MEMORIA DE CÁLCULOS
MEMORIA DE CÁLCULOS
1. INDICE.
1. INDICE........................................................................................................................................ 2
2.
ESTUDIO RADIACIÓN SOLAR ............................................................................................ 6
2.1.
RADIACIÓN SOLAR HORIZONTAL .................................................................................. 6
2.2.
RADIACIÓN SOLAR INCLINADA REGULABLE .................................................................. 8
2.3.
RADIACIÓN SOLAR INCLINADA FIJA. ...................................................................... 13
2.4.
RELACIÓN RADIACIÓN DIRECTA/RADIACIÓN GLOBAL. ....................................... 16
3.
ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO. .................................................... 17
3.1.
Inclinación de la estructura. ........................................................................................ 17
3.2.
Acciones sobre la estructura. ...................................................................................... 18
3.2.1.
Acciones Permanentes. ................................................................................... 18
3.2.1.1. Peso Propio...................................................................................................... 18
3.2.1.2. Peso de la Carga. ............................................................................................. 18
3.2.2.
Acciones Variables........................................................................................... 18
3.2.2.1. Acción del Viento............................................................................................. 18
3.2.2.2. Sobrecarga por Nieve. ..................................................................................... 21
3.2.2.3. Acciones térmicas............................................................................................ 22
4.
CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR. ........................................................................................ 23
4.1.
4.2.
4.3.
5.
NÚMERO DE MÓDULOS EN SERIE. .............................................................................. 24
4.1.1.
Número máximo de módulos en serie. ........................................................... 25
4.1.2.
Número mínimo de módulos en serie............................................................. 25
4.1.3.
Conclusiones y Comprobaciones..................................................................... 26
NÚMERO DE CONJUNTOS EN PARALELO. ................................................................... 26
4.2.1.
Número máximo de conjuntos en paralelo..................................................... 26
4.2.2.
Conclusiones y Comprobaciones..................................................................... 27
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS. ....................................................... 28
CÁLCULOS DE GENERACIÓN ........................................................................................... 30
5.1.
Pérdidas por orientación e inclinación. ....................................................................... 30
5.2.
Pérdidas por sombreado. ............................................................................................ 33
5.3.
5.2.1.
Altura Solar. ..................................................................................................... 33
5.2.2.
Procedimiento Pérdidas por Sombreado (PCT, IDAE). .................................... 34
Pérdidas por temperatura. .......................................................................................... 38
2
MEMORIA DE CÁLCULOS
5.4.
Pérdidas en cableado. ................................................................................................. 39
5.4.1.
Pérdidas CC...................................................................................................... 39
5.4.2.
Pérdidas CA-BT. ............................................................................................... 39
5.5.
Pérdidas rendimiento inversor.................................................................................... 40
5.6.
Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.................... 40
5.7.
Pérdidas transformador. ............................................................................................. 41
5.8.
Pérdidas por disponibilidad. ........................................................................................ 41
5.9.
Pérdidas por polvo y suciedad. ................................................................................... 41
5.10.
6.
Performance Ratio. ................................................................................................. 42
RESULTADO ENERGÉTICO............................................................................................... 43
6.1.
6.2.
7.
Resultado Energético Inclinación Variable. ................................................................. 43
6.1.1.
Radiación Efectiva. .......................................................................................... 43
6.1.2.
Producción Estimada Anual Bruta. .................................................................. 44
6.1.3.
Producción Estimada Anual Neta. ................................................................... 45
6.1.4.
Cálculo Horas Sol Pico. .................................................................................... 46
Resultado Energético Inclinación Óptima. .................................................................. 48
6.2.1.
Radiación Efectiva. .......................................................................................... 48
6.2.2.
Producción Estimada Anual Bruta. .................................................................. 49
6.2.3.
Producción Estimada Anual Neta. ................................................................... 50
6.2.4.
Cálculo Horas Sol Pico. .................................................................................... 51
CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE CONTINUA. ........................................................... 53
7.1.
CONEXIÓN MÓDULOS EN SERIE. ................................................................................. 53
7.2. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE GRUPOS CON CAJA CONEXIÓN DE
SUBGENENADOR…. ................................................................................................................. 54
7.2.2.
Criterio Térmico............................................................................................... 54
7.2.3.
Criterio caída de tensión. ................................................................................ 55
7.3. CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE SUBGENENADOR CON CAJAS SUMADORAS
(STRING)… ............................................................................................................................... 58
7.4.
8.
7.3.2.
Criterio Térmico............................................................................................... 58
7.3.3.
Criterio Caída de Tensión. ............................................................................... 61
CONEXIÓN CAJAS SUMADORAS (STRING) CON ENTRADA INVERSOR. ....................... 62
7.4.2.
Criterio Térmico............................................................................................... 62
7.4.3.
Criterio Caída de Tensión. ............................................................................... 64
CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE ALTERNA............................................................... 66
3
MEMORIA DE CÁLCULOS
8.1.
SALIDA INVERSOR – CUADRO BT DEL CT. .................................................................... 66
8.2.
SERVICIOS AUXILIARES. ............................................................................................... 68
9.
8.2.2.
Descripción y potencia Consumida. ................................................................ 68
8.2.3.
Línea general de alimentación servicios auxiliares. ........................................ 69
8.2.4.
Instalaciones receptoras. ................................................................................ 71
CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA. ................................................................................ 75
9.1.
RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA.............................................................................. 75
9.2.
TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA. ................................................. 75
9.3.
TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA. .................................................... 77
9.4.
TIERRA DE SERVICIO. ................................................................................................... 78
10.
CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. .................................................................................... 79
10.1.
INTENSIDAD EN ALTA TENSIÓN. .............................................................................. 79
10.2.
INTENSIDAD EN BAJA TENSIÓN. .............................................................................. 79
10.3.
CORTOCIRCUITOS. ................................................................................................... 79
10.3.1. Observaciones. ................................................................................................ 79
10.3.2. Cálculo de corrientes de cortocircuito. ........................................................... 79
10.3.3. Cortocircuito en el lado de Alta Tensión. ........................................................ 80
10.3.4. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión......................................................... 80
10.4.
DIMENSIONADO DEL EMBARRADO MT. ................................................................. 80
10.4.1. Comprobación por densidad de corriente. ..................................................... 80
10.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica. ........................................... 81
10.4.3. Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito. ................................. 81
10.5.
SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA Y BAJA TENSIÓN. .............................. 81
10.5.1. Protección general en AT. ............................................................................... 81
10.5.2. Protección en Baja Tensión. ............................................................................ 82
10.6.
DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN. ......... 82
10.7.
DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS. .......................................................... 82
10.8.
CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA......................................... 82
10.8.1. Investigación de las características del suelo. ................................................. 82
10.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo
máximo correspondiente a la eliminación del defecto. ................................................. 82
10.8.3. Diseño de la instalación de tierra. ................................................................... 83
10.8.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra. ............................................... 83
10.8.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación. ................................ 85
4
MEMORIA DE CÁLCULOS
10.8.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación. ................................ 85
10.8.7. Cálculo de las tensiones aplicadas. ................................................................. 86
10.8.8. Investigación de las tensiones transferibles al exterior. ................................. 87
10.8.9. Corrección del diseño inicial............................................................................ 87
5
2. ESTUDIO RADIACIÓN SOLAR
2.1.
RADIACIÓN SOLAR HORIZONTAL
Para realizar el estudio de radiación solar horizontal disponible empleamos la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la
aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research Centre de la European Commission.
A continuación se muestran los datos de radiación horizontal en la estación meteorológica situada en el término municipal de Los Palacios y
Villafranca, exactamente se localiza en latitud 37010´ 48´´ y longitud -50 56´ 16´´. Esta estación es la más cercana al emplazamiento de la planta latitud
370 5´40´´ y longitud -50 57´ 10´´.
Tabla 1a.
Radiación Difusa
Meses
MJ/m2
kWh/m2
Enero
147,8
41,2
Febrero
162,3
45
Marzo
229,1
63,4
Abril
258,9
71,9
Mayo
273,9
75,7
Junio
240,2
66,8
Julio
225,4
62,3
Agosto
221,6
61,5
Septiembre
216
60,3
Octubre
203,3
56,8
Noviembre
151,6
42
Diciembre
139,2
39
Tabla 1c.
Radiación Directa
Meses
MJ/m2
kWh/m2
Enero
324,2
90
Febrero
404,9
112,5
Marzo
506,9
140,9
Abril
587,4
163,3
Mayo
755,4
210
Junio
904,4
251
Julio
974,9
270,8
Agosto
825,3
229
Septiembre
603,3
167,7
Octubre
408,4
113,6
Noviembre
338,2
94,1
Diciembre
248,7
69,1
MEMORIA DE CÁLCULOS
Radiación Global
Meses
MJ/m2
kWh/m2
Enero
279,2
77,5
Febrero
351,3
97,5
Marzo
519
144,2
Abril
632,9
175,5
Mayo
768,2
213,1
Junio
824,8
229,2
Julio
849,7
236,1
Agosto
756,7
210,2
Septiembre
571,2
158,8
Octubre
413,9
114,7
Noviembre
294,3
81,9
Diciembre
235,1
65,1
Tabla 1b.
MEMORIA DE CÁLCULOS
En el siguiente gráfico podemos observar la radiación solar global, difusa y directa
expresada en kWh/m2.
300
250
200
GLOBAL
150
DIFUSA
100
DIRECTA
50
0
Gráfica 1.
Se observa a simple vista en la gráfica como la relación radiación directa y radiación global
es aproximadamente 0,50. Esta relación es importante para determinar la conveniencia de
instalar seguidores, y será calculada posteriormente.
De la misma fuente conocemos la radiación media diaria global que nos servirán más
adelante para el cálculo de las Horas Sol Pico (HSP).
Tabla 2.
Radiación Media Diaria Global
Meses
kWh/m2
2,487
Enero
3,116
Febrero
4,574
Marzo
5,277
Abril
6,752
Mayo
7,282
Junio
7,046
Julio
6,387
Agosto
5,103
Septiembre
3,866
Octubre
2,486
Noviembre
2,094
Diciembre
4,715
Rad. Med. Diaria
7
MEMORIA DE CÁLCULOS
Gráfica 2a.
2.2.
RADIACIÓN SOLAR INCLINADA REGULABLE
Para realizar el estudio de radiación solar horizontal disponible empleamos la
herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la aplicación
Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint Research
Centre de la European Commission.
En la tabla 3a se muestran los valores de radiación mensual global captados a en una
superficie con diferentes inclinaciones. Las inclinaciones a analizar son 00, 150, 200, 250,
300, 350, 400, 450, 500,550 y 600. Partiendo de estos datos construimos la tabla 3b, la cual
muestra la radiación media diaria global para un día representativo de cada mes.
A partir de los datos anteriores, procedemos a buscar la inclinación óptima para cada mes.
Para ello construimos la tabla 4, en la que se refleja la mayor radiación media diaria
captada en cada mes y la inclinación necesaria para conseguirla. En la gráfica 4 se observa
claramente el ángulo óptimo cada mes.
Conocidos todos ángulos óptimos y su correspondiente radiación media diaria, podremos
buscar las cuatro posiciones en las que vamos a poder regular la estructura móvil de los
módulos fotovoltaicos. Como se muestra en la tabla 5, las inclinaciones a las que podemos
colocar la estructura serán 150, 250,300 y 500. Además en esta tabla se ha calculado las
pérdidas en kWh/m2 que se dejan de capturar al no estar en la posición óptima cada mes.
8
Tabla 3a.
RADIACIÓN GLOBAL (kWh/m2)
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
0
Grados
77,5
97,5
144,2
175,5
213,1
229,2
236,1
210,2
158,8
114,7
81,9
65,1
15
Grados
97,4
118,4
162,5
186,8
217,1
228,1
237,5
220,6
175,4
134
101,5
81,9
20
Grados
103,5
124,1
166,9
188,7
216
225,2
235,2
221,8
179,2
139,7
107,4
86,8
25
Grados
108,6
129,3
171
189,8
213,2
221,1
231,4
221,3
181,7
144
112,3
91,3
30
Grados
113,1
133,6
173,6
189,1
209,4
215,3
225,9
219,4
183,3
147,7
116,6
95
35
Grados
117,2
136,8
175,1
187,4
204,5
208,4
219,8
215,9
184
150,5
120,5
98,1
40
Grados
120,6
139,9
175,3
184,7
198,7
200,2
211,6
211,4
183,5
152,1
123,4
101,2
45
Grados
122,8
141,2
174,8
181,4
191,6
191,6
203,6
206,2
181,5
153,3
125,6
103,3
50
Grados
124,5
142,3
173,3
176,6
183,4
181,9
193,4
199,4
178,4
153
127,1
104,7
55
Grados
125,3
142,3
170,6
170,6
174,1
170,9
182,8
191,1
174,8
151,7
127,6
105,5
60
Grados
125,6
141,1
166,9
163,9
164,1
158,9
170,4
182,1
169,7
150
127,7
105,7
65
Grados
125,1
139,5
161,9
155,7
152,8
145,7
157,3
171,6
163,5
147,2
126,9
105,1
Se ha señalado el máximo valor que se puede alcanzar en el mes.
MEMORIA DE CÁLCULOS
Tabla 3b.
RADIACIÓN MEDIA DIARIA GLOBAL (kWh/m2)
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
0
Grados
2,50
3,48
4,65
5,85
6,87
7,64
7,62
6,78
5,29
3,70
2,73
2,10
15
Grados
3,14
4,23
5,24
6,23
7,00
7,60
7,66
7,12
5,85
4,32
3,38
2,64
20
Grados
3,34
4,43
5,38
6,29
6,97
7,51
7,59
7,15
5,97
4,51
3,58
2,80
25
Grados
3,50
4,62
5,52
6,33
6,88
7,37
7,46
7,14
6,06
4,65
3,74
2,95
30
Grados
3,65
4,77
5,60
6,30
6,75
7,18
7,29
7,08
6,11
4,76
3,89
3,06
35
Grados
3,78
4,89
5,65
6,25
6,60
6,95
7,09
6,96
6,13
4,85
4,02
3,16
40
Grados
3,89
5,00
5,65
6,16
6,41
6,67
6,83
6,82
6,12
4,91
4,11
3,26
45
Grados
3,96
5,04
5,64
6,05
6,18
6,39
6,57
6,65
6,05
4,95
4,19
3,33
50
Grados
4,02
5,08
5,59
5,89
5,92
6,06
6,24
6,43
5,95
4,94
4,24
3,38
55
Grados
4,04
5,08
5,50
5,69
5,62
5,70
5,90
6,16
5,83
4,89
4,25
3,40
60
Grados
4,05
5,04
5,38
5,46
5,29
5,30
5,50
5,87
5,66
4,84
4,26
3,41
65
Grados
4,04
4,98
5,22
5,19
4,93
4,86
5,07
5,54
5,45
4,75
4,23
3,39
Se ha señalado el máximo valor que se puede alcanzar en el mes, los cuales serán mostrados en la siguiente tabla.
MEMORIA DE CÁLCULOS
MEMORIA DE CÁLCULOS
Tabla 4.
RADIACION MEDIA DIARIA GLOBAL
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media Diaria Anual
Máxima (kWh/m2)
4,05
5,08
5,65
6,33
7,00
7,64
7,66
7,15
6,13
4,95
4,26
3,41
5,78
Inclinación Óptima (grados)
60
50-55
35-40
25
15
0
15
20
35
45
60
60
Las inclinaciones óptimas son aquellas que determinan los máximos valores de radiación.
En el mes de Febrero se captura la misma radiación solar con la inclinación 500 y 550, al
igual que ocurre con el mes de Marzo para 350 y 400.
Gráfica 4.
En la gráfica se puede observar el ángulo de inclinación óptimo, donde el módulo
fotovoltaico absorbe la mayor radiación solar para todos los meses del año. Esta gráfica
11
MEMORIA DE CÁLCULOS
obtenida por la aplicación PVGIS es más exacta que los datos mostrado en la tabla 4, ya
que el intervalo entre inclinaciones posibles es de 1 grado y no de 5 grados.
Tabla 5.
INCLINACIÓN REGULABLE
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media Diaria
Anual
Inclinación Final
50,00
50,00
30,00
25,00
15,00
15,00
15,00
25,00
30,00
50,00
50,00
50,00
Incl. Óptima
60
50-55
35-40
25
15
0
15
20
35
45
60
60
R.M.D.G
(kWh/m2)
4,02
5,08
5,60
6,33
7,00
7,60
7,66
7,14
6,11
4,94
4,24
3,38
Pérdidas
(kWh/m2)
0,04
0,00
0,05
0,00
0,00
0,04
0,00
0,02
0,02
0,01
0,02
0,03
5,76
0,02
Establecemos las 4 posiciones en la que poder colocar los módulos fotovoltaicos a lo largo
del año. Fijándonos en la tabla 3by conocidas las inclinaciones óptimas, para cada mes,
intentamos buscamos la menor pérdida en kWh/m2en la que se incurre al variar la
inclinación. Comparando la primera columna con la segunda, se observa la desviación
respecto a la inclinación óptima.
