3. memoria de calculos -...

PROYECTO FIN DE CARRERA:

PARCELA FOTOVOLTAICA DE 1,1 MW

COECTADA A RED E OUAGHA

3. MEMORIA DE CALCULOS

Director: Manuel Casal Gómez-Caminero

Autor: asser Mrabet Zerrouk

Sevilla Junio 2011

3. Memoria de cálculos

Parcela fotovoltaica conectada a red en Ounagha : Anejo de cálculo Página1

1. Índice

1. Índice .................................................................................1

2. Formulas eléctricas ............................................................7

2.1. Nomenclatura y formulas utilizadas.............................................................. 7

2.2. Cálculo de la intensidad.............................................................................. 7

2.3. Cálculo de la caída de tensión ..................................................................... 8

3. Selección de equipos de la instalación...............................9

3.1. Optimización del módulo Fotovoltaico........................................................... 9

3.1.1. Módulos fotovoltaicos de silicio cristalino ...................................................... 9

3.1.2. Módulos fotovoltaicos de silicio amorfo ......................................................... 9

3.1.3. Estudio de rentabilidad ............................................................................. 11

3.1.4. VAN (valor actual neto): ........................................................................... 11

3.1.5. TIR (tasa interna de retorno): ................................................................... 12

3.1.6. Módulos cristalinos................................................................................... 12

3.1.7. Módulos amorfos ..................................................................................... 16

3.1.8. Conclusión .............................................................................................. 19

3.2. Estructura soporte ................................................................................... 20

3.2.1. Estructura fija ......................................................................................... 20

3.2.2. Estructura con un eje de seguimiento......................................................... 24



3.2.3. Estructura soporte con dos ejes de seguimiento: ......................................... 27

3.3. Resumen ................................................................................................ 30

4. Dimensionado del Generador Fotovoltaico ......................31

4.1. Número máximo de módulos por ramal ...................................................... 31

4.2. Número mínimo de módulos por ramal ....................................................... 33

4.3. Número máximo de conjuntos de módulos en paralelo ................................. 35

4.4. Resumen ................................................................................................ 38

5. Dimensionamiento del cableado ......................................40

5.1. Calculo de sección de cable en continua...................................................... 40

5.1.1. Interconexión de paneles:......................................................................... 47

5.1.2. Línea ramal-cuadro secundario.................................................................. 53

5.1.3. Línea caja secundaria - Caja principal CC.................................................... 59

5.1.4. Línea caja principal de CC – Inversor ......................................................... 65

5.2. Cálculo de secciones de los conductores en CA ............................................ 71

5.2.1. Línea Inversor – CGPM ............................................................................. 72

5.2.2. Línea CGPM – Centro de Transformación..................................................... 85

6. Protecciones eléctricas ....................................................95

6.1. Introducción............................................................................................ 95

6.2. Corriente continua ................................................................................... 97

6.2.1. Protecciones en la caja secundaria ............................................................. 98

6.2.2. Protecciones en la caja principal CC ......................................................... 107



6.3. Protección en corriente alterna ................................................................ 110

6.3.1. Interruptor automático ........................................................................... 110

6.3.2. Interruptor diferencial ............................................................................ 124

6.3.3. Comprobaciones del criterio de cortocircuito ............................................. 125

7. Puesta a tierra................................................................130

7.1. Puesta a tierra de protección de corriente continúa .................................... 131

7.2. Puesta a tierra de protección de corriente alterna ...................................... 135

8. Centro de transformación...............................................138

8.1. Introducción.......................................................................................... 138

8.2. Calculo de intensidades .......................................................................... 138

8.2.1. Intensidad de baja tensión...................................................................... 138

8.2.2. Intensidad de alta tensión....................................................................... 139

8.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito............................................... 140

8.3.1. Cálculo de las intensidades de cortocircuito en el lado de Baja Tensión......... 140

8.3.2. Cálculo de las intensidades de cortocircuito de alta tensión ......................... 144

8.3.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito mínimas .................................. 145

8.4. Dimensionado del embarrado de baja tensión ........................................... 151

8.4.1. Comprobación por densidad de corriente .................................................. 151

8.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica .......................................... 152

8.4.3. Comprobación por solicitación térmica...................................................... 152

8.5. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos........................................... 153



8.5.1. Protección en alta tensión ....................................................................... 153

8.5.2. Protecciones en BT................................................................................. 155

8.6. Dimensionado de los puentes de alta tensión ............................................ 157

8.6.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible)......................................... 158

8.6.2. Criterio de caída de tensión..................................................................... 159

8.6.3. Criterio térmico de cortocircuito............................................................... 161

8.7. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación. .................... 163

8.8. Dimensionado del pozo apagafuegos ........................................................ 165

8.9. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra ........................................... 166

8.9.1. Tierra de protección ............................................................................... 167

8.9.1.1. Resistencia a tierra de la puesta a tierra de las masas del Centro de

Transformación ..................................................................................... 167

