,56 29,96 0,01924 5 0,131 0,044% 1,090% 5,173

Tabla 4.2. Sección definitiva de los conductores de corriente continua


DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTÁICA SOBRE LA CUBIERTA DE UNA

NAVE INDUSTRIAL


Tutor: Fernando Delgado Ruiz

CAPÍTULO 5.

DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA

ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN

5.1. INTRODUCCIÓN

La línea eléctrica de Media Tensión comprende a la línea que va desde la salida en

bornes del transformador hasta el punto de evacuación de la energía a la Red de

ENDESA.

La propia compañía distribuidora establece que la tensión a la que se ha de

evacuar la energía es de 15 (20) kV, en base a esto, se procederá a realizar el

dimensionado de la misma usando los mismos criterios anteriores.

Los conductores utilizados en la instalación serán de aluminio, con recubrimiento

XLPE (polietileno reticulado), tipo RHZ1-OL H-16 (18/30 kV), homologados por ENDESA

para redes de MT. La instalación será canalizada bajo tubo de polietileno de alta

densidad, y enterrada a 1m de profundidad tal y como se detalla en la memoria

descriptiva y planos correspondientes.

Para el dimensionado de la línea se tendrá en cuenta el RD 223/2008 Reglamento

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión) y

sus instrucciones técnicas complementarias, la norma UNE 20460-5-523:2004

(Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5: Selección e instalación de materiales

eléctricos. Capítulo 52: Canalizaciones. Sección 523: Corrientes admisibles).







MEMORIA DE CÁLCULO

5.2. CÁLCULO DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN

5.2.1. Criterio térmico

Siguiendo el mismo criterio que se ha seguido para instalaciones generadoras en

baja tensión, se tomará como intensidad de diseño la intensidad total del generador

multiplicada por 1,25.

Para calcular la intensidad de diseño se aplicará la siguiente fórmula:

Cy = 1,25 )6>,+T5 (1E) · |√3 · E(1E)

Donde:

• Smax,trafo. Potencia nominal del transformador (630 kVA)

• FSC. Factor de sobrecarga dado por el fabricante (1,25)

La intensidad máxima prevista para la línea de Media Tensión será:

Cy = 630 · 1,25√3 · 15 = 30,31

Según la tabla 12 de la ITC-LAT-06 (apartado 6.1.2.2.5), para conductores de

aluminio, con aislamiento de XLPE, enterrados en zanja en el interior de tubos, vemos

que el cable con sección de 240 mm2 es capaz de soportar una corriente nominal de 320

A, siendo la resistividad del terreno de 1,5K·m/W. El conductor seleccionado cumple

sobradamente el criterio térmico.

En dicho apartado, se establece además que la dimensión del tubo ha de ser como

mínimo 1,5 veces superior a la sección equivalente al conjunto de los cables unipolares

para que los resultados sean válidos. Esta premisa ha sido tenida en cuenta en el diseño

de las canalizaciones que se describe en la memoria descriptiva.







MEMORIA DE CÁLCULO

5.2.2. Criterio de caída de tensión

Para calcular la caída de tensión en la línea es necesario conocer los parámetros

del cable. En este caso, al ser una línea trifásica con longitud considerable (unos 420 m),

es necesario considerar la reactancia de la misma. La caída de tensión se calcula, por

tanto, según las siguientes expresiones:

∆E(E) = √3 · C · ~( · u) + ( · u)

∆E(%) = ∆EE · 100 < 0,3%( 2.3.1)

Donde:

• ∆V. Caída de tensión en la línea en valor absoluto (V)

• ∆V(%). Caída de tensión en la línea en forma porcentual (%).

• Id. Intensidad prevista de diseño, calculada en el apartado anterior (A).

• L. Longitud de la línea estimada (km).

• R. Resistencia del conductor (Ω/km).

• X. Reactancia del conductor (Ω/km).

• Cosφ. Según el fabricante, se garantiza un valor mínimo de 0,98, no obstante

debido a posibles pérdidas no contabilizadas tomaremos un valor de 0,95.

Los valores de R y X del cable, los suministra el fabricante y valen 0,125 Ω/km y

0,114 Ω/km respectivamente.

Conocidos todos los valores, la caída de tensión en la línea, para un conductor de

50 mm2 de sección será:

∆E(E) = √3 · 30,31 · 0,42~(0,125 · 0,95) + (0,114 · 0,3122) = 3,73E

∆E(%) = 3,7315000 · 100 = 0,025% < 0,3% → o-

Luego, se concluye que la sección utilizada de 240 mm2 cumple sobradamente

tanto el criterio térmico como el criterio de caída de tensión.







MEMORIA DE CÁLCULO

Como era de esperar, se obtienen caídas de tensión mucho más reducidas ya que

en MT, las intensidades son menores, lo que disminuye las pérdidas por efecto Joule. En

términos de potencia disipada en la línea, su valor será:

.(2/-) = √3 · Cw · Siendo I en este caso la que realmente circula por la línea y R la resistencia característica

del cable. Con esto:

C = 500√3 · 15 = 19,25

.(2/-) = √3 · 19,25w · 0,125 · 10 = 0,0802(2/-) 5.2.3. Intensidad máxima de cortocircuito en la línea de Media Tensión

Endesa, en sus Normas Particulares editadas en el 2005 y corregidas por la D.G de

Industria, Energía y Minas en Marzo de 2006, fija en el apartado 3.2 del Capítulo 1 de

dichas Normas, los siguientes valores:

• Intensidad asignada de corta duración (1s): 16 kA para la red de Media Tensión.

• Valor cresta de la intensidad de cortocircuito: 40 kA

La ITC-LAT-06, de acuerdo con la Norma UNE 21192, establece que el valor

máximo de corriente en condiciones de cortocircuito que puede soportar un conductor

viene dado por la siguiente expresión:

C//) = // → C// = · )

//

Donde:

• Icc. Corriente de cortocircuito, en amperios

• tcc. Duración del cortocircuito, en segundos (1)

• S. Sección del conductor, en mm2 (240)

• K. Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor, entre otros (94, para tcc

= 1s y para conductores de aluminio con recubrimiento XLPE, según tabla 26 de la

ITC-LAT-06).







MEMORIA DE CÁLCULO

La corriente de cortocircuito máxima que podrá aguantar el conductor, en estas

condiciones será:

C// = ·w = 22560=22,6 kA

Al ser Icc = 22,6 kA > 16 kA, se concluye que la línea de MT aguantará la

intensidad máxima de cortocircuito, para las condiciones definidas por ENDESA.

5.2.4. Intensidad máxima de cortocircuito en la pantalla

El valor máximo de la intensidad de cortocircuito en la pantalla, viene definido por

Endesa, en el apartado 3.2 del Capítulo 1 de sus Normas Particulares y vale:

• Valor máximo de la intensidad de defecto a tierra: 300 A

La pantalla de los conductores de 240 mm2 es de 16mm2. Para esta, la norma UNE

211003-IEE 60949, aplicando la Norma UNE 21192, establece el valor máximo de

intensidad de cortocircuito fase-pantalla, para una duración de 1 segundo y temperatura

de 250ºC alcanzada en la pantalla, un valor de 3,13 kA, superior a los 0,3 kA definidos por

Endesa, luego la pantalla cumple con este criterio.

