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MEMORIA DE CÁLCULO INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE 4,5 MW CONECTADA A RED DE 20 KV

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2. MEMORIA DE CÁLCULO

2.1 ESTUDIO ECONÓMICO

El objeto del presente documento es establecer los términos y aspectos esenciales que

permitan comparar distintas tecnologías y formas constructivas, y tras elegir la que más

adecuada, obtener datos económicos que permitan cuantificar la rentabilidad del proyecto.

2.1.1 Comparativa paneles

Existen diferentes tipos de paneles solares en función de los materiales semiconductores y los

métodos de fabricación que se empleen. Los tipos de paneles solares que se pueden encontrar

en el mercado son:

• Silicio Puro monocristalino

Basados en secciones de una barra de silicio perfectamente cristalizado en una sola pieza. En

laboratorio se han alcanzado rendimientos máximos del 24,7% para éste tipo de paneles

siendo en los comercializados del 16%.

• Silicio puro policristalino

Los materiales son semejantes a los del tipo anterior aunque en este caso el proceso de

cristalización del silicio es diferente. Los paneles policristalinos se basan en secciones de una

barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales.

Son visualmente reconocibles por presentar su superficie un aspecto granulado. Se obtiene

con ellos un rendimiento inferior que con los monocristalinos (en laboratorio del 19.8% y en

los módulos comerciales del 14%) siendo su precio también más bajo.

Por las características físicas del silicio cristalizado, los paneles fabricados siguiendo esta

tecnología presentan un grosor considerable. Mediante el empleo del silicio con otra

estructura o de otros materiales semiconductores es posible conseguir paneles más finos y

versátiles que permiten incluso en algún caso su adaptación a superficies irregulares. Son los

denominados paneles de lámina delgada.

•Thin Film

Estructura que combina silicio amorfo con monocristalino. Su rendimiento máximo alcanzado

en laboratorio ha sido del 13% siendo el de los módulos comerciales del 8%.


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A la hora de hacer el estudio económico habrá que tener en cuenta ciertos aspectos:

Cumplimiento de normativa

Esto es algo básico para cualquier equipo industrial que se vaya a instalar. En España, entre

otros, deben tener el marcado CE (declaración CE) y disponer de un aislamiento clase II. Lo

normal es que para asegurar que se cumple con la normativa y los criterios de calidad

estándar, se certifique que se cumple con la norma IEC correspondiente (IEC 61215 para

módulos de silicio cristalino y la IEC 61646 para los módulos Thin Film). Hay otras normas de

calidad (como la TÜV ó la VDE) que también se valora que las cumpla.

Garantía

Los paneles deben tener una garantía que en primer lugar cumpla al menos con la ley (2 años

de garantía de producto) y que te dé una seguridad a largo plazo. Esta es la garantía de

potencia, que habitualmente te garantiza una potencia no inferior al 90% de la nominal en los

diez primeros años y una potencia no inferior al 80% de la nominal en los 25 primeros años.

Fabricante

Esto es lo que justifica que sean utilizados paneles de marcas conocidas a nivel mundial. Es

recomendable fabricantes de paneles del mundo con presencia en gran cantidad de países, y

cuyo tamaño de la empresa garantice dos cosas principalmente: que tenga equipos de calidad

y que responderán a reclamaciones de garantía en un periodo largo de tiempo.

Precio

Actualmente se puede considerar que el Thin Film tiene un precio que ronda los 1,2 €/Wp,

mientras que el panel cristalino generalmente se mueve por los 1,7 €/Wp. Al usar panel Thin

Film, debido a su menor eficiencia, es necesario hacer instalaciones más grandes que si fueran

de silicio cristalino (para la misma potencia).

Esto hace que a pesar de que el precio del panel sea más barato, se incremente el coste de

instalación, estructura y cableado. No obstante, el Thin Film sigue siendo más ventajoso en

este aspecto.

A continuación incluimos una tabla en la que comparamos los precios aproximados de

construcción en €/Wp:


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COMPARATIVA

THIN FILM MONOCRISTALINO POLICRISTALINO

Paneles 1,2 1,85 1,6

Invesores 0,2 0,2 0,2

Transformadores 0,09 0,09 0,09

Estructuras 0,27 0,24 0,24

Montaje 0,29 0,28 0,28

Obra civil 0,21 0,2 0,2

Interconexión 0,1 0,1 0,1

Ingeniería 0,1 0,1 0,1

Varios 0,2 0,15 0,15

Beneficio EPC 0,21 0,21 0,21

Total EPC 2,87 3,42 3,17

Promoción 0,2 0,2 0,2

TOTAL (€/Wp) 3,07 3,62 3,37

Tabla 1. Comparativa precio instalación de distintas tecnologías

Respuesta espectral

El espectro de la radiación solar varía tanto con la época del año como con la latitud. En teoría,

en zonas donde hay más radiación difusa y cuanto más al norte, el panel de Thin Film tiene un

comportamiento mejor que el cristalino.

Temperatura

También es un tema crítico para elegir Thin Film frente a cristalino, ya que la variación de

potencia con la temperatura es el doble para cristalino (del orden de - 0,44 %/:C) que para el

Thin Film (del orden de - 0,24 %/:C). Es decir, cuanto más calor, menos potencia, pero la

temperatura le afecta más al cristalino que al Thin Film.

Un cuadro resumen comparando las tres tecnologías sería el siguiente:


85

THIN FILM MONOCRISTALINO POLICRISTALINO

Eficiencia 8,5 14,3 13

Garantía de rendimiento del

panel

100% Hasta 5 años 100% Hasta 5 años 100

%

Hasta 5

años

90% En año 10 90% En año 10 90% En año 10

80% En año 25 80% En año 25 80% En año 25

Normativa

IEC 61646 IEC 61215 IEC 61215

Clase II (VDE:

40023069)

Clase II (VDE:

40021391) TÜV Safety Class

Precio 1,2 €/Wp 1,85 €/Wp 1,6 €/Wp

Temperatura -0,24% -0,44% -0,44%

Respuesta espectral Al estar en zona de radiación difusa se comporta mejor el Thin

Film

Tabla 2. Comparativa características de distintas tecnologías

La instalación tiene la siguiente localización:

Longitud 02: 01’ 50’’ Este

Latitud 43: 18’ 42’’ Norte

Altura 170 m

Los datos de temperatura obtenidos de bases de datos son:


86

Tabla 3. Datos temperaturas medias anuales

Existen programas informáticos en el mercado que nos proporcionan datos aproximados de

radiación solar y de producción de energía eléctrica.

Para la realización del estudio económico los datos escogidos serán los obtenidos del

programa PVGYS.

Los datos de irradiación horizontal obtenidos son:

Tabla 4. Datos irradiación horizontal


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Los datos de producción de energía eléctrica serán:

SILICIO CRISTALINO THIN FILM

Tabla 5. Datos estimados producción energía eléctrica

A continuación se detalla el significado de las tres variables que definen la rentabilidad de una

central fotovoltaica:

VALOR ACTUAL NETO (V.A.N.)

Es uno de los criterios económicos más ampliamente utilizados en la evaluación de proyectos

de inversión. Consiste en determinar la equivalencia en el tiempo 0 de los flujos de efectivo

futuros que genera un proyecto y comparar esta equivalencia con el desembolso inicial.

Cuando dicha equivalencia es mayor que el desembolso inicial, entonces, es recomendable

que el proyecto sea aceptado.

Al elegir entre dos proyectos aquel que tenga un VAN superior será más rentable.

La fórmula que permite realizar el cálculo del Valor Actual Neto es:

donde:

: flujos de caja en cada periodo de tiempo t.

: desembolso inicial de la inversión.


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: número de periodos considerado.

: tipo de interés

PAYBACK

También denominado plazo de recuperación, es el plazo de tiempo que ha de pasar para que

la inversión se recupere.

Un proyecto será más rentable cuanto menor sea su periodo de retorno.

TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R.)

La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad de una inversión, está definida como

la tasa de interés con la cual el valor actual neto es igual a cero.

Es un indicador de la rentabilidad de un proyecto ya que a mayor TIR, mayor rentabilidad.

Se utiliza para decidir sobre la aceptación o rechazo de un proyecto de inversión.

En base a los datos obtenidos de producción anual de energía expuestos en la Tabla 5 se puede

realizar el estudio en función de las variables económicas de rentabilidad y se obtendrá como

se indica en la tabla siguiente que la tecnología adecuada es la de Thin Film, por lo que los

paneles fotovoltaicos que se instalarán serán los SHARP NA-F090 (B5), cuya hoja técnica se

encuentra en el apartado 1.5.1.

Los datos resumen del estudio económico incluidos en la Tabla 6 proceden del estudio

detallado que se muestra en las páginas 91 a 99.

RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO

THIN FILM POLICRISTALINO

Coste total de la Instalación (€) 16.485.900 18.096.900

Producción anual kWh/kWp 1214 1.225

Producción anual kWh 6.520.319 6.576.964

V.A.N. (€) 9.809.629 8.822.344

Payback (años) 7,03 9,19

T.I.R. (%) 19,37 16,51

Tabla 6. Datos resumen estudio económico

http://es.wikipedia.org/wiki/Tasa_de_inter%C3%A9s

http://es.wikipedia.org/wiki/Valor_actual_neto


89

2.1.2 Comparativa instalación de seguidores

Tras haber comprobado en el apartado 2.1.1 que la tecnología que se empleará es la Thin Film

se valora la posibilidad de instalar seguidores solares, dispositivos electromecánicos capaces

de orientar los paneles solares de manera que permanezcan siempre perpendiculares al sol, ó

en su defecto, utilizar estructuras sobre suelo fijo.

El precio del uso de seguidores incrementa el precio de la planta aproximadamente entre 0,9 y

un 1,2 €/Wp. Ahora bien, hay que tener en cuenta que al poner seguidores hay ventajas y

desventajas:

VENTAJAS

• Incremento de la producción entre un 35% y un 40%.

Haciendo un estudio con PVGYS se obtienen, teniendo en cuenta que los paneles serán de

capa delgada ó Thin Film las siguientes cifras:

Tabla 7. Datos estimados producción energía eléctrica

El aumento de producción es considerable, un 33,81% más si se incluyen seguidores con

sistemas de rastreo a dos ejes respecto a la tecnología sobre suelo fijo.

INCONVENIENTES

• Al ser una estructura móvil, el mantenimiento de la instalación se incrementa en el entorno

del 50-60%.


90

• Se necesita más terreno (2,5 Ha/MW para estructuras fijas con panel cristalino frente a 7

Ha/MW para seguidores). Esto implica más coste de instalación, ya que se usa mayor longitud

de cableado y de arrendamiento de terrenos.

• Mayor riesgo de sufrir averías que afecten a la producción, ya que cada seguidor cuenta con

motores para realizar los movimientos de inclinación y azimut.

Si se realiza el estudio económico suponiendo un coste de 4,2 €/Wp para la tecnología Thin

Film con seguidores de la misma manera que se ha realizado en el apartado 2.1.1 se obtiene la

siguiente comparativa:

RESUMEN ESTUDIO ECONÓMICO

THIN FILM THIN FILM SEGUIDOR

Coste total de la Instalación (€) 16.485.900 22.554.000

Producción anual kWh/kWp 1214 1.625

Producción anual kWh 6.520.319 8.724.990

V.A.N. (€) 9.809.629 12.006.513

Payback (años) 7,03 7,95

T.I.R. (%) 19,37 17,87

Tabla 7. Datos resumen estudio económico

En términos económicos, a largo plazo interesaría la opción de instalar seguidores, pero hay

dos factores que influirán decisivamente en desechar dicha opción. La primera es la del

tamaño de la parcela, puesto que en la adquirida no hay suficiente espacio. La segunda y tal

vez más importante es que en un escenario de bajada de tarifas los costes de inversión deben

reducirse de manera que hagan rentable la construcción de plantas fotovoltaicas.