8.9.1.2. Calculo de la resistencia a tierra: ............................................................. 171

8.9.1.3. Intensidad de defecto: ........................................................................... 171

8.9.1.4. Tensión de defecto: ............................................................................... 172

8.9.1.5. Cálculo de la separación entre las tierras de protección y servicio del

CT. ...................................................................................................... 172

8.9.1.6. Cálculo de las tensiones de paso exterior de paso de acceso y contacto

exterior admisibles................................................................................. 173

8.9.1.7. Comprobación de las tensiones admisibles ............................................... 173

8.9.2. Tierra de servicio ................................................................................... 177

8.9.2.1. Calculo de la resistencia a tierra .............................................................. 177



8.9.2.2. Elección de una configuración de las posibles según UNESA ........................ 178

8.9.2.3. Comprobación de la configuración elegida................................................. 178

8.9.2.4. Corrección y ajuste del diseño inicial ........................................................ 179

8.10. Red de media tensión............................................................................. 180

8.10.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible)......................................... 181

8.10.2. Criterio de caída de tensión..................................................................... 182

8.10.3. Criterio térmico de cortocircuito............................................................... 184

9. Estudio energético .........................................................187

9.1. Introducción.......................................................................................... 187

9.2. Radiación sobre el plano del generador Ga(βopt) ....................................... 187

9.3. Pérdidas del sistema .............................................................................. 189

9.3.1. Pérdidas por posición ............................................................................. 190

9.3.2. Pérdidas por sombras............................................................................. 191

9.4. Separación entre filas............................................................................. 192

9.5. Resumen perdidas ................................................................................. 195

9.5.1. Perdidas del sistema: ............................................................................. 195

9.5.2. Pérdidas en el inversor ........................................................................... 196

9.5.3. Diagrama de Pérdidas del sistema ........................................................... 197

9.6. Balance energético................................................................................. 198

9.6.1. Producción de energía ............................................................................ 199

9.6.2. Factor de rendimiento ............................................................................ 200



9.6.3. Producción por kWp instalado.................................................................. 200

9.6.4. Diagrama de producción durante todo el año ............................................ 201



2. Formulas eléctricas

Para el diseño de éste tipo de instalaciones, hay que tener en cuenta las diferencias de comportamiento que existen entre un generador fotovoltaico y la red eléctrica que básicamente son:

• La red eléctrica es una fuente de tensión, mientras que un generador fotovoltaico es una fuente de intensidad limitada. La corriente de cortocircuito de un sistema fotovoltaico, viene determinada por las características de los módulos fotovoltaicos utilizados, y en general no es superior a 1,3 veces la intensidad nominal.

• El generador fotovoltaico es un sistema distribuido, en base a pequeños generadores, que se unen en serie y paralelos para conseguir los parámetros nominales de funcionamiento.

2.1. Nomenclatura y formulas utilizadas

I: Intensidad en Amperios

P: potencia en vatios

L: longitud de la línea en metros

σ: conductividad a 20ºC para el Cobre es igual a 56 m/ (Ωmm2), para la conductividad a otras temperaturas se usa la siguiente expresión:

( )[ ]20120 −+= θασσ θ

S: sección conductor en mm 2

V: tensión en voltios

∆V (%): caída de tensión en voltios

Cosφ: Coseno de fi. Factor de potencia.

2.2. Cálculo de la intensidad

Líneas trifásicas:



ϕCOSV

PI

××=

3

Líneas monofásicas:

ϕCOSV

PI

×=

Corriente continúa:

V

PI =

2.3. Cálculo de la caída de tensión

El coeficiente de conductividad se corregirá en función de la temperatura máxima especificada según el tipo de aislamiento:

XLPE: Tmax = 90ºC

PVC: Tmax = 70ºC

Línea corriente alterna:

)cos(3 ϕϕ senXRLIU ⋅+⋅⋅⋅⋅=∆

Donde:

I: Intensidad (A)

L: Longitud de la línea (Km).

R: Resistencia del conductor (Ω/km)

X: Reactancia del conductor (Ω/km)

cosφ: Factor de potencia

Línea corriente continúa:

σ⋅∆

⋅⋅=

(%)

2

V

ILS



3. Selección de equipos de la instalación

3.1. Optimización del módulo Fotovoltaico

Frente a los bien conocidos módulos fotovoltaicos de silicio cristalino comienzan a implantarse a gran escala los módulos de capa fina o lámina delgada, a los que se les augura un futuro prometedor en el mercado. Se trata de dispositivos fotovoltaicos de segunda generación que están basados en materiales con alto coeficiente de absorción de la radiación solar, propiedad ésta que permite generar energía eléctrica a partir de energía solar, utilizando una capa de material activo sorprendentemente delgada (unas 200 o 300 veces menor que el de una célula cristalina típica). Si observamos los últimos logros tecnológicos que se están consiguiendo con la tecnología de la capa fina, nos daremos cuenta que en breve tendremos en el mercado dispositivos fotovoltaicos más eficientes, con menor coste económico y más respetuosos con el medio ambiente. Por otra parte y según se dijo en las pasadas conferencias sobre la capa fina, organizadas por la EPIA y celebradas en Munich, para el año 2020 la capa fina ocupará un tercio del mercado mundial, lo que significa un crecimiento promedio anual del 42% hasta ese año. 3.1.1. Módulos fotovoltaicos de silicio cristalino

Los módulos fotovoltaicos de silicio cristalino se dividen en monocristalino y policristalino. Este tipo de módulos son los más utilizados actualmente para la realización de instalaciones fotovoltaicas, con rendimientos que van del 12 al 15%.