5.2.5. Resumen de los cálculos efectuados

En la siguiente tabla se resumen los resultados de cálculos efectuados.

Tramo L tramo Id máx. de diseño (A)

Sección utilizada

IN cable Factor de

seguridad (I) ∆(%)

Factor de

seguridad (∆) Línea de MT 460 m 30,31 240 mm

2 Al 320 A 10,56 0,025% 12,07

Tabla 5.1. Cumplimiento del criterio térmico y el criterio de caída de tensión

Tramo Icc,max Icc,ENDESA Factor de

seguridad (Icc) Id, ENDESA Id,max Id, ENDESA

Factor de

seguridad (Id)

Línea de MT 22,6 kA 16 kA 1,41 0,3 kA 3,13 kA 0,3 kA 10,43 Tabla 5.2. Cumplimiento de los criterios de cortocircuito en fase y pantalla







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 6.

DISEÑO Y CÁLCULO DE LAS

PROTECCIONES

6.1. INTRODUCCIÓN

En este capítulo vamos a proceder al cálculo y dimensionado de las protecciones

que se han de usar tanto en la parte de corriente continua como en la parte de alterna, en

el lado de Baja Tensión y Media Tensión. Las protecciones que se utilicen han de ser

capaz de proteger el circuito actuando rápidamente y de forma eficaz. Por otra parte, hay

que garantizar un correcto suministro de energía, por lo que una protección

sobredimensionada que esté continuamente dando falsas alarmas o cortando

constantemente el suministro de energía será igualmente inefectiva. He aquí la

importancia de un correcto dimensionado de estas.

Un factor muy importante a tener en cuenta es el poder de corte de las

protecciones, garantizándose que estas sean capaces de interrumpir el circuito bajo una

intensidad superior a la máxima prevista de cortocircuito de la instalación.

La máxima intensidad de cortocircuito, en el lado del generador solar (CC), es

pequeña y corresponde precisamente a la máxima intensidad que es capaz de

proporcionar este bajo las condiciones climatológicas más desfavorables.

Sin embargo, en el lado de corriente alterna, dependiendo de donde se produzca el

fallo, el valor de la intensidad de cortocircuito puede alcanzar valores mucho más

elevados.

En el tramo de CA en BT (inversor – transformador), la intensidad de cortocircuito

viene determinada por la potencia máxima del transformador. Mientras que en el lado de

MT, la intensidad de cortocircuito viene dada por la compañía distribuidora (ENDESA), en

este caso el valor es de 16kA.







MEMORIA DE CÁLCULO

6.2. PROTECCIONES EN EL LADO DE BT

6.2.1. Protección mediante fusibles

Los fusibles que se van a instalar en corriente continua son especiales para

instalaciones fotovoltaicas ya que están diseñados especialmente para soportar tensiones

elevadas. El poder de corte de estos varía también en función del calibre, aunque por lo

general es muy elevado (del orden de 20 kA o mayor).

CQ > C//6>

Donde IPC es el poder de corte del fusible e C//6> es la máxima intensidad de

cortocircuito prevista.

En lo que se refiere a los tiempos de operación del fusible, se emplearán las dos

siguientes condiciones:

C > C

C//6 > C

Siendo If la intensidad de fusión del fusible en 5 segundos, C//6 la intensidad de

cortocircuito mínima prevista en el punto de instalación del fusible e Is la intensidad

admisible en el cable durante un tiempo de 5s calculada mediante la siguiente expresión

(Norma UNE 20460):

y6 · C//w = ( · ))w

Donde:

• Tadm. Tiempo límite de despeje de faltas.

• Icc. Valor eficaz de la corriente de cortocircuito

• S. Sección del conductor en mm2

• K. Constante asociada a la naturaleza del conductor y el tipo de aislamiento.

En la práctica, las comprobaciones que son necesarias realizar son:

C? ≤ C ≤ C (1)

Cw ≤ 1,45 · C (2)

Siendo Ib la intensidad de diseño en cada cado.







MEMORIA DE CÁLCULO

Para fusibles del tipo gG la intensidad convencional de funcionamiento tiene por

valor I2 = 1,6·In. El valor Iz es la intensidad máxima admisible del conductor, obtenida en la

tabla 2.2.

6.2.1.1 Cálculo de los fusibles de las cajas SSM

Se seleccionarán fusibles del tipo CH 10 gPV, de la casa ETI, específicos para

instalaciones fotovoltaicas ya que están diseñados para tensiones de hasta 1000Vcc, de

calibre 10x38, con poder de corte de 30 kA. La intensidad máxima de cortocircuito de un

String vale (n-1)·Isc siendo n el número de Strings conectados en paralelo.

En el peor de los casos, se tienen cajas de campo conectando hasta 7 Strings, por

tanto C//6> = 6,648 · 6 = 40.Por tanto se cumple que:

CQ = 30 · 10 ≫ 40

La intensidad admisible Iz del conductor de 6 mm2 es de 38,56 A.

Por tanto la intensidad nominal del fusible, In, será:

6,648 ≤ C ≤ 38,56 (1)

Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 269 → C = ,·,, =34,95 A (2)

Dentro de este rango (6,65 – 34,95 A) seleccionamos un fusible de In = 10 A.

Viendo la curva característica de este fusible vemos que para una corriente de

cortocircuito de unos 30 A (inferior a la máxima admisible del conductor), el tiempo de

fusión de este es inferior a 1s, por tanto damos el dimensionado por correcto, ya que el

cable en estas condiciones no sufre daño alguno. En el caso de alcanzarse los 40 A, el

fusible interrumpiría el circuito en 0,2 s.

6.2.1.2 Cálculo de los fusibles de las cajas SSBC (6 Strings)

Se seleccionarán fusibles del tipo NH de talla 1C (los que admite la caja), con

poder de corte de 20 kA. En este caso, la intensidad máxima de cortocircuito sería la

suma de todas las intensidades de los ramales en paralelo, menos la agrupación de 6

Strings, es decir, C//6> = (26 − 6) · 6,648 = 133. Se cumple por tanto que:

CQ = 20 · 10 ≫ 133







MEMORIA DE CÁLCULO

En este caso, la intensidad admisible Iz del conductor de 70mm2 es de 151,72 A.

Por tanto la intensidad nominal del fusible, In, será:

39,89 ≤ C ≤ 151,72 (1)

Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 151,72 → C = ,·,w, =137,5 A (2)



cortocircuito de unos 140 A es de unos 2 segundos, que aunque pueda parecer un tiempo

elevado, al estar el conductor dimensionado para soportar indefinidamente una intensidad

mayor, se considera correcto este fusible.