Tras realizar el estudio se concluirá que la opción más ventajosa y la que se instalará será la de

una planta fotovoltaica en suelo fijo y con tecnología de módulos de capa delgada ó Thin Film.

A continuación se detalla el estudio económico realizado.

Los datos económicos para los cuales se detalla el estudio económico posteriormente se

muestran en la Tabla 8. En ella se muestra la potencia de la instalación, el coste que tiene, la

parte de la instalación pagada y la financiada por bancos, datos del préstamo obtenido, tarifa

asignada durante 25 años y gastos fijos y variables que posee la instalación a lo largo de esos

años.


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DATOS DE LA INSTALACIÓN

FOTOVOLTAICA

1 Año de la puesta en marcha 2011

2 Potencia de la instalación (Wp instalados) 5.370.000

3 Precio unitario (€/Wp) 3,07

4 Coste instalación (€) 16485900

5 Pagado por medios propios ( Porcentaje de todo financiado ) 20,00%

6 Financiado por bancos 80,00%

7 Años de credito 15

8 Tipo de interes bancos 3,97%

9 Producción total anual estimada PVGYS ( kWh año ) 6520319

10 Produción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.214

11 Desgravación medioambiental 10 años (Ley : 6% en 2008, 4% en 2009, 2%

en 2010. A partir de entonces 0%) 0,00%

12 Perdidas de producción estimadas anuales de media (Nota : resulta de

90% producción a 10 años y 80% en 20 años) 0,80%

13 Precio de la tarifa regulada ( € / kWh) 0,328000

14 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra

alquiler de terrenos, etc.) 1,00%

15 Seguro, gastos de mantenimiento y otros gastos fijos (€) 161100

16 Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD

661/2007. (€/kWh) 0,0015

17 I.P.C. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50%

18 Impuestos, I.R.P.F. ó I.S. 30,00%

Tabla 8. Datos económicos de la instalación fotovoltaica

A fin de calcular los intereses a pagar durante los años de crédito para poder financiar la

instalación y poder conocer el coste final se realiza el estudio económico del préstamo a partir

de los datos económicos de la tabla 8. La cantidad a financiar será el 80 % del coste total de la

instalación, durante 15 años y con un tipo de interés del 3,97%.

PRÉSTAMO 13.188.720,00

TIPO DE INTERÉS 3,97%

AÑOS 15

PLAZO (meses) 180

PAGO MENSUAL DE CRÉDITO 97.357,21 €

Tabla 9. Datos del préstamo

Los datos obtenidos son:


92

Año Periodo Cuota(€) Intereses(€) Amortización(€) Capital Pendiente(€)