Ventajas Inconvenientes

Mayor potencia por m2 Necesidad de estructura metálica

Mayor eficiencia (12-15 %) Coste Wp elevado

Tabla3.1, ventajas e inconvenientes de los módulos de silicio cristalino

3.1.2. Módulos fotovoltaicos de silicio amorfo

Los módulos fotovoltaicos de silicio amorfo, o también denominados de “capa fina”, se están utilizando cada vez más debido a un menor coste por Wp respeto a los de silicio cristalino. También tienen la particularidad de que aprovechan mejor la radiación difusa y son menos sensibles a la temperatura y a las sombras.



Ventajas Inconvenientes

Menor coste Necesidad de estructura metálica

Mejor aprovechamiento de la radiación difusa Bajo coeficiente de temperatura

Menor eficiencia (5-6%)

Tabla 3.2, ventajas e inconvenientes de los módulos de silicio amorfo

En la tabla 3.3 se recogen los resultados de ensayos realizados sobre dos módulos diferentes de silicio amorfo (de diferente potencia) y dos módulos diferentes de silicio policristalino, todos ellos de distintos fabricantes cuando operan en idénticas condiciones de funcionamiento real:

Tecnología del módulo

Potencia nominal

Horas de sol equivalentes

Producción Ideal(kWh)

Producción real (kWh)

Rendimiento: P.real/P.ideal

Si-amorfo tipo 1 40 W 6.2726 0.2509 0.2284 91.2%

Si-amorfo tipo 2 60 W 6.2374 0.3742 0.3483 93.06%

Si-policristalino tipo 1 175 W 6.3436 1.1101 0.8637 77.80%

Si-policristalino tipo 2 230 W 6.2863 1.4459 1.1586 80.13%

Tabla 3.3, características de los módulos de silicio amorfo y policristalino

Los módulos de capa fina presentan un mejor funcionamiento que los policristalinos en cuanto a que alcanzan una producción energética más cercana a la que alcanzarían de acuerdo con su potencia nominal. Ello es debido fundamentalmente a su mejor comportamiento con el aumento de temperatura. Como media, el rendimiento en la producción energética de los módulos de silicio amorfo es un 16% superior a la de los módulos cristalinos.



3.1.3. Estudio de rentabilidad

El análisis de los aspectos económico-financieros de un sistema solar fotovoltaico es relativamente complejo. La instalación tiene que ser evaluada en su específico contexto, teniendo en cuenta, sobre todo, la energía eléctrica que es capaz de producir cada generador compuesto por un tipo de módulos fotovoltaicos, como la duración del sistema, las dificultades de conexión a la red eléctrica, los incentivos disponibles, la gestión financiero-fiscal, etc. Un sistema fotovoltaico requiere un importante desembolso de capital inicial, por eso de vital importancia buscar la formula mas económica y con mejor rendimiento posible, ya que luego los gastos de gestión y de mantenimiento son reducidos en comparación con el desembolso inicial, además y como se ha mencionado anteriormente, es una inversión segura porque garantiza al propietario una compra de electricidad mes a mes durante toda la vida de la instalación. Un sistema fotovoltaico tiene un coste por Kwh producido que depende directamente de la tecnología utilizada, que es mayor del coste del Kwh comprado de la red eléctrica. Por lo tanto, lo que puede hacer compensar la instalación de un sistema fotovoltaico son los incentivos públicos al precio de venta de la energía producida, además de ser una fuente de energía alternativa, y limpia. A la hora de evaluar la rentabilidad económica de un proyecto, se va a tener en cuenta 2 conceptos fundamentales, el VAN y el TIR de cada instalación montada con una tecnología diferente. 3.1.4. VAN (valor actual neto):

Es la suma de los flujos de caja a lo largo de toda la vida de la instalación menos la inversión inicial, actualizados a la fecha actual. Si el VAN es mayor que 0 el proyecto es económicamente rentable, recuperamos la inversión inicial y tendremos más capital que si lo hubiéramos puesto a renta fija. Por lo tanto a mayor VAN, mayor es la rentabilidad del proyecto. El VAN se calcula como:

∑ ∑−= ASALIDASAETRADAS VVVA

∑=

−+

=n

tt

tA I

k

VV

1

0)1(



Donde: Vt: representa los flujos de caja en cada periodo t. k: El tipo de interés. n: Número de años considerado.