6.2.1.3 Cálculo de los fusibles de las cajas SSBC (7 Strings)

Se seleccionarán fusibles del tipo NH de talla 1C (los que admite la caja), con

poder de corte de 20 kA. En este caso, la intensidad máxima de cortocircuito sería la

suma de todas las intensidades de los ramales en paralelo, menos la agrupación de 6

Strings, es decir, C//6> = (26 − 7) · 6,648 = 126,3. Se cumple por tanto que:

CQ = 20 · 10 ≫ 126,3

La intensidad admisible Iz del conductor de 70mm2 es de 151,72 A.

La intensidad nominal del fusible, In, será:

46,53 ≤ C ≤ 151,72 (1)

Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 151,72 → C = ,·,w, =137,5 A (2)



cortocircuito de unos 120 A es de unos 30 segundos, superior lógicamente al del fusible

de 50 A. Sin embargo, dado que el cable está dimensionado para soportar una intensidad

superior indefinidamente, optamos por este fusible y no por el de 50 A, ya que a la larga

este fusible podría deteriorarse prematuramente por problemas de sobrecalentamiento y

provocar fallo en la generación de energía.







MEMORIA DE CÁLCULO

6.2.1.4 Cálculo de los fusibles de las CGP

Dado que las cajas generales de protección han de cumplir con la Norma NNL

0010 de ENDESA, se instalarán cajas tipo CGP-7-250 equipadas con fusibles

normalizados de tamaño 1. Puesto que la intensidad de salida de los inversores es de 193

A en valor nominal, se seleccionarán los fusibles de protección de intensidad nominal

inmediatamente superior a la de los inversores, que en este caso es de 250 A.

En este caso, el poder de corte ha de ser superior a la máxima intensidad de

cortocircuito, que será el valor máximo entre la definida por la potencia del transformador

(630 kVA) y la definida por Endesa (16 kA). Luego:

C// = √· = 1,21 kA PdC > 16 kA

Consultando la ficha técnica del fabricante, vemos que el poder de corte de los

fusibles es de 100kA, superior al mínimo establecido, por tanto, este criterio se cumple.

La intensidad admisible Iz del conductor de 240 mm2 es de 511,56 A.

Veamos si el fusible de 250 A es adecuado:

193 ≤ 250 ≤ 511,56 → A- (1)

Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · C → C ≤ ,·,, =463,6 A Cumple (2)

Luego el fusible seleccionado de 250A es adecuado.

6.2.1.5 Resultado de cálculo de los fusibles

En la siguiente tabla se muestra, a modo de resumen, los fusibles que se van a

utilizar en las cajas de conexión, así como la potencia consumida por cada tipo, a fin de

obtener el rendimiento final de la instalación solar fotovoltaica.

Caja de conexión Tipo de fusible In fusible IZ conductor (A)

Potencia disipada (W)

Entrada SSM CH 10 gPV calibre 10x38 10 A 38,56 1,06

Entrada SMBC 6 Strings NH DC 1000V, talla 1C 50 A 151,72 11

Entrada SMBC 7 Strings NH DC 1000V, talla 1C 63 A 151,72 13,5

Fusibles de las CGP HRC-4 500V, talla 1 250 A 511,56 27,2 Tabla 6.1. Fusibles usados en la instalación solar







MEMORIA DE CÁLCULO

6.2.2. Protección mediante interruptores automáticos

La misión de estos es detectar situaciones anormales de funcionamiento en la

instalación, tales como sobrecargas y cortocircuitos.

Constan de:

• Un relé térmico, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por este es

algo superior a la nominal, lo cual provoca calentamientos en los cables cuando el

tiempo en el que circula esta corriente es elevado. Esta intensidad excesiva es

detectada por el relé, que en función del valor de esta hace que dispare en un

tiempo que viene establecido por su curva de funcionamiento.

• Un relé magnético, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por la línea

es varias veces superior a la nominal, el tiempo de disparo ha de ser menor a un

segundo, y la intensidad de disparo depende de la curva característica del

interruptor. Estas están normalizadas (UNE 60898).

Los interruptores seleccionados tendrán curva C (5In< Id<10In)

6.2.2.1 Interruptores automáticos de CC

Los interruptores automáticos que se instalarán en el circuito de corriente continua

son especiales para instalaciones fotovoltaicas y están especialmente diseñados para

soportar tensiones elevadas (hasta 1000V). En el lado de CC, se instalarán interruptores

automáticos a la salida de las cajas SMBC.

Los interruptores automáticos a instalar son de la casa EATON MOELLER NZMN2-

A200. El poder de corte de los mismos es de 70 kA (Ver hoja de características en el

Anejo 1).

A la salida de las cajas de conexión SMBC los parámetros de cálculo,

correspondiente a las situaciones más desfavorables en cada caso son:

• Imax = 172,85 A

• Vmax = 830,5 V







MEMORIA DE CÁLCULO

La intensidad máxima de cortocircuito a la salida de una caja vale (N-1)·Imax siendo

N el número de cajas SMBC.

En este caso, C//6> = 172,85 · (5 − 1) = 691,4.Se cumple por tanto que:

CQ(701) > C//6>(691,4) Donde IPC es el poder de corte del interruptor automático e C//6> es la máxima

intensidad de cortocircuito prevista en este punto.

Para la selección del interruptor automático, se tendrá en cuenta la siguiente condición:

In> Imax (siendo In la intensidad nominal de diseño del interruptor automático).

El interruptor automático EATON MOELLER NZMN2-200 tiene las siguientes

características.

• In = 200 A.

• Ie (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 1,05In – 1,3In.

• Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 10In.

• VCCnom = 1000V.

Viendo la curva característica del interruptor automático se ve que para la máxima

corriente de cortocircuito prevista, el relé térmico es capaz de cortar el suministro de

energía en un tiempo inferior a un segundo. Por tanto damos la protección seleccionada

por válida.

6.2.2.2 Interruptores automáticos de CA

En el tramo de CA, las tensiones que se tienen son más reducidas, por tanto los

interruptores automáticos que se pueden usar en este tramo son más comerciales, hay

por tanto más variedad donde elegir. En el lado de CA, se dispondrán interruptores

automáticos a la salida de los inversores.

Dichos interruptores serán de la marca HAGER. El poder de corte de los mismos

es de 40 kA (Ver hoja de características en el Anejo 1).

Para la selección del interruptor automático concreto, se tendrá en cuenta la siguiente condición:







MEMORIA DE CÁLCULO

• In> In,s (siendo In la intensidad nominal de diseño del interruptor automático).

A la salida de los inversores los parámetros de cálculo son:

• Tensión de salida en CA VS,I (V): 300 V

• IN de salida, IN,S (A): 193 A

Se ha seleccionado por tanto el interruptor automático HAGER tipo HNB200H con

las siguientes características.

• In = 200 A.

• Ie (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 0,63In – 1,3In.

• Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 13In.

• VCA,nom = 380/415V.