13.188.720,00

1 1 97.357,21 43.632,68 53.724,53 13.134.995,47

1 2 97.357,21 43.454,94 53.902,27 13.081.093,20

1 3 97.357,21 43.276,62 54.080,59 13.027.012,61

1 4 97.357,21 43.097,70 54.259,51 12.972.753,10

1 5 97.357,21 42.918,19 54.439,02 12.918.314,08

1 6 97.357,21 42.738,09 54.619,12 12.863.694,96

1 7 97.357,21 42.557,39 54.799,82 12.808.895,14

1 8 97.357,21 42.376,09 54.981,12 12.753.914,02

1 9 97.357,21 42.194,20 55.163,01 12.698.751,01

1 10 97.357,21 42.011,70 55.345,51 12.643.405,50

1 11 97.357,21 41.828,60 55.528,61 12.587.876,89

1 12 97.357,21 41.644,89 55.712,32 12.532.164,58

2 13 97.357,21 41.460,58 55.896,63 12.476.267,94

2 14 97.357,21 41.275,65 56.081,56 12.420.186,39

2 15 97.357,21 41.090,12 56.267,09 12.363.919,29

2 16 97.357,21 40.903,97 56.453,24 12.307.466,05

2 17 97.357,21 40.717,20 56.640,01 12.250.826,04

2 18 97.357,21 40.529,82 56.827,39 12.193.998,65

2 19 97.357,21 40.341,81 57.015,40 12.136.983,25

2 20 97.357,21 40.153,19 57.204,02 12.079.779,22

2 21 97.357,21 39.963,94 57.393,27 12.022.385,95

2 22 97.357,21 39.774,06 57.583,15 11.964.802,80

2 23 97.357,21 39.583,56 57.773,65 11.907.029,15

2 24 97.357,21 39.392,42 57.964,79 11.849.064,36

3 25 97.357,21 39.200,65 58.156,56 11.790.907,80

3 26 97.357,21 39.008,25 58.348,96 11.732.558,85

3 27 97.357,21 38.815,22 58.541,99 11.674.016,85

3 28 97.357,21 38.621,54 58.735,67 11.615.281,18

3 29 97.357,21 38.427,22 58.929,99 11.556.351,19

3 30 97.357,21 38.232,26 59.124,95 11.497.226,24

3 31 97.357,21 38.036,66 59.320,55 11.437.905,69

3 32 97.357,21 37.840,40 59.516,81 11.378.388,89

3 33 97.357,21 37.643,50 59.713,71 11.318.675,18

3 34 97.357,21 37.445,95 59.911,26 11.258.763,92

3 35 97.357,21 37.247,74 60.109,47 11.198.654,45

3 36 97.357,21 37.048,88 60.308,33 11.138.346,12

4 37 97.357,21 36.849,36 60.507,85 11.077.838,28

4 38 97.357,21 36.649,18 60.708,03 11.017.130,25

4 39 97.357,21 36.448,34 60.908,87 10.956.221,38

4 40 97.357,21 36.246,83 61.110,38 10.895.111,00

4 41 97.357,21 36.044,66 61.312,55 10.833.798,45

4 42 97.357,21 35.841,82 61.515,39 10.772.283,06

4 43 97.357,21 35.638,30 61.718,91 10.710.564,15

4 44 97.357,21 35.434,12 61.923,09 10.648.641,05

4 45 97.357,21 35.229,25 62.127,96 10.586.513,10


93

4 46 97.357,21 35.023,71 62.333,50 10.524.179,60

4 47 97.357,21 34.817,49 62.539,72 10.461.639,89

4 48 97.357,21 34.610,59 62.746,62 10.398.893,27

5 49 97.357,21 34.403,01 62.954,20 10.335.939,06

5 50 97.357,21 34.194,73 63.162,48 10.272.776,59

5 51 97.357,21 33.985,77 63.371,44 10.209.405,15

5 52 97.357,21 33.776,12 63.581,09 10.145.824,05

5 53 97.357,21 33.565,77 63.791,44 10.082.032,61

5 54 97.357,21 33.354,72 64.002,49 10.018.030,12

5 55 97.357,21 33.142,98 64.214,23 9.953.815,90

5 56 97.357,21 32.930,54 64.426,67 9.889.389,23

5 57 97.357,21 32.717,40 64.639,81 9.824.749,41

5 58 97.357,21 32.503,55 64.853,66 9.759.895,75

5 59 97.357,21 32.288,99 65.068,22 9.694.827,53

5 60 97.357,21 32.073,72 65.283,49 9.629.544,04

6 61 97.357,21 31.857,74 65.499,47 9.564.044,57

6 62 97.357,21 31.641,05 65.716,16 9.498.328,41

6 63 97.357,21 31.423,64 65.933,57 9.432.394,83

6 64 97.357,21 31.205,51 66.151,70 9.366.243,13

6 65 97.357,21 30.986,65 66.370,56 9.299.872,57

6 66 97.357,21 30.767,08 66.590,13 9.233.282,44

6 67 97.357,21 30.546,78 66.810,43 9.166.472,01

6 68 97.357,21 30.325,74 67.031,47 9.099.440,54

6 69 97.357,21 30.103,98 67.253,23 9.032.187,32

6 70 97.357,21 29.881,49 67.475,72 8.964.711,59

6 71 97.357,21 29.658,25 67.698,96 8.897.012,64

6 72 97.357,21 29.434,28 67.922,93 8.829.089,71

7 73 97.357,21 29.209,57 68.147,64 8.760.942,07

7 74 97.357,21 28.984,12 68.373,09 8.692.568,98

7 75 97.357,21 28.757,92 68.599,29 8.623.969,68

7 76 97.357,21 28.530,97 68.826,24 8.555.143,44

7 77 97.357,21 28.303,27 69.053,94 8.486.089,50

7 78 97.357,21 28.074,81 69.282,40 8.416.807,10

7 79 97.357,21 27.845,60 69.511,61 8.347.295,49

7 80 97.357,21 27.615,64 69.741,57 8.277.553,92

7 81 97.357,21 27.384,91 69.972,30 8.207.581,62

7 82 97.357,21 27.153,42 70.203,79 8.137.377,82

7 83 97.357,21 26.921,16 70.436,05 8.066.941,77

7 84 97.357,21 26.688,13 70.669,08 7.996.272,69

8 85 97.357,21 26.454,34 70.902,87 7.925.369,82

8 86 97.357,21 26.219,77 71.137,44 7.854.232,37

8 87 97.357,21 25.984,42 71.372,79 7.782.859,58

8 88 97.357,21 25.748,29 71.608,92 7.711.250,67

8 89 97.357,21 25.511,39 71.845,82 7.639.404,84

8 90 97.357,21 25.273,70 72.083,51 7.567.321,33

8 91 97.357,21 25.035,22 72.321,99 7.494.999,34

8 92 97.357,21 24.795,96 72.561,25 7.422.438,09

8 93 97.357,21 24.555,90 72.801,31 7.349.636,78

8 94 97.357,21 24.315,05 73.042,16 7.276.594,62


94

8 95 97.357,21 24.073,40 73.283,81 7.203.310,81

8 96 97.357,21 23.830,95 73.526,26 7.129.784,55

9 97 97.357,21 23.587,70 73.769,51 7.056.015,05

9 98 97.357,21 23.343,65 74.013,56 6.982.001,48

9 99 97.357,21 23.098,79 74.258,42 6.907.743,06

9 100 97.357,21 22.853,12 74.504,09 6.833.238,97

9 101 97.357,21 22.606,63 74.750,58 6.758.488,39

9 102 97.357,21 22.359,33 74.997,88 6.683.490,51

9 103 97.357,21 22.111,21 75.246,00 6.608.244,52

9 104 97.357,21 21.862,28 75.494,93 6.532.749,58

9 105 97.357,21 21.612,51 75.744,70 6.457.004,89

9 106 97.357,21 21.361,92 75.995,29 6.381.009,60

9 107 97.357,21 21.110,51 76.246,70 6.304.762,90

9 108 97.357,21 20.858,26 76.498,95 6.228.263,95

10 109 97.357,21 20.605,17 76.752,04 6.151.511,91

10 110 97.357,21 20.351,25 77.005,96 6.074.505,95

10 111 97.357,21 20.096,49 77.260,72 5.997.245,23

10 112 97.357,21 19.840,89 77.516,32 5.919.728,91

10 113 97.357,21 19.584,44 77.772,77 5.841.956,13

10 114 97.357,21 19.327,14 78.030,07 5.763.926,06

10 115 97.357,21 19.068,99 78.288,22 5.685.637,84

10 116 97.357,21 18.809,99 78.547,22 5.607.090,62

10 117 97.357,21 18.550,12 78.807,09 5.528.283,53

10 118 97.357,21 18.289,40 79.067,81 5.449.215,73

10 119 97.357,21 18.027,82 79.329,39 5.369.886,34

10 120 97.357,21 17.765,37 79.591,84 5.290.294,50

11 121 97.357,21 17.502,06 79.855,15 5.210.439,35

11 122 97.357,21 17.237,87 80.119,34 5.130.320,01

11 123 97.357,21 16.972,81 80.384,40 5.049.935,61

11 124 97.357,21 16.706,87 80.650,34 4.969.285,27

11 125 97.357,21 16.440,05 80.917,16 4.888.368,11

11 126 97.357,21 16.172,35 81.184,86 4.807.183,25

11 127 97.357,21 15.903,76 81.453,45 4.725.729,81

11 128 97.357,21 15.634,29 81.722,92 4.644.006,89

11 129 97.357,21 15.363,92 81.993,29 4.562.013,60

11 130 97.357,21 15.092,66 82.264,55 4.479.749,05

11 131 97.357,21 14.820,50 82.536,71 4.397.212,34

11 132 97.357,21 14.547,44 82.809,77 4.314.402,58

12 133 97.357,21 14.273,48 83.083,73 4.231.318,85

12 134 97.357,21 13.998,61 83.358,60 4.147.960,25

12 135 97.357,21 13.722,84 83.634,37 4.064.325,88

12 136 97.357,21 13.446,14 83.911,07 3.980.414,81

12 137 97.357,21 13.168,54 84.188,67 3.896.226,14

12 138 97.357,21 12.890,01 84.467,20 3.811.758,95

12 139 97.357,21 12.610,57 84.746,64 3.727.012,31

12 140 97.357,21 12.330,20 85.027,01 3.641.985,30

12 141 97.357,21 12.048,90 85.308,31 3.556.676,99

12 142 97.357,21 11.766,67 85.590,54 3.471.086,45

12 143 97.357,21 11.483,51 85.873,70 3.385.212,75


95

12 144 97.357,21 11.199,41 86.157,80 3.299.054,95

13 145 97.357,21 10.914,37 86.442,84 3.212.612,12

13 146 97.357,21 10.628,39 86.728,82 3.125.883,30

13 147 97.357,21 10.341,46 87.015,75 3.038.867,55

13 148 97.357,21 10.053,59 87.303,62 2.951.563,93

13 149 97.357,21 9.764,76 87.592,45 2.863.971,48

13 150 97.357,21 9.474,97 87.882,24 2.776.089,24

13 151 97.357,21 9.184,23 88.172,98 2.687.916,26

13 152 97.357,21 8.892,52 88.464,69 2.599.451,57

13 153 97.357,21 8.599,85 88.757,36 2.510.694,21

13 154 97.357,21 8.306,21 89.051,00 2.421.643,22

13 155 97.357,21 8.011,60 89.345,61 2.332.297,61

13 156 97.357,21 7.716,02 89.641,19 2.242.656,42

14 157 97.357,21 7.419,45 89.937,76 2.152.718,66

14 158 97.357,21 7.121,91 90.235,30 2.062.483,36

14 159 97.357,21 6.823,38 90.533,83 1.971.949,53

14 160 97.357,21 6.523,87 90.833,34 1.881.116,19

14 161 97.357,21 6.223,36 91.133,85 1.789.982,34

14 162 97.357,21 5.921,86 91.435,35 1.698.546,99

14 163 97.357,21 5.619,36 91.737,85 1.606.809,14

14 164 97.357,21 5.315,86 92.041,35 1.514.767,79

14 165 97.357,21 5.011,36 92.345,85 1.422.421,94

14 166 97.357,21 4.705,85 92.651,36 1.329.770,57

14 167 97.357,21 4.399,32 92.957,89 1.236.812,69

14 168 97.357,21 4.091,79 93.265,42 1.143.547,26

15 169 97.357,21 3.783,24 93.573,97 1.049.973,29

15 170 97.357,21 3.473,66 93.883,55 956.089,74

15 171 97.357,21 3.163,06 94.194,15 861.895,59

15 172 97.357,21 2.851,44 94.505,77 767.389,82

15 173 97.357,21 2.538,78 94.818,43 672.571,39

15 174 97.357,21 2.225,09 95.132,12 577.439,27

15 175 97.357,21 1.910,36 95.446,85 481.992,43

15 176 97.357,21 1.594,59 95.762,62 386.229,81

15 177 97.357,21 1.277,78 96.079,43 290.150,37

15 178 97.357,21 959,91 96.397,30 193.753,08

15 179 97.357,21 641,00 96.716,21 97.036,87

15 180 97.357,90 321,03 97.036,87 -0,00

17.524.298,50 4.335.578,49 13.188.720,00


Siendo la cuota mensual de pago constante, los intereses se calculan como el

, y la amortización resulta de la diferencia entre la cuota mensual y

los intereses.


96

La tabla resumen es:

Año Cuota(€) Intereses(€) Amortización(€)

1 1.168.286,53 511.731,10 656.555,42

2 1.168.286,52 485.186,30 683.100,22

3 1.168.286,52 457.568,29 710.718,23

4 1.168.286,52 428.833,66 739.452,86

5 1.168.286,52 398.937,29 769.349,23

6 1.168.286,52 367.832,19 800.454,33

7 1.168.286,52 335.469,50 832.817,02

8 1.168.286,52 301.798,38 866.488,14

9 1.168.286,52 266.765,92 901.520,60

10 1.168.286,52 230.317,08 937.969,44

11 1.168.286,52 192.394,60 975.891,92

12 1.168.286,52 152.938,89 1.015.347,63

13 1.168.286,52 111.887,98 1.056.398,54

14 1.168.286,52 69.177,37 1.099.109,15

15 1.168.287,21 24.739,94 1.143.547,27

17.524.298,50 4.335.578,49 13.188.720,00


A continuación se representan los ingresos obtenidos. Habrá que suponer que la tarifa

asignada aumenta anualmente conforme al IPC y que habrá una pérdida anual de producción

de media del 0,8% según los datos de rendimiento de los paneles dados por los fabricantes,

como se indica en la Tabla 8.


97

INGRESOS PREVISTOS DE LA

INSTALACIÓN

MOMENTO AÑO PERDIDA

ESTIMADA PERDIDA

ACUMULADA PRODUCCION

ESTIMADA PRECIO

kWh. INGRESOS

Unidad % % Kwh. € €

0 2011

0,328000 0

1 2012

6.520.319 0,335380 2.186.785

2 2013 0,80% -0,80% 6.468.156 0,342926 2.218.099

3 2014 0,80% -1,60% 6.415.994 0,349785 2.244.216

4 2015 0,80% -2,40% 6.363.831 0,356780 2.270.489

5 2016 0,80% -3,20% 6.311.669 0,363916 2.296.916

6 2017 0,80% -4,00% 6.259.506 0,371194 2.323.492

7 2018 0,80% -4,80% 6.207.344 0,378618 2.350.212

8 2019 0,80% -5,60% 6.155.181 0,386190 2.377.072

9 2020 0,80% -6,40% 6.103.019 0,393914 2.404.066

10 2021 0,80% -7,20% 6.050.856 0,401793 2.431.189

11 2022 0,80% -8,00% 5.998.693 0,409828 2.458.435

12 2023 0,80% -8,80% 5.946.531 0,418025 2.485.798

13 2024 0,80% -9,60% 5.894.368 0,426385 2.513.273

14 2025 0,80% -10,40% 5.842.206 0,434913 2.540.852

15 2026 0,80% -11,20% 5.790.043 0,443611 2.568.529

16 2027 0,80% -12,00% 5.737.881 0,452484 2.596.297

17 2028 0,80% -12,80% 5.685.718 0,461533 2.624.148

18 2029 0,80% -13,60% 5.633.556 0,470764 2.652.075

19 2030 0,80% -14,40% 5.581.393 0,480179 2.680.069

20 2031 0,80% -15,20% 5.529.231 0,489783 2.708.122

21 2032 0,80% -16,00% 5.477.068 0,499579 2.736.225

22 2033 0,80% -16,80% 5.424.905 0,509570 2.764.369

23 2034 0,80% -17,60% 5.372.743 0,519761 2.792.545

24 2035 0,80% -18,40% 5.320.580 0,530157 2.820.741

25 2036 0,80% -19,20% 5.268.418 0,540760 2.848.949

TOTALES 147.359.209

62.892.966

Tabla 12. Datos de ingresos previstos


98

Respecto de los gastos:

GASTOS DE EXPLOTACIÓN

MOMENTO AÑO PRESTAMO PRINCIPAL PRESTAMO

INTERESES GASTOS

VARIABLES S/PRODUCION

GASTOS FIJOS

GASTOS DE REPRESENTACION

TOTAL GASTOS

Unidad € € € € € € €

0 2011 13.188.720 0

1 2012 13.188.720 656.555 511.731 21.868 161.100 3.280 697.979

2 2013 12.532.165 683.100 485.186 22.181 165.128 3.327 675.822

3 2014 11.849.064 710.718 457.568 22.442 169.256 3.366 652.632

4 2015 11.138.346 739.453 428.834 22.705 173.487 3.406 628.431

5 2016 10.398.893 769.349 398.937 22.969 177.824 3.445 603.176

6 2017 9.629.544 800.454 367.832 23.235 182.270 3.485 576.822

7 2018 8.829.090 832.817 335.470 23.502 186.827 3.525 549.324

8 2019 7.996.273 866.488 301.798 23.771 191.497 3.566 520.632

9 2020 7.129.785 901.521 266.766 24.041 196.285 3.606 490.697

10 2021 6.228.264 937.969 230.317 24.312 201.192 3.647 459.468

11 2022 5.290.295 975.892 192.395 24.584 206.222 3.688 426.888

12 2023 4.314.403 1.015.348 152.939 24.858 211.377 3.729 392.903

13 2024 3.299.055 1.056.399 111.888 25.133 216.662 3.770 357.452

14 2025 2.242.656 1.099.109 69.177 25.409 222.078 3.811 320.475

15 2026 1.143.547 1.143.547 24.740 25.685 227.630 3.853 281.908

16 2027 0 0 0 25.963 233.321 3.894 263.178

17 2028 0 0 0 26.241 239.154 3.936 269.332

18 2029 0 0 0 26.521 245.133 3.978 275.632

19 2030 0 0 0 26.801 251.261 4.020 282.082

20 2031 0 0 0 27.081 257.543 4.062 288.686

21 2032 0 0 0 27.362 263.981 4.104 295.448

22 2033 0 0 0 27.644 270.581 4.147 302.371

23 2034 0 0 0 27.925 277.345 4.189 309.459

24 2035 0 0 0 28.207 284.279 4.231 316.717

25 2036 0 0 0 28.489 291.386 4.273 324.149

TOTALES 13.188.720 4.335.578 628.930 5.502.816 94.339 10.561.663

Tabla 13. Datos de gastos previstos

Finalmente, se representa la tesorería final introduciendo todas las entradas y salidas de

capital:


99

TESORERÍA

MOMENTO AÑO PRINCIPAL PRESTAMO

INTERESES GASTOS

EXPLOTACION IMPUESTOS

TOTAL SALIDAS

TOTAL ENTRADAS

CASH FLOW

TESORERIA

CASH FLOW ACTUALIZADO

PAYBACK RETORNO INVERSION

Unidad € € € € € € € € €

0 2011 - - - - - - -

3.297.180 -

3.297.180 -

3.297.180

1 2012 656.555 511.731 186.248 288.377 1.642.912 2.186.785 543.873 518.468 -

2.778.712

2 2013 683.100 485.186 190.636 304.419 1.663.341 2.218.099 554.759 504.142 -

2.274.570

3 2014 710.718 457.568 195.064 319.210 1.682.561 2.244.216 561.655 486.567 -

1.788.002

4 2015 739.453 428.834 199.598 334.353 1.702.237 2.270.489 568.252 469.288 -

1.318.715

5 2016 769.349 398.937 204.239 349.857 1.722.383 2.296.916 574.534 452.312 -

866.403

6 2017 800.454 367.832 208.990 365.736 1.743.013 2.323.492 580.479 435.646 -

430.756

7 2018 832.817 335.470 213.854 382.002 1.764.143 2.350.212 586.070 419.296 -

11.460

8 2019 866.488 301.798 218.834 398.667 1.785.788 2.377.072 591.285 403.267 391.807