0I : es el valor del desembolso inicial de la inversión. 3.1.5. TIR (tasa interna de retorno):

Es una tasa de descuento que hace que el Valor Actual Neto de una inversión sea igual a cero (VAN=0). Una inversión es rentable si la TIR es mayor que la tasa de interés a renta fija. Cuanto mayor sea el valor de TIR, mayor será la rentabilidad del proyecto. El valor de la TIR para instalaciones fotovoltaicas depende en gran medida de la tasa de retribución correspondiente en el Real Decreto que esté vigente, ya que la tarificación por el kWh viene regulada directamente por el RD 1578/2008. Como podemos ver en el apartado 2.12, el Real Decreto de 1578/2008 establece las nuevas tarifas a las que está acogida toda instalación que genere energía solar fotovoltaica y luego la ponga en servicio a la red eléctrica. Existen varios subgrupos para determinar el tipo de de retribución a la que puede optar cada instalación. La normativa distingue entre instalaciones en cubiertas o techos (Tipo I) e instalaciones en suelo o terreno (Tipo II), Así, la energía producida tendrá una tarificación de 0.32€/kWh. Una vez conocida la situación retributiva en la que se encuentra la instalación se pueden calcular los ingresos que generará anualmente. Con los datos de energía a la salida del inversor, obtenidos de la simulación en PVSYST se puede realizar la comparación de las tecnologías y elegir y tipo de modulo más rentable y con mejor rendimiento. 3.1.6. Módulos cristalinos

La potencia de la instalación fotovoltaica es de 100kW nominales y de 110kWp, el precio por Wp (de toda la instalación) de la instalación es de 5,35€/Wp, lo que hace que el coste total de la instalación sea de 588.500 €. La instalación se va a financiar con un 20% de fondos propios y un 80% en forma de crédito que se devolverá en 20 años al banco, y la vida de la instalación se ha estimado en 25 años. Los ingresos se calculan como la energía generada durante todo el año multiplicada por la tarificación anual.



Los datos generales y financieros de la instalación montada con paneles policristalinos sobre estructura fija se resumen en la tabla siguiente:

DATOS DE LA INSTALACION FOTOVOLTAICA ENTRADA DE DATOS

Año de la compra. 2010 Potencia de la instalación (Wp instalados) 110.000 Precio unitario (euros/Wp) 5,35 € Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner al menos 0,0001) 20,00% Comisión estudio y apertura crédito. 1,00% Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 1.500,00

Si el crédito es concedido el año anterior a la puesta en marcha 0, si es el año de la puesta en marcha 1

1 Años de carencia del crédito. - Años de crédito (Sólo considera uno de carencia si existe año 0) 10

Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial - Pronosticar una media a 25 años) 3,55% Desgravación medioambiental 10 años 6,00% Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.696 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de incremento de producción) 0,00%

Perdidas de producción estimadas (Nota : 1% resulta en 90% producción a 10 años y 80% en 20 años) 1,00%

Precio de la tarifa regulada (Aquel que se encuentre en vigor en cada momento en euros / kWh) 0,320000 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 0,50% Años sin los gastos variables anteriores por encontrarse la instalación en periodo de garantía. - Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 10.000 € Gastos de representación según Disposición Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 € IPC. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50% Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 4,00% Impuestos, IRPF. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 22,00%

Años de amortización de la instalación. 20

Tabla3.4, datos de la parcela fotovoltaica con módulos policristalinos



MOM.

AÑO AMORTIZACIONGASTOS DE

EXPLOTACIONTOTAL GASTOS

TOTAL INGRESOS

BENEFICIOBASE

IMPONIBLE IMPUESTOS

RENTABILIDAD ANTES DE

IMPUESTOS

CUOTA LIQUIDA IMPUESTOS

DEDUCCION MEDIO

AMBIENTE

CUOTA IMPUESTOS A

PAGAR

BENEFICIO DESPUES DE IMPUESTOS

RENTABILIDAD FINANCIERA

€ € € € € € % € € € € %

0 2010 - - - - - 0,00% - 35.310 - - 0,00%

1 2011 29.425 33.506 62.931 61.042 1.889 - 1.889 - -0,32% - - - 1.889 - -1,60%

2 2012 29.425 26.128 55.553 61.792 6.239 4.350 1,06% 957 335 622 5.617 5,30%

3 2013 29.425 24.913 54.338 62.391 8.053 8.053 1,37% 1.772 620 1.152 6.902 6,84%

4 2014 29.425 23.651 53.076 62.989 9.913 9.913 1,68% 2.181 763 1.418 8.495 8,42%

5 2015 29.425 22.343 51.768 63.587 11.819 11.819 2,01% 2.600 910 1.690 10.129 10,04%

6 2016 29.425 20.984 50.409 64.183 13.773 13.773 2,34% 3.030 1.061 1.970 11.804 11,70%

7 2017 29.425 19.575 49.000 64.777 15.777 15.777 2,68% 3.471 1.215 2.256 13.521 13,40%

8 2018 29.425 18.113 47.538 65.370 17.832 17.832 3,03% 3.923 1.373 2.550 15.282 15,15%