En la tercera columna se muestran los valores finales de radiación media diaria global
para las inclinaciones finales, resultando una radiación diaria media de 5,76 kWh/m2 al
año, con unas pérdidas diaria media de 0,02 kWh/m2.
12
MEMORIA DE CÁLCULOS
2.3.
RADIACIÓN SOLAR INCLINADA FIJA.
FIJA
Para el caso de una estructura no regulable, se calcula una inclinación del módulo única
durante todo el año.De
De nuevo empleamos la herramienta on-line
on
de la Agencia Andaluza de
la Energía, así como la aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),
perteneciente al Joint Research Centre de la European Commission.
Para calcular la inclinación óptima nos ayudamos de la tabla 3b y construimos una nueva
tabla 6 en la que calculamos la radiación media diaria global al año para todas las
inclinaciones a estudiar. Con estos datos podemos obtener a simple vista que el ángulo de
máxima radiación está comprendido entre 30 y 35 grados. Para afianzar más esta
determinación representamos los valores de radiación y obtenemos la grafica 6a y la
gráfica 6b.
Tabla 6.
Radiación Media diaria global (kWh/m2)
GRADOS
0
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
Total
Media 59,22 64,42 65,52 66,20 66,44 66,33 65,83 64,99 63,72 62,06 60,06 57,64
Año
Total
Media
4,93 5,37 5,46 5,52 5,54 5,53 5,49 5,42 5,31 5,17 5,01 4,80
Diaria
Señalamos en rojo y verde los límites de inclinación donde se tiene que producir la mayor
radiación.
Gráfica 6a.
5,6
0
5,5
15
5,4
20
25
5,3
30
5,2
35
5,1
40
5
45
4,9
50
4,8
55
4,7
60
4,6
Radiacion Media diaria global kWh/m2
65
13
MEMORIA DE CÁLCULOS
Gráfica 6b.
5,6
5,5
5,4
kWh/m2
5,3
5,2
5,1
5
4,9
4,8
4,7
0
10
20
30
40
50
60
70
Grados
Luego podemos establecer pues que el ángulo de inclinación óptimo se encuentra entorno
los 300-350.
Utilizando la aplicación PVGIS podemos determinar con exactitud el ángulo de inclinación
óptimo introduciendo la localización de la parcela, como se muestra en la siguiente
captura de imagen del programa, la inclinación óptima será 330:
14
MEMORIA DE CÁLCULOS
En la siguiente tabla 7 se muestran los valores de radiación media diaria para una
inclinación de 330.
Tabla 7.
Meses
Radiación Global( kWh/m2)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media Diaria Anual
115,5
135,8
174,7
188,2
206,8
211,3
222,5
217,5
183,8
149,6
118,8
97,1
Radiación Media Diaria
Global (kWh/m2)
3,73
4,85
5,64
6,27
6,67
7,04
7,18
7,02
6,13
4,83
3,96
3,13
5,54
Comparando la situación de módulo fijo con inclinación óptima con la situación de
inclinación optima por mes, observamos en la tabla 8, como se produce unas pérdidas
media diaria de 0,24 kWh/m2. Respecto a la situación de módulo regulable a 150, 250,300 y
500, estas pérdidas han aumentado 0,22kWh/m2.
Tabla 8.
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Media Diaria Anual
Inclinación
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
33,00
Inclinación Fija
Incl. Óptima R.M.D.G (kWh/m2) Pérdidas (kwh/m2)
60
3,73
0,33
50-55
4,85
0,23
35-40
5,64
0,02
25
6,27
0,05
15
6,67
0,33
0
7,04
0,60
15
7,18
0,48
20
7,02
0,14
35
6,13
0,01
45
4,83
0,12
60
3,96
0,30
60
3,13
0,28
5,54
0,24
15
MEMORIA DE CÁLCULOS
2.4.
RELACIÓN RADIACIÓN DIRECTA/RADIACIÓN GLOBAL.
Como se ha comentado con anterioridad la relación radiación Directa/Global, tiene su
utilidad para tomar la decisión de colocar seguidores. En zonas donde la relación es baja,
sería recomendable su utilización para un mayor aprovechamiento del espectro solar.
Para obtener un dato fiable escogemos cuatro meses representativos del año como Enero,
Abril, Agosto y Octubre. Mediante la aplicación Photovoltaic Geographical Information
System (PVGIS), obtenemos los datos diarios de radiación media global a cielo claro,
radiación media global, radiación media directa, radiación media difusa y radiación media
reflejada. Con estos datos calculamos la relación directa/difusa media diaria en el mes,
para los cuatro meses, y finalmente la media diaria anual.
Tabla 9.
Relación Directa/Global
Enero
0,66062868
Abril
0,50365707
Agosto
0,54297218
Octubre
0,64883477
Relación Directa/Global
0,58902318
Las tablas con los datos mencionados anteriormente se encuentran en el Anexo Radiación.
16
MEMORIA DE CÁLCULOS
3. ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO.
3.1.
Inclinación de la estructura.
Del anexo radiación solar extraemos el dato de irradiación media diaria máxima alcanzada
en un mes con una determinada inclinación.
Tabla 1.
Radiación Media diaria global kWh/m2
Máxima
Inclinación (Grados)
4,05
60
5,08
50-55
5,65
35-40
6,33
25
7,00
15
7,64
0
7,66
15
7,15
20
6,13
35
4,95
45
4,26
60
3,41
60
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Con estos datos podemos conocer la inclinación que debemos darle a la estructura
regulable de los módulos fotovoltaicos.
Tabla 2.
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Inclinación de la estructura regulable
Inclinación (Grados)
Incl. Max (Grados)
50
60
50
50-55
30
35-40
25
25
15
15
15
0
15
15
25
20
30
35
50
45
50
60
50
60
17
MEMORIA DE CÁLCULOS
3.2.
Acciones sobre la estructura.
Tal como se indica en el código técnico de la edificación, seguridad estructural, acciones en
la edificación (CTE-SE-AE), la estructura soporte de los módulos fotovoltaicos debe ser
capaz de soportar las acciones consideradas.
Pasamos a detallar las acciones las cuales ha de soportar.
3.2.1. Acciones Permanentes.
Las acciones permanentes que vamos a considerar que debe soportar nuestra estructura,
serán las acciones gravitatorias. Las acciones gravitatorias son producidas por las cargas
que gravitan sobre la estructura. Se consideraran: El peso propio y el peso de la carga.
3.2.1.1.
Peso Propio.
Acción correspondiente al peso de los perfiles, así como de la tornillería y demás
elementos de fijación, que componen la estructura. La carga consecuencia de esta acción
dependerá de la estructura que finalmente instalemos.
3.2.1.2.
Peso de la Carga.
Acción debida a la carga de todos los elementos fijados a la estructura. En el caso que nos
corresponde, se trataría del peso de los módulos fotovoltaicos. Sabiendo que cada módulo
fotovoltaico tiene una superficie de 1,42 m2 y una masa de 19 kg, la carga que debe
soportar la estructura debido a esta acción será de 13,38 kg/m2.
3.2.2. Acciones Variables.
3.2.2.1.
Acción del Viento.
El viento suele ser la acción más importante que deben soportan este tipo de estructuras.
Se admite que el viento, en general, actúa horizontalmente y en cualquier dirección. Para
el estudio la carga a soportar por la acción del viento, se considerarán en cada caso la
dirección o direcciones que produzcan las acciones más desfavorables.
La acción del viento o presión estática puede expresarse como:
Siendo:
· · La presión dinámica del viento. De forma simplificada, como valor en cualquier
punto del territorio español, puede adoptarse 0,5 kN/m2. Pueden obtenerse valores
más precisos mediante el anejo D (DB-SE-AE), en función del emplazamiento
geográfico de la obra.
El coeficiente de exposición, variable con la altura del punto considerado, en función
del grado de aspereza del entorno donde se encuentra ubicada la construcción.
El coeficiente eólico o de presión, dependiente de la forma y orientación de la
superficie respecto al viento, y en su caso, de la situación del punto respecto a los
18
MEMORIA DE CÁLCULOS
bordes de esa superficie; un valor negativo indica succión.
•
Presión dinámica del viento.
El valor de la presión dinámica del viento puede obtenerse con la expresión:
0,5 ·
·
Siendo la densidad del aire y el valor básico de la velocidad del viento. En general,
puede considerarse el valor de la densidad del aire 1,25 kg/m3.
El valor básico de la velocidad del viento en cada localidad puede obtenerse del mapa de la
figura D.1 (DB-SE-AE). El de la presión dinámica es, respectivamente de 0,42 kN/m2, 0,45
kN/m2 y 0,52 kN/m2 para las zonas A, B y C de dicho mapa.
Figura 3.
En nuestro caso, nos encontramos en la zona A por lo que 0,5 · 1,25 · 26 422,25
N/m2, luego aproximadamente se cumple 0,42 kN/m2.
•
Coeficiente de exposición.
El coeficiente de exposición tiene en cuenta los efectos de las turbulencias originadas por
el relieve y la topografía del terreno. Su valor se puede tomar de la tabla 3.4 (DB-SE-AE),
siendo la altura del punto considerado la medida respecto a la rasante media de la fachada
o cara a barlovento.
19
MEMORIA DE CÁLCULOS
Tabla 4.
Como nuestra altura media es inferior a 3 metros, y considerando un grado de aspereza
del entorno II, el coeficiente de exposición será 2,1.
•
Coeficiente eólico o de presión.
De acuerdo con el código técnico de la edificación (DB-SE-AE), para cubiertas planas la
acción del viento sobre ella, generalmente de succión, opera del lado de la seguridad, y se
considera despreciable. Coeficiente eólico de valor unidad. Considerando el
comportamiento de la estructura como si de una marquesina a un agua se tratara,
encontramos información sobre el cálculo de este coeficiente en la tabla D.10.
Pendiente de la
cubierta
15°
25°
30°
50°
Efecto del viento
Abajo
Arriba
Arriba
Abajo
Arriba
Arriba
Abajo
Arriba
Arriba
Abajo
Arriba
Arriba
Factor de
obstrucción ( )
01
0
1
01
0
1
01
0
1
01
0
1
Zona (según figura)
A
1,4
-1,8
-1,6
2,0
-2,6
-1,5
2,2
-3,0
-1,5
3,2
-4,5
-1,5
Donde se presenta los datos para las diferentes inclinaciones de la estructura,
interpolando para los casos en que fuera necesario.
Los coeficientes de presión tienen en cuenta los efectos del viento actuando sobre ambas
superficies, la superior y la inferior. Un valor negativo del coeficiente indica que la acción
del viento tiende a levantar la marquesina, y un valor positivo lo contrario. Por regla
general, a efectos del dimensionado de las marquesinas se deberán considerar ambas
situaciones.
20
MEMORIA DE CÁLCULOS
Podemos cuantificar entonces la acción del viento como:
0,42 · 2,1 · 4,5 3,969
0,42 · 2,1 · 3,2 2,822
3.2.2.2.
~405 /
Viento soplando en dirección Norte-Sur.
~287,9 /
Viento soplando en dirección Sur-Norte.
Sobrecarga por Nieve.
La distribución y la intensidad de la carga de nieve sobre una cubierta, depende del clima
del lugar, del tipo de precipitación, del relieve del entorno, de la forma de la cubierta, de
los efectos del viento, y de los intercambios térmicos en los paramentos exteriores.
Para estructuras ligeras, sensibles a carga vertical, el valor de carga debido a la
acumulación de nieve por unidad de superficie, puede obtenerse como se indica a
continuación:
#
Coeficiente de forma
$
" # · $
Valor característico de la carga de nieve sobre un terreno horizontal
•
Carga de nieve sobre un terreno Horizontal
De la tabla 3.8 (DB-SE-AE), obtenemos el valor de sobrecarga de nieve sobre un terreno
horizontal en Sevilla capital (no difiere de la localización de nuestra instalación).
Obtenemos un valor de 0,2 kN/m2.
Tabla 5.
•
Coeficiente de forma
Para estructuras en las que no hay impedimento al deslizamiento de la nieve, como es
nuestra estructura, el coeficiente de forma tiene el valor de la unidad.
21
MEMORIA DE CÁLCULOS
Luego finalmente resulta una sobrecarga por acumulación de nueve:
" 0,2
3.2.2.3.
%
~20 /
Acciones térmicas.
Las acciones producidas por las deformaciones debidas a las variaciones de temperatura, y
por las que experimentan los materiales en el transcurso del tiempo por otras causas,
deben tenerse en cuenta.
Pueden no considerarse acciones térmicas en las estructuras formadas por pilares y vigas
cuando se disponen juntas de dilatación a una distancia adecuada.
Tabla 6.
CUADRO RESUMEN ACCIONES A LAS QUE PUEDE ESTAR SOMETIDA LA ESTRUCTURA
Acción
/
%/
Peso Propio
Determinar por fabricante
Determinar por fabricante
Peso de la Carga
O,131
13,38
Viento
Norte-Sur
3,969
405
Sur-Norte
2,822
287,9
Sobrecarga por Nieve
0,2
20
Figura 7.
22
MEMORIA DE CÁLCULOS
4. CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR.
Conocidas las características del módulo fotovoltaico y del inversor, podemos dimensionar
el generador fotovoltaico. Se tendrán que calcular los grupos de módulos conectados en
serie y en paralelo, para suministrar la potencia deseada y no sobrepasar los límites del
generador. Como se podrá ver con posterioridad, el campo fotovoltaico está formado por
un determinado número de grupos en paralelos (NParalelo), los cuales a su vez, están
constituidos por un determinado número de módulos en serie (NSerie).
Para que el inversor pueda funcionar el campo fotovoltaico o generador fotovoltaico, debe
ser capaz de alcanzar una tensión mínima con la que entrar al inversor, a su vez no debe
sobrepasar los valores límites de tensión e intensidad de entrada al inversor.
Para poder determinar NParalelo y NSerie es necesario conocer las características eléctricas de
los módulos, las características de los valores de entrada del inversor, y los valores
extremos de temperatura de la zona.
-
Datos necesarios de los módulos.
Datos eléctricos Módulos FV
Valor Nominal
Potencia nominal (Wp)
135
Tensión en circuito abierto
Voc
61,3
Corriente de cortocircuito
Isc
3,41
Tensión en el punto de máxima potencia
Vpm
47
Corriente en el punto máxima potencia
Ipm
2,88
Corriente de rendimiento del modulo
hm
9,5
NOCT
44
Coeficiente de temperatura – tensión en circuito abierto
aVoc
-0,3
Coeficiente de temperatura / corriente de cortocircuito
aIsc
0,07
Coeficiente de temperatura potencia
aPm
-0,24
Las células en condiciones normales de operación alcanzan una temperatura superior que
la alcanzada en las condiciones estándar de mediad del laboratorio. El NOCT es una
medida cuantitativa de ese incremento. La medición del NOCT se realiza en unas
condiciones de temperatura ambiente de 20 °C, radiación de 0,8 kW/m y velocidad del
viento de 1m/s.
Como se ha comentado en ocasiones anteriores, vamos a trabajar con los valores
nominales de los módulos una vez transcurrido su periodo de estabilización.
23
MEMORIA DE CÁLCULOS
-
Datos necesarios del Inversor.
Datos eléctricos Inversor
Valores Entrada
Potencia nominal CC (kW)
105
Potencia fotovoltaica máxima (recomendada) (kWp)
Ppv
115
Rango de tensión CC, MPP (V)
Vdc
450 820
Tensión de CC máx. admisible (V)
Vdc,max
900
Corriente continua máxima permitida (A)
Idc,max
235
Factor de distorsión de la tensión fotovoltaica
Upp
< 3%
-
Valores extremos de temperatura.
Temperaturas extremas
4.1.
Tmax (°C)
50
Tmin (°C)
-8
NÚMERO DE MÓDULOS EN SERIE.
Como se observa en la pendiente negativa de la curva característica Voc-T del módulo, y tal
como indica el Coeficiente de temperatura – tensión en circuito abierto (aVoc) al ser
negativo. El valor de la tensión del módulo es máximo cuando la temperatura del módulo
es mínima y la tensión del módulo es mínima cuando la temperatura es máxima.
Conociendo pues la temperatura ambiente en la zona, y la radiación asociada a esas
condiciones determinamos:
-
-
Temperatura del módulo:
*%+,& - 20.