9 2020 901.521 266.766 223.931 415.746 1.807.964 2.404.066 596.102 387.562 779.369

10 2021 937.969 230.317 229.150 433.252 1.830.689 2.431.189 600.500 372.184 1.151.553

11 2022 975.892 192.395 234.494 451.199 1.853.979 2.458.435 604.455 357.136 1.508.689

12 2023 1.015.348 152.939 239.964 469.604 1.877.854 2.485.798 607.944 342.419 1.851.108

13 2024 1.056.399 111.888 245.564 488.482 1.902.332 2.513.273 610.941 328.033 2.179.141

14 2025 1.099.109 69.177 251.298 507.848 1.927.433 2.540.852 613.419 313.979 2.493.120

15 2026 1.143.547 24.740 257.168 527.722 1.953.177 2.568.529 615.352 300.256 2.793.376

16 2027 - - 263.178 541.671 804.849 2.596.297 1.791.448 833.290 3.626.666

17 2028 - - 269.332 548.180 817.512 2.624.148 1.806.636 801.101 4.427.768

18 2029 - - 275.632 554.668 830.300 2.652.075 1.821.775 770.080 5.197.848

19 2030 - - 282.082 561.132 843.213 2.680.069 1.836.856 740.186 5.938.034

20 2031 - - 288.686 567.566 856.252 2.708.122 1.851.870 711.379 6.649.412

21 2032 - - 295.448 573.969 869.416 2.736.225 1.866.809 683.620 7.333.032

22 2033 - - 302.371 580.335 882.706 2.764.369 1.881.664 656.873 7.989.905

23 2034 - - 309.459 586.661 896.120 2.792.545 1.896.424 631.102 8.621.006

24 2035 - - 316.717 592.943 909.660 2.820.741 1.911.081 606.272 9.227.278

25 2036 - - 324.149 599.175 923.324 2.848.949 1.925.625 582.350 9.809.629

TOTALES 13.188.720 4.335.578 6.226.085 11.742.775 35.493.158 62.892.966 24.102.628 9.809.629

V.A.N. 9.809.629 €

T.I.R. (a 25 años) 19,37%

RETORNO (En años) 7,03

Tabla 14. Datos de tesorería previstos

Este mismo estudio ha sido realizado para el caso de tecnología de paneles policristalinos y

para tecnología de Thin Film con seguidor, obteniéndose los datos expuestos en las Tablas 6 y

7.


100

2.2 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS PLANTA FOTOVOLTAICA

2.2.1 Cálculo de la configuración del campo fotovoltaico

El número de paneles que se pueden conectar en serie vendrá determinado por las tensiones

máximas y mínimas en las que puede operar el panel fotovoltaico. Estas tensiones se producen

para distintas situaciones de temperatura e irradiancia.

Con los datos de tensiones máximas y mínimas de los módulos se calcula el número de

módulos que se pueden agrupar en serie dependiendo de las características de cada inversor.

donde:

Número máximo de paneles en serie.

Número mínimo de paneles en serie.

Tensión máxima soportada por el inversor (V).

Tensión de vacío máxima (V).

Tensión mínima de máxima potencia del inversor (V).

Tensión mínima de máxima potencia del panel (V).

Para el inversor seleccionado y cuyas características se muestran en el apartado 1.5.2 los datos

de operación son los siguientes:

= 1000 V

= 450 V

Es necesario por tanto calcular las Tensiones máxima y mínima de operación del módulo

fotovoltaico.

Tensión máxima

Esta tensión se producirá a circuito abierto en unas condiciones de temperatura ambiente de

-10:C a una irradiancia mínima de 100 W/m2, es decir, las condiciones más extremas en

cuanto a temperatura que se ha registrado históricamente y con radiación casi nula en

condiciones de tensión a circuito abierto.

Para el cálculo de la tensión máxima se utiliza según la UNE EN 61215 la siguiente expresión:

con:

Tensión de vacío máxima (V).


101

Tensión de vacío en condiciones estándar (V).

Coeficiente de incremento de tensión con la temperatura (V/:C).

Temperatura estándar de funcionamiento (:C).

Temperatura de funcionamiento (:C).

La única variable por calcular es la Temperatura de funcionamiento ( ), puesto que se toma

como Temperatura estándar de funcionamiento = 25:C, y como Tensión de vacío en

condiciones estándar ( ) y como Coeficiente de incremento de tensión con la temperatura

( ) según los datos del panel fotovoltaico expuestos en el apartado 1.5.1 los siguientes:

= 62,8 V

ΔV = −0,27 V/:C

La Temperatura de funcionamiento ( ) del módulo se calcula en estas condiciones según la

UNE EN 61215 mediante la expresión:

con:

Temperatura de Operación Nominal de la Célula de 44:C (según datos del

fabricante en apartado 1.5.1).

Temperatura ambiente de -10:C.

Irradiancia de 100 W/m2.

Sustituyendo:

= -7 :C

Con lo cual, la tensión máxima soportada por el módulo será:

= 71,4 V

Tensión mínima

La tensión de entrada al inversor deberá de ser mayor a la mínima tensión a máxima potencia

del inversor, que ocurrirá para una temperatura máxima de los módulos y con unos datos de

radiación elevados.

Se toma como máxima temperatura de los módulos aquella que ocurre a una irradiancia de

1000 W/m2 y a una temperatura ambiente de 40 :C.


102

Para el cálculo de la mínima tensión a máxima potencia del inversor se aplica la siguiente

fórmula según la UNE EN 61215:

con:

Mínima tensión a máxima potencia (V).

Tensión de máxima potencia en condiciones estándar (V).

Coeficiente de incremento de tensión con la temperatura (V/:C).

Temperatura estándar de funcionamiento (:C).

Temperatura de funcionamiento (:C).

La única variable por calcular es la Temperatura de funcionamiento ( ), puesto que se toma

como Temperatura estándar de funcionamiento = 25:C, como Tensión la de máxima

potencia en condiciones estándar ( ) y como Coeficiente de incremento de tensión con la

temperatura ( ) según los datos del panel fotovoltaico expuestos en el apartado 1.5.1 los

siguientes:

= 47,7 V

ΔV = −0,27 V/:C

La temperatura de funcionamiento del módulo se calcula en estas condiciones según la UNE

EN 61215 mediante la expresión:

con:

Temperatura de Operación Nominal de la Célula de 44:C (según datos

del fabricante en apartado 1.5.1).

Temperatura ambiente de 40:C.

Irradiancia de 1000 W/m2.

Sustituyendo:

= 70 :C

Con lo cual, la tensión mínima a máxima potencia del inversor soportada por el módulo será:

= 35,6 V

Tras haber calculado tensiones máximas y mínimas de los módulos se calcula el número de

módulos que se pueden agrupar en serie.


103

Sustituyendo los datos obtenidos junto con los dados por el fabricante del inversor y que se

reflejan en el apartado 1.5.2 ( =1000V y =450 V) y los de Tensión

Máxima y Mínima que han sido calculados ( ) se

obtiene:

= 12,64

Tras hacer estos cálculos se comprueba que la configuración óptima es de 13 paneles en serie.

Por tanto, atendiendo a las restricciones dadas por los inversores, así como por facilidades de

instalación y montaje de los módulos SHARP NA-F090 (B5), se toman agrupaciones en serie de

13 módulos.

La potencia instalada en paneles viene fijada por el espacio útil aprovechable. Para

agrupaciones en ramales de 13 se ha calculado la posibilidad de instalación de 1024 ramales,

haciendo un total de 13312 paneles con una potencia pico de 1198,08 kWp.

Estos cálculos son para cada instalación de 1000 KW, de las cuales hay cuatro.

Haciendo los mismos cálculos para la instalación de 500 KW obtenemos 512 ramales de 13

módulos en serie para un total de 6656 paneles con una potencia pico de 599,08 kWp.

La potencia pico total es por tanto 5,391 MWp.

donde:

Porcentaje de potencia pico instalada respecto potencia

nominal de inversores.

Potencia pico total instalada.

Potencia nominal del conjunto de inversores.

Se tiene por tanto un 19,81 % de potencia pico instalado superior a la potencia nominal del

conjunto de inversores. Este incremento de potencia se justifica por la probabilidad escasa de

funcionamiento del campo fotovoltaico en condiciones estándar, dado que la irradiancia que

normalmente incide es menor a la considerada como irradiancia estándar, al igual que por el

entorno climático, las temperaturas que alcanza el módulo fotovoltaico suelen ser con

bastante probabilidad superiores a la estándar.


104

Por otro lado este incremento de potencia viene también a paliar las pérdidas que se producen

a lo largo de la instalación (cableado, equipos, etc.).

2.2.2 Cálculo de cableado

En este apartado se calcularán las secciones óptimas de los conductores que evacuarán la

energía. Para ello se sigue la ITC-BT-07 del REBT así como la Norma UNE 20.460-5-523 sobre

corrientes admisibles en canalizaciones de instalaciones eléctricas de edificios.

La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección

mínima normalizada que satisface simultáneamente las tres condiciones siguientes:

•Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento.

•Criterio de la caída de tensión.

•Criterio de la intensidad de cortocircuito.

Todo el cableado, tanto el de corriente alterna como el de continua, es decir, desde los

paneles fotovoltaicos hasta los centros de transformación, serán considerados como redes

subterráneas para distribución en Baja Tensión.

Los cables serán de Cobre y estarán aislados con mezclas apropiadas de compuestos

poliméricos.

2.2.2.1 Cableado de corriente continua

En este caso, el cableado será de cobre y con aislamiento de PVC. La elección del Cobre frente

al Aluminio es debido a sus propiedades, ya que la mejor conductividad del Cobre hace que

necesite menos sección de cable, y por tanto menor sección de material de aislamiento.

Además, tiene una alta resistencia a la corrosión adecuada para cables subterráneos. Por otra

parte, la temperatura del conductor del cable, trabajando a plena carga y en régimen

permanente, no debe superar en ningún momento la temperatura máxima admisible asignada

de los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable y que es de 70 :C para cables con

aislamiento termoplásticos y de 90:C para cables con aislamientos termoestables. En Baja

Tensión no se superan los 70:C por lo que el aislamiento será de PVC, un material

termoplástico.

Criterio de la intensidad máxima admisible o de calentamiento.

El criterio térmico limita la intensidad máxima admisible por el cable. La intensidad máxima

transportada en cada serie corresponde a la de máxima potencia del módulo escogido siendo

de 1,89 A, dato que se puede obtener de la documentación técnica del panel, en el apartado

1.5.1.

Cada serie constará de 13 módulos, número obtenido del apartado 2.2.1.


105

Por el cableado desde la agrupación de las Cuadros de Nivel 1 hasta las Cuadros de Nivel 2

circula una intensidad máxima asociada a este tramo de línea de 15,12 A, valor que

corresponderá a la suma de ocho series en paralelo agrupadas en los Cuadros de Nivel 2.

Desde los Cuadros de Nivel 2 hasta el Cuadro de Nivel 3 correspondiente circula una intensidad

máxima asociada a este tramo de línea de 120,96 A, valor que corresponderá a la agrupación

en paralelo de ocho Cuadros de Nivel 2.

Por el cableado desde la agrupación de las Cuadros de Nivel 3 hasta el Inversor

correspondiente circula una intensidad máxima asociada a este tramo de línea de 967,68 A

(mismo cálculo que el realizado para el resto de agrupaciones).

Estas agrupaciones se pueden ver en el plano 14 “Unifilar Campo Fotovoltaico”.