La intensidad máxima de cortocircuito (C//6>)prevista viene dada por la potencia del

transformador instalado, obteniéndose mediante la siguiente expresión:

C//6>() = )T5(E) · 100√3 · r · //

Donde:

• S. Potencia aparente del transformador (VA)

• Ecc. Tensión de cortocircuito del transformador, definida por el fabricante (6%)

La intensidad máxima de cortocircuito en el lado de BT será:

C//6>() = 630 · 10√3 · 300 · 6 = 20,2071

Se cumple por tanto que:

CQy(401) > C//6>(20,2071) Siendo IPdC es el poder de corte del interruptor automático definido anteriormente.







MEMORIA DE CÁLCULO

Viendo la curva característica del interruptor automático (consultar el Anejo 1) se ve

que para la máxima corriente de cortocircuito prevista, se produciría la apertura del

circuito por disparo magnético en un tiempo inferior a 0,1 segundos. Por tanto el

interruptor seleccionado protegerá correctamente a la instalación.

6.2.3. Protección mediante interruptores diferenciales

. Los dispositivos de protección diferencial están diseñados para interrumpir el

circuito en caso de que se detecte una corriente de fuga superior a un valor nominal

establecido, es decir la sensibilidad del interruptor. Esta ha de ser lo suficientemente

elevada de forma que se eviten en la medida de lo posible desconexiones indeseadas

debidas a armónicos, pequeñas descargas atmosféricas sin mayor importancia,

electricidad estática, etc. Pero también suficiente para que se garantice la seguridad tanto

de los equipos como de las personas.

El interruptor diferencial seleccionado HAGER, tipo HBB251H (In 250 A) tiene la

característica de poder regular la sensibilidad desde 30mA hasta valores de 1A, de forma

que podamos ajustar el disparo del mismo a fin de garantizar la seguridad y evitar falsas

alarmas. La normativa vigente dice que la sensibilidad ha de ser regulada a 300 mA. En

base a este valor ha sido calculada la resistencia de la toma de tierra de la instalación,

aunque ha sido tenido en cuenta el máximo valor (1A) a la hora de dimensionar la

resistencia de la toma de tierra.

Como se ve en el plano del esquema unifilar de la instalación, se colocará un

interruptor diferencial a la salida de cada inversor.

6.2.4. Interruptores seccionadores

Los interruptores-seccionadores son dispositivos capaces de cerrar, interrumpir

corrientes en condiciones nominales e incluso condiciones de sobrecarga en servicio, y

condiciones de cortocircuito durante tiempos especificados por el fabricante. Deben tener

la característica del seccionador, es decir, deben de ser capaces de mantener aislada la

instalación eléctrica, según unas especificaciones. Debe observarse con claridad la

posición de abierto y cerrado, así como evitar maniobras involuntarias a fin de garantizar

la seguridad del operario y de la instalación.







MEMORIA DE CÁLCULO

Al ser únicamente elementos de maniobra, en su selección se tendrá en cuenta,

además de su tamaño, robustez, clase de aislamiento, etc. la intensidad nominal de

diseño. En la siguiente tabla se muestran los interruptores-seccionadores que se han

seleccionado.

Interruptor-Seccionador Ubicación Características

EATON MOELLER P-SOL60 Cajas SSM In = 63 A, Protección clase II, tensión nominal hasta

1000VCC, bipolar

EATON MOELLER N2-4-200-S1-DC Cajas SMBC In = 200 A, Protección clase II, tensión nominal

hasta 1000VCC, bipolar

HAGER HA354 Salida CGP-

BT In = 250A, pantalla de protección, mando

bloqueable, tripolar Tabla 6.2. Interruptores-seccionadores seleccionados en la instalación solar

6.3. PROTECCIONES EN EL LADO DE MT

El presente apartado pretende dimensionar las protecciones a emplear en los

recintos de Media Tensión, esto es, tanto el Centro de Transformación particular como el

Centro de Seccionamiento. Para ello habrá que calcular las intensidades máximas

previstas de cortocircuito, tensiones máximas, etc.

6.3.1. Intensidad nominal máxima

6.3.1.1 En el lado de BT

La intensidad máxima prevista en el lado de BT del transformador trifásico viene

definida mediante la siguiente expresión:

C//6>() = )T5(E)√3 · r → C//6> 630 · 1000√3 · 300 = 1212,5

6.3.1.2 En el lado de MT

Se obtuvo en el apartado 5.2.1. y vale 30,31 A

6.3.2. Intensidades de cortocircuito

6.3.2.1 Cortocircuito en el lado de BT

Se ha obtenido en el apartado 6.2.2.2 y vale 20,207 kA







MEMORIA DE CÁLCULO

6.3.2.2 Cortocircuito en el lado de MT

Viene fijado por ENDESA distribución y vale 16 kA.

6.3.3. Dimensionado del embarrado de las celdas de MT

Las celdas prefabricadas han sido sometidas a ensayos para certificar los valores

indicados en las placas de características, por lo que no es necesario justificarlo mediante

cálculos teóricos ni hipótesis adicionales, por tanto nos atenemos a las especificaciones

del fabricante ya indicadas en la Memoria Descriptiva del presente Proyecto.

6.3.4. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

El transformador se encuentra protegido en el lado de BT gracias a los

interruptores magnetotérmicos colocados, así como los fusibles de los CGP de BT.

En el lado de MT, se ha dispuesto una celda de protección del tipo PM, equipada

con un interruptor-fusibles asociados, tal y como se describe en el apartado 13.2.2.3. de la

Memoria Descriptiva, esta celda es idéntica a la que se ha colocado en el recinto de

protección y medida del CS, por tanto los fusibles de protección, al ser las tensiones e

intensidades previstas idénticas, serán idénticos en ambos locales (CT y CS).

Los fusibles de protección se han seleccionado conforme a la tabla que suministra

el fabricante tanto del transformador como de las celdas (Schneider Electric)

Tabla 6.3. Selección de fusibles de MT en función de la potencia y tensión de servicio del transformador

De la misma se ve como para una tensión nominal de servicio de 15 kV y una

potencia nominal de 630 kVA, el fusible a emplear será de 50 A.







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 7.

DISEÑO Y CÁLCULO DE LA PUESTA A

TIERRA DE LA INSTALACIÓN SOLAR

7.1. DATOS PREVIOS

Según el informe geotécnico realizado en su día por la empresa PROSER para

TUSSAM (ver Anejo 3), se ha encontrado un suelo formado por arcilla marrón con

nódulos calizos, desde la cota aproximada de –0,60m (medidos a partir de la superficie

libre) hasta la cota aproximada de -2,60m, lo que nos da un espesor de 2 metros.

Se trata pues, de un terreno de buena resistividad, (50 Ω·m según la ITC-BT-18,

para terrenos de naturaleza arcillosa).

Las tensiones de contacto provocadas por las intensidades de defecto no han de

superar los 24V (valor límite de contacto para locales húmedos).

7.2. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL TERRENO

Al ser la intensidad de defecto considerada en la protección diferencial de 300

mA, para las redes de distribución con esquema tipo TT se ha de cumplir la siguiente

condición:

RA·Ia≤U

Donde:

• RA. Suma de resistencias de la toma de tierra y de los conductores de protección

de masas.