/0
800
Tensión en el punto de máxima potencia en función de la temperatura:
& &'( )
12*&. 12*,. 4. . / *1 )
∆12*&.
.
100
∆12*&. 6 12 / *& - 25.
-
Tensión a circuito abierto en función de la temperatura:
17*&. 17*,. 4. . / *1 )
∆17*&.
.
100
∆17*&. 6 17 / *& - 25.
Los valores en Condiciones Estándar (25°C, 1000 W/m2conespectro de luz 1.5 AM) son
suministrados por el fabricante.
24
MEMORIA DE CÁLCULOS
Realizando estos cálculos para las temperaturas extremas alcanzadas en la zona,
obtenemos los siguientes resultados recogidos en la siguiente tabla.
Tabla 1.
Tmin (°C)
Imin (W/m2)
Tmin del Módulo (°C)
VMP(Tm,min)(V)
DVMP(%)
Voc(Tm,min) (V)
DVoc(%)
-8
0
-8
51,653
9,9
67,3687
9,9
Tmax(°C)
Imax (W/m2)
Tmax del Módulo (°C)
VMP(Tm,max) (V)
DVMP(%)
Voc(Tm,max) (V)
DVoc(%)
50
1000
80
39,245
-16,5
51,1855
-16,5
4.1.1. Número máximo de módulos en serie.
Teniendo en cuenta que el rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima
potencia de nuestro inversor es de 450 a 820 V, y teniendo en cuenta que al ir conectando
paneles en serie estamos sumando la tensión total que tenemos a la entrada del inversor,
obtenemos la siguiente relación:
18, $92:;<7;
%$:;<:, '>1
12*&, <=.
Teniendo en cuenta que el máximo valor de tensión en continua admisible por el inversor
es 900 V, obtenemos la siguiente relación:
18, á><'
%$:;<:, '>2
17*&, <=.
%$:;<:, '>1 15,875
%$:;<:, '>2 13.360
Tomando el mínimo valor de estas relaciones, se obtiene que el número máximo de
módulos en serie en cada grupo sea 13.
4.1.2. Número mínimo de módulos en serie.
Teniendo en cuenta el mínimo valor de tensión para el que el inversor es capaz de realizar
el seguimiento del punto de máxima potencia, así como que la mínima tensión a máxima
potencia del modulo se da cuando la temperatura ambiente es máxima. Podemos obtener
como relación de ambos valores el número mínimo de módulos en serie para cada grupo.
18, <=@:;<7;
%$:;<:, <=
12*&, '>.
%$:;<:, min 11,46
Luego el número mínimo de módulos en serie para cada grupo es de 11 módulos.
25
MEMORIA DE CÁLCULOS
4.1.3. Conclusiones y Comprobaciones
Si conectamos entre 11 y 13 módulos en serie, nos aseguramos de que todos los días del
año la tensión de salida del generador fotovoltaico estará comprendida entre 450 y 820 V,
es decir, nos encontramos dentro del rango de tensión en el cual el inversor hace el
seguimiento del punto de máxima potencia. El número óptimo de módulos a interconectar
en serie sería 13, pues al tener mayor tensión tenemos menores perdidas.
%$:;<: 13
Para verificar, calculamos la tensión máxima a circuito abierto del campo fotovoltaico, y
verificamos que es menor que la tensión máxima CC admisible por el inversor.
4.2.
17, :=:;'87; %$:;<: / 17*D, min. EE 18, á><'
876,2 1 13 / 67,4 F 900 1
NÚMERO DE CONJUNTOS EN PARALELO.
El número de conjuntos conectados en paralelo o también conocidos como String, viene
determinado tanto por la potencia pico instalada como por la máxima intensidad
admisible por el inversor.
Al instalar una potencia pico determinada, debemos asegurarnos que se está
aprovechando la mayor energía posible en todas las épocas del año, lo que quiere decir,
que el inversor esté siempre funcionando y no se sature en épocas de mayor radiación.
Esto ocurre cuando decidimos instalar demasiado módulos para conseguir la mayor
energía en invierno, pero en verano (en época de mayor radiación) el inversor no es capaz
de admitir tanta intensidad.
Para no que no ocurra lo mencionado anteriormente, los fabricantes suelen aconsejar que
se cumpla la relación:
G7D:=<' =7<='H <= :;$7;
I *0.95 - 1.15.
G7D:=<' 2<7 @7D7 7HD'< '
4.2.1. Número máximo de conjuntos en paralelo.
Existen dos estimaciones para calcular el número máximo de String, de entre ambas, nos
optaremos por la estimación más restrictiva.
(1) Sabiendo que la intensidad suministrada por los String no puede superar a la
intensidad máxima admisible por el inversor:
0'>. '8. <= :;$7;
%2';'H:H7, 1
0$, '>
Como se observa en la pendiente positiva de la curva característica Isc-T del módulo, y tal
como indica el Coeficiente de temperatura /corriente de cortocircuito (aIsc) al ser
positivo. El valor de intensidad de cortocircuito del módulo es máxima cuando la
temperatura del módulo es máxima.
26
MEMORIA DE CÁLCULOS
Conociendo pues la temperatura ambiente en la zona, y la radiación asociada a esas
condiciones determinamos:
-
Temperatura del módulo:
& &'( )
-
*%+,& - 20.
/0
800
Intensidad de cortocircuito en función de la temperatura:
0$*&. 0$*,. 4. . / *1 )
∆0$*&.
.
100
∆0$*&. 6 0$ / *& - 25.
Los valores en Condiciones Estándar (25°C, 1000 W/m2conespectro de luz 1.5 AM) son
suministrados por el fabricante.
0$, max 0$ *&, max.
Realizando estos cálculos para las temperaturas máxima alcanzada en la zona, obtenemos
los siguientes resultados recogidos en la siguiente tabla.
Tabla 2.
Tmax (°C)
50
Tmax del Módulo (°C)
80
Isc (Tm) (A)
3,541285
DIsc(%)
3,85
Donde finalmente:
%2';'H:H7, 2 235
66,38
3,54
(2) Del cociente entre la potencia máxima del inversor y la potencia pico de un String:
G'>. <= :;$7;
%2';'H:H7, 2
G'>. ;927
G'>. ;927 %$:;<: / G789H7
%2';'H:H7, 2 4.2.2. Conclusiones y Comprobaciones.
100 / 10L
56,98
13 / 135
Finalmente, una vez decidimos que el número de String sea de 56, debemos comprobar
que la intensidad máxima admisible por el inversor es mayor que la máxima intensidad de
cortocircuito suministrada por el generador.
%2';'H:H7 56
0$, :=:;'87; %2';'H:H7 / 0$*D, max. EE 18, á><'
27
MEMORIA DE CÁLCULOS
198,24 M 56 / 3,54 EE 235M
4.3.
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS.
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura
h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4
horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al
valor obtenido por la expresión:
N
8
tan*61° - Q'D<D98.
Donde el coeficiente
R
es
STU*VR°WXYZ[Z\].
un coeficiente adimensional denominado k.
Algunos valores significativos de kse pueden ver en la siguiente tabla en función de la
latitud del lugar.
Tabla 3.
Latitud
k
29°
1,600
37°
2,246
39°
2,475
41°
2,747
43°
3,078
45°
3,487
Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d, se
muestra la siguiente figura.
Figura 4.
La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será
inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre
la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de
acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.
Particularizando para nuestra instalación, analizamos la posición de la estructura cuando
ha alcanzado la máxima altura. Esta posición corresponde cuando a la inclinación de 50°,
posición alcanzada durante los meses de Noviembre, Diciembre, Enero y Febrero. Como se
puede observar en la figura, la altura respecto al suelo es aproximadamente 127 centímetros.
La altura hmax es consecuencia del diseño de la estructura escogida, la cual no es definitiva
ya que debe ser objeto de estudio por el suministrador. Previendo una posible variación de
la altura del conjunto, optamos por introducir un factor de seguridad de 1,25. Por tanto, la
altura definitiva con la que realizamos los cálculos es 1,60 metros.
28
MEMORIA DE CÁLCULOS
Latitud 37°
K
2,246
hmax
1,60 m
dmin
1,65 x k = 3,60 m
Figura 5. Altura en posición 50°
Añadimos unos centímetros adicionales para facilidad de movimiento de personas y
maquinarias durante las tareas de mantenimiento de las instalaciones. Como resultado
llegamos a la conclusión que la distancia entre filas de módulos será:
^~4 :D;7$
Figura 6.Distancia entre filas con módulos en posición horizontal.
En el Plano Nº 4.3 se presentan la distancia entre filas para todas las posiciones de los módulos.
29
MEMORIA DE CÁLCULOS
5. CÁLCULOS DE GENERACIÓN
5.1.
Pérdidas por orientación e inclinación.
En el Anexo II del PCT del IDAE “Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del
generador” se indica el procedimiento a seguir para determinar los límites en la
orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles
por este concepto. Dichas pérdidas se calcularán en función de:
-
Ángulo de inclinación β, definido como el ángulo que forma la superficie de los
módulos con el plano horizontal. En nuestro caso β es variable en 4 posiciones 15°,
25°, 30° y 50°. Está comprobado que para latitudes similares a la de nuestro
terreno el ángulo óptimo de captación solar es 33°.
-
Ángulo de azimut α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano
horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. En
nuestro caso los módulos se encuentran orientados exactamente al sur por lo que
α = 0°.
De acuerdo con el procedimiento descrito en el PCT se calcularán los límites de inclinación
aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima
establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura adjunta, válida para una latitud, N, de
41°, de la siguiente forma:
-
Conocido el azimut determinamos en la figura los límites para la inclinación en el
caso de φ = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas son del 10 %, para
superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40 %,. Por tanto,
nuestro límite de pérdidas estará comprendido en la región del 90%-95%.
-
Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut α = 0°, nos
proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima:
30
MEMORIA DE CÁLCULOS
Inclinación máxima ~ 60°
Inclinación mínima ~ 7°
-
Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre
la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:
Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud)
Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud), siendo 0°su valor
mínimo.
La instalación objeto de este proyecto se encuentra a una latitud que afecto de
cálculos tomaremos como 37°, por lo que los límites de inclinación para los
módulos obtenidos son:
0=H<='<ó= `á><' 60 - *41 - 37. 56°
0=H<='<ó= `í=<' 7 - *41 - 37. 3°
Comprobamos como todas las inclinaciones posibles para los módulos de nuestra
instalación se encuentran entre estos límites:
3° b 15°, 25°, 30°, 50° b 56°
31
MEMORIA DE CÁLCULOS
Por tanto podemos afirmar que las pérdidas por orientación e inclinación del generador
distinta a la óptima son menores al 10%.
El PCT nos dice además:
Gé;8<8'$*%. 100 · e1,2 · 10Wf · *g - ) 10. ) 3,5 · 10Wh · i j 15° b g 90°
Gé;8<8'$*%. 100 · e1,2 · 10Wf · *g - ) 10. j
15° k g
Este procedimiento no es válido para cuantificar las pérdidas por orientación e inclinación
en nuestro caso, ya que este procedimiento esta considerando que la inclinación es la
misma para todo el año. Aún así resulta interesante su aplicación para conocer las
pérdidas a en las que incurrimos si la inclinación fuese fija.
Pérdidas Por Orientación e Inclinación de considerar inclinación fija 33°
Grados de inclinación
15°
25°
30°
50°
33°
Pérdidas (%)
1,728
0,048
0,108
6,348
0,432
En el estudio de radiación realizado anteriormente si cuantificamos las pérdidas del uso
de inclinación variable con respecto a la situación de inclinación óptima para cada mes del
año.
Los resultados de este estudio fueron los siguientes:
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
TOTAL
Inclinación
50,00
50,00
30,00
25,00
15,00
15,00
15,00
25,00
30,00
50,00
50,00
50,00
Incl. Max
60
50-55
35-40
25
15
0
15
20
35
45
60
60
R.M.D.G
(kWh/m2)
4,02
5,08
5,60
6,33
7,00
7,60
7,66
7,14
6,11
4,94
4,24
3,38
5,76
Pérdidas
(kWh/m2)
0,04
0,00
0,05
0,00
0,00
0,04
0,00
0,02
0,02
0,01
0,02
0,03
0,02
Pérdidas
(kWh)
0,0503871
0
0,077871
0
0
0,0520667
0
0,0229032
0,0331333
0,0137419
0,0284
0,0458065
0,3243097
Sabiendo que la superficie de captación de un panel es 1,42 m2, las pérdidas aproximadas
por orientación e inclinación son 0,324 kWh por panel fotovoltaico. Como se disponen de
728 paneles fotovoltaicos las pérdidas anuales por posición o más bien por inclinación son
236,09 kWh.
Si queremos obtener un porcentaje respecto a la energía total producida, debemos realizar
una estimación de la Producción anual estimada Bruta. Esta estimación se realiza en la
sección 6.2. de la memoria de cálculo, aunque también podríamos obtener una valor
orientativo de los estudios de producción previos realizados en la sección 11.3 y 12.3 de la
memoria descriptiva.
32
MEMORIA DE CÁLCULOS
Estimando una Producción anual bruta de unos 200.000 kWh, las pérdidas por orientación
e inclinación no superan 0,12%
5.2.
Pérdidas por sombreado.
En el Anexo III del PCT del IDAE “Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras”
se describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una
superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje
de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir
sombra alguna.
Dado que se dispone de espacio suficiente en la parcela destinada a la instalación, el
edificio de inversores, el centro de transformación, el vallado perimetral, así como los
apoyos de línea aérea que discurren por la parcela que pueden provocar sombras, se
ubicarán a distancia suficiente para que no causen efecto de sombreado.
Los únicos elementos que pueden provocar sombre sobre los módulos fotovoltaicos son
los mismos módulos colindantes.
Estudiaremos el efecto que produce una fila de módulos sobre un modulo situado en una
fila posterior. Nos centraremos en el módulo más desfavorable, el cual es el módulo
situado en el centro de la fila.
Para calcular las pérdidas por efecto sombreado según el PCT, primero debemos conocer
la altura solar a la que se produce sombra sobre el módulo objeto de estudio, para
posteriormente aplicar el método.
5.2.1. Altura Solar.
A continuación se presenta un perfil de dos filas consecutivas y los parámetros necesarios
para el cálculo de la altura solar la cual provoca sombra sobre el módulo objeto de estudio.
Para las cuatro inclinaciones de los módulos, se presentan los parámetros indicados:
Inclinación (b)
Distancia entre
estructuras (d)
Distancia de
pasillo (dp)
15°
25°
30°
50°
Grados
5
5
5
5
metros
4,01
4,08
4,08
4,3
metros
33
MEMORIA DE CÁLCULOS
Altura Panel +
Marco
1,1
1,1
1,1
1,1
metros
Altura solar
(a)
0,071
0,113
0,134
0,194
Radianes
Altura solar
(a)
8,122°
13,001°
15,355°
22,175°
Grados
Se observa que la mayor altura solar y por tanto cuando se produce mayor sombreado
durante mayor tiempo, se da cuando los módulos se encuentran inclinados 50°. Esta
situación sucede durante los meses transcurridos desde Octubre hasta Febrero, ambos
inclusive. Tratándose además de los meses con menor captación solar. Por tanto, nos
encontramos ante la situación más desfavorable.
Conocida la altura solar pasamos a realizar el procedimiento descrito en PCT.
5.2.2. Procedimiento Pérdidas por Sombreado (PCT, IDAE).
El procedimiento del cálculo de pérdidas por sombras consiste en la comparación del
perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias
del Sol. Los pasos a seguir son los siguientes:
-
Obtención del perfil de obstáculos. Como mencionamos anteriormente los únicos
elementos susceptibles de producir sombras sobre un panel fotovoltaico son las
producidas en una hilera de módulos por la siguiente. La sombra producida por
una fila de módulos sobre la siguiente será la de una línea horizontal de elevación,
γ, igual a la altura solar.
-
Representación del perfil de obstáculos. En el diagrama de la figura mostrada a
continuación se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año,
válido para nuestra localidad. Dicha banda se encuentra dividida en porciones,
delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas
después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14).
-
Cada una de las porciones de la figura representa el recorrido del Sol en un cierto
período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una
determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la
superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones
supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte
interceptada por el obstáculo.
-
Las tablas de referencia incluidas en el anexo del PCT se refieren a distintas
superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación (bya,
respectivamente).Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la
superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con
el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción
correspondiente resultase interceptada por un obstáculo.
-
La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol
permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que
incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las
contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por
34
MEMORIA DE CÁLCULOS
el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el
factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a
los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.