Por seguridad, se tomará un valor para los cálculos un 125 % de esta corriente, cumpliendo

con lo indicado en la ITC-BT 40 para instalaciones generadoras. Esta corriente debe ser inferior

a la máxima admisible por el cable en todo el trazado por lo que la corriente queda de acuerdo

a la siguiente expresión:

siendo:

Intensidad máxima que va a circular por la línea maximizada un 25%.

Intensidad en el punto de máxima potencia de las series.

Intensidad en el punto de máxima potencia que circula entre los CN1 y CN2.

Intensidad en el punto de máxima potencia que circula entre los CN2 y CN3.

Intensidad en el punto de máxima potencia que circula entre los CN3 y el Inversor.

Para conocer las intensidades máximas admisibles y los factores de reducción habrá que acudir

a la norma UNE 20460-5-523.

Habrá que diferenciar por tanto entre instalación al aire, y que constará del cableado de las

series fotovoltaicas que se realizará con cables unipolares de 6 mm2 y de las series a los

Cuadros de Nivel 1 (CN1) cuyas secciones serán de 10 ó 16 mm2, y de instalación enterrada,

que comprenderá de los Cuadros de Nivel 1 (CN1) a los Cuadros de Nivel 2 (CN2) con cableados

que serán de 10 ó 16 mm2, de los Cuadros de Nivel 2 (CN2) a Cuadros de Nivel 3 (CN3) con

secciones comprendidas entre 50 y 150 mm2 y de éstas últimos al inversor con cables de

240mm2.


106

Los cables de instalación al aire tendrán como método de instalación el de bandejas

perforadas verticales estando los cables en contacto en una única bandeja y con hasta 9

cables. El coeficiente que se aplicará por agrupamiento es 0,72 según la tabla 52-E4 de la

norma UNE 20460-5-523.

Los cables de instalación enterrada tendrán como método de instalación el de bandejas

escalera soporte estando los cables en contacto en una única bandeja y con hasta 9 cables. El

coeficiente que se aplicará por agrupamiento es 0,95 según la tabla 52-E4 de la norma UNE

20460-5-523.

Se aplicará un factor de corrección común a toda la instalación por temperatura ambiente en

instalación al aire de 40:C que es de 1, y de temperatura del terreno de 25:C que también es

de 1.

Las intensidades máximas corregidas que se obtienen se muestran en la siguiente tabla:

SECCIÓN Intensidad

máxima

COEFICIENTES DE

INSTALACIÓN

Intensidad

máxima

corregida

(mm²) (Amperios) Agrupamiento Temperatura (Amperios)

6 38 0,72 1 27,36

10 53 0,72 1 38,16

16 71 0,72 1 51,12

50 145 0,95 1 137,75

70 185 0,95 1 175,75

95 235 0,95 1 223,25

120 275 0,95 1 261,25

150 315 0,95 1 299,25

4x240 1740 0,95 1 1653

Tabla 15. Datos Intensidades máximas y máximas corregidas por coeficientes de

instalación

Teniendo en cuenta los datos de diseño expuestos en la página 105 del presente documento

se comprueba que cumple en todo momento el criterio de intensidad máxima admisible.

Criterio de la caída de tensión.


107

La circulación de corriente a través de los conductores, ocasiona una pérdida de potencia

transportada por el cable, y una caída de tensión o diferencia entre las tensiones en el origen y

extremo de la canalización. Esta caída de tensión debe ser inferior a los límites marcados por el

R.E.B.T. en cada parte de la instalación. Este criterio suele ser el determinante cuando las

líneas son de larga longitud.

De acuerdo al artículo 5 de la ITC-BT-40 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión la caída

de tensión tanto en la parte de corriente continua como para la de corriente alterna debe ser

inferior al 1,5% en total.

La expresión utilizada para el cálculo de la caída de tensión en líneas de corriente continua es

la siguiente:

siendo:

Resistividad del cobre a 70 .

Longitud del cable en metros.

Sección del cable en mm2.

Intensidad de la línea en Amperios.

El cálculo de la resistividad del cobre a 70 se ha hecho de la siguiente manera:

siendo la resistividad del cobre a 20 igual a 0,018 y el coeficiente de valor 0,0039.

A continuación se detallan los cálculos de caída de tensión de los distintos sistemas.

CAÍDAS DE TENSIÓN EN MESAS TIPO

Las caídas de tensión en las mesas serán siempre se dos tipos, como se indica en la figura 25,

variando tan sólo entre ellas la longitud al CN1.

MESAS TIPO 1 MESAS TIPO 2

Figura 25. Distribución paneles en mesas tipo

La caída de tensión se calcula como:


108

siendo:

Resistividad del cobre a 70 .

Longitud del cable en metros.

Sección del cable en mm2.

Intensidad de la línea en Amperios.

Y el tanto por ciento como:

siendo:

V Tensión en corriente continua.

Caída de tensión en la mesa.

La tensión en corriente continua V que se muestra en la tabla 16 corresponde a sumar los

voltajes máximos de alimentación de la serie de 13 módulos fotovoltaicos:

La corresponde a la intensidad máxima de diseño que puede circular por el conductor y

que ha sido calculada en la página 105 del documento.

Por otra parte, el factor de potencia ( ) será igual a 1 debido a que el fabricante considera

como válido este valor en el caso de ser corriente continua.

Tabla 16. Cálculo caída de tensión en las series

Hay que recordar que el tanto por ciento de caída de tensión por la línea global deberá ser

menor del 1´5%, por lo que la manera de optimizar esa caída de tensión es variando la sección

del cableado. La forma que se ha escogido es la de minimizar la sección lo máximo posible por

temas económicos siempre que la caída de tensión global desde las mesas hasta los centros de

transformación sea menor del 1´5%.


109

Como es necesario estudiar la caída de tensión global, se escoge la máxima caída de tensión

acumulada en las series (hasta los Cuadros de Nivel 1 (CN1) ) y se sumará a la que resulta por

el cableado hasta los Cuadros de Nivel 2 (CN2) primero y Cuadros de Nivel 3 (CN3) después

siempre teniendo en cuenta los distintos valores de intensidad, sección y longitud. Finalmente,

se hará lo mismo hasta el inversor.

CAÍDAS DE TENSIÓN EN SISTEMA 1.1

El sistema 1.1 se puede visualizar en el en el plano 2 “Detalle Sistema 1”.


110


111


112

Tabla 17. Cálculo caída de tensión en sistema 1.1


El sistema 1.2 se puede visualizar en el plano 2 “Detalle Sistema 1”.


113


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Tabla 19 Cálculo caída de tensión en sistema 2.1




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136


2.2.2.2 Cableado de corriente alterna

Una vez que los inversores convierten la corriente continua en alterna, esta es evacuada hacia

un cuadro de Baja Tensión situado en el centro de transformación, desde el cual se evacuará la

energía.

Se considera una red de Baja Tensión de 230/400 V. El nivel de aislamiento quedará entonces

definido de la siguiente manera:

● Tensión más elevada para el material: 1000 V

● Tensión soportada nominal a la frecuencia industrial: 2000 V

Se instalarán cables de cobre con aislamiento realizado mediante polietileno reticulado (XLPE)

y nivel de tensión 0,6/1 KV .

Para comprobar la sección adecuada de los conductores se tendrán en cuenta los siguientes

criterios:

- Esfuerzos térmicos y de trabajo.

- Esfuerzos térmicos y en cortocircuito.

- Máxima caída de tensión.


137

Para el cálculo de los esfuerzos térmicos y de trabajo se aplica el criterio térmico en régimen

permanente, que consiste en comprobar que la intensidad de trabajo máxima que pasa por el

conductor es menor ó igual que la intensidad máxima admisible por el cable.

Intensidad máxima

El cableado de los inversores al centro de transformación se realizará se realizará enterrado

bajo tubo por lo que habría que aplicar un coeficiente de 0,8 a las intensidades máximas

admisibles para cada sección de conductor, pero según el ITC-BT-07, no será necesario en

canalizaciones bajo tubo que no superan los 15 metros, como es el caso, si el tubo se rellena

con aglomerados especiales.

Se aplicará un coeficiente de reducción por agrupación de cables a una distancia de 0,25

metros entre cada uno de 0,89 según la norma UNE 20460-5-523 por ser necesarios 4 y 6

cables unipolares para conducir la intensidad máxima necesaria, como se comprobará a

continuación.

Por otra parte, se aplicará un coeficiente de 1 respecto de la temperatura al considerarse el

terrero a 25:C, y con una resistividad térmica del mismo de 1,5 a una profundidad

de 0,7 metros.

La intensidad máxima de la línea que une el cuadro de mando y protección de cada planta con

el cuadro de Baja Tensión del centro de transformación asociado es:

donde:

P Potencia inversor.

Tensión nominal de la red trifásica.

Factor de potencia mínimo que puede dar el inversor.

Se tiene una potencia de 500/1000 kW (para las plantas fotovoltaicas) y una tensión de 400 V,

con un factor de potencia de 0,9, por lo que la intensidad que circula en este tramo será:

Por seguridad, se tomará un valor para los cálculos un 125 % de esta corriente, cumpliendo

con lo indicado en la ITC-BT 40 para instalaciones generadoras. Esta corriente debe ser inferior

a la máxima admisible por el cable en todo el trazado por lo que la intensidad de cálculo para

estas líneas es:


138

Por tanto, se usarán 4 y 6 cables unipolares de 240 mm2 y novel de tensión 0,6/1KV con

aislamiento XLPE respectivamente para cada unos de los dos tipos de inversores,

cumpliéndose así con el criterio de intensidad máxima admisible.

SECCIÓN Intensidad

máxima

COEFICIENTES DE

INSTALACIÓN

Intensidad

máxima

corregida

(mm²) (Amperios) Agrupación Temperatura (Amperios)

4x1x240 1680 0,89 1 1495,2

6x1x240 2520 0,89 1 2242,8

Tabla 26. Datos Intensidades máximas y máximas corregidas por coeficientes de

instalación

Se debe cumplir entonces:

siendo:

K Factor de corrección.

Intensidad de diseño de la línea.

Intensidad máxima del cable.

Sustituyendo:

Intensidad de cortocircuito

A continuación se comprueba el criterio de intensidades máximas de cortocircuito.

Además del cálculo en régimen permanente, los conductores tienen que soportar intensidades

de cortocircuito de duraciones muy breves, que es necesario tener en cuenta al dimensionar la

sección.


139

La intensidad máxima que puede circular por los conductores se obtiene de la siguiente

expresión:

siendo:

Coeficiente dependiente del tipo de conductor, 142 para Cobre, 93 para Aluminio.

Sección del conductor en mm2.

t Duración del cortocircuito en segundos.

Teniendo en cuenta que la duración máxima de la falta es de 0,7 segundos según la compañía

distribuidora la intensidad máxima que circula por los conductores es de:

Es necesario calcular por tanto la intensidad máxima para un cortocircuito que se produzca en

la red de baja tensión.

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en el secundario del transformador se hace uso

de la norma UNE-EN 60909-0, que especifica que la expresión para el cálculo de esta corriente

es:

donde:

Factor de tensión de valor 1,05.

Impedancia equivalente del circuito [Ω].

Tensión nominal en el secundario [V].

Corriente de cortocircuito en el secundario del trafo [kA].

Para el cálculo de la impedancia equivalente del circuito se muestra el esquema en la Figura

26.


140

Figura 26. Esquema cálculo corriente cortocircuito

La impedancia equivalente del circuito consta de la impedancia de la red vista desde el

secundario, la impedancia del transformador y la impedancia del conductor de Baja Tensión.

donde:

Impedancia equivalente del circuito[Ω].

Impedancia de la red vista desde el secundario[Ω].

Impedancia del transformador[Ω].

Impedancia de la red de distribución de Baja Tensión[Ω].

Impedancia equivalente de la red

donde:

Factor de tensión de valor 1,05 según la norma CEI 60038.

Potencia de cortocircuito de la red de 500 MVA según compañía eléctrica.