9 2019 29.425 16.596 46.021 65.961 19.940 19.940 3,39% 4.387 1.535 2.851 17.088 16,94%

10 2020 29.425 15.022 44.447 66.548 22.102 22.102 3,76% 4.862 1.702 3.161 18.941 18,78%

11 2021 29.425 13.388 42.813 67.133 24.320 24.320 4,13% 5.350 5.350 18.970 20,66%

12 2022 29.425 13.709 43.134 67.715 24.582 24.582 4,18% 5.408 5.408 19.174 20,89%

13 2023 29.425 14.037 43.462 68.294 24.832 24.832 4,22% 5.463 5.463 19.369 21,10%

14 2024 29.425 14.373 43.798 68.868 25.070 25.070 4,26% 5.515 5.515 19.555 21,30%

15 2025 29.425 14.718 44.143 69.438 25.295 25.295 4,30% 5.565 5.565 19.730 21,49%

16 2026 29.425 15.071 44.496 70.003 25.507 25.507 4,33% 5.612 5.612 19.896 21,67%

17 2027 29.425 15.433 44.858 70.563 25.705 25.705 4,37% 5.655 5.655 20.050 21,84%

18 2028 29.425 15.804 45.229 71.117 25.888 25.888 4,40% 5.695 5.695 20.193 22,00%

19 2029 29.425 16.184 45.609 71.666 26.056 26.056 4,43% 5.732 5.732 20.324 22,14%

20 2030 29.425 16.574 45.999 72.208 26.208 26.208 4,45% 5.766 5.766 20.443 22,27%

21 2031 - 16.974 16.974 72.743 55.769 55.769 9,48% 12.269 12.269 43.500 47,38%

22 2032 - 17.383 17.383 73.270 55.887 55.887 9,50% 12.295 12.295 43.592 47,48%

23 2033 - 17.803 17.803 73.789 55.986 55.986 9,51% 12.317 12.317 43.669 47,57%

24 2034 - 18.233 18.233 74.300 56.067 56.067 9,53% 12.335 12.335 43.732 47,64%

25 2035 - 18.674 18.674 74.802 56.128 56.128 9,54% 12.348 12.348 43.780 47,69%

588.500 459.189 1.047.689 1.704.549 656.860 4,46% 144.509 9.514 134.995 521.865 22,32%

Unidad

TOTALES

Tabla 3.5, Cálculos financieros y de viabilidad en el periodo estimado de duración de la planta fotovoltaica de 25 años



Donde: Amortización: Amortización constante de la instalación durante 20 años.

Gastos de explotación: total de gastos anuales sin considerar las amortizaciones.

Gastos totales = intereses + gastos de apertura de crédito + escritura de crédito + gastos variables + gastos de representación +

Total gastos: total de gastos anuales considerando las amortizaciones.

Total gastos = gastos de explotación + amortización

Total ingresos: total de ingresos anuales a costa de la venta de la energía.

Total ingresos = Producción estimada * precio KWh

Beneficio: ingresos anuales de la instalación menos los gastos totales

Beneficio = Total ingresos – Total gastos

Base imponible impuestos: Base imponible de impuestos restando bases negativas años anteriores.

Rentabilidad antes de impuestos: ratio anual que representan los beneficios antes de impuestos sobre coste total de la instalación.

Cuota liquida impuestos = base imponible impuestos * % impuestos aplicado

Deducción medio ambiente: Impuesto por impacto sobre el medio ambiente

Cuota impuestos a pagar: Cuota liquida de impuesto menos deducciones fiscales.

Cuota impuestos a pagar = Cuota liquida impuestos - Deducción medio ambiente

Beneficio después de impuestos: Beneficio anual después de pagar impuestos.

Beneficio después de impuestos = Beneficio - Cuota impuestos a pagar

Rentabilidad financiera: beneficios antes de impuestos sobre el capital financiado con medios propios.



A partir del este estudio se obtienen los siguientes resultados:

VAN 202.969 €

TIR (a 25 años) 8,94%

RETORNO (En años) 16

Tabla3.6, resumen del estudio económico-financiero Como se observa, en este caso se tiene un VAN de 202.969 €, siendo éste un valor muy positivo si se tiene en cuenta la inversión inicial, la baja tarificación del RD actual y la crisis económica actual. El valor de la TIR, como se ve, es del 8,94%. Este valor es igualmente muy positivo, ya que es lo que se espera de una instalación fotovoltaica y que suele estar entre el 8% y el 10%. 3.1.7. Módulos amorfos

La potencia de la instalación fotovoltaica es de 100kW nominales y de 100,056kWp, el precio por Wp de la instalación será 1 €/Wp mas económica que una instalación de paneles policristalinos, lo que hace que el coste total de la instalación sea de 588.500 €. Teniendo en cuenta también que la superficie necesaria para la instalación será entre 2 y 2,5 veces mayor. La instalación se va a financiar con un 20% de fondos propios y un 80% en forma de crédito que se devolverá en 20 años al banco, y la vida de la instalación se ha estimado en 25 años. Los ingresos se calculan como la energía generada durante todo el año multiplicada por la tarificación anual.