PLANO DE SOMBRA
70
50
40
30
Altura (a
a)
60
20
10
0
-120 -90
-60
-30
0
30
60
90
120
Azimut/Sur
b=90°a=0°
A
B
C
D
13
11
9
7
5
3
1
2
4
6
8
10
12
14
0,00
0,01
0,23
1,66
2,76
3,83
4,36
4,40
3,82
2,68
1,62
0,19
0,00
0,00
0,00
0,01
0,50
1,06
1,62
2,00
2,23
2,23
2,01
1,62
1,09
0,49
0,02
0,00
0,00
0,02
0,37
0,93
1,43
1,77
1,98
1,91
1,62
1,3
0,79
0,32
0,02
0,00
0,15
0,15
0,10
0,78
1,68
2,36
2,69
2,66
2,26
1,58
0,74
0,10
0,13
0,13
Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =
(0,15*0,75+0,15*1+0,02*1+0,37*0,5+0,01*1+0,50*0,75+1,06*0,25+0,23*1+1,66*0,75+2,7
6*0,75+2,68*0,25+1,62*0,75+0,19*1+1,09*0,25+0,49*0,75+0,02*1+0,32*0,5+0,02*1+0,13
*0,75+0,13*1) = 7,805 % ~ 8%
35
MEMORIA DE CÁLCULOS
Estas pérdidas han sido calculadas para inclinaciones de 90°, que muy superior a la
máxima inclinación de regulación, que es 50°. Si realizamos el mismo procedimiento para
una inclinación de 35°, obtenemos las siguientes pérdidas:
b=35°a=0°
A
B
C
D
13
11
9
7
5
3
1
2
4
6
8
10
12
14
0
0
0,13
1
1,84
2,7
3,17
3,17
2,7
1,79
0,98
0,11
0
0
0
0,01
0,41
0,95
1,5
1,88
2,12
2,12
1,89
1,51
0,99
0,42
0,02
0
0
0,12
0,62
1,27
1,83
2,21
2,43
2,33
2,01
1,65
1,08
0,52
0,1
0
0
0,44
1,49
2,76
3,87
4,67
5,04
4,99
4,46
3,63
2,55
1,33
0,4
0,02
Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = (0,44*0,75+0
*1+0,12*1+0,62*0,5+0,01*1+0,41*0,75+0,95*0,25+0,13*1+1*0,75+1,84*0,25+1,79*0,25+
0,98*0,75+0,11*1+0,99*0,25+0,42*0,75+0,02*1+0,52*0,5+0,1*1+0,4*0,75+0,2*1)
=
5,39% ~ 6 %
Establecemos pues que en la situación de máxima sombreado, las pérdidas por sombreado
superan en poco el 6%. Lo que implica que durante el resto del año las pérdidas por
sombreado serán menor que 5%.
La Junta de Andalucía en su Orden de 26 de marzo de 2007, BOJA núm. 80, punto 2-b de la
ITC-FV-05 establece que las pérdidas de producción de energía en el generador
fotovoltaico debidas a sombreados parciales serán inferiores al 5% respecto a la que
tendría si no existieran. Aunque además añade que se podrá permitir que las pérdidas por
sombreado sean superiores siempre que exista una autorización escrita del titular de la
instalación donde manifieste conocer y aceptar las pérdidas previstas por este concepto.
Para demostrar esta conclusión se calcula las pérdidas por sombreado para una altura
solar 10° y una inclinación de 35° (peor inclinación, al ser menor la captación, que la
correspondiente para esa altura solar)
b=35° a=0°
A
B
C
D
13
0
0
0
0
11
0
0,01
0,12
0,44
9
0,13
0,41
0,62
1,49
7
1
0,95
1,27
2,76
5
1,84
1,5
1,83
3,87
36
MEMORIA DE CÁLCULOS
3
1
2,7
3,17
1,88
2,12
2,21
2,43
4,67
5,04
2
3,17
2,12
2,33
4,99
4
2,7
1,89
2,01
4,46
6
1,79
1,51
1,65
3,63
8
0,98
0,99
1,08
2,55
10
0,11
0,42
0,52
1,33
12
0
0,02
0,1
0,4
14
0
0
0
0,02
PLANO DE SOMBRA
70
50
40
30
Altura (a)
60
20
10
0
-120 -90
-60
-30
0
30
60
90
120
Azimut/Sur
Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) = 1,03 ~ 1 %
Para concluir resumimos las pérdidas por sombreado estimadas para las diferentes
inclinaciones de los paneles solares.
Pérdidas Por Sombreado
Grados de inclinación
15°
25°
30°
Altura solar (a)
8,12°
13,00°
15,35°
Pérdidas (%)
5,5
1
1
50°
22,17°
1
37
MEMORIA DE CÁLCULOS
5.3.
Pérdidas por temperatura.
La temperatura influye decisivamente sobre la potencia que puede suministrar el módulo
fotovoltaico a razón de lo indicado por el fabricante:
Característica del módulo
Coeficiente de Tª Potencia MPP (aPm)
TONC
-0,24 %/°C
44 °C
Aumentan las pérdidas al aumentar la temperatura de funcionamiento de las células
fotovoltaicas.
Para el cálculo de las pérdidas por temperatura necesitamos los valores de temperatura
ambiente máxima, para calcular la temperatura de las células solares.
&:H9H' &'( )
Donde:
&:H9H' (°C)
&'( (°C)
%+,&
0(W/m2)
*%+,& - 20.
/0
800
Temperatura del Módulo
Temperatura Ambiente Máxima
Temperatura de operación normal de la célula (°C)
Irradiancia Global
Conociendo esta temperatura podemos calcular las pérdidas por temperatura mediante la
expresión:
Gl *%. αPo / *&:H9H' - 25.
Pérdidas por Temperatura
Mes
0(W/m2)
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
373,70
380,73
364,40
336,28
368,34
367,68
351,02
361,68
350,84
415,48
361,93
362,13
&'(
(°C)
16,00
17,79
20,81
23,03
27,29
31,40
32,58
32,81
29,30
24,74
18,50
16,52
&:H9H'(°C)
Gl *%.
27,21
29,21
31,74
33,12
38,34
42,43
43,11
43,66
39,83
37,21
29,36
27,38
0,53
1,01
1,62
1,95
3,20
4,18
4,35
4,48
3,56
2,93
1,05
0,57
38
MEMORIA DE CÁLCULOS
5.4.
Pérdidas en cableado.
Tanto en los cables de CC como en los de CA se produce una pérdida de potencia que
depende en gran medida de la longitud del circuito. Estas se calcularán para la máxima
corriente posible (máxima radiación). Se calculan de forma diferente para los circuitos CC
y CA.
5.4.1. Pérdidas CC.
Se calculan mediante la expresión:
∆Gpp (W)
0 (A)
∆Gpp 0 · q ∆1 · 0
Pérdidas en la línea
Intensidad circula por la línea
q(Ω)
∆1(V)
Resistencia del conductor
Caída de tensión en la línea
En el anexo de cableado se muestran las pérdidas para todas las líneas de CC. Vamos a
distinguir las perdidas en los circuitos de los conjuntos en serie y las pérdidas en el
llamado campo solar, desde primera caja de conexión de los conjuntos hasta entrada en el
inversor.
Perdidas Conjuntos en Serie
Pérdidas Campo solar CC
60,83 W 0,062 %
1185,26 W 1,203 %
5.4.2. Pérdidas CA-BT.
Se calculan mediante las expresiones:
- Línea Trifásica
Q
G
Q
G
∆GpY Lr *s. 3 · 0 · q 3 · t
w·x
w·x
|t
|
u·v
u·v
z · 7${
√3 · z · 7${
G·Q
∆GpY Lr *s.
· 100 · 100
G
u · v · z · 7${
∆GpY Lr *%. - Línea Monofásica
∆GpY Rr *s. 2 · 0 · q 2 · t
100 · G · Q
u · v · z · 7${
Q
G
Q
G
w·}
w·x
2·t
|
u·v
z · 7${
u·v

√3 · ~ L€ · 7${
√
39
MEMORIA DE CÁLCULOS
∆GpY Lr *s.
G·Q
· 100 2 ·
· 100
G
u · v · z · 7${
∆GpY Rr 200 · G · Q
u · v · z · 7${
∆GpY Lr (W)
Pérdidas Línea Trifásica
G(W)
Potencia Activa
u(m/Ω∙mm2)
Conductividad del Cobre (56)
∆GpY Rr (W)
Q(m)
Pérdidas Línea Monofásica
Longitud de la línea
v(mm2)
Sección
7${
Factor de Potencia
z(V)
Tensión
En el anexo de cableado se muestran las pérdidas para todas las líneas de CA. Vamos a
distinguir las perdidas en las líneas de salida del inversor y las pérdidas en las líneas de
correspondientes a los autoconsumos.
Pérdidas desde Inversor-CT
Pérdidas SSAA
5.5.
223,21
183,11
W
W
0,232
0,016
%
%
Pérdidas rendimiento inversor.
Los inversores se caracterizan por su alto rendimiento, en nuestro caso para condiciones
nominales, del 97,6%, por lo que las pérdidas en el inversor son 2,4%. Según
características, el rendimiento europeo del inversor es del 97%, se trata del rendimiento
del inversor al no funcionar a máxima carga.
5.6.
Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.
El inversor se conecta a los generadores a través de un dispositivo electrónico de
seguimiento del punto de máxima potencia. Este punto varía con las condiciones
ambientales, de modo que el sistema de seguimiento irá redefiniéndose para que en
inversor funcione en el punto óptimo de funcionamiento.
El rendimiento del inversor en el seguimiento del punto de máxima potencia, μpp, es el
97% para el inversor seleccionado. Por tanto, las pérdidas por errores en el seguimiento
del punto de máxima potencia serán del 3%.
40
MEMORIA DE CÁLCULOS
5.7.
Pérdidas transformador.
Las pérdidas de un transformador incluyen las pérdidas en vacío (pérdidas en el núcleo y
pérdidas por corriente de excitación) y las pérdidas en carga (pérdidas por resistencia,
pérdidas por corrientes parásitas en los devanados y pérdidas adicionales).
-
Pérdidas en el hierro medidas mediante el ensayo de vacío. Dichas pérdidas son
causadas por el fenómeno de histéresis y por las corrientes de Foucoult, las cuales
dependen del voltaje de la red, de la frecuencia y de la inductancia a que está
sometido el circuito magnético.
La potencia pérdida en el núcleo permanece constante, ya sea en vacío o con
carga.
-
Pérdidas en los bobinados de cobre por efecto Joule, medidas mediante el ensayo
de cortocircuito.
Resultan, así unas pérdidas cuantificadas como sigue:
ΔPTR = PCu+ PFe
Siendo,
PCu: Pérdidas en cortocircuito en vatios.
PFe: Pérdidas en vacío del transformador en vatios.
En nuestro caso, no disponemos de fabricante para el transformador de 200kVApor lo que
no podemos dar un valor concreto de perdidas. Lo que si podemos es establecer un valor
máxima para cumplimiento del fabricante que decidamos.
Los transformadores son máquinas eléctricas de alto rendimiento, cercano al 98%, por lo
que considerar un 2% es ya bastante conservador. De esas pérdidas aproximadamente el
0,5% pertenecen a las pérdidas en vacio y el 1,5% a las pérdidas en carga.
5.8.
Pérdidas por disponibilidad.
La disponibilidad de la instalación: considera pérdidas por caídas de la red debidos a fallos
en la red de distribución provocados por múltiples causas (caída de árboles, tormentas,
manipulaciones,...), labores de mantenimiento de la planta, fallos en el inversor, etc. Para
nuestra instalación se estima un valor de disponibilidad de un 99%.
5.9.
Pérdidas por polvo y suciedad.
Dependen del emplazamiento de la instalación y de las condiciones meteorológicas.
Disminuyen la energía solar captada y por lo tanto la energía generada. Los valores típicos
anuales son de aproximadamente un 4% para superficies con un grado de suciedad alto.
Para nuestra instalación se estima unas pérdidas por polvo y suciedad del 3%.
41
MEMORIA DE CÁLCULOS
5.10.
Performance Ratio.
Se define como la relación entre la energía anual entregada a la red, EAC, y la que entregaría
un sistema ideal (sin pérdidas ni el inversor, ni generador,... y con las células fotovoltaicas
operando siempre a 25°C, sin sombras,...) que recibiese la misma radiación solar.
El Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR, se define también
como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo.
Conociendo todas las pérdidas de la instalación podemos definir el PR:
PÉRDIDAS FIJAS
Pérdidas por orientación
Pérdidas por inclinación
Pérdidas CC
Pérdidas CA
Pérdidas Inversor
Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
Pérdidas transformador.
Pérdidas por disponibilidad.
Pérdidas por polvo y suciedad
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Pérdidas Por
Sombreado
1
1
1
1
5,5
5,5
5,5
1
1
1
1
1
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
Pérdidas Totales
(%)
14,93
15,41
16,02
16,35
22,10
23,08
23,25
18,88
17,96
17,33
15,45
14,97
17,98
0%
0,12%
1,265%
0,248%
3%
3%
2%
1%
3%
Pérdidas por
Temperatura
0,53
1,01
1,62
1,95
3,20
4,18
4,35
4,48
3,56
2,93
1,05
0,57
PR (%)
85,07
84,59
83,98
83,65
77,90
76,92
76,75
81,12
82,04
82,67
84,55
85,03
82,02
42
MEMORIA DE CÁLCULOS
6. RESULTADO ENERGÉTICO.
6.1.
Resultado Energético Inclinación Variable.
6.1.1. Radiación Efectiva.
De cálculos realizados en las secciones 2.1 y 2.2 anteriores, obtenemos la radiación que
realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación
media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria
para cada uno de los meses del año y según la inclinación establecida.
Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos
empleando la herramienta on-line de la Agencia Andaluza de la Energía, así como la
aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), perteneciente al Joint
Research Centre de la European Commission.
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
kWh/m2dia
Inclinación
50°
50°
30°
25°
15°
15°
15°
25°
30°
50°
50°
50°
Gdm(0)
2
kWh/m ∙día
2,487
3,116
4,574
5,277
6,752
7,282
7,046
6,387
5,103
3,866
2,486
2,094
4,715
Gdm(a=0°,b=regulable)
kWh/m2∙día
4,02
5,08
5,60
6,33
7,00
7,60
7,66
7,14
6,11
4,94
4,24
3,38
5,76
RADIACIÓN EFECTIVA
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
43
MEMORIA DE CÁLCULOS
6.1.2. Producción Estimada Anual Bruta.
A continuación se calculan los valores de producción total teórica que tendría la planta en
caso de no existir pérdidas energéticas en la instalación hasta el punto de conexión a la
red, lo que nos servirá de referencia para la comparación con los resultados reales de
producción de la planta.
Incl.
Gdm(0)
kWh/m2∙día
Gdm(a=0°,b=regulable)
Enero
50°
2,487
4,02
98,28
394,71
12.235,86
Febrero
50°
3,116
5,08
98,28
499,47
13.985,24
Marzo
30°
4,574
5,60
98,28
550,37
17.061,41
Abril
25°
5,277
6,33
98,28
621,78
18.653,54
Mayo
15°
6,752
7,00
98,28
688,28
21.336,59
Junio
15°
7,282
7,60
98,28
747,26
22.417,69
Julio
15°
7,046
7,66
98,28
752,95
23.341,50
Agosto
25°
6,387
7,14
98,28
701,59
21.749,36
Septiembre 30°
5,103
6,11
98,28
600,49
18.014,72
Octubre
50°
3,866
4,94
98,28
485,06
15.036,84
Noviembre
50°
2,486
4,24
98,28
416,38
12.491,38
Diciembre
50°
2,094
3,38
98,28
331,93
10.289,92
4,715
5,76
98,28
565,86
16975,68
Mes
Promedio
kWh/m2∙día
Ep
PmpkWp kWh/m2∙día
Producción Nominal Estimada Anual Bruta (kWh/año)
4‚ G *s2.
ƒ] *0.
ƒ] *i, g.
ƒ]„
† *sN/ .
Ep
kWh/mes
206.614,04
ƒ] *i, g. · G
ƒ„ †
Potencia pico del generador.
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre
superficie horizontal, en kWh/ (m2∙día).
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el
plano del generador en kWh/ (m2·día).
El parámetro a representa el azimut y b la inclinación variable del
generador.
Valor de irradiación sobre superficie horizontal en condiciones
estándar, 1kWh/m2
44
MEMORIA DE CÁLCULOS
PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA
kWh
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
-
6.1.3. Producción Estimada Anual Neta.
Acabamos de calcular la producción de energía anual estimada bruta, pero la generación
anual neta del generador dependerá de las condiciones ambientales, meteorológicas y de
ciertos parámetros característicos de algunos de los elementos utilizados en la instalación.