• Ia. Corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de

protección (corriente diferencial asignada al interruptor diferencial, 0,3-1A variable).

• U. Tensión de contacto límite convencional, 24V.







MEMORIA DE CÁLCULO

Aplicando la fórmula anterior, se tiene que RA vale, para Ia = 300mA:

= rC = 24

0,3 = 80

Y para Ia = 1A:

= rC = 24

1 = 24

7.3. CÁLCULO DE LA TOMA DE TIERRA

Los cálculos que siguen son idénticos tanto para la tierra de masas de la

instalación como para la tierra de los neutros de los inversores.

Siguiendo distintas recomendaciones para tomas de tierra, y para evitar cálculos

engorrosos de valores de la resistencia total de los conductores de protección, se

considerará que el valor máximo de la resistencia de tierra, RT, ha de ser menor a 15 Ω.

7.3.1. Picas de tierra

Para cumplir que RT sea igual a 15 Ω, es necesario colocar electrodos de tierra.

Dadas las características del terreno, se colocarán picas de acero con protección

catódica, de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud, en cumplimiento con la Norma GE

NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).

El número de picas a instalar viene dado por la ecuación:

= s

Siendo ρ la resistividad del terreno descrita en el apartado anterior.

El número de picas a instalar es por tanto:

= 502 · 15 1,67 → 2

Siguiendo las recomendaciones de UNESA para el cálculo de tomas de tierra, se

instalarán 2 picas, enterradas a una profundidad de 0,8m en línea recta y separadas 3 m

(Código de configuración 8/22).

La resistencia Kr de esta configuración es de 0,194 Ω/( Ω·m)







MEMORIA DE CÁLCULO

La resistencia de la toma de tierra viene dada por la siguiente expresión:

+() = 1T · s

Sustituyendo valores tenemos un valor de:

+() = 0,194 · 50 = 9,7Ω

Que es inferior al mínimo que habíamos impuesto de 15 Ω, luego la solución adoptada es correcta.

7.3.2. Conductores de tierra

Las picas de tierra irán unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de

sección, cumpliendo así con las exigencias mínimas del apartado 3.4. de la ITC-BT-18.

7.3.3. Conductores de protección

Las secciones de los conductores de protección que se instalarán para unir las

masas metálicas de la instalación dependen de las secciones de los conductores

principales de la instalación, estas se recogen en la tabla 2 de la ITC-BT-18.

Los conductores de protección empleados serán de cobre de 0,6/1kV y aislamiento

XLPE de color identificativo amarillo-verde. La sección de los mismos depende de la

sección de los conductores de fase y se definen en la siguiente tabla:

Masa a conectar Sección de conductor de fase (mm2)

Sección del conductor de protección (mm2)

Paneles solares (marco

y estructura soporte 6 6

Sunny String Monitor

(SSM) 70 35

Sunny Main Box

Cabinet (SMBC) 240 120

Envolvente metálica

inversor y armarios de

protección

240 120

Tabla 7.1. Sección adoptada para los conductores de protección

7.3.4. Conductores de equipotencialidad

Se emplearán conductores rígidos de cobre, de 50 mm2 de sección, aislamiento de

XLPE y color identificativo amarillo-verde.







MEMORIA DE CÁLCULO

Se conectarán a la red de equipotencialidad formada en la sala de inversores, que

será independiente de la sala de transformador y celdas de MT, a fin de no transferir

defectos de una sala a otra. No se conectarán a esta red las puertas de acceso y rejillas

para evitar que estas queden bajo tensión ante cualquier defecto producido.

7.3.5. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas del CT

Para evitar que durante la evacuación de un defecto a tierra en el CT, las masas de

la instalación solar puedan quedar sometidas a tensiones de contacto peligrosas, habrá

que separar estas una distancia mínima que viene definida por la siguiente expresión:

D(-) = ρ · I2 · π · U

Donde:

• Id. Intensidad de defecto a tierra, para el lado de MT, definido por ENDESA (300A),

ver apartado 6.3.

• U= 1200V, para sistemas de distribución TT.

• ρ. Resistividad del terreno (50 Ω·m)

La distancia mínima será:

D(-) = 50 · 3002 · π · 1200 = 1,98m

Sin embargo, se adoptará una separación mínima de 15 m, por ser la resistividad

del terreno < 100 Ω·m, según prescripciones del apartado 11 de la ITC-BT-18.

La separación obtenida de 2 m será tenida en cuenta a la hora de instalar la toma

de tierra de masas y la de los neutros de los inversores.

Los detalles constructivos de la toma de tierra se pueden consultar en los planos

correspondientes.







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 8.

DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DEL

CT Y DEL CS

8.1. GENERALIDADES

Las puestas a tierra del CT y del CS se calcularán siguiendo las prescripciones de

la Norma MIE-RAT-13 (Instalaciones de puesta a tierra) y la Recomendación UNESA:

Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de

transformación de tercera categoría.

Los cálculos que siguen se efectuarán considerando una tensión de servicio de 20

kV, que es la que prevé ENDESA normalizar en un futuro próximo. Este valor de tensión

es el más desfavorable a efectos de cálculo.

8.2. INVESTIGACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SUELO

Atendiendo al informe geotécnico realizado en su día para TUSSAM (ver Anejo 3),

el terreno donde se implantará el CT es un suelo arcilloso de buena resistividad.

Tomaremos 50 Ω·m como valor de resistividad del terreno de acuerdo a las

prescripciones de la normativa vigente al efecto.

8.3. CORRIENTE MÁXIMA DE DEFECTO A TIERRA Y TIEMPO MÁXIMO DE ELIMINACIÓN DEL DEFECTO

ENDESA establece, en sus Normas Particulares editadas en el 2005 y corregidas

por la D.G de Industria, Energía y Minas en Marzo de 2006, en el apartado 3.3 del

Capítulo 1 de dichas Normas, que el tiempo máximo de desconexión (t) será de 1s como

máximo.







MEMORIA DE CÁLCULO

La corriente máxima de defecto se puede calcular, conociendo la impedancia de la

puesta a tierra del neutro de la red de MT (dato que proporciona la compañía y vale 40 Ω)

y la tensión de servicio de la red (20 kV).

Cy = E√3 · = 20000

√3 · 40 = 288,67

No obstante, tomaremos el valor que ENDESA, en el apartado 3.2. de sus Normas

Particulares citadas anteriormente fija en 300 A.

8.4. CÁLCULO DE LAS TENSIONES MÁXIMAS ADMISIBLES

Estas se calcularán según las prescripciones de la MIE-RAT-13 y la recomendación

UNESA citada anteriormente según las siguientes expresiones

8.5. TENSIÓN MÁXIMA APLICABLE AL CUERPO HUMANO

E =

Donde:

• VCA. Máxima tensión de contacto (V)

• K = 78,5 y n = 0,118 para 0,9s < t ≤ 3s

• t. Duración de la falta, en segundos

• El valor máximo de VCA será:

E = 78,51, = 78,5E

8.6. TENSIÓN MÁXIMA DE PASO EN EL EXTERIOR.

Se calcula mediante la siguiente expresión:

EQ = 10 · ¡1 + 6 · s1000¢







MEMORIA DE CÁLCULO

Donde:

• Vp. Tensión máxima de paso que no puede ser superada.