Tensión nominal de la red de 20 KV.

Relación de transformación del centro de transformación.

Impedancia de la red vista desde el secundario *Ω].


141

Además:

Sustituyendo, se obtiene el valor de la resistencia ( y reactancia equivalente de la red

( .

=

=

Con lo cual, pasando a polares, se obtiene que = : Ω

Impedancia equivalente del transformador

donde:

Tensión de cortocircuito del transformador [%].

Potencia nominal del transformador [VA].

Tensión nominal en el secundario del transformador [V].

Impedancia equivalente del transformador [Ω].

Teniendo en cuenta que la potencia del transformador es de 1000 KVA, la tensión porcentual

de cortocircuito del 4% y la tensión secundaria es 400 V, se obtiene:

=

Además:

Sustituyendo, se obtiene el valor de la resistencia ( y reactancia equivalente del trafo

( .

=

=


142


Impedancia equivalente de la red de distribución de baja tensión

Para calcular la impedancia de la línea se consideran las siguientes ecuaciones:

donde:

Resistencia de la línea de baja tensión [Ω].

Reactancia de la línea de baja tensión [Ω].

Resistividad del cobre a 20:C igual a 0,018

Longitud del conductor [m].

Sección del conductor [ ].

Sustituyendo:

Con lo cual,

Entonces, sustituyendo, la impedancia equivalente del circuito es:

=

Y por tanto, la corriente de cortocircuito en el secundario:

Se comprueba por tanto que .


143

Este cálculo se ha hecho para el transformador de 1000 KVA. Llevando a cabo los mismos

cálculos para el de 500 KVA se obtiene:

Criterio de la caída de tensión.

La caída de tensión en una línea, para una generación trifásica se calcula con la expresión:

siendo:

Longitud del conductor [m]

Resistencia cable 240 mm2 Cu (a 90 :C) =0,08 Ω/km.

Reactancia cable 240 mm2 Cu (a 50 Hz) = 0,053 Ω/km.

Factor de potencia

La tensión V que se muestra en la tabla 27 es la de Baja Tensión y de valor 400 V.

La corresponde a la intensidad máxima de diseño que puede circular por el conductor y

que ha sido calculada en la página 140 del documento.

Por otra parte, el factor de potencia ( ) será igual a 0,9.

Tabla 27. Cálculo caída de tensión en alterna

Como se ha comentado anteriormente, la caída de tensión estará limitada a un 1,5% teniendo

en cuenta la caída de tensión ya calculada en el cableado de corriente continua.


144

La suma de la caída de tensión del lado de continua y de alterna, en su caso más desfavorable

es del 1,42%, y que corresponde a la suma de los datos obtenidos en las tablas 25 y 27, dato

que será menor del 1,5 %, por lo que también cumple este criterio.

2.2.3 Dimensionado de elementos de protección

A la hora de diseñar correctamente una instalación fotovoltaica conectada a la red ha de

garantizarse, por un lado, la seguridad de las personas, y por otro, que el normal

funcionamiento del sistema fotovoltaico no afecte a la operación ni a la integridad de otros

equipos y sistemas conectados a dicha red.

Se dotará a la instalación de todo un sistema de protección frente a sobreintensidades y

sobretensiones y de protección frente a contactos directos e indirectos.

PROTECCIÓN FRENTE A SOBREINTENSIDADES Y SOBRETENSIONES

CUADRO NIVEL 1. Armario Corriente Continua de protección paralelos.

Este armario se encuentra situado tras la estructura y agrupará los trece módulos de cada uno

de los ramales. Será necesario instalar 2 fusibles por cada agrupación en serie (positivo y

negativo) que hagan las veces de seccionador en todas las labores de mantenimiento

necesarias y eviten corrientes inversas excesivas desde otras ramas en casos de sombreados.

A continuación se va a llevar a cabo el dimensionamiento de los distintos equipos de

protección. Para ello, habrá que realizar el cálculo de las protecciones contra

sobreintensidades (sobrecarga y cortocircuito).

● Criterio Protección contra sobrecarga

Para la protección frente a sobrecargas, según la Norma UNE 20460 y EN 60898, los fusibles

tienen que cumplir las siguientes expresiones:

= 2,1

donde:

Corriente diseño de la instalación.

Corriente nominal del dispositivo de protección.

Corriente máxima admisible por el conductor.


145

Corriente que asegura el funcionamiento del dispositivo de protección.

La corriente de diseño y la máxima admisible por el conductor han sido obtenidas en el

apartado 2.2.2.1 y son respectivamente:

= 27,36 A

En el caso de fusibles con 4 A se tiene que = 2,1 .

El fusible de corriente nominal más pequeño que cumple es el de = 3 A

● Criterio Protección contra cortocircuito


expresión:

siendo:




Teniendo en cuenta que la duración máxima de la falta es de 0,7 segundos, que el conductor

es de cobre y que la sección es de 6 mm2, la intensidad máxima que circula por los conductores

es de:

La curva de disparo de un fusible con = 3 A garantiza una intensidad máxima de

cortocircuito durante 0,7 segundos de 10 A, por lo que queda asegurado el funcionamiento del

fusible como elemento de protección ante cortocircuitos, es decir:

Por otra parte, la intensidad máxima que podrá circular por el conductor será menor que su

poder de corte (10 KA).

Por tanto, se instalarán 2 fusibles por serie (positivo y negativo) de 3 A, que se puede ver en el

en el plano 14 “Unifilar Campo Fotovoltaico”.


146


Estará formado por un armario con las guías necesarias para colocar los fusibles de cada una

de las series (dos por cada serie, positivo y negativo).

Las series se irán agrupando uniéndose a un embarrado común del que partirá un cable de

sección suficiente hasta el cuadro 2.

A continuación se va a llevar a cabo el dimensionamiento de los distintos equipos de

protección. Para ello, habrá que realizar el cálculo de las protecciones contra

sobreintensidades (sobrecarga y cortocircuito).

● Criterio Protección contra sobrecarga

Para la protección frente a sobrecargas, según la Norma UNE 20460 y EN 60898, los fusibles

tienen que cumplir las siguientes expresiones:

= 1,6

donde:

Corriente diseño de la instalación.

Corriente nominal del dispositivo de protección.

Corriente máxima admisible por el conductor.

Corriente que asegura el funcionamiento del dispositivo de protección.

En el caso de fusibles con 16 A se tiene que = 1,6 .

La corriente de diseño y la máxima admisible del conductor son, según el apartado 2.2.2.1:

= 38,16 A para = 10 mm²

= 51,12 A para = 16 mm²

El fusible que cumple para ambas secciones es de = 20 A.

● Criterio Protección contra cortocircuito


expresión:


147

siendo:




Teniendo en cuenta que la duración máxima de la falta es de 0,7 segundos, que el conductor

es de cobre y que la sección es de 10/16 mm2, la intensidad máxima que circula por los

conductores es de:

La curva de disparo de un fusible con = 20 A garantiza una intensidad máxima de

cortocircuito durante 0,7 segundos de 100 A, por lo que queda asegurado el funcionamiento

del fusible como elemento de protección ante cortocircuitos, es decir:

Por otra parte, la intensidad máxima que podrá circular por el conductor será menor que su

poder de corte (120 KA).

Por tanto, la entrada estará protegida por fusibles de 20 A.

Respecto de la salida del cuadro, se instalará un descargador de sobretensiones de clase II con

el fin de asegurar la continuidad de servicio y obtener un ahorro considerable en los costes de

reposición y reparación de equipos, y un seccionador de corte en carga para dejar sin

intensidad al circuito en el caso de que fuera necesario sin necesidad de dejar sin tensión ese

tramo. Para dimensionarlo, habrá que tener en cuenta la intensidad de diseño a la salida del

cuadro, y cuyo valor ha sido calculado en el apartado 2.2.2.1:

Con lo cual, el seccionador de corte en carga a instalar será de 160 A.

Todos estos elementos de protección se pueden ver en el plano 14 “Unifilar Campo

Fotovoltaico”.


Este cuadro está situado frente a la caseta de los inversores y centro de transformación.

Siguiendo los mismos criterios y fórmulas que para las protecciones de los anteriores cuadros,

se instalará a la entrada un fusible, que en este caso tendrá que ser de alto poder de ruptura,

de 1250 A.

Respecto de la salida del cuadro, se instalará un descargador de sobretensiones de clase II con

el fin de asegurar la continuidad de servicio y obtener un ahorro considerable en los costes de

reposición y reparación de equipos, y un seccionador de corte en carga bipolar 2 x 650 A para


148

dejar sin intensidad al circuito en el caso de que fuera necesario sin necesidad de dejar sin

tensión ese tramo.

Todos estos elementos de protección se pueden ver en el plano 14 “Unifilar Campo

Fotovoltaico”.

PROTECCIONES INTEGRADAS DEL INVERSOR.

El inversor lleva incorpora todas las protecciones exigidas por el RD 1663/2000 además de las

propias del equipo. Las protecciones son:

- Protección contra funcionamiento en isla.

- Contactor para conexión y desconexión de red gobernado por el inversor con rearme

automático, una vez transcurridos tres minutos tras recuperar las condiciones de la

red, y con posibilidad de ser activado manualmente.

- Protección de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de

máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um).

- Protecciones contra sobretensiones en Corriente Continua.

- Protección contra sobretensiones en Corriente Alterna.

- Protección contra sobretemperaturas.

- Parada de seguridad por fusión de fusibles.

Estas protecciones son suministradas por el fabricante de acuerdo a las especificaciones del

inversor.

CUADRO PROTECCION ALTERNA.

En este cuadro, situado a la salida de los inversores, se instalará según el R.D. 1663/2000, un

interruptor general manual, compuesto por un interruptor automático de corte omnipolar, con

intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa en el punto de conexión, y

por un interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el caso de

derivación de algún elemento de la parte de corriente continua de la instalación.

La apertura de este interruptor provocará de inmediato la parada del sistema fotovoltaico a

través del propio inversor, quedándose la instalación en stand-by a la espera de que vuelva a

conectarse.

Este interruptor estará situado en el origen del centro de transformación en un punto

accesible con objeto de poder realizar la desconexión manual.

Para el cálculo de las intensidades que origina un cortocircuito se tendrá en cuenta la potencia

de cortocircuito de la red de Media Tensión de 500 MVA para condiciones de diseño, valor

especificado por la compañía eléctrica.

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la instalación, se utiliza la expresión:


149

donde:

Potencia de cortocircuito de la red [MVA].

Tensión de servicio [KV].

Corriente de cortocircuito en el primario del trafo [KA].

Siendo la potencia de cortocircuito de 500 MVA y la tensión de servicio 20 KV, la intensidad de

cortocircuito es:

Deberá tener por tanto un poder de corte superior a , y un amperaje adecuado

y que se calcula a continuación:

Caso 1000kVA:

Caso 500kVA:

siendo:

Potencia máxima a evacuar (potencia nominal del inversor).

Tensión de la línea.

Intensidad nominal.

Por tanto, se instalará un interruptor automático magnetotérmico de intensidad nominal de

800/1600 A con poder de corte de 50 KA y un interruptor de protección diferencial de 300 mA

de sensibilidad en sus versiones comerciales de la misma intensidad nominal que su

magnetotérmico asociado.

Este cuadro ha sido descrito en la memoria descriptiva como Caja General de Protección, y se

puede ver en el plano 14 “Unifilar Campo Fotovoltaico”.

PROTECCIÓN CONTRA CONTACTOS DIRECTOS E INDIRECTOS

Para la protección de contactos directos, se utilizarán las medidas que se indican en el vigente

Reglamento de Baja Tensión, a saber:

- Aislamiento de las partes activas de la instalación.


150

- Colocación de barreras y envolventes.

- Interposición de obstáculos.