Esto hace necesario el uso de datos estadísticos y experimentales para la estimación de la
generación de energía anual esperada.
En el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de la IDAE, se
establece una metodología para el cálculo de la producción anual esperada.
4‚ ƒ] *i, g. · G · Gq
ƒ„ †
Gdm(a=0°,b=regulable)
Gdm(0)
2
kWh/m ∙día
kWh/m2∙día
Ep
PmpkWp kWh/m2∙día
Ep
kWh/mes
Mes
Incl.
Enero
50°
2,49
4,02
0,85
98,28
335,77
10.408,96
Febrero
50°
3,12
5,08
0,85
98,28
422,51
11.830,14
Marzo
30°
4,57
5,60
0,84
98,28
462,21
14.328,64
PR
Abril
25°
5,28
6,33
0,84
98,28
520,13
15.603,83
Mayo
15°
6,75
7,00
0,78
98,28
536,16
16.620,83
Junio
15°
7,28
7,60
0,77
98,28
574,76
17.242,94
Julio
15°
7,05
7,66
0,77
98,28
577,92
17.915,38
Agosto
25°
6,39
7,14
0,81
98,28
569,15
17.643,59
Septiembre 30°
5,10
6,11
0,82
98,28
492,65
14.779,63
50°
3,87
4,94
0,83
98,28
401,00
12.431,03
Noviembre 50°
2,49
4,24
0,85
98,28
352,07
10.561,98
Octubre
Diciembre
Promedio
50°
2,09
3,38
0,85
98,28
282,24
8.749,39
4,72
5,76
0,82
98,28
464,13
13.924,00
Producción Nominal Estimada Anual Neta (kWh/año)
168.116,35
45
MEMORIA DE CÁLCULOS
PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA
kWh
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
Producción Estimada Bruta
Producción Estimada Neta
Pérdidas
206.614,04 kWh
168.116,35 kWh
18,63 %
6.1.4. Cálculo Horas Sol Pico.
Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2,
que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la radiación total recibida durante
el día, es la misma que la recibida durante las horas sol pico pero contadas a razón de
1000 W/m2.
Mes
Inclinación
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
50°
50°
30°
25°
15°
15°
15°
25°
30°
50°
50°
50°
Gdm(a=0°,b=regulable)
kWh/m2∙día
4,02
5,08
5,60
6,33
7,00
7,60
7,66
7,14
6,11
4,94
4,24
3,38
5,76
HSP/mes
31
124,5
28
142,3
31
173,6
30
189,8
31
217,1
30
228,1
31
237,5
31
221,3
30
183,3
31
153
30
127,1
31
104,7
30 172,727669
2102,3
46
MEMORIA DE CÁLCULOS
El número de H.S.P. se calcula mediante la fórmula:
‡vG q'8<'<ó= ^<';<' &7D'H *
1000
ˆ‰
ˆ‰
.
·][Y
Las HSP anuales son por tanto 2102,3. Resulta muy útil el cálculo de las HSP durante un
día medio de cada mes del año para estimaciones de producciones diarias.
Si los paneles están instalados horizontalmente, la potencia producida por una panel en un
día vendrá dada por el producto de la potencia nominal del panel P por el número de
horas de sol pico. En el caso, como normalmente ocurre, que estén inclinados habrá que
calcular el número de H.S.P. pero referidas a esa inclinación, es decir, hallar la energía total
incidente sobre 1 m2 con esa inclinación y hallar el número de H.S.P., equivalentes.
Para el cálculo de las HSP particularizada para las diferentes inclinaciones factibles de
nuestra instalación, y teniendo en cuenta la latitud de la localización de la instalación,
emplearemos las tablas localizadas en el Anexo Factor K. En estas tablas extraeremos los
valores del factor k para la latitud 37° y las inclinaciones 15 ° ,25°,30° y 50°.
LATITUD 37° ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
1,35 1,24 1,14 1,06 1,02 1,01 1,02 1,07 1,16 1,33 1,47 1,46
k
kWh/m2
MJ/m2
HSP
4,02 5,08 5,60 6,33 7,00 7,60 7,66 7,14 6,11 4,94 4,24 3,38
14,5 18,3
5,43 6,31
20,2 22,8 25,2 27,4 27,6 25,7 22,0 17,8 15,3 12,2
6,39 6,71 7,15 7,69 7,82 7,64 7,09 6,57 6,23 4,93
47
MEMORIA DE CÁLCULOS
6.2.
Resultado Energético Inclinación Óptima.
6.2.1. Radiación Efectiva.
De cálculos realizados en las secciones 2.1 y 2.2 anteriores, obtenemos la radiación que
realmente llega a los paneles fotovoltaicos. En la siguiente tabla se muestran la radiación
media diaria horizontal para cada unos de los meses del año, y la radiación media diaria
para cada uno de los meses del año y según la inclinación establecida.
Como ya se ha mencionado con anterioridad los datos de radiación han sido obtenidos
empleando la herramienta on-line
on
de la Agencia Andaluza de la Energía,
Energía así como la
aplicación Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS),, perteneciente al Joint
Research Centre de la European Commission.
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
kWh/m2∙día
Inclinación
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
Gdm(0)
2
kWh/m ∙día
2,487
3,116
4,574
5,277
6,752
7,282
7,046
6,387
5,103
3,866
2,486
2,094
4,715
Gdm(a=0°,b=33
33°)
kWh/m2∙día
3,73
4,85
5,64
6,27
6,67
7,04
7,18
7,02
6,13
4,83
3,96
3,13
5,54
RADIACIÓN EFECTIVA
8
7
6
5
4
3
Gdm(0)
2
Gdm(a=0°,b=33°)
1
0
48
MEMORIA DE CÁLCULOS
6.2.2. Producción Estimada Anual Bruta.
A continuación se calculan los valores de producción total teórica que tendría la planta en
caso de no existir pérdidas energéticas en la instalación hasta el punto de conexión a la
red, lo que nos servirá de referencia para la comparación con los resultados reales de
producción de la planta.
Mes
Incl.
Gdm(0)
kWh/m2∙día
Gdm(a=0°,b=33°)
kWh/m2∙día
Enero
50°
2,487
Febrero
50°
Marzo
PmpkWp
Ep
kWh/m2∙día
Ep
kWh/mes
3,73
98,28
366,17
11.351,34
3,116
4,85
98,28
476,66
13.346,42
30°
4,574
5,64
98,28
553,86
17.169,52
Abril
25°
5,277
6,27
98,28
616,54
18.496,30
Mayo
15°
6,752
6,67
98,28
655,62
20.324,30
Junio
15°
7,282
7,04
98,28
692,22
20.766,56
Julio
15°
7,046
7,18
98,28
705,40
21.867,30
Agosto
25°
6,387
7,02
98,28
689,55
21.375,90
Septiembre 30°
5,103
6,13
98,28
602,13
18.063,86
50°
3,866
4,83
98,28
474,28
14.702,69
Noviembre 50°
2,486
3,96
98,28
389,19
11.675,66
Diciembre
2,094
3,13
98,28
307,84
9.542,99
4,715
5,54
98,28
544,12
16.323,62
Octubre
50°
Promedio
Producción Nominal Estimada Anual Bruta (kWh/año)
4‚ G *s2.
ƒ] *0.
ƒ] *i, g.
ƒ]„
† *sN/ .
198.682,85
ƒ] *i, g. · G
ƒ„ †
Potencia pico del generador.
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre
superficie horizontal, en kWh/ (m2∙día).
Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el
plano del generador en kWh/ (m2·día).
El parámetro a representa el azimut y b la inclinación variable del
generador.
Valor de irradiación sobre superficie horizontal en condiciones
estándar, 1kWh/m2
49
MEMORIA DE CÁLCULOS
kWh
25.000
PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL BRUTA
20.000
15.000
10.000
5.000
-
6.2.3. Producción Estimada Anual Neta.
Acabamos de calcular la producción de energía anual estimada bruta, pero la generación
anual neta del generador dependerá de las condiciones ambientales, meteorológicas y de
ciertos parámetros característicos de algunos de los elementos utilizados en la instalación.
Esto hace necesario el uso de datos estadísticos y experimentales para la estimación de la
generación de energía anual esperada.
En el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red de la IDAE, se
establece una metodología para el cálculo de la producción anual esperada.
4‚ ƒ] *i, g. · G · Gq
ƒ„ †
Mes
Incl.
Gdm(0)
kWh/m2∙día
Gdm(a=0°,b=33°)
kWh/m2∙día
PR
Enero
50°
2,49
3,73
0,85
98,28
311,50
9.656,51
Febrero
50°
3,12
4,85
0,85
98,28
403,21
11.289,77
Marzo
30°
4,57
5,64
0,84
98,28
465,14
14.419,43
Abril
25°
5,28
6,27
0,84
98,28
515,74
15.472,29
Mayo
15°
6,75
6,67
0,78
98,28
510,72
15.832,28
Junio
15°
7,28
7,04
0,77
98,28
532,43
15.972,96
Julio
15°
7,05
7,18
0,77
98,28
541,42
16.783,88
Agosto
25°
6,39
7,02
0,81
98,28
559,38
17.340,63
Septiembre 30°
5,10
6,13
0,82
98,28
494,00
14.819,94
50°
3,87
4,83
0,83
98,28
392,09
12.154,79
Noviembre 50°
2,49
3,96
0,85
98,28
329,08
9.872,25
Diciembre
2,09
3,13
0,85
98,28
261,75
8.114,29
4,72
5,54
0,82
98,28
446,30
Octubre
Promedio
50°
Ep
PmpkWp kWh/m2∙día
Producción Nominal Estimada Anual Neta (kWh/año)
Ep
kWh/mes
13.389,16
161.729,02
50
MEMORIA DE CÁLCULOS
PRODUCCIÓN ESTIMADA ANUAL NETA
kWh
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
-
Producción Estimada Bruta
Producción Estimada Neta
Pérdidas
198.682,85 kWh
161.729,02kWh
18,60%
6.2.4. Cálculo Horas Sol Pico.
Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de 1000 W/m2,
que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la radiación total recibida durante
el día, es la misma que la recibida durante las horas sol pico pero contadas a razón de
1000 W/m2.
Mes
Inclinación
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
33°
Gdm(a=0°,b=33°)
kWh/m2∙día
3,73
4,85
5,64
6,27
6,67
7,04
7,18
7,02
6,13
4,83
3,96
3,13
5,54
HSP/mes
31
115,5
28
135,8
31
174,7
30
188,2
31
206,8
30
211,3
31
222,5
31
217,5
30
183,8
31
149,6
30
118,8
31
97,1
30 166,093011
2021,6
El número de H.S.P. se calcula mediante la fórmula:
51
MEMORIA DE CÁLCULOS
‡vG q'8<'<ó= ^<';<' &7D'H * ·][Y.
1000
ˆ‰
ˆ‰
Las HSP anuales son por tanto 2021,6. Resulta muy útil el cálculo de las HSP durante un
día medio de cada mes del año para estimaciones de producciones diarias.
Si los paneles están instalados horizontalmente, la potencia producida por una panel en un
día vendrá dada por el producto de la potencia nominal del panel P por el número de
horas de sol pico. En el caso, como normalmente ocurre, que estén inclinados habrá que
calcular el número de H.S.P. pero referidas a esa inclinación, es decir, hallar la energía total
incidente sobre 1 m2 con esa inclinación y hallar el número de H.S.P., equivalentes.
Para el cálculo de las HSP particularizada para las diferentes inclinaciones factibles de
nuestra instalación, y teniendo en cuenta la latitud de la localización de la instalación,
emplearemos las tablas localizadas en el Anexo Factor K. En estas tablas extraeremos los
valores del factor k para la latitud 37° y la inclinación 33°.
LATITUD 37° ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
1,33 1,24 1,14 1,03 0,96 0,93 0,96 1,04 1,17 1,32 1,42 1,41
k
kWh/m2
3,73 4,85 5,64 6,27 6,67 7,04 7,18 7,02 6,13 4,83 3,96 3,13
MJ/m2
HSP
13,4 17,5 20,3 22,6 24,0 25,4 25,8 25,3 22,1 17,4 14,3 11,3
4,96 6,02 6,43 6,47 6,41 6,56 6,90 7,30 7,17 6,38 5,63 4,42
52
MEMORIA DE CÁLCULOS
7.
CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE CONTINUA.
En cumplimiento de la normativa exigida, todos los conductores pertenecientes al campo
solar serán de cobre y se unirán a los equipos mediante el empleo de terminales
adecuados a su sección. Todos los conductores tendrán un aislamiento mínimo 0,6/1 kV
cuando estén al exterior.
7.1.
CONEXIÓN MÓDULOS EN SERIE.
Según las especificaciones del Fabricante de los módulos, estos disponen de una salida con
cable de conexión estanco con conector MC-3. Los conectores MC-6 admiten cables de
sección de hasta 6 mm2, admitiendo como sección mínima 4 mm2. Cada módulo dispone de
900 Š 30 de cable para cada polo. En la siguiente tabla analizaremos las mediciones
necesarias para realizar las conexiones en cada uno de los 56 grupos.
Sabiendo que la distancia entre la conexión de los módulos es 1409 mm, podemos realizar
la conexión de los 13 módulos de un grupo con los cables suministrados por el fabricante
de forma holgada. Por tanto, solo necesitaremos el añadir el cable necesario para la
conexión de los dos módulos extremos con la caja de conexiones.
Número de
modulo
Caja de Conexión
XX.X
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Caja de Conexión
XX.X
TOTAL
Longitud hasta la
conexión
12 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 1,409 12 42,32 Longitud Cable
Fabricante
900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 900 Š 30 -
Longitud a
añadir
12 12 24 Nº de
puntas.
1
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1-MC-3
1
-
De los 12 metros de cable de 6 mm2 necesarios para la conexión del módulo extremo con
la caja de conexión hemos tenido en cuenta los 9 metros horizontales más 1 metro vertical
más 1 metro adicional que los separan.
Realizamos también el cálculo de los contactos MC-3 necesarios para las conexiones y de
las puntas necesarias para la conexión en la caja de conexiones.
En el anexo podemos ver las mediciones realizadas en los cálculos anteriores así como las
conexiones a realizar.
53
MEMORIA DE CÁLCULOS
A continuación presentamos una tabla resumen con las mediciones para los 56 grupos de
componen el campo solar.
TOTAL
7.2.
Longitud (m)
2426 CONEXIÓN CAJA
SUBGENENADOR.
Longitud a añadir
1344 CONEXIÓN
DE
Nº de puntas.
112
GRUPOS
CON
Nº MC-3
728
CAJA
Sección
1x6 mm2
CONEXIÓN
DE
Empezaremos calculando la sección por criterio térmico y posteriormente por criterio de
máxima caída de tensión.
7.2.2. Criterio Térmico.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del
reglamento Electrotécnico de baja tensión los cables de conexión deberán estar
dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del
generador. Consideramos como máxima intensidad del generador la intensidad que
circula por el conductor cuando circula por los módulos la intensidad a circuito cerrado
(ISC).
0 ‹ 1,25 / 0$
A continuación procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.
-
Ref.
50
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Modo instalación
Descripción
Conductores aislados o cable unipolar en canales
empotrados en el suelo
Tipo
B1
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay
dos conductores activos.
54
MEMORIA DE CÁLCULOS
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear a en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 / @(
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
50°C
6 circuitos
0,9
0,55
2 capas
0,8
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire
Factor de Corrección por numero de circuitos por Tabla A.52-3
numero de capas
Según criterio térmico:
0 ‹ b 0(
1,25 / 0$ b 0'8 / @(
1,25 / 0$
b 0'8
@(
Considerando que por todos los grupos circula la misma intensidad (ISC):
1,25 / 3,41 b 0'8 / 0,9 / 0,55 / 0,8
10,76 b 0'8
La mínima sección que cumple es Stérmica=1,5 mm2, cuya intensidad máxima admisible en
las condiciones establecidas es 20 A.
7.2.3. Criterio caída de tensión.
Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima
potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con elITC-BT-40 Instalaciones Generadoras
de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre
el generador y la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal.
No existe ninguna normativa que nos indique la máxima caída de tensión entre cada parte
del campo solar hasta la entrada en los inversores, razón por la cual, para aplicar este
criterio vamos a ir acumulando la caída de tensión producida desde las cajas de
conexiones de los módulos hasta la entrada de los String en el inversor.
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
55
MEMORIA DE CÁLCULOS
-
Cálculo de la caída de tensión en cada Tramo:
2/Q/0
Œ/v
0 0†‚ / 1,25
∆1 ∆1
I
0†‚
Caída tensión entre los extremos del conductor (V).