Los datos generales y financieros de la instalación se resumen en la tabla siguiente:


Año de la compra. 2010 Potencia de la instalación (Wp instalados) 110.000 Precio unitario (euros/Wp) 4,35 € Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner al menos 0,0001) 20,00% Comisión estudio y apertura crédito. 1,00% Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 1.500,00 Si el crédito es concedido el año anterior a la puesta en marcha 0, si es el año de la puesta en marcha 1 1 Años de carencia del crédito. - Años de crédito (Sólo considera uno de carencia si existe año 0) 10 Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial - Pronosticar una media a 25 años) 3,55% Desgravación medioambiental 10 años 6,00% Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.749 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de incremento de producción) 0,00%

Perdidas de producción estimadas (Nota : 1% resulta en 90% producción a 10 años y 80% en 20 años) 1,00% Precio de la tarifa regulada (Aquel que se encuentre en vigor en cada momento en euros / kWh) 0,320000 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 0,50% Años sin los gastos variables anteriores por encontrarse la instalación en periodo de garantía. - Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 15.000 € Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 € IPC. estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50% Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 4,00% Impuestos, IRPF. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 22,00%


Tabla3.7, datos de la parcela fotovoltaica con módulos amorfos



Tabla 3.8, Cálculos financieros y de viabilidad en el periodo estimado de duración de la planta fotovoltaica de 25 años

MOM. AÑO AMORTIZACION GASTOS DE EXPLOTACION

TOTAL GASTOS

TOTAL INGRESOS

BENEFICIO BASE

IMPONIBLE IMPUESTOS


IMPUESTOS

CUOTA LIQUIDA

IMPUESTOS

DEDUCCION MEDIO

AMBIENTE

CUOTA IMPUESTOS

A PAGAR


RENTABILIDAD

FINANCIERA

Unidad € € € € € € % € € € € %

0 2010 - - - - - 0,00% - 28.710 - - 0,00%

1 2011 23.925 34.521 58.446 62.950 4.504 4.504 0,94% 991 347 644 3.860 4,71%

2 2012 23.925 28.413 52.338 63.723 11.385 11.385 2,38% 2.505 877 1.628 9.757 11,90%

3 2013 23.925 27.601 51.526 64.341 12.815 12.815 2,68% 2.819 987 1.833 10.982 13,39%

4 2014 23.925 26.756 50.681 64.958 14.277 14.277 2,98% 3.141 1.099 2.042 12.235 14,92%

5 2015 23.925 25.877 49.802 65.574 15.772 15.772 3,30% 3.470 1.214 2.255 13.517 16,48%

6 2016 23.925 24.962 48.887 66.189 17.302 17.302 3,62% 3.806 1.332 2.474 14.828 18,08%

7 2017 23.925 24.011 47.936 66.802 18.866 18.866 3,94% 4.151 1.453 2.698 16.168 19,71%

8 2018 23.925 23.021 46.946 67.413 20.467 20.467 4,28% 4.503 1.576 2.927 17.540 21,39%

9 2019 23.925 21.991 45.916 68.022 22.105 22.105 4,62% 4.863 1.702 3.161 18.944 23,10%

10 2020 23.925 20.921 44.846 68.628 23.782 23.782 4,97% 5.232 1.831 3.401 20.382 24,85%

11 2021 23.925 19.807 43.732 69.231 25.499 25.499 5,33% 5.610 5.610 19.889 26,64%

12 2022 23.925 20.287 44.212 69.831 25.619 25.619 5,35% 5.636 5.636 19.983 26,77%

13 2023 23.925 20.779 44.704 70.428 25.723 25.723 5,38% 5.659 5.659 20.064 26,88%

14 2024 23.925 21.284 45.209 71.020 25.811 25.811 5,39% 5.678 5.678 20.133 26,97%

15 2025 23.925 21.801 45.726 71.608 25.882 25.882 5,41% 5.694 5.694 20.188 27,04%

16 2026 23.925 22.331 46.256 72.191 25.935 25.935 5,42% 5.706 5.706 20.229 27,10%

17 2027 23.925 22.874 46.799 72.768 25.969 25.969 5,43% 5.713 5.713 20.256 27,14%

18 2028 23.925 23.430 47.355 73.340 25.984 25.984 5,43% 5.717 5.717 20.268 27,15%

19 2029 23.925 24.001 47.926 73.905 25.979 25.979 5,43% 5.715 5.715 20.264 27,15%

20 2030 23.925 24.586 48.511 74.464 25.953 25.953 5,42% 5.710 5.710 20.244 27,12%

21 2031 - 25.185 25.185 75.016 49.831 49.831 10,41% 10.963 10.963 38.868 52,07%

22 2032 - 25.800 25.800 75.560 49.760 49.760 10,40% 10.947 10.947 38.813 52,00%

23 2033 - 26.429 26.429 76.095 49.666 49.666 10,38% 10.927 10.927 38.740 51,90%

24 2034 - 27.074 27.074 76.622 49.548 49.548 10,35% 10.900 10.900 38.647 51,77%

25 2035 - 27.736 27.736 77.139 49.404 49.404 10,32% 10.869 10.869 38.535 51,62%

TOTALES 478.500 611.477 1.089.977 1.757.816 667.839 5,58% 146.925 12.418 134.506 533.333 27,91%



VAN 238.987 €

TIR (a 25 años) 11,59%


Tabla3.9, resumen del estudio económico-financiero

3.1.8. Conclusión

La comparación de tecnologías de paneles existentes en el mercado conjuntamente con el estudio económico, sirven para justificar la elección de la tecnología adecuada, fiable y más rentable para el presente proyecto.