• ρs. Resistividad superficial del terreno sobre la que se apoyan los pies (50Ω·m).

El resto de parámetros ya se han definido en el apartado anterior.

Conocidos todos los datos, la tensión máxima de paso que no se puede superar es:

EQ = 10 · 78,5 ¡1 + 6 · 501000¢ = 1020,5E

8.7. TENSIÓN MÁXIMA DE PASO EN EL ACCESO

En el acceso, se considera que una persona tiene un pie fuera del local y uno

dentro, por lo que habrá que considerar la resistividad tanto del terreno exterior como la

del interior de los locales (hormigón).


EQ(//) = 10 · £1 + 3 · s + 3 · s′1000 ¥

Donde:

• Vp(acc). Tensión máxima de paso en el acceso aplicable al CT y CS que no puede

ser superada.

• ρ’s. Resistividad superficial del hormigón (3000 Ω·m).

El resto de parámetros ya se han definido anteriormente.

Conocidos todos los datos, la tensión máxima de paso que no se puede superar es:

EQ = 10 · 78,5 ¡1 + 3 · 50 + 3 · 30001000 ¢ = 7967,75E







MEMORIA DE CÁLCULO

8.8. TENSIÓN MÁXIMA DE CONTACTO


E/ = ¡1 +

1,5 · s1000 ¢

Donde:

• Vc. Tensión máxima de contacto que no puede ser superada.

El resto de parámetros ya se han definido en apartados anteriores.

Conocidos todos los datos, la tensión máxima de contacto que no se puede superar

será:

E/ = 78,5 ¡1 + 1,5 · 501000 ¢ = 84,4E

8.9. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

8.9.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra

8.9.1.1 Tierra de protección

Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en

tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica

del CT, carcasa del transformador, y celdas de MT), que puedan estarlo a causa de

averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a

tensiones de contacto peligrosas.

Para esta puesta a tierra se ha optado por el código de configuración 20-30/8/42,

definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA y se trata de:

Rectángulo de 2 x 3 m, formado por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de

sección, y 4 picas de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud. El conjunto estará enterrado a

0,8 m de profundidad. Las picas serán de acero con protección catódica, en cumplimiento

con la Norma GE NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).







MEMORIA DE CÁLCULO

En la siguiente tabla se ve más clara la configuración adoptada, así como los

parámetros característicos de esta configuración:

Configuración Lp (m)

Resistencia kr

Tensión de paso kp

Tensión de contacto ext kc = kp(acc)

Código de la configuración

2 0,116 0,0201 0,0611 20-30/8/42

Tabla 8.1. Parámetros característicos de la puesta a tierra seleccionada

• kr, Ω/(Ω·m)

• kp, kc = kp(acc), V/(Ω·m)(A)

Con esta configuración, la longitud del conductor de tierra será de 2·2 + 2·3 = 10 m.

EL CT se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre, con aislamiento

XLPE de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de

protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.

El piso del CT 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 a parte de ejercer como armadura de tracción y reparto de las tensiones del piso,

servirá como red equipotencial, por lo que se conectará como mínimo en dos puntos

preferentemente opuestos a la puesta a tierra de protección del CT. 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.

El fabricante de la caseta prefabricada la diseña y construye de acuerdo a las

prescripciones de la normativa vigente (aportando certificados de calidad que lo

demuestran) de forma que su interior sea una superficie equipotencial.

Sin embargo, las puertas y rejillas del CT NO se conectaran a tierra, ni tendrán

contacto con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a

defectos o averías.







MEMORIA DE CÁLCULO

Con estas prescripciones, 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.

8.9.1.2 Tierra de servicio

Se conectará a esta toma de tierra el neutro del transformador.

Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida

en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42).

Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre con

aislamiento XLPE, de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de

grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.

8.9.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras

Se calcularán ambos sistemas de tierra siguiendo las recomendaciones de UNESA.

Las expresiones a usar serán las siguientes:

8.9.2.1 Cálculo de la resistencia de tierra

Se calcula según la siguiente expresión:

+() = 1T · s

Como se deduce a partir de la fórmula anterior, esta depende directamente del valor Kr,

que es función de la configuración de toma de tierra seleccionada, por lo que a menor

valor de Kr (aumento de longitud de picas, número de estas o dimensiones del rectángulo)

menor es la resistencia de la toma de tierra.

8.9.2.2 Cálculo de la máxima intensidad de defecto a tierra

C′y() = r√3 · ¦( + +)w + w







MEMORIA DE CÁLCULO

Donde:

• I’d. Intensidad máxima de defecto a tierra prevista en el CT (A).

• U. Tensión compuesta de servicio en la red (20000 V).

• Rn. Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red (Ω).

• Rt. Resistencia de la puesta a tierra de protección del centro, (Ω).

• Xn. Reactancia de la puesta a tierra del neutro de la red, (Ω).

Los valores de Rn y Xn son característicos de la red, y valen 40 Ω y 0 Ω

respectivamente.

8.9.2.3 Cálculo de la máxima tensión de paso prevista

Esta se calcula según la siguiente expresión:

E§(E) = 1 · s · C′y

De donde también deducimos que a menor valor de Kp (aumento de longitud de

picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de paso

prevista.

8.9.2.4 Cálculo de la máxima tensión de contacto prevista

Se calculará usando la siguiente fórmula

E′/ = 1/ · s · C′y

Donde nuevamente deducimos que a menor valor de Kc (aumento de longitud de

picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de contacto

prevista.

8.9.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas

En este apartado se va a comprobar si se cumple que la tensión máxima de paso y

contacto previstas son menores a las admisibles, aplicando las formulas definidas

anteriormente, con los parámetros característicos de las tomas de tierra definidos en los

apartados 6.5. y 6.6.

La siguiente tabla muestra los resultados de los cálculos efectuados, para ambas

tomas de tierra (protección y servicio).







MEMORIA DE CÁLCULO

Toma de tierra Rt I’d (A) V’p (V) V’c (V) ¿I’d < Id? ¿V’p < Vp? ¿V’c < Vp(acc)?

Protección 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI

Servicio 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI

Tabla 8.2. Comprobación de las tomas de tierra diseñadas para el CT

A la vista de los resultados obtenidos, damos ambas tomas de tierra diseñadas

para el CT por válidas.

8.9.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación

Ambas tomas de tierra (protección y servicio) han de estar separadas, para

garantizar que cuando se produce un defecto en una de ellas, no se alcancen tensiones

elevadas en la otra. La separación mínima entre las tomas de tierra se calcula mediante la

siguiente expresión:

o6(-) = C′y · s2000 · ¨

Sustituyendo los distintos valores en la fórmula anterior, tenemos que:

o6(-) = 252,12 · 502000 · ¨ = 1,98m

Por lo que ambas tomas de tierra se separarán una distancia mínima de 2 m.