Intensidad máxima que circula por el conductor (A).
Intensidad que circula por el conductor a máxima potencia suministrada por
el módulo (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor (m/Ω∙mm2).
L
S
Œ
-
Cálculo de la caída de tensión en cada tramo en tanto por ciento:
1†‚
-
∆1 *%. ∆1*1.
/ 100
1†‚
Tensión a la salida del módulo cuando suministrada la máxima potencia (V).
Sumatorio de la caída de tensión acumulada desde la caja de conexión hasta el extremo
final del conducto.
∆1Yp\\Y]Ž *%.  ∆1lYŽ‘ *%.
La mínima sección que cumpla la condición ∆1Yp\\Y]Ž *%. b 1,5% , será la sección
óptima según el criterio de caída de tensión.
En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos mediante este
procedimiento.
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
1
2
1.1
1.2
SUB.1
SUB.1
611
611
2,88
2,88
12
31
3,6
3,6
0,3312 0,0542
0,8556 0,1400
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
3
4
5
2.1
2.2
2.3
SUB.2
SUB.2
SUB.2
611
611
611
2,88
2,88
2,88
12
31
49
3,6
3,6
3,6
0,3312 0,0542
0,8556 0,1400
1,3523 0,2213
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
6
7
8
3.1
3.2
3.3
SUB.3
SUB.3
SUB.3
611
611
611
2,88
2,88
2,88
12
31
49
3,6
3,6
3,6
0,3312 0,0542
0,8556 0,1400
1,3523 0,2213
6
6
6
9
3.4
SUB.3
611
2,88
67
3,6
1,8491 0,3026
6
56
MEMORIA DE CÁLCULOS
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
10
11
12
13
14
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
SUB.4
SUB.4
SUB.4
SUB.4
SUB.4
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
15
16
17
18
19
20
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
SUB.5
SUB.5
SUB.5
SUB.5
SUB.5
SUB.5
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
21
22
23
24
25
26
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
SUB.6
SUB.6
SUB.6
SUB.6
SUB.6
SUB.6
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
27
28
29
30
31
32
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
SUB.7
SUB.7
SUB.7
SUB.7
SUB.7
SUB.7
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
33
34
35
36
37
38
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
SUB.8
SUB.8
SUB.8
SUB.8
SUB.8
SUB.8
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
39
40
41
9.1
9.2
9.3
SUB.9
SUB.9
SUB.9
611
611
611
2,88
2,88
2,88
12
31
49
3,6
3,6
3,6
0,3312 0,0542
0,8556 0,1400
1,3523 0,2213
6
6
6
57
MEMORIA DE CÁLCULOS
42
43
44
9.4
9.5
9.6
SUB.9
SUB.9
SUB.9
611
611
611
2,88
2,88
2,88
67
86
104
3,6
3,6
3,6
1,8491 0,3026
2,3735 0,3885
2,8703 0,4698
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
45
46
47
48
49
50
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
SUB.10
SUB.10
SUB.10
SUB.10
SUB.10
SUB.10
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Conjunto Origen Destino V (V) I (A) Longitud (m) I' (A) DV (V) DV (%) S(mm2)
51
52
53
54
55
56
11.1
11.2
11.3
11.4
11.5
11.6
SUB.11
SUB.11
SUB.11
SUB.11
SUB.11
SUB.11
611
611
611
611
611
611
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
2,88
12
31
49
67
86
104
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
3,6
0,3312
0,8556
1,3523
1,8491
2,3735
2,8703
0,0542
0,1400
0,2213
0,3026
0,3885
0,4698
6
6
6
6
6
6
Como se puede observar, la sección por criterio de caída de tensión es más restrictiva que
por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.
vlé[pY b v„.l"‘[ó"
7.3.
v v„.l"‘[ó"
CONEXIÓN CAJA CONEXIÓN DE SUBGENENADOR CON CAJAS SUMADORAS
(STRING).
7.3.2. Criterio Térmico.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del
reglamento Electrotécnico de baja tensión los cables de conexión deberán estar
dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del
generador. Consideramos como máxima intensidad del generador la intensidad que
circula por el conductor cuando circula por los módulos la intensidad a circuito cerrado
(ISC).
0 ‹ 1,25 / 0$
A continuación procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.
-
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
58
MEMORIA DE CÁLCULOS
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Ref.
50
Modo instalación
Descripción
Conductores aislados o cable unipolar en canales
empotrados en el suelo
Tipo
B1
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay
dos conductores activos.
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 / @(
Desde SUB.1 hasta SUB.5
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
50°C
6 circuitos
0,9
0,55
2 capas
0,8
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire
Factor de Corrección por numero de circuitos por Tabla A.52-3
numero de capas
Según criterio térmico:
0 ‹ b 0(
1,25 / 0$ b 0'8 / @(
1,25 / 0$
b 0'8
@(
59
MEMORIA DE CÁLCULOS
0$
Intensidad que circula por el conductor si el módulo suministrara la intensidad de
cortocircuito.
Subgenerador 0rigen
1
2
3
4
5
SUB.1
SUB.2
SUB.3
SUB.4
SUB.5
Destino
S.1
S.1
S.1
S.1
S.1
Imax L Total
(A)
(m)
6,82
8
10,23
3
17,05
9
17,05
15
20,46
22
I'
(A)
21,53
32,3
53,82
53,82
64,58
Stérmica(m
m2)
2,5
4
10
10
10
Desde SUB.6 hasta SUB.11
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
Iad. Sección
(A)
26,5
36
65
65
65
S
(mm2)
4
4
10
10
10
50°C
6 circuitos
0,9
0,55
1 capas
1
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire
Factor de Corrección por numero de circuitos por Tabla A.52-3
numero de capas
Según criterio térmico:
0 ‹ b 0(
1,25 / 0$ b 0'8 / @(
0$
1,25 / 0$
b 0'8
@(
Intensidad que circula por el conductor si el módulo suministrara la intensidad de
cortocircuito.
Subgenerador 0rigen
6
7
8
9
10
11
SUB.6
SUB.7
SUB.8
SUB.9
SUB.10
SUB.11
Destino
S.2
S.2
S.2
S.3
S.3
S.3
Imax L Total
(A)
(m)
20,46
3
20,46
9
20,46
15
20,46
3
20,46
9
20,46
15
I'
(A)
51,67
51,67
51,67
51,67
51,67
51,67
Stérmica(m
m2)
10
10
10
10
10
10
Iad. Sección
(A)
65
65
65
65
65
65
S
(mm2)
10
10
10
10
10
10
60
MEMORIA DE CÁLCULOS
7.3.3. Criterio Caída de Tensión.
Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima
potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras
de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre
el generador y la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal.
No existe ninguna normativa que nos indique la máxima caída de tensión entre cada parte
del campo solar hasta la entrada en los inversores, razón por la cual, para aplicar este
criterio vamos a ir acumulando la caída de tensión producida desde las cajas de
conexiones de los módulos hasta la entrada de los String en el inversor.
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
-
Cálculo de la caída de tensión en cada Tramo:
2/Q/0
Œ/v
0 0†‚ / 1,25
∆1 ∆1
I
0†‚
Caída tensión entre los extremos del conductor (V).
Intensidad máxima que circula por el conductor (A).
Intensidad que circula por el conductor a máxima potencia suministrada por
el módulo (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor (m/Ω∙mm2).
L
S
Œ
-
Cálculo de la caída de tensión en cada tramo en tanto por ciento:
1†‚
-
∆1 *%. ∆1*1.
/ 100
1†‚
Tensión a la salida del módulo cuando suministrada la máxima potencia (V).
Sumatorio de la caída de tensión acumulada desde la caja de conexión hasta el extremo
final del conducto.
∆1Yp\\Y]Ž *%.  ∆1lYŽ‘ *%.
La mínima sección que cumpla la condición ∆1Yp\\Y]Ž *%. b 1,5% , será la sección
óptima según el criterio de caída de tensión.
61
MEMORIA DE CÁLCULOS
En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos mediante este
procedimiento.
Long. (m) I' (A) DV (V) DV (%) DV acum(%) S(mm2)
Origen Destino V (V) I (A)
SUB.1
SUB.2
SUB.3
SUB.4
SUB.5
SUB.6
SUB.7
SUB.8
SUB.9
S.1
S.1
S.1
S.1
S.1
S.2
S.2
S.2
S.3
611
611
611
611
611
611
611
611
611
5,76
8,64
11,52
14,4
17,28
17,28
17,28
17,28
17,28
8
3
9
15
22
3
9
15
3
7,2
10,8
14,4
18
21,6
21,6
21,6
21,6
21,6
0,4416
0,2484
0,5961
1,2420
1,3661
0,2981
0,8942
0,9315
0,2981
0,0723
0,0407
0,0976
0,2033
0,2236
0,0488
0,1464
0,1524
0,0488
0,2123
0,2620
0,4002
0,5917
0,6934
0,5186
0,6161
0,6222
0,5186
6
6
10
10
16
10
10
16
10
SUB.10
SUB.11
S.3
S.3
611 17,28
611 17,28
9
15
21,6 0,8942 0,1464
21,6 0,9315 0,1524
0,6161
0,6222
10
16
Como se puede observar, la sección por criterio de caída de tensión es más restrictiva que
por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.
vlé[pY b v„.l"‘[ó"
v v„.l"‘[ó"
7.4.
CONEXIÓN CAJAS SUMADORAS (STRING) CON ENTRADA INVERSOR.
7.4.2. Criterio Térmico.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del
reglamento Electrotécnico de baja tensión los cables de conexión deberán estar
dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del
generador. Consideramos como máxima intensidad del generador la intensidad que
circula por el conductor cuando circula por los módulos la intensidad a circuito cerrado
(ISC).
0 ‹ 1,25 / 0$
A continuación procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.
-
Ref.
50
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Modo instalación
Descripción
Conductores aislados o cable unipolar en canales
empotrados en el suelo
Tipo
B1
62
MEMORIA DE CÁLCULOS
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a B1 y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay
dos conductores activos.
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 / @(
Desde SUB.1 hasta SUB.5
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
50°C
6 circuitos
0,9
0,55
1 capas
1
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire
Factor de Corrección por numero de circuitos por Tabla A.52-3
numero de capas
Según criterio térmico:
0 ‹ b 0(
1,25 / 0$ b 0'8 / @(
0$
1,25 / 0$
b 0'8
@(
Intensidad que circula por el conductor si el módulo suministrara la intensidad de
cortocircuito.
String
1
2
3
0rigen Destino Imax (A) L Total (m) I'(A) Stermica(mm2) Iad. Sección (A) S (mm2)
S.1
INV
71,61
12
180,83
70
214
70
S.2
INV
61,38
36
155
50
167
50
S.3
INV
61,38
53
155
50
167
50
63
MEMORIA DE CÁLCULOS
7.4.3. Criterio Caída de Tensión.
Para calcular la mínima sección por este criterio, consideramos el punto de máxima
potencia de los módulos, IMP y VMP. De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras
de Baja Tensión de del reglamento Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre
el generador y la instalación interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal.
No existe ninguna normativa que nos indique la máxima caída de tensión entre cada parte
del campo solar hasta la entrada en los inversores, razón por la cual, para aplicar este
criterio vamos a ir acumulando la caída de tensión producida desde las cajas de
conexiones de los módulos hasta la entrada de los String en el inversor.
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
-
Cálculo de la caída de tensión en cada Tramo:
2/Q/0
Œ/v
0 0†‚ / 1,25
∆1 ∆1
I
0†‚
Caída tensión entre los extremos del conductor (V).
Intensidad máxima que circula por el conductor (A).
Intensidad que circula por el conductor a máxima potencia suministrada por
el módulo (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor (m/Ω∙mm2).
L
S
Œ
-
Cálculo de la caída de tensión en cada tramo en tanto por ciento:
1†‚
-
∆1 *%. ∆1*1.
/ 100
1†‚
Tensión a la salida del módulo cuando suministrada la máxima potencia (V).
Sumatorio de la caída de tensión acumulada desde la caja de conexión hasta el extremo
final del conducto.
∆1Yp\\Y]Ž *%.  ∆1lYŽ‘ *%.
La mínima sección que cumpla la condición ∆1Yp\\Y]Ž *%. b 1,5% , será la sección
óptima según el criterio de caída de tensión.
64
MEMORIA DE CÁLCULOS
En las siguientes tablas se muestran los resultados obtenidos mediante este
procedimiento.
Origen Destino V (V) I (A) Long. (m) I' (A) DV (V) DV (%)
S.1
INV
611
57,6
12
72
0,5677 0,0929
S.2
S.3
INV
INV
611 51,84
611 51,84
36
53
64,8
64,8
1,5329 0,2509
2,2568 0,3694
DV acumu
S (mm2)
(%)
0,7863
70
0,8731
0,9916
70
70
Como se puede observar, la sección por criterio de caída de tensión es más restrictiva que
por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.
vlé[pY b v„.l"‘[ó"
v v„.l"‘[ó"
Como podemos observar en esta última tabla, se cumple que la caída de tensión desde los
generadores y la instalación interior, no será superior al 1,5%.
65
MEMORIA DE CÁLCULOS
8.
CÁLCULO INSTALACIÓN CORRIENTE ALTERNA.
8.1.
SALIDA INVERSOR – CUADRO BT DEL CT.
Línea de evacuación de la energía eléctrica procedente del campo solar hasta el cuadro de
BT del centro de transformación.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión del
reglamento Electrotécnico de baja tensión, los cables de conexión deberán estar
dimensionados para una intensidad no inferior del 125% de la máxima intensidad del
generador. Consideramos la intensidad de salida del inversor:
0 ‹ 1,25 / 0",["’‘Ž
0",["’‘Ž
z",["’‘Ž
G",["’‘Ž
7$
0",["’‘Ž √3 · z",["’‘Ž · 7$
Intensidad a la salida del inversor en amperios
Tensión nominal a la salida del inversor en voltios
Potencia nominal del inversor en vatios
Factor de potencia
0",["’‘Ž •
G",["’‘Ž
Criterio Térmico.
100 000 s
√3 · 400 1 · 1
145 M
0 ‹ 1,25 / 145 181,25 M
A continuación procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.
-
Ref.
50
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Modo instalación
Descripción
Conductores aislados o cable unipolar en canales
empotrados en el suelo
Tipo
B1
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
66
MEMORIA DE CÁLCULOS
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a B1 y XLPE3. . Donde el 3 indica que en la instalación hay
3 conductores activos, el neutro y el conductor de protección no se consideran activos
normalmente.
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 / @(
0(
Intensidad de diseño del conductor
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
50°C
3 circuitos
0,9
0,7
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire
Según criterio térmico:
0 ‹ b 0(
DENOMINACIÓN
Salida Inversor
•
U (V)
400
P(kW) F.P. I (A)
CA 3F
100
1 144,34
I'(A)
268,49
0((A) Stermica(mm2)
299
150
Criterio Caída de Tensión.
De acuerdo con el ITC-BT-40 Instalaciones Generadoras de Baja Tensión de del reglamento
Electrotécnico de baja tensión, la caída de tensión entre el generador y la instalación
interior, no será superior al 1,5% para la intensidad nominal. No existe ninguna normativa
que nos indique la máxima caída de tensión entre el inversor y el trafo, en el embarrado
de baja tensión, razón por la cual, vamos a considerar una caída de tensión máxima del
1,5% como si de una línea de derivación se tratase.
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
-
∆z
I
L
S
Œ
Cálculo de la caída de tensión y de la Sección:
∆z G·Q
Œ·v·z
;
v
G·Q
Œ · ∆z · z
Caída tensión máxima admisible entre los extremos del conductor (V).
Intensidad circula por el conductor (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor 43,48 m/Ω∙mm2.
67
MEMORIA DE CÁLCULOS
-
Cálculo de la caída de tensión en tanto por ciento:
∆z *%. ∆z*1.
/ 100
z
Si calculamos la caída de tensión suponiendo una sección de 150 mm2 podemos
comprobar si es la sección mínima que cumple el criterio de máxima caída de tensión.
S caida tensión (mm2) I' (A) DV (V)
150
180,43 1,43
DV (%)
DV (V)
1,5
6
DV (%)
0,36
I' (A) S caida tensión (mm2)
180,43
Menor 35
La mínima sección que cumple ambos criterios es v 150 .
8.2.
SERVICIOS AUXILIARES.