Es verdad que la tecnología de película fina necesita unas inversiones iniciales mucho más elevadas que las demás, ya que como inconveniente tiene una eficiencia del 6%-8% frente a las cristalinas que están entorno al 12%-14% y por tanto se necesita una superficie solar entre 2 y 2,5 veces mayor a la superficie necesaria para la tecnología cristalina, lo cual aumenta además el riesgo de la operación, pero esta inversión se ve compensada con el bajo precio de los paneles de Si-amorfo, un mayor rendimiento a altas temperaturas y menores perdidas ante sombras.

También se debe señalar que la tecnología cristalina es una tecnología contrastada estable y muy fiable, montada en más del 90% de las parcelas fotovoltaicas, en cambio la tecnología de capa fina es una tecnología que necesita de una estructura y un montaje especial, añadidos a los problemas de sobre dimensionamiento en los primeros meses.

Como conclusión se opta por la tecnología policristalina atendiendo a las exigencias del proyecto, donde se prima la fiabilidad y estabilidad del proyecto junto con el máximo beneficio y el mayor rendimiento de estos módulos a altas temperaturas frente a los monocristalinos.



3.2. Estructura soporte

La estructura soporte tiene las funciones principales de servir de soporte y fijación segura de los módulos fotovoltaicos, aguantando tanto los pesos de los propios paneles como las fuerzas ocasionadas por viento lluvia nieve … etc, así como proporcionales una inclinación y orientación adecuadas, para obtener un máximo aprovechamiento de la energía solar incidente.

Dicha estructura puede ser de diferentes tipos:

• Estructura fija, que proporciona a los paneles un ángulo de inclinación fijo durante toda su vida, con posibilidad de cambiarlo manualmente.

• Estructura con un eje de seguimiento, con movilidad automática en un eje.

• Estructura con doble eje de movimiento, con movilidad sobre dos ejes

A continuación se realiza un estudio económico y de simulación sobre la parcela fotovoltaica instalando las tres estructuras de soporte para llegar a la solución optima que proporcione la mayor rentabilidad.

3.2.1. Estructura fija

La estructura fija está diseñada para adaptarse a la orientación y la inclinación óptima según la capacidad de producción proyectada, siempre teniendo en cuenta la facilidad de montaje y mantenimiento, desmantelamiento y sustitución de paneles, además de permitir las dilataciones térmicas necesarias para evitar la transmisión de cargas que puedan afectar a su integridad, y su capacidad de soportar cargas durante largos periodos.

Los datos generales y financieros de partida de la instalación montada con estructuras de soporte fijas se resumen en la tabla siguiente:




Año de la compra. 2011

Potencia de la instalación (Wp instalados) 1.101.600

Precio unitario (euros/Wp) 5,35 € Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner al menos 0,0001) 20,00%

Comisión estudio y apertura crédito. 1,00%

Gastos de constitución crédito (fijos como escritura) 1.500,00

Si el crédito es concedido el año anterior a la puesta en marcha 0, si es el año de la puesta en marcha 1 -

Años de carencia del crédito. -

Años de crédito (Sólo considera uno de carencia si existe año 0) 10

Tipo de interés de salida (Suele ser Euribor 1 año + diferencial - Pronosticar una media a 25 años) 3,55%

Desgravación medioambiental 10 años 6,00% Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.716 Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de incremento de producción) 0,00%


Precio de la tarifa regulada (Aquel que se encuentre en vigor en cada momento en euros / kWh) 0,320000 Gastos variables sobre producción (Porcentaje sobre ingresos que cubra gastos de mantenimiento, etc.) 0,50% Años sin los gastos variables anteriores por encontrarse la instalación en periodo de garantía. -

Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 10.000 € Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 € IPC estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50% Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 4,00%

Impuestos, IRPF. ó I.S. (Cifra que se considere que se va a pagar) 22,00%


Tabla3.4, datos de la parcela fotovoltaica con estructura soporte fija Partiendo de estos datos se obtienen los siguientes resultados financieros:


Parcela fotovoltaica de 1 MW en Ounagha Página 22


TOTAL GASTOS

TOTAL INGRESOS BENEFICIO

BASE IMPONIBLE IMPUESTOS


IMPUESTOS

CUOTA LIQUIDA

IMPUESTOS

DEDUCCION MEDIO

AMBIENTE

CUOTA IMPUESTOS A

PAGAR



Unidad € € € € € € % € € € € %

0 2011 216.026 216.026 - - 216.026 - 216.026 -3,67% - 353.614 - - 216.026 -18,33%