Para prevenir un hipotético caso de contacto indirecto de alguien con alguna parte de la

instalación, se ha proyectado un sistema de protección acorde con el reglamento de BaJA

Tensión.

- Los módulos fotovoltaicos están clasificados como equipos de protección clase II.

- Se han utilizado cables dotados con aislamiento y cubierta aptos pa tensiones de

hasta 1000 V, según UNE 21-213.

- Las cajas de conexión son del tipo doble aislamiento, con grados de protección como

mínimo IP-65, estando debidamente protegidas y señalizadas.

- Existirá un controlador de aislamiento integrado en el inversor, que detecte la

aparición de un primer fallo, cuando la resistencia de aislamiento sea inferior a un

valor determinado.

- Para evitar que no ocurra un primer defecto a masas o a tierra, se realizará una

adecuada puesta a tierra para que la tensión de contacto generada no supere los 24

V especificados para instalaciones intemperie según ITC-BT-18.

Cálculo de puesta a tierra

Este valor será tal que ninguna masa pueda alcanzar una tensión de contacto de un valor

superior a 24 V.

Cada circuito llevará una protección con interruptor diferencial de 300mA de sensibilidad, por

lo que la resistencia más desfavorable no podrá ser superior al valor dado por:

La red de tierras se realizará mediante 2500 metros de conductor cobre desnudo de 35mm2

de sección, uniendo todas las partes metálicas de la instalación, siguiendo el mismo recorrido

de las canalizaciones del cableado eléctrico .

Teniendo en cuenta que el suelo sobre el que se realizará la puesta a tierra de acuerdo al

apartado 9 de la ITC-BT-18 del RBT para un terreno arcilloso se tiene una resistencia, ρ= 275

Ωxm, por lo que la resistencia de puesta a tierra de la instalación será:

El valor de la resistencia de puesta a tierra se comprobará “insitu” en el momento de la

ejecución, tomando medidas correctoras en caso necesario.

El sistema de tierras de la instalación se puede ver en el plano 13 “Puesta a Tierra Mesas”.


151

2.3 CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

2.3.1 Intensidad de Media Tensión

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

donde:

Potencia del transformador [kVA].

Tensión primaria [kV].

Intensidad primaria [A].

En este caso, la tensión primaria de alimentación es de 20 Kv, y la potencia del transformador

es de 1000 kVA con lo cual, sustituyendo, se obtiene:

2.3.2 Intensidad de Baja Tensión

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

donde:

Potencia del transformador [KVA].

Tensión secundaria [KV].

Intensidad secundaria [A].

Para una tensión secundaria de 400 V se obtiene al sustituir que:

2.3.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito

Para el cálculo de las intensidades que origina un cortocircuito se tendrá en cuenta la potencia

de cortocircuito de la red de Media Tensión de 500 MVA para condiciones de diseño, valor

especificado por la compañía eléctrica.


152

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la instalación, se utiliza la expresión:

donde:

Potencia de cortocircuito de la red [MVA].


Corriente de cortocircuito en el primario del trafo [KA].

Siendo la potencia de cortocircuito de 500 MVA y la tensión de servicio 20 KV, la intensidad de

cortocircuito es:

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en el secundario del transformador se hace uso

de la norma UNE-EN 60909-0, que especifica que la expresión para el cálculo de esta corriente

es:

donde:

Factor de tensión de valor 1,05 según la norma CEI 60038

Impedancia equivalente del circuito [Ω]

Tensión nominal en el secundario [V]

Corriente de cortocircuito en el secundario del trafo [kA]

Para el cálculo de la impedancia equivalente del circuito se muestra el esquema en la Figura

27.

Figura 27. Esquema cálculo corriente cortocircuito


153

La impedancia equivalente del circuito consta de la impedancia de la red vista desde el

secundario y la impedancia del transformador.

donde:

Impedancia equivalente del circuito[Ω].

Impedancia de la red vista desde el secundario[Ω].

Impedancia del transformador[Ω].

Impedancia equivalente de la red

donde:

Factor de tensión de valor 1,05 según la norma CEI 60038

Potencia de cortocircuito de la red de 500 MVA según compañía eléctrica

Tensión nominal de la red de 20 KV

Relación de transformación

Impedancia de la red vista desde el secundario *Ω]

Además:

Sustituyendo, se obtiene el valor de la resistencia ( y reactancia equivalente de la red

( .

=

=


Impedancia equivalente del transformador


154

donde:

Tensión de cortocircuito del transformador [%]

Potencia nominal del transformador [VA]

Tensión nominal en el secundario del transformador [V]

Impedancia equivalente del transformador [Ω]

Teniendo en cuenta que la potencia del transformador es de 1000 KVA, la tensión porcentual

de cortocircuito del 4% y la tensión secundaria es 400 V, se obtiene:

=

Además:

Sustituyendo, se obtiene el valor de la resistencia ( y reactancia equivalente del trafo

( .

=

=


Entonces, sustituyendo, la impedancia equivalente del circuito es:

=

Y por tanto, la corriente de cortocircuito en el secundario:

Haciendo lo mismo para el transformador de 500 KVA se obtiene


155

2.3.4 Dimensionado del embarrado

Las celdas a instalar habrán sido sometidas a ensayos y normalización en fábrica, de forma que

se certifique los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario

realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.

Las características del embarrado seleccionado serán las siguientes:

● Intensidad asignada 400 A

● Intensidad límite térmica 20 KA

● Intensidad límite electrodinámica 50 KA

2.3.5 Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el conductor

indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin superar la densidad máxima

posible para el material conductor. Esto, además de mediante cálculos teóricos, puede

comprobarse realizando un ensayo de intensidad nominal, que con objeto de disponer de

suficiente margen de seguridad, se considerará que es la intensidad del bucle, que en este caso

es de 400 A.

2.3.6 Comprobación por solicitación electrodinámica

Para realizar la comprobación, se tiene que comprobar que la intensidad pico es inferior a la

seleccionada para el embarrado.

Para calcular la intensidad pico se hace uso de la siguiente expresión:

donde la será la intensidad de cortocircuito máxima calculada en el apartado 2.3.3 y

que tiene como valor y la se calculará de la siguiente forma:

(tomando un valor )

Con lo cual, sustituyendo, se obtiene:

Este valor será inferior al seleccionado para el embarrado por lo que queda justificada la

elección.

2.3.7 Comprobación por solicitación térmica

La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se producirá un calentamiento

excesivo de la aparamenta por defecto de un cortocircuito.


156

Debe cumplirse que:

donde:

Intensidad de cortocircuito máxima (valor calculado en el apartado 2.3.3)

Tiempo de despeje de la falta [s].

Intensidad límite térmica [KA].

Sustituyendo se obtiene:

Como la compañía distribuidora exige que el tiempo de actuación de las protecciones sea de

0,7 segundos, se comprueba que el embarrado seleccionado es adecuado.

2.3.8 Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

Los transformadores están protegidos tanto en Media Tensión como en Baja Tensión. En

Media Tensión la protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, mientras

que en Baja Tensión la protección se incorpora en los cuadros de las líneas de salida.

Respecto de las protecciones en Baja Tensión, en el cuadro de protección de alterna, situado

entre los inversores y la parte de Baja Tensión del trafo, se ha instalado, como se indica en el

apartado 2.2.3, un interruptor automático de corte omnipolar y un interruptor automático

diferencial.

La protección en Media Tensión se realiza utilizando una celda de interruptor con fusibles,

siendo éstos los que efectúan la protección ante eventuales cortocircuitos.

Estos fusibles, que son de alto poder de ruptura, realizan su función de protección de forma

ultrarrápida (de tiempos inferiores a los de los interruptores automáticos), ya que su fusión

evita incluso el paso del máximo de las corrientes de cortocircuitos por toda la instalación.

Los fusibles se seleccionan para:

- Permitir el funcionamiento continuado a la intensidad nominal, requerida para esta

aplicación.

- No producir disparos durante el arranque en vacío de los transformadores, tiempo

en el que la intensidad es muy superior a la nominal y de una duración intermedia.


157

- No producir disparos cuando se producen corrientes de entre 10 y 20 veces la

nominal, siempre que su duración sea inferior a 0,1 s, evitando así que los

fenómenos transitorios provoquen interrupciones del suministro.

Para el cálculo de la intensidad nominal necesaria de esos fusibles se aplica el criterio de

protección contra cortocircuitos y sobrecargas ya especificados en apartados anteriores.

El fusible de corriente nominal que cumple es el de intensidad nominal de 40 A. (20 A para

trafo de 500 KVA). Estos elementos de protección pueden visualizarse en el plano 15 “Unifilar

Media Tensión”.

2.3.9 Dimensionado de los puentes de Media Tensión

El puente de Media Tensión es el circuito que une las bornas del primario del transformador

con la celda de protección correspondiente.

Los cables que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria, deberán ser capaces de

soportar los parámetros de la red.

La intensidad nominal demandada por este transformador es igual a 28,86 A (calculado en el

apartado 2.3.1) que debe ser inferior al valor máximo admisible por el cable.

Este valor es de 150 A para un cable con aislamiento de polietileno reticulado de sección de 50

mm2 y nivel de tensión 18/30 KV de Aluminio.

2.3.10 Dimensionado de ventilación del centro de transformación

Para calcular la superficie de la reja de entrada de aire en el edificio se utiliza la siguiente

expresión:

donde:

Pérdidas en el cobre del transformador [kW]

Pérdidas en el hierro del transformador [kW]

Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada

[aproximadamente entre 0,35 y 0,40]

Distancia vertical entre las rejillas de entrada y salida [m]

Aumento de temperatura del aire *:C]

Superficie mínima de las rejas de entrada [m2]


158

No obstante, aunque es aplicable esta expresión a todos los Edificios Prefabricados, se

considera de mayor interés la realización de ensayos de homologación de los Centros de

Transformación hasta las potencias indicadas, dejando la expresión para valores superiores a

los homologados.

2.3.11 Dimensionado del pozo apagafuegos

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 400 l de capacidad por cada transformador

cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el

exterior y minimizar el daño en caso de fuego.

2.4 CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA

Con el fin de limitar las tensiones de defecto a tierra que puedan producirse, los centros de

transformación están provistos de una instalación de puesta a tierra. Esta instalación de puesta

a tierra unida a los dispositivos de interrupción de corriente, asegura la descarga a tierra de la

intensidad homopolar de defecto, evitando la aparición de tensiones peligrosas en el caso de

contacto con las masas que pueden ponerse en tensión.

2.4.1 Investigación de las características del suelo

El Reglamento de Alta Tensión indica que para instalaciones de tercera categoría, y de

intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no será imprescindible realizar la

citada investigación previa de la resistividad del suelo, bastando el examen visual del terreno y

pudiéndose estimar su resistividad, siendo necesario medirla para corrientes superiores.

Según la investigación previa del terreno donde se instalará este Centro de Transformación, se

determina la resistividad media en 275 Ωxm.

2.4.2 Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo

máximo correspondiente a la eliminación del defecto

En las instalaciones de Media Tensión de tercera categoría, los parámetros que determinan los

cálculos de faltas a tierra son las siguientes:

De la red:

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

• Tipo de protecciones. Cuando se produce un defecto, éste se eliminará mediante la apertura de un elemento de corte que actúa por indicación de un dispositivo relé de intensidad, que puede actuar en un tiempo fijo (tiempo fijo), o según una curva de tipo inverso (tiempo dependiente). Adicionalmente, pueden existir reenganches posteriores al primer disparo, que sólo influirán en los cálculos si se producen en un tiempo inferior a los 0,7 segundos.


159

Al unir el neutro a tierra mediante una impedancia se limita la corriente de falta a tierra. Teniendo en cuenta los datos suministrados por la compañía eléctrica podrá calcularse la intensidad máxima de defecto.