8.2.2. Descripción y potencia Consumida.
Tal como se detalla en la memoria descriptiva, es necesario alimentar eléctricamente a los
diferentes servicios auxiliares de los que dispone la planta. El abastecimiento de estos
servicios se produce desde una acometida proveniente del embarrado de baja proveniente
de la generación. Cuando por los generadores no pueden abastecer a estos servicios, serán
suministrados por la propia red. Buscando la optimización del sistema intentaremos que
cuando no exista generación el consumo de estos consumidores sea mínimo.
El consumo de energía proveniente de la red, obliga a la colocación de un módulo de
medida con carácter bidireccional en el centro de transformación, el cual mida tanto la
energía suministrada a la red como la consumida cuando no existe generación. En algunas
ocasiones la distribuidora no acepta esta solución y prefiere una negociación sobre el
tanto por ciento de energía consumida.
La alimentación se realizará a través de una línea eléctrica desde el cuadro de BT del
centro de transformación hasta un cuadro de mando y protección de servicios auxiliares
instalados en la caseta de inversores/Seguimiento.
De acuerdo con la ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales del REBT2002, la instalación de enlace o instalación individual en suministro para un único usuario
en que no existe línea general de alimentación, la caída máxima de tensión máxima
admisible será de 1.5%.
68
MEMORIA DE CÁLCULOS
Los consumos previstos para los servicios auxiliares o autoconsumos son los siguientes:
DENOMINACION
ITEM
Alumbrado exterior
Alumbrado interior
Fuerza
Equipo extractores
Sistema de Datos
Sistema Intrusismo
Sistema Detección Incendios
Iluminación Emergencia
Otro Usos
Potencia Simultanea
Potencia Instalada
AEX
AI
FZA
EXT
SDT
SI
SDI
AEM
OTU
POTENCIA
Pn (W)
1500
500
2000
1500
1000
1000
1000
120
2000
10539,6
11620
Sn (VA)
1500
500
2000
1500
2000
1000
1000
120
2000
FP SIMUL.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0,5
0,5
1
1
1
1
1
0,33
1
Factor
(k)
1,8
1,8
1,25
1,25
1
1
1
1
1,25
8.2.3. Línea general de alimentación servicios auxiliares.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales
del reglamento Electrotécnico de baja tensión:
•
Criterio térmico.
Procedemos a calcular la intensidad máxima admisible.
-
Ref.
52
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Modo instalación
Descripción
Bajo tubo, canal o conducto de sección no circular
en montaje superficial
Tipo
B1
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a B1 y XLPE3. Donde el 3 indica que en la instalación hay 3
69
MEMORIA DE CÁLCULOS
conductores activos, el neutro y el conductor de protección no se consideran activos
normalmente.
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 · @(
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
50°C
3 circuitos
0,9
0,7
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire)
Según criterio térmico:
0= G
√3 · z · 7$
0 ‹ 0= · 0” b 0(
0
z
G
7$
S
0(
Intensidad en amperios
Tensión en voltios
Potencia en vatios
Factor de potencia
Sección del conductor (mm2).
Intensidad de diseño del conductor
Pn (W)
9539,6
FP Factor (k)
Un (V) In (A) I'(A)
1
1
3F CA 400
13,77 21,86
Stermica(mm2)
2,5
0( (A)
23
De acuerdo con ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales del
reglamento Electrotécnico de baja tensión, la sección mínima será de 6 mm2 para los
cables polares, neutro y protección y de 1,5 mm2 para el cable de mando, que será de color
rojo.
Luego la mínima sección que cumple, es Stérmica=6 mm2, cuya intensidad máxima admisible
en las condiciones establecidas es 73 A.
•
Criterio máxima caída de tensión.
Como se ha comentado, el ITC-BT-15 Instalaciones De Enlace. Derivaciones individuales
establece la caída de tensión máxima admisible será para el caso de derivaciones
individuales en suministros para un único usuario en que no exista línea general de
alimentación; 1,5%.
70
MEMORIA DE CÁLCULOS
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
-
Cálculo de la caída de tensión y de la Sección:
∆z
I
L
S
Œ
-
∆z G·Q
Œ·v·z
;
v
G·Q
Œ · ∆z · z
Caída tensión máxima admisible entre los extremos del conductor (V).
Intensidad circula por el conductor (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor 43,48 m/Ω∙mm2.
Cálculo de la caída de tensión en tanto por ciento:
∆z *%. ∆z*1.
/ 100
z
Pn (W)
Un (V)
In (A)
L (m)
DV (%)
DV (V)
S caida tensión (mm2)
9539,6
400
13,77
30
1,5
6
4
Como se puede observar, la sección por criterio térmico es más restrictiva que por el
criterio máxima caída de tensión, siendo por tanto la sección de los conductores.
vlé[pY E v„.l"‘[ó"
v vlé[pY
v 6 Si calculamos la caída de tensión suponiendo una sección de 6 mm2 comprobamos que es
la sección mínima que cumple ambos criterios.
Pn (W)
Un (V)
In (A)
L (m)
S caida tensión (mm2)
DV (V)
DV (%)
9539,6
400
13,77
30
6
2,74
0,68
8.2.4. Instalaciones receptoras.
De acuerdo con la aplicación ITC-BT-19 Instalaciones interiores o receptoras. Prescripciones
generales del reglamento Electrotécnico de baja tensión:
•
Criterio térmico.
Las intensidades máximas admisibles, se regirán en su totalidad por lo indicado en la
norma UNE 20460-5-523.
-
La tabla 52-B2 de la norma UNE 20460-5-523 (nov. 2004), relaciona los “modos de
instalación”, haciéndolos corresponder a unas instalaciones “tipo”, cuya capacidad de
disipación del calor generado por las pérdidas es similar a aquéllos, por lo que se
pueden agrupar en una determinada tabla de cargas común (tabla A.52-1 bis) para
71
MEMORIA DE CÁLCULOS
todos los modos que se adaptan a la misma instalación tipo. Tendiendo a esta tabla,
nuestra instalación corresponde a:
Ref.
30
Modo instalación
Descripción
Cables unipolares o multipolares sobre bandeja
de cables no perforadas
Tipo
C
-
Las tablas se han confeccionado para las condiciones estándares de instalaciones al
aire: un solo circuito a 40 °C de temperatura ambiente y temperaturas en el conductor
de 70 °C para los aislamientos tipo termoplásticos, (PVC, poliolefinas Z1...) y de 90 °C
para los termoestables, (XLPE, EPR, poliolefinas Z...).
-
Para elegir correctamente el tipo de cable en la tabla A.52 -1 bis hay que tener en
cuenta la siguiente división entre cables termoplásticos (PVC) y termoestables (XLPE).
En nuestro caso emplearemos cables termoestables, por lo que entraremos en la tabla por
las columnas correspondientes a C y XLPE2. Donde el 2 indica que en la instalación hay 2
conductores activos, fase y neutro de instalaciones monofásicas, el conductor de
protección no se considera activo.
Una vez calculada la intensidad máxima admisible, debemos aplicar los factores de
corrección que sean necesario según la instalación difiera de las condiciones estándar
regidas en la tabla A.52-1 bis.
Los factores de corrección a emplear en los conductores a dimensionar son:
0( 0'8 · @(
Factor de Corrección por temperatura
Tabla 52-D1
Factor de Corrección por Agrupamiento de circuitos: Tabla A.52-3
45°C
6 circuitos
Empotrados, embutidos (dentro de un mismo tubo, canal
o conducto o grapados sobre una superficie al aire)
Caso más
desfavorable
Según criterio térmico:
0= 0,91
0,55
G
√3 · z · 7$
0 ‹ 0= · 0
z
G
7$
S
0(
0” b 0(
Intensidad en amperios
Tensión en voltios
Potencia en vatios
Factor de potencia
Sección del conductor (mm2).
Intensidad de diseño del conductor
72
MEMORIA DE CÁLCULOS
Alumbrado Exterior
Alumbrado Interior
Fuerza
Equipo Extractores
Sistema de Datos
Sistema Intrusismo
Sistema Detección Incendios
Iluminación Emergencia
Otros Usos
•
I'(A) Stermica(mm2) 0( (A)
13,54
4,515
12,54
9,40
5,02
5,02
5,02
0,60
12,54
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
21
21
21
21
21
21
21
21
21
Criterio máxima caída de tensión.
De acuerdo al ITC-BT-19 Instalaciones interiores o receptoras. Prescripciones generales del
reglamento Electrotécnico de baja tensión, sabemos que al disponer de un transformador
de distribución propio, se puede considerar que la instalación de baja tensión tiene su
origen en la salida del transformador. En este caso las caídas de tensión máximas
admisibles serán del 4,5% para el alumbrado y del 6,5% para los demás usos.
Teniendo en cuenta además la caída de tensión acumulada en Línea general de
alimentación.
Para calcular la caída de tensión seguimos el siguiente procedimiento:
-
∆z
I
L
S
Œ
-
Cálculo de la caída de tensión y de la Sección:
∆z 2·G·Q
Œ·v·z
;
v
2·G·Q
Œ · ∆z · z
Caída tensión máxima admisible entre los extremos del conductor (V).
Intensidad circula por el conductor (A).
Longitud del conductor (m).
Sección del conductor (mm2).
Conductividad del cobre a la temperatura del conductor 43,48 m/Ω∙mm2.
Cálculo de la caída de tensión en tanto por ciento:
∆z *%. ∆z*1.
/ 100
z
Suponiendo una caída máxima de tensión del 4,5% para el alumbrado y del 6,5% para los
demás usos, desde la salida del trafo, y considerando una caída máxima de tensión en la
línea general de alimentación de un 1,5% ( que ya hemos de demostrado que se cumple y
es 0,378%)
73
MEMORIA DE CÁLCULOS
DU(%) DU (V) S caida tensión (mm2)
Alumbrado Exterior
Alumbrado Interior
Fuerza
Equipo Extractores
Sistema de Datos
Sistema Intrusismo
Sistema Detección Incendios
Iluminación Emergencia
Otros Usos
3
3
3
3
3
3
3
3
3
6,9
6,9
6,9
6,9
6,9
6,9
6,9
6,9
6,9
2,5
1,5
2,5
2,5
2,5
1,5
1,5
1,5
2,5
Como se puede observar, la sección por criterio máxima caída de tensión es más
restrictiva que por el criterio térmico siendo por tanto la sección de los conductores.
vlé[pY b v„.l"‘[ó"
v v„.l"‘[ó"
Calculamos la caída de tensión reales en cada circuito con las secciones ya elegidas y
vemos como se cumple el criterio de máxima caída de tensión:
∆U Acumulado*%. b 4,5% 7 6%
S caida tensión (mm2) DU (V) DU (%) DUAcumulado(%)
Alumbrado Exterior
Alumbrado Interior
Fuerza
Equipo Extractores
Sistema de Datos
Sistema Intrusismo
Sistema Detección Incendios
Iluminación Emergencia
Otros Usos
2,5
1,5
2,5
2,5
1,5
1,5
1,5
1,5
2,5
6
2
4,5
3,6
4
4
4
0,48
4,8
2,61
0,87
2,09
1,57
1,74
1,74
1,74
0,21
2,09
2,99
1,25
2,47
1,94
2,12
2,12
2,12
0,59
2,47
74
MEMORIA DE CÁLCULOS
9.
CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA.
De acuerdo con la ITC-BT-18 del R.E.B.T. procedemos a calcular la puesta a tierra de la
planta fotovoltaica.
Como se comenta en la memoria descriptiva, se distinguen tres sistemas independientes
de puesta a tierra:
-
Tierra de protección de corriente continua.
Tierra de protección de corriente alterna.
Tierra de servicio.
A expensas de conocer los datos exactos de la resistividad del terreno, nos ayudamos de de
la tabla 3 de la ITC-BT-18 para obtener un valor orientativo de resistividad.
Como nuestra planta se encuentra en suelo formado fundamentalmente por arena
arcillosa, nos movemos en una horquilla de 50 a 500 Wm. Al tratarse además de terrenos
cultivables estimamos una resistividad máxima de 300 Wm.
En la puesta en marcha de la instalación se deberá comprobar que la resistividad del
terreno es inferior a la calculada en este proyecto.
9.1.
RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA.
El sistema de puesta a tierra se dimensionará de forma que su resistencia de tierra, en
cualquier circunstancia previsible, no sea superior al valor especificado para ella, en cada
caso. Este valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a
tensiones de contacto superiores a:
- 24 V en local o emplazamiento conductor
- 50 V en los demás casos.
Puesto que la sensibilidad de los interruptores empleados será 300 mA, la resistencia
máxima de puesta a tierra tendrá el siguiente valor:
q
9.2.
1 24
80 Ω
0 0,3
q 80 Ω
TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA.
Las estructuras metálicas soportes de los paneles, los marcos de los paneles, los cuadros
de corriente continua, borne de tierra de protección del lado de continua del inversor, así
como cualquier parte metálica de los elementos de corriente continua irán conectados a la
puesta a tierra correspondiente.
Se emplearán electrodos tipo picas en paralelos con el fin de conseguir una resistencia de
tierra admisible, la separación entre ellas es recomendable que sea igual o mayor a la
longitud enterrada de las mismas, nunca menor de 0,5 metros.
75
MEMORIA DE CÁLCULOS
Los electrodos picas serán de acero con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de
diámetro y 2 m de longitud.
-
‘\Ž
Q
q
Resistencia de cada pica:
q ‘\Ž 300
150 Ω
Q
2
Resistividad del terreno (W.m)
Longitud de la pica (m)
Resistencia de paso a tierra (W)
Como se puede observar la resistencia de tierra de una pica es mayor que la
resistencia a tierra máxima exigida:
q k q
150 Ω k 80 Ω
por lo que tendremos que colocar varias picas:
q
[pY‘
qL[pY‘ qf[pY‘ -
1
2 · tž w
q
R
Ÿ
[pY‘
q 150
75 Ω
2
2
q
75 Ω 80 Ω
1
3 · tž w
R
Ÿ
q 150
50 Ω
3
3
qL[pY‘ q
4·
50 Ω 80 Ω
1
R
tž w
Ÿ
q 150
37,5 Ω
4
4
qf[pY‘ q
37,5 Ω 80 Ω
Resistencia del conductor desnudo (conductor desnudo enterrado):
qp 2 ·  2 · 300
3Ω
Q
200
Donde 200 metros es la longitud aproximada del conductor desnudo enterrado en
el lateral del campo solar, donde se conectaran las estructuras metálicas.
76
MEMORIA DE CÁLCULOS
Se recomienda que el conductor enterrado esté al menos 0,8 metros. De acuerdo a
la tabla 1 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección será de 25 mm2 para conductores
desnudos de cobre.
-
Resistencia del conjunto picas más conductor desnudo:
qlŽZY L [pY‘ qlŽZY
[pY‘
qlŽZY R [pY 1
R
ž Ÿ¡¢£¤
R
1
žŸ¡¢£¤
R
1
žŸ¡¢£
)
R
ž¢
)
R
ž¢
)
R
ž¢
qlŽZY §¨U [pY‘ 1
R
ž¢
1
R
R
)
h¥
L
1
R
R
)
¦h
L
1
R
R
)
Rh¥
L
1
R
L
2,83 Ω
2,88 Ω
2,94 Ω
3Ω
Observamos tras la realización de los cálculos correspondientes que no es
necesario la colocación de electrodos picas debido a la longitud de conductor de
cobre desnudo empleado para el anillo de conexión a tierra. Aún así vamos a
instalar una pica.
9.3.
TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA.
Irán conectadas a esta tierra todas las partes metálicas de las cargas de corriente alterna,
como son las envolventes de los cuadros de BT, borne de tierra del lado de CA del inversor,
etc.
Se ha optado por una configuración de picas aisladas. Los electrodos picas serán de acero
con capa protectora exterior de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud.
-
‘\Ž
Q
q
Resistencia de cada pica:
q ‘\Ž 300
150 Ω
Q
2
Resistividad del terreno (W.m)
Longitud de la pica (m)
Resistencia de paso a tierra (W)
Como se puede observar la resistencia de tierra de una pica es mayor que la
resistencia a tierra máxima exigida:
q k q
77
MEMORIA DE CÁLCULOS
-
150 Ω k 80 Ω
Resistencia del conductor desnudo (conductor desnudo enterrado):
2 ·  2 · 300
300 Ω
Q
2
Donde 2 metros es la longitud aproximada del conductor desnudo enterrado.
qp Se recomienda que el conductor enterrado esté al menos 0,8 metros. De acuerdo a
la tabla 1 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección será de 25 mm2 para conductores
desnudos de cobre.