8.9.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo

No se considera necesaria corrección alguna del sistema definido inicialmente. Sin

embargo, si al medir la resistencia de las tomas de tierra durante la ejecución de las

mismas, el valor resultara elevado y se puedan dar tensiones de contacto superiores a las

admisibles, se podrán modificar estas (previa autorización del Director de Obra),

añadiendo picas por ejemplo (pasar de la configuración 20-30/8/42, con 4 picas a la

configuración 20-30/8/82 con 8 picas) o usando picas más largas.

En la documentación gráfica de este Proyecto se pueden consultar los detalles

constructivos de las tomas de tierra diseñadas.







MEMORIA DE CÁLCULO

8.10. CENTRO DE SECCIONAMIENTO

8.10.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra

8.10.1.1 Tierra de protección

Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en

tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica

de las caseta prefabricada, y carcasas de celdas de MT), que puedan estarlo a causa de

averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a

tensiones de contacto peligrosas.

Para esta puesta a tierra se ha optado también por el código de configuración 20-

30/8/42, definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA idéntica a la instalada

en el CT, por lo que los parámetros característicos de esta puesta a tierra no cambian y

se pueden consultar en el apartado 6.9.1.1.

EL CS se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado de

0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7

como mínimo, contra daños mecánicos.

El piso del CS 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, al igual

que el del CT, ya que ambas casetas son del mismo tipo (varían en dimensiones) y

fabricante.

Las puertas y rejillas del CS NO se conectaran a tierra, ni tendrán contacto con

masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o

averías.

8.10.1.2 Tierra de servicio

Se conectarán a esta toma de tierra los circuitos de baja tensión de los

transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.

Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida

en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42).







MEMORIA DE CÁLCULO

Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado

de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7

como mínimo, contra daños mecánicos.

8.10.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras

Se calcularán siguiendo las mismas prescripciones y fórmulas definidas en el

apartado 6.9.2.

8.10.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas

Las comprobaciones a realizar son idénticas a las descritas en el apartado 6.9.3.

por ser las tomas de tierra (protección y servicio) idénticas, arrojando los mismos

resultados de cálculo, que se muestran en la siguiente tabla:

Toma de tierra Rt I’d (A) V’p (V) V’c (V) ¿I’d < Id? ¿V’p < Vp? ¿V’c < Vp(acc)?

Protección 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI

Servicio 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI

Tabla 8.3. Comprobación de las tomas de tierra diseñadas para el CS

A la vista de los resultados obtenidos, damos ambas tomas de tierra diseñadas

para el CS por válidas.

8.10.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación

Debido a que los parámetros de cálculo de la distancia mínima de separación para

las tomas de tierra diseñadas no cambia, se separarán estas una distancia mínima de 2m.

8.10.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo

No se considera necesaria corrección alguna del sistema definido inicialmente. Sin

embargo, al igual que en lo prescrito para las tomas de tierra del CT, si al medir la

resistencia de las tomas de tierra durante la ejecución de las mismas, el valor resultara

elevado y se puedan dar tensiones de contacto superiores a las admisibles, se podrán

modificar estas (previa autorización del Director de Obra).

En la documentación gráfica de este Proyecto se pueden consultar los detalles

constructivos de las tomas de tierra diseñadas.







MEMORIA DE CÁLCULO

CAPÍTULO 9.

DISEÑO DE LA VENTILACIÓN DE LOS

EQUIPOS

9.1. EQUIPOS DE LA CASETA DE INVERSORES Y CT

La elección del lugar apropiado de la caseta para los inversores y CT es

fundamental a la hora de determinar la eficiencia energética de la instalación como la

seguridad de la misma.

Respecto a la longitud de conductores, minimizarla supone el empleo menores

secciones y menores pérdidas por efecto Joule, lo cual aumenta el rendimiento global de

la instalación.

En cuanto a la seguridad de la instalación, el papel de la ventilación es fundamental

ya disipará el calor generado por los equipos y garantizará el correcto funcionamiento de

estos. Lógicamente disminuirán los fallos de inyección de energía a red (por fallo de

alguno de estos elementos a causa de alcanzar temperaturas elevadas). Disminuye

también notablemente el riesgo de incendio, entre otros.

Consultando los planos correspondientes se ve que el emplazamiento para la

caseta de inversores y CT no dispone de edificios colindantes en altura, y que la nave del

edificio de taller está lo suficientemente separada como para no suponer un impedimento

a la entrara de aire por las distintas rejillas de la caseta.

9.1.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local

Dadas las dimensiones de las distintas salas y consultando los planos

correspondientes del local, vemos que los huecos previstos para ventilación natural así

como la superficie de cada sala son:







MEMORIA DE CÁLCULO

Sala Hueco total para

ventilación natural (m2)

Superficie de la sala (m

2)

% de huecos referidos a la superficie de la sala

Inversores 1.2 23,01 5,2%

Transformador 1,2 4,44 27%

Celdas de MT 1.2 4,32 27.8%

Tabla 9.1. Huecos previstos para ventilación en la caseta de inversores y CT

Nota: la superficie prevista para ventilación es la neta, es decir, se ha descontado

la superficie que obturan las rejillas de ventilación (20% del total).

9.1.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos

9.1.2.1 Inversores

Cada inversor dispone de una serie de ventiladores que aspiran el aire fresco por

su parte inferior y lo expulsan por su parte exterior, de forma que así se disipa el calor

generado en su interior.

Consultando la ficha técnica de los inversores, el consumo necesario de aire

fresco de estos equipos es de 2300 m3/h.

9.1.2.2 Transformador

El transformador (de refrigeración a base de resina seca) carece de ventilación

propia, por tanto depende exclusivamente de la ventilación exterior.

El caudal de aire de ventilación requerido en la sala del transformador se calcula

mediante unas expresiones que utiliza el fabricante y que mostramos a continuación.

) = 0,18 · .√[ ;)§ = 1,10 · )

Donde:

• S. Superficie del orificio de entrada del aire

• S’. Superficie del orificio de salida del aire

• P. suma de pérdidas en vacío (P0) y las pérdidas debidas a la carga del

transformador (Pcc) expresadas en kW a 120 ºC.

• H. Diferencia de altura entre los dos orificios expresada en metros.







MEMORIA DE CÁLCULO

Consultando la ficha técnica del transformador en cuestión (ver documentación

técnica del equipo en el Anejo 1), obtenemos el valor de los parámetros y por tanto la

superficie de ventilación necesaria.