Características de la red de alimentación:

Tensión de servicio: = 20 KV

Puesta a tierra del neutro: Resistencia del neutro = 0 Ω Reactancia del neutro = 25 Ω

Intensidad máxima de defecto:

donde:


Resistencia de puesta a tierra del neutro *Ω+.

Reactancia de puesta a tierra del neutro *Ω+.

Intensidad de defecto máxima calculada [A].

Sustituyendo, se obtiene:

2.4.3 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra

Se conectan a esta tierra todas las partes metálicas de la instalación que no estén

normalmente en tensión pero que puedan llegar a estarlo. Se utilizará para el cálculo de ésta el

Método UNESA.

Nivel de aislamiento de las instalaciones de Baja Tensión:

Características del terreno:

Resistencia de tierra = 275 Ω·m Resistencia del hormigón = 3000 Ω


160

La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y la intensidad del defecto salen de:

donde:

Intensidad de falta a tierra [A].

Resistencia total de puesta a tierra *Ω+.

Tensión de aislamiento en baja tensión [V].

La intensidad del defecto se calcula de la siguiente forma:

donde:

Tensión de servicio [V].

Resistencia de puesta a tierra del neutro *Ω+.

Resistencia total de puesta a tierra [Ω].

Reactancia de puesta a tierra del neutro *Ω+.

Intensidad de falta a tierra [A].

Operando en este caso, el resultado preliminar obtenido es:

La resistencia total de puesta a tierra preliminar es y la intensidad de falta a tierra

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de aplicación en este caso

concreto, según las condiciones del sistema de tierras) que cumple el requisito de tener una

más cercana inferior o igual a la calculada para este caso y para este centro.

Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo:

donde:


161


Resistividad del terreno en *Ωxm].

Coeficiente del electrodo.

Sustituyendo, el valor obtenido es = 0,1574

- Centro de transformación.

Teniendo en cuenta la geometría del centro de transformación( 5,4x3.0 m ) la tabla más

adecuada es la que se presenta a continuación.

Tabla 28 . Tabla configuración sistemas de puesta a tierra

La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes propiedades:

• Configuración seleccionada: 70-35/5/42

• Geometría del sistema: Anillo rectangular

• Distancia de la red: 7,0 x 3,5 m

• Profundidad del electrodo horizontal: 0,5 m

• Número de picas: 4

• Longitud de las picas: 2 metros

Parámetros característicos del electrodo:

• De la resistencia = 0,078

• De la tensión de paso = 0,0171


162

• De la tensión de contacto = 0,0376

Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se adaptan las siguientes

medidas de seguridad:

- Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del Edificio/s no tendrán contacto

eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar a tensión debido a defectos

o averías.

- En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo cubierto por una

capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del mismo.

- En el caso de instalar las picas en hilera, se dispondrán alineadas con el frente del

edificio.

El valor real de la resistencia de puesta a tierra del edificio será:

donde:




Sustituyendo:

Y entonces, la intensidad de defecto real es:

= = 350,54 A

Este sistema de tierras puede verse en el plano 16 “Puesta a Tierra Centros Transformación”.

2.4.4 Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de paso y

contacto en el interior en los edificios de maniobra interior, ya que éstas son prácticamente

nulas.

La tensión de defecto vendrá dada por:

donde:


163


Intensidad de defecto [A].

Tensión de defecto [V].

Sustituyendo, se obtiene

La tensión de paso en el acceso será igual al valor de la tensión máxima de contacto siempre

que se disponga de una malla equipotencial conectada al electrodo de tierra según la fórmula:

donde:




Tensión de paso en el acceso [V].

Al sustituir, el resultado obtenido es

2.4.5 Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las tensiones de

contacto en el exterior de la instalación, ya que éstas serán prácticamente nulas.

Tensión de paso en el exterior:

donde:


Resistividad del terreno en [Ohm·m]

Intensidad de defecto [A]

Tensión de paso en el exterior [V]

por lo que, para este caso,

2.4.6 Cálculo de las tensiones aplicadas

Los valores admisibles son para una duración total de la falta igual a t = 0,7 seg, dato

suministrado por la compañía. Para ese tiempo, según la ITC MIE-RAT 13, corresponden los

siguientes valores:

- K = 72


164

- n = 1

Se calculan a continuación las diferentes tensiones de paso.

Tensión de paso en el exterior:

donde:

Coeficiente.

t Tiempo total de duración de la falta [s].

n Coeficiente.


Tensión admisible de paso en el exterior [V].


Tensión de paso de acceso al edificio:

donde:

Coeficiente.

t Tiempo total de duración de la falta [s].

n Coeficiente.


Resistividad del hormigón en *Ωxm].

Tensión admisible de paso en el acceso [V].


Se comprueba ahora que los valores calculados para el caso de este Centro de Transformación

son inferiores a los valores admisibles:

Tensión de paso en el exterior del centro:

Tensión de paso en el acceso al centro:


165

Tensión de defecto:

Intensidad de defecto:

2.4.7 Investigación de las tensiones transferibles al exterior

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones al sistema de

tierras de neutro, evitando así que afecten a los usuarios, debe establecerse una separación

entre los electrodos más próximos de ambos sistemas, siempre que la tensión de defecto

supere los 1000V.

En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de defecto superior

a los 1000 V indicados, en este caso:

La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por la expresión:

donde:



Distancia mínima de separación [m].

Al sustituir para este Centro de Transformación obtenemos

Se conectará a este sistema de tierras el neutro del transformador. Las características del

sistema de tierras de servicio son las siguientes:

- Identificación: 8/32 (según método UNESA)

- Geometría: Picas alineadas

- Número de picas: 3

- Longitud entre picas: 2 metros

- Profundidad de las picas: 0,8 m

Los parámetros según esta configuración de tierras son:

- = 0,13

- = 0,017


166

El criterio de selección de la tierra de neutro es no ocasionar en el electrodo una tensión

superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación de Baja Tensión protegida

contra contactos indirectos por un diferencial de 650 mA. Para ello la resistencia de puesta a

tierra de servicio debe ser inferior a 36,92 Ω.

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio independientes, la

puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado de 0,6/1 kV, protegido con tubo de

PVC de grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.

Este sistema de tierras puede verse en el plano 16 “Puesta a Tierra Centros Transformación”.

2.5 CÁLCULO DE LA LÍNEA SUBTERRÁNEA DE MEDIA TENSIÓN

2.5.1 Datos de cálculo

Se considera una red de Media Tensión de 20 KV, con una potencia máxima de cortocircuito de

diseño según la compañía de 500 MVA.

El nivel de aislamiento para una red de Media Tensión, con tensión nominal menor o igual que

20 KV, es la siguiente:

● Tensión más elevada para el material: 24 KV

● Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo: 125 KV

● Tensión soportada nominal a la frecuencia industrial: 50 KV eficaces

Se considera demás una instalación con cables de aislamiento seco de hasta 18/30 KV formado

por una terna de cables unipolares directamente enterrados a una profundidad de un metro a

una temperatura ambiente del terreno de 25:C y con una resistividad térmica del mismo de

1,5 .

2.5.2 Cable seleccionado

Para las condiciones indicadas en el apartado anterior se instalarán cables de aluminio

homogéneo tipo Eprotenax Compact, fabricados con aislamiento de HEPR, un material que

resiste perfectamente la acción de la humedad.

Con lo cual, el cable elegido es el siguiente:

- Tipo: HEPRZ1

- Tensión asignada: 18/30 Kv


167

- Sección Aluminio: 150 mm2

- Sección pantalla: 16 mm2

- Intensidad máxima (enterrado, 25:C) 275 A

- Intensidad cortocircuito admisible 31,9 kA

- Resistencia máxima (a 105 :C) 0,277 Ω/km

- Reactancia a 50 Hz. 0,112 Ω/km

Los datos se toman a 105 :C porque es la temperatura de servicio permanente del conductor

elegido.

Estos datos han sido extraídos de la Norma particular NI 56.43.01 Cables unipolares con

aislamiento seco de etileno propileno de alto modulo y cubierta de poliolefina (HEPRZ1) para

redes de Alta Tensión hasta 30 kV.

Para comprobar que el conductor elegido es el apropiado necesario se tendrá en cuenta los

siguientes criterios:

- Esfuerzos térmicos y de trabajo.

- Esfuerzos térmicos y en cortocircuito.

- Máxima caída de tensión.

Para el cálculo de los esfuerzos térmicos y de trabajo se aplica el criterio térmico en régimen

permanente, que consiste en comprobar que la intensidad de trabajo máxima que pasa por el

conductor es menor ó igual que la intensidad máxima admisible por el cable.

Intensidad máxima

La intensidad máxima calculada para el diseño de la línea viene dada por la expresión:

donde:

= potencia máxima a transportar en KW

= tensión en KV

= intensidad en A

= factor de potencia = 0,9

Para una potencia máxima de transporte de 4.500 KW, que consistirá en la suma de todas las

potencias de los centros, se obtiene:


168

Sección (mm²)

EPR XLPE HEPR

Cu Al Cu Al Cu Al

25 125 96 130 100 135 105

35 145 115 155 120 160 125

50 175 135 180 140 190 145

70 215 165 225 170 235 180

95 255 200 265 205 280 215

120 290 225 300 235 320 245

150 325 255 340 260 360 275

185 370 285 380 295 405 315

240 425 335 440 345 470 365

300 480 375 490 390 530 410

400 540 430 560 445 600 470

Tabla 29. Tabla selección conductor Aluminio enterrado

Al valor de una intensidad admisible del cable de 150 mm² con aislamiento de HEPR (se

visualiza en la tabla como 275 A) es necesario aplicarle un factor de corrección por

agrupamiento de 3 circuitos agrupados a una distancia de 200 mm ( como se puede ver en los

planos Detalle Canalizaciones) cada uno y cuyo valor es 0,79 según la UNE 211435.

Con lo cual:

Sustituyendo:

Intensidad de cortocircuito

A continuación se comprueba el criterio de intensidades máximas de cortocircuito.


169

Además del cálculo en régimen permanente, los conductores tienen que soportar intensidades

de cortocircuito de duraciones muy breves, que es necesario tener en cuenta al dimensionar la

sección.


expresión:

siendo:




La corriente máxima del sistema en 20 kV considerando una potencia de cortocircuito de 500

MVA fue calculada con anterioridad y era de 14,43 kA.

Teniendo en cuenta que la duración máxima de la falta es de 0,7 segundos según la compañía

distribuidora la intensidad máxima que circula por los conductores es de:

Se comprueba por tanto que .

Caída de tensión

Finalmente, se comprueba que la sección del conductor seleccionado es el adecuado mediante

el criterio de la caída de tensión.

Desde el punto de vista de caída de tensión, se establece una caída de tensión máxima de 5%

entre cualquier Centro de Transformación y el punto de entronque. Por tanto, se hará el

cálculo para la línea que transporta más potencia y mayor distancia.

La caída de tensión puede calcularse con la expresión siguiente:

siendo:

Longitud más desfavorable

Resistencia cable 150 mm2 Al (a 105 :C) = 0,277 Ω/km.

Reactancia cable 150 mm2 Al (a 50 Hz) = 0,112 Ω/km.


170

Factor de potencia

La longitud más desfavorable según planos es de 1,18 Km y el factor de potencia es de 0,9.

Teniendo en cuenta que se utiliza un cable por fase 18/30 kV de 1x150 mm2 de Aluminio para

todo el recorrido y considerando la situación más desfavorable de funcionamiento, que en este

caso es la que recorre más distancia teniendo en cuenta que la instalación tiene una

configuración en anillo como se observa en el plano 15 “Unifilar Media Tensión”,se obtiene

, que es un para una tensión de 20 kV, inferior al 5% exigible en normas.

2. memoria de cÁlculo - bibing.us.esbibing.us.es/proyectos/abreproy/5084/fichero/4.memoria... ·...

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