De acuerdo a la tabla 2 de la ITC-BT-18 del R.E.B.T., la sección de los conductores
de protección estará en función de la sección de los conductores de fase de la
instalación:
Sección de los conductores de fase de
la instalación
Sección mínima de los conductores
de protección
2
2
Sp (mm )
Sp = S
Sp = 16
Sp = S/2
S (mm )
S ≤ 16
16 < S ≤ 35
S > 35
-
Cálculo del numero de picas enterradas necesarias:
qlŽZY q[pY‘ ‘\Ž
%·Q
1
R
žŸ¡¢£¤
)ž
R
¢
[pY‘
R
1
žŸ¡¢£
R
)
1
žŸ¡¢£¤
R
ž¢
)
R
ž¢
1
R
ž©ª«£¬
87=8: % =º 8: 2<'$
qlŽZY R [pY qlŽZY
; q[pY‘ 1
-ž
¢
qlŽZY 80 Ω
R
R
) L¥¥
Rh¥
R
1
100 Ω
R
R
) L¥¥
¦h
60 Ω
Luego optamos por una configuración de 2 picas alineadas.
9.4.
TIERRA DE SERVICIO.
Cálculos realizados en el apartado 10.7 de la memoria de cálculo, correspondiente a la
tierra de servicio localizada en el centro de transformación.
78
MEMORIA DE CÁLCULOS
10. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.
10.1.
INTENSIDAD EN ALTA TENSIÓN.
En un transformador trifásico la intensidad del circuito primario Ip viene dada por la
expresión:
0 v
√3 · z
Siendo:
v
z
0
Potencia del transformador en kVA.
Tensión compuesta primaria en kV.
Intensidad primaria en A.
Sustituyendo valores:
Transformador Potencia (kVA) Up (kV) Ip (A)
Trafo
200
20
5.77
10.2.
INTENSIDAD EN BAJA TENSIÓN.
En un transformador trifásico la intensidad del circuito secundario Is viene dada por la
expresión:
0‘ Siendo:
v
z‘
0‘
v
√3 · z‘
Potencia del transformador en (VA).
Tensión compuesta secundaria en kV.
Intensidad primaria en A.
Sustituyendo valores:
Transformador Potencia (kVA) Us (kV) Is (A)
Trafo
200
400
288.68
10.3. CORTOCIRCUITOS.
10.3.1. Observaciones.
Para el cálculo de la intensidad primaria de cortocircuito se tendrá en cuenta una potencia
de cortocircuito de 500 MVA en la red de distribución, dato proporcionado por la
Compañía suministradora Sevilla Endesa.
10.3.2. Cálculo de corrientes de cortocircuito.
Para el cálculo de las corrientes de cortocircuito utilizaremos las siguientes expresiones:
-
Intensidad primaria para cortocircuito en el lado de Alta Tensión:
79
MEMORIA DE CÁLCULOS
0pp Siendo:
v
zpp
0pp
-
Siendo:
v
√3 · zpp
Potencia de cortocircuito de la red en MVA.
Tensión compuesta primaria en kV.
Intensidad de cortocircuito primaria en kA.
Intensidad secundaria para cortocircuito en el lado de Baja Tensión (despreciando
la impedancia de la red de Alta Tensión):
v
0pp‘ √3 · zpp‘ *%. · z‘
v
zpp‘ *%.
z‘
0pp‘
Potencia del transformador en VA.
Tensión de cortocircuito en % del transformador.
Tensión compuesta en carga en el secundario en V.
Intensidad de cortocircuito secundaria en A.
10.3.3. Cortocircuito en el lado de Alta Tensión.
Utilizando las expresiones del apartado 10.3.2.
Scc (MVA) Up (kV) Iccp (kA)
500
20
14.43
10.3.4. Cortocircuito en el lado de Baja Tensión.
Utilizando las expresiones del apartado 10.3.2.
Transformador Potencia (kVA) Us (V) Ucc (%) Iccs (kA)
Trafo 1
200
400
4
7.22
10.4.
DIMENSIONADO DEL EMBARRADO MT.
Las características del embarrado son:
Intensidad asignada
400 A.
Límite térmico, 1 s.
16 kA eficaces.
Límite electrodinámico 40 kA cresta.
Por lo tanto dicho embarrado debe soportar la intensidad nominal sin superar la
temperatura de régimen permanente (comprobación por densidad de corriente), así como
los esfuerzos electrodinámicos y térmicos que se produzcan durante un cortocircuito.
10.4.1. Comprobación por densidad de corriente.
La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor
que constituye el embarrado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin
sobrepasar la densidad de corriente máxima en régimen permanente. Dado que se utilizan
celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a la normativa vigente,
se garantiza lo indicado para la intensidad asignada de 400 A.
80
MEMORIA DE CÁLCULOS
10.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica.
Según la MIE-RAT 05, la resistencia mecánica de los conductores deberá verificar, en caso
de cortocircuito que:
ŒY®
0pp
Q
8
s
ŒY® 0pp · Q
60 · 8 · s
Valor de la carga de rotura de tracción del material de los conductores. Para
cobre semiduro 2800 kg / cm2.
Intensidad permanente de cortocircuito trifásico, en kA.
Separación longitudinal entre apoyos, en cm.
Separación entre fases, en cm.
Módulo resistente de los conductores, en cm3.
Dado que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme a
la normativa vigente se garantiza el cumplimiento de la expresión anterior.
10.4.3. Comprobación por solicitación térmica a cortocircuito.
La sobreintensidad máxima admisible en cortocircuito para el embarrado se determina:
∆&
0l‰ i · v · ¯
D
Siendo:
0l‰
i
v
∆&
D
Intensidad eficaz, en A.
13 para el Cu.
Sección del embarrado, en mm2.
Elevación o incremento máximo de temperatura, 150 °C para Cu.
Tiempo de duración del cortocircuito, en s.
Puesto que se utilizan celdas bajo envolvente metálica fabricadas por Orma-SF6 conforme
a la normativa vigente, se garantiza que:
10.5.
0l‰ k 16 M 89;'=D: 1$
SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA Y BAJA TENSIÓN.
Los transformadores están protegidos tanto en AT como en BT. En Alta tensión la
protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, y en baja tensión la
protección se incorpora en los cuadros de BT.
10.5.1. Protección general en AT.
La protección general en AT de este CT se realiza utilizando una celda de interruptor
automático dotado de relé electrónico con captadores toroidales de intensidad por fase,
cuya señal alimentará a un disparador electromecánico liberando el dispositivo de
retención del interruptor y así efectuar la protección a sobrecargas, cortocircuitos.
81
MEMORIA DE CÁLCULOS
10.5.2. Protección en Baja Tensión.
En el circuito de baja tensión del transformador se instalará un Cuadro de Distribución de
4 salidas con posibilidad de extensionamiento. Se instalarán fusibles en todas las salidas,
con una intensidad nominal igual al valor de la intensidad exigida a esa salida, y un poder
de corte mayor o igual a la corriente de cortocircuito en el lado de baja tensión, calculada
en el apartado 3.4.
La descarga del trafo al cuadro de Baja Tensión se realizará con conductores XLPE 0,6/1kV
240 mm2 Al unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40°C de
temperatura ambiente es de 420 A.
Para el trafo, cuya potencia es de 200 kVA y cuya intensidad en Baja Tensión se ha
calculado en el apartado 2, se emplearán un conductor por fase y un conductor para el
neutro.
10.6.
DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN.
Para el cálculo de la superficie mínima de las rejillas de entrada de aire en el edificio del
centro de transformación, se utiliza la siguiente expresión:
Siendo:
s„\
sr
N
∆&
v
v s„\ ) sr
0,24 · · √N · ∆& L
Pérdidas en el cobre del transformador, en kW.
Pérdidas en el hierro del transformador, en kW.
Coeficiente en función de la forma de las rejillas de entrada de aire, 0,5.
Distancia vertical entre centros de las rejillas de entrada y salida, en m.
Diferencia de temperatura entre el aire de salida y el de entrada, 15°C.
Superficie mínima de la rejilla de entrada de ventilación del transformador,
en mm2.
No obstante, puesto que se utilizan edificios prefabricados de Ormazábal, éstos han
sufrido ensayos de homologación en cuanto al dimensionado de la ventilación del centro
de transformación.
10.7.
DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS.
El pozo de recogida de aceite será capaz de alojar la totalidad del volumen que contiene el
transformador, y así es dimensionado por el fabricante al tratarse de un edificio
prefabricado.
10.8. CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA.
10.8.1. Investigación de las características del suelo.
Según la investigación previa del terreno donde se instalará éste Centro de
Transformación, se determina una resistividad media superficial de 300 Wm.
10.8.2. Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo
correspondiente a la eliminación del defecto.
En instalaciones de Alta Tensión de tercera categoría los parámetros de la red que
82
MEMORIA DE CÁLCULOS
intervienen en los cálculos de faltas a tierras son:
Tipo de neutro.
El neutro de la red puede estar aislado, rígidamente unido a tierra, o a través de
impedancia (resistencia o reactancia), lo cual producirá una limitación de las corrientes de
falta a tierra.
Tipo de protecciones en el origen de la línea.
Cuando se produce un defecto, éste es eliminado mediante la apertura de un elemento de
corte que actúa por indicación de un relé de intensidad, el cual puede actuar en un tiempo
fijo (relé a tiempo independiente), o según una curva de tipo inverso (relé a tiempo
dependiente).
Asimismo pueden existir reenganches posteriores al primer disparo que sólo influirán en
los cálculos si se producen en un tiempo inferior a 0,5 s.
Según los datos de la red proporcionados por la compañía suministradora, se tiene:
- Intensidad máxima de defecto a tierra, Idmáx (A): 300.
- Duración de la falta.
Desconexión inicial.
Tiempo máximo de eliminación del defecto un segundo.
10.8.3. Diseño de la instalación de tierra.
Para los cálculos a realizar se emplearán los procedimientos del “Método de cálculo y
proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera
categoría”, editado por UNESA.
a) Tierra de protección.
Se conectarán a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión
normalmente pero pueden estarlo por defectos de aislamiento, averías o causas fortuitas,
tales como chasis y bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las
cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores.
b) Tierra de servicio.
Se conectarán a este sistema el neutro del transformador y la tierra de los secundarios de
los transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.
Para la puesta a tierra de servicio se utilizarán picas en hilera de diámetro 14 mm. y
longitud 2 m., unidas mediante conductor desnudo de Cu de 50 mm2 de sección. El valor
de la resistencia de puesta a tierra de este electrodo deberá ser inferior a 37 W.
La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo se realizará con cable de
Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al impacto
mecánico de 7 como mínimo.
10.8.4. Cálculo de la resistencia del sistema de tierra.
Las características de la red de alimentación son:
83
MEMORIA DE CÁLCULOS
- Tensión de servicio, U = 20000 V.
- Puesta a tierra del neutro: Desconocida.
- Nivel de aislamiento de las instalaciones de Baja Tensión, Ubt = 6000 V.
- Características del terreno:
·
·
rterreno (Wm): 300
rHhormigón (Wm): 3000
a) Tierra de protección.
Para el cálculo de la resistencia de la puesta a tierra de las masas (Rt), la intensidad y
tensión de defecto (Id, Ud), se utilizarán las siguientes fórmulas:
-
Resistencia del sistema de puesta a tierra, Rt:
-
Intensidad de defecto, Id:
-
Tensión de defecto, Ud:
qZ ° ·  *Ω.
0] 0]Y® *M.
z] qZ · 0] *1.
El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades:
Configuración seleccionada:
Geometría:
Dimensiones (m):
Profundidad del electrodo (m):
Número de picas:
Longitud de las picas (m):
70-25/5/84
Anillo
7x2.5
0.5
8
4
Los parámetros característicos del electrodo son:
De la resistencia, Kr (Ω/ Ωm)
0.06
De la tensión de paso, Kp (V/(( Ωm)A))
0.012
De la tensión de contacto exterior, Kc (V/(( Ωm)A)) 0.0218
Sustituyendo valores en las expresiones anteriores, se tiene:
qZ ° ·  0.06 · 300 18 Ω
0] 0]Y® 300 M
z] qZ · 0] 18 · 300 5400 1
84
MEMORIA DE CÁLCULOS
b) Tierra de servicio.
El electrodo adecuado para este caso tiene las siguientes propiedades:
Configuración seleccionada:
Geometría:
Profundidad del electrodo (m):
Número de picas:
Longitud de las picas (m):
Separación entre picas (m):
5/42
Picas en hilera
0.5
4
2
3
Los parámetros característicos del electrodo son:
Sustituyendo valores:
De la resistencia, Kr (Ω/ Ωm) 0.104
qZ \ZŽ ° ·  0.104 · 300 31.2 Ω
10.8.5. Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación.
Con el fin de evitar la aparición de tensiones de contacto elevadas en el exterior de la
instalación, las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro no tendrán
contacto eléctrico alguno con masas conductoras que, a causa de defectos o averías, sean
susceptibles de quedar sometidas a tensión.
Con estas medidas de seguridad, no será necesario calcular las tensiones de contacto en el
exterior, ya que estas serán prácticamente nulas. Por otra parte, la tensión de paso en el
exterior vendrá dada por las características del electrodo y la resistividad del terreno
según la expresión:
z ° ·  · 0] 0,012 · 300 · 300 1080 1
10.8.6. Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación.
En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo electrosoldado, con
redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30x0,30
m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de
protección del Centro. Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm.
como mínimo.
Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda
quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre una superficie equipotencial, con lo
que desaparece el riesgo de la tensión de contacto y de paso interior. De esta forma no
será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y de paso en el interior, ya que su
valor será prácticamente cero. Asimismo la existencia de una superficie equipotencial
conectada al electrodo de tierra, hace que la tensión de paso en el acceso sea equivalente
al valor de la tensión de contacto exterior.
z *'. °p ·  · 0] 0,0218 · 300 · 300 1962 1
85
MEMORIA DE CÁLCULOS
10.8.7. Cálculo de las tensiones aplicadas.
Para la obtención de los valores máximos admisibles de la tensión de paso exterior y en el
acceso, se utilizan las siguientes expresiones:
zY 10 · ±
D " · *1 ) 6 · R¥¥¥.
zY *'. 10 · D " · *1 )
*1.
L·±²±³
.
R¥¥¥
D D ‹ ) D ‹‹ *$.
Siendo:
zY
zY *'.
, =
D
D”
D””

´
*1.
Tensión de paso admisible en el exterior, en voltios.
Tensión en el acceso admisible, en voltios.
Constantes según MIERAT 13, dependen de t.
Tiempo de duración de la falta, en segundos.
Tiempo de desconexión inicial, en segundos.
Tiempo de la segunda desconexión, en segundos.
Resistividad del terreno, en Wm.
Resistividad del hormigón, 3000 Wm.
Según el punto 10.8.2. el tiempo de duración de la falta es:
t´ = 1 s.
t = t´ = 1 s.
Sustituyendo valores:
zY R¥·
Z µ ·*R²V·
¶
.
·¸¸¸
zY *'. 10 ¹ 78.5 / ~1 ) 6 ¹
D" ·
10 · L·±²±³
~1 )
€
R¥¥¥
L¥¥
€
R¥¥¥
2198 V
10 · 78.5
1 · ~1 )
L·L¥¥²L¥¥¥
€
R¥¥¥
8556.5 V
Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla:
Tensión de paso en el exterior y de paso en el acceso
Concepto
Valor calculado
Condición
Valor admisible
Tensión de paso en
Up = 1080 V
Upa = 2198 V
el exterior
Tensión de paso en
Up (acc) = 1962 V
Upa (acc) = 8556.5 V
el exterior
86
MEMORIA DE CÁLCULOS
Concepto
Tensión de defecto
Intensidad de
defecto
Tensión e intensidad de defecto
Valor calculado
Condición
Ud = 5400 V
E
Id = 300 A
Valor admisible
Ubt = 6000 V.
Upa (acc) = 8556.5 V
10.8.8. Investigación de las tensiones transferibles al exterior.
Al no existir medios de transferencia de tensiones al exterior no se considera necesario un
estudio para su reducción o eliminación.
No obstante, para garantizar que el sistema de puesta a tierra de servicio no alcance
tensiones elevadas cuando se produce un defecto, existirá una distancia de separación
mínima (Dn-p), entre los electrodos de los sistemas de puesta a tierra de protección y de
servicio.
Dn - p k
*300 · 300.
* · 0] .
14.32 2000 · ½
2000 · ½
Siendo:

0]
Resistividad del terreno, en Wm.
Intensidad de defecto en A.
La conexión desde el centro hasta la primera pica del electrodo de servicio se realizará con
cable de Cu de 50 mm2, aislado de 0,6/1 kV bajo tubo plástico con grado de protección al
impacto mecánico de 7 como mínimo.
10.8.9. Corrección del diseño inicial.
No se considera necesario la corrección del sistema proyectado según se pone de
manifiesto en las tablas del punto 10.8.7.
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