) = 0,18 · (1,65 + 7,8)1,5 = 1,39-w; )§ = 1,10 · 1,39 = 1,53-w

Dado que las rejillas obturan un 20% del paso de aire, la superficie de ventilación

(SV) será:

)ª = )0,8 = 1,75-w; )S§ = 1,91-w

No obstante, será necesario el uso de ventilación forzada, por ser mayor el hueco

necesario para ventilación que el provisto en la caseta. Así lo recomienda el fabricante

(caso de locales pequeños, o en caso de que se alcancen temperaturas superiores a los

20 ºC). El caudal de aire recomendado en este caso es:

Q(m3/h) = 360·PQ = 360·(1,65+7,8)=3400 m3/h ≃3500 m3/h

9.1.2.3 Celdas de MT

Para la sala de celdas de MT, siguiendo las prescripciones del fabricante y del

CTE-DB-HS3 (Salubridad, calidad del aire interior), el caudal necesario es de 0,7 l·m2/s

(donde la superficie a tener en cuenta es la de la sala).

En este caso, el caudal de aire necesario es de:

Q(m3/h) = 3,6·0,7·4,32= m3/h ≃10,89 m3/h

Conocida el área del hueco de ventilación, y estimando una velocidad mínima del

aire de 0,05 m/s obtenemos el caudal estimado por ventilación natural

« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ

Al ser el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al mínimo

necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.







MEMORIA DE CÁLCULO

9.1.2.4 Tabla resumen

En cada sala independientemente, será necesario usar ventilación forzada siempre

que él % neto de huecos previstos para ventilación sea inferior a un 10% del total de

superficie de la sala, o cuando así lo prescriba el fabricante (caso del transformador al

trabajar a temperaturas mayores de 20 ºC).

Los resultados de necesidades de ventilación obtenidos de los apartados anteriores

se muestran en la siguiente tabla.

Sala Caudal requerido por

equipo (m3/h)

Nº de equipos

Caudal necesario en la sala (m3/h)

Ventilación forzada

Inversor 2300 5 1150012000* SÍ

Transformador 3500 1 3500 SÍ

Celdas de MT -- -- 3,02 NO

Tabla 9.2. Caudales necesarios para la ventilación de los distintos equipos

* Se ha redondeado a 12000 m3/h para así asegurar la ventilación de los cuadros

de protección y cajas de conexión SMBC).

9.1.3. Soluciones de ventilación forzada adoptadas

Independientemente del sistema de ventilación natural provisto de rejillas en los

distintos lugares de la caseta de inversores y CT, se instalará un sistema de ventilación

forzada que asegure el correcto funcionamiento de los equipos en las sala de inversores y

en la sala del transformador, no siendo necesario en la sala de celdas de MT, tal y como

se deduce de los apartados anteriores.

El sistema de ventilación constará de un extractor helicoidal (flujo axial) instalado

en la rejilla de salida de aire correspondiente (ver los planos correspondientes). Esta

configuración garantiza una pérdida de carga casi nula, por lo que el ventilador trabajará

en condiciones de chorro libre, entregando sus máximas prestaciones.

Los ventiladores serán de la marca S&P, serie compact, caracterizados por ser

robustos y duraderos. Los ventiladores instalados tienen motores monofásicos a 230V, y

grado de protección IP 65 y hélices de aluminio.







MEMORIA DE CÁLCULO

Cada sistema de ventilación forzada se dotará de termostatos de baja y de alta

para que el sistema se ponga en marcha al sobrepasar los 25ºC y pare al bajar de 20ºC.

Además dispondrán de variadores de frecuencia, de forma que se optimice el

consumo energético de estos aparatos cuando no sea necesario que trabajen al 100% de

su rendimiento, ahorrando en energía y minimizando la sonoridad.

9.1.3.1 Sala de inversores

Se dispondrá de un ventilador axial de 8 polos, HCBB 8/800H-X, de potencia

máxima 0,7kW y nivel sonoro máximo de 65 dB girando a 690 RPM.

A continuación se muestra la curva característica de este ventilador y su punto de

funcionamiento. Como se ve en la gráfica, el ventilador propuesto es capaz de mover

hasta un caudal de 15000m3/h, superior al necesario. Se ha escogido este y no el

inmediato inferior porque la diferencia de consumo es de tan solo 20W y el caudal

proporcionado del ventilador seleccionado es un 20% mayor.

Figura 9.1. Curva característica y punto de funcionamiento del ventilador de la sala de inversores







MEMORIA DE CÁLCULO

9.1.3.2 Sala del transformador

Se dispondrá de un ventilador axial de 8 polos, HCBB 8/500H-X, de potencia

máxima 0,16 kW y nivel sonoro máximo de 49 dB girando a 605 RPM.

A continuación se muestra la curva característica de este ventilador y su punto de

funcionamiento. El ventilador seleccionado es capaz de mover hasta un caudal de

4500m3/h, superior al demandado, y con un consumo energético mínimo.

Damos por finalizado por tanto el dimensionamiento de la instalación de ventilación

del local de inversores y CT.

Figura 9.2. Curva característica y punto de funcionamiento del ventilador de la sala del transformador







MEMORIA DE CÁLCULO

9.2. CENTRO DE SECCIONAMIENTO

Se emplazará en la avenida de Andalucía, justo en el límite de la parcela de

TUSSAM con el vial, al lado del Centro de Seccionamiento existente (ver el plano

correspondiente) por ser este el punto de conexión que ENDESA prescribe para el

volcado de la energía generada a la red de distribución. Consultando los planos

correspondientes se ve que el emplazamiento no dispone de edificios colindantes en

altura, por lo que la ventilación natural está garantizada.

9.2.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local

Dadas las dimensiones de los distintos recintos y consultando los planos

correspondientes del local, vemos que los huecos previstos para ventilación natural así

como la superficie de cada sala son:

Recinto Hueco total para

ventilación natural (m

2)

Superficie de la sala (m

2)

% de huecos referidos a la superficie de la sala

Cliente 1,2 4,72 25,42%

Compañía 1,2 3,96 30,30%

Tabla 9.3. Huecos previstos para ventilación del Centro de Seccionamiento

Nota: la superficie prevista para ventilación es la neta, es decir, se ha descontado

la superficie que obturan las rejillas de ventilación (20% del total).

9.2.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos

9.2.2.1 Recinto del cliente

Siguiendo las prescripciones del fabricante de las celdas de MT instaladas y del

CTE-DB-HS3 (Salubridad, calidad del aire interior), el caudal necesario es de 0,7 l·m2/s

(donde la superficie a tener en cuenta es la del recinto).


Q (m3/h) = 3,6·0,7·4,72= 11,89 m3/h









MEMORIA DE CÁLCULO

« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ

Al ser el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al mínimo

necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.

9.2.2.2 Recinto de la compañía distribuidora


Q(m3/h) = 3,6·0,7·3,96= 9,98 m3/h



« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ

Nuevamente el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al

mínimo necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.

9.2.3. Soluciones de ventilación adoptadas

A la vista de los resultados que arrojan los cálculos efectuados anteriormente, se

concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada en ninguno de los recintos del

Centro de Seccionamiento, bastando con las rejillas previstas para ventilación natural del

local.

En Sevilla, Abril de 2012

El autor del Proyecto.

Fdo. Manuel Campos Fernández

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