1 2012 294.678 183.305 477.983 618.521 140.538 - 75.488 2,38% - - - 140.538 11,92%

2 2013 294.678 169.323 464.001 624.583 160.582 85.094 2,72% 18.721 6.552 12.168 148.413 13,62%

3 2014 294.678 154.841 449.519 630.639 181.120 181.120 3,07% 39.846 13.946 25.900 155.220 15,37%

4 2015 294.678 139.842 434.520 636.688 202.168 202.168 3,43% 44.477 15.567 28.910 173.258 17,15%

5 2016 294.678 124.309 418.987 642.727 223.740 223.740 3,80% 49.223 17.228 31.995 191.745 18,98%

6 2017 294.678 108.220 402.898 648.752 245.854 245.854 4,17% 54.088 18.931 35.157 210.697 20,86%

7 2018 294.678 91.558 386.236 654.762 268.526 268.526 4,56% 59.076 20.677 38.399 230.127 22,78%

8 2019 294.678 74.301 368.979 660.752 291.774 291.774 4,95% 64.190 22.467 41.724 250.050 24,75%

9 2020 294.678 56.428 351.106 666.720 315.615 315.615 5,36% 69.435 24.302 45.133 270.482 26,78%

10 2021 294.678 37.917 332.595 672.663 340.068 340.068 5,77% 74.815 26.185 48.630 291.438 28,85%

11 2022 294.678 18.746 313.424 678.576 365.153 365.153 6,20% 80.334 80.334 284.819 30,98%

12 2023 294.678 19.067 313.745 684.457 370.713 370.713 6,29% 81.557 81.557 289.156 31,45%

13 2024 294.678 19.396 314.074 690.302 376.229 376.229 6,38% 82.770 82.770 293.458 31,92%

14 2025 294.678 19.733 314.411 696.107 381.696 381.696 6,48% 83.973 83.973 297.723 32,38%

15 2026 294.678 20.078 314.756 701.868 387.112 387.112 6,57% 85.165 85.165 301.948 32,84%

16 2027 294.678 20.431 315.109 707.581 392.472 392.472 6,66% 86.344 86.344 306.128 33,30%

17 2028 294.678 20.793 315.471 713.241 397.770 397.770 6,75% 87.509 87.509 310.261 33,75%

18 2029 294.678 21.164 315.842 718.845 403.004 403.004 6,84% 88.661 88.661 314.343 34,19%

19 2030 294.678 21.544 316.222 724.388 408.167 408.167 6,93% 89.797 89.797 318.370 34,63%

20 2031 294.678 21.933 316.611 729.865 413.255 413.255 7,01% 90.916 90.916 322.339 35,06%

21 2032 - 22.331 22.331 735.272 712.941 712.941 12,10% 156.847 156.847 556.094 60,48%

22 2033 - 22.739 22.739 740.603 717.864 717.864 12,18% 157.930 157.930 559.934 60,90%

23 2034 - 23.157 23.157 745.852 722.696 722.696 12,26% 158.993 158.993 563.703 61,31%

24 2035 - 23.585 23.585 751.016 727.431 727.431 12,34% 160.035 160.035 567.397 61,71%

25 2036 - 24.023 24.023 756.088 732.065 732.065 12,42% 161.054 161.054 571.011 62,11%

TOTALES 5.893.560 1.674.785 7.568.345 17.230.870 9.662.525 6,56% 2.125.755 165.855 1.959.901 7.702.624 32,79%

Tabla3.5, datos financieros de la parcela fotovoltaica con estructura soporte fija



Donde: Amortización: Amortización constante de la instalación durante 20 años.

Gastos de explotación: total de gastos anuales sin considerar las amortizaciones.

Gastos totales = intereses + gastos de apertura de crédito + escritura de crédito + gastos variables + gastos de representación +

Total gastos: total de gastos anuales considerando las amortizaciones.

Total gastos = gastos de explotación + amortización

Total ingresos: total de ingresos anuales a costa de la venta de la energía.

Total ingresos = Producción estimada * precio KWh

Beneficio: ingresos anuales de la instalación menos los gastos totales

Beneficio = Total ingresos – Total gastos

Base imponible impuestos: Base imponible de impuestos restando bases negativas años anteriores.

Rentabilidad antes de impuestos: ratio anual que representan los beneficios antes de impuestos sobre coste total de la instalación.

Cuota liquida impuestos = base imponible impuestos * % impuestos aplicado

Deducción medio ambiente: Impuesto por impacto sobre el medio ambiente

Cuota impuestos a pagar: Cuota liquida de impuesto menos deducciones fiscales.

Cuota impuestos a pagar = Cuota liquida impuestos - Deducción medio ambiente

Beneficio después de impuestos: Beneficio anual después de pagar impuestos.

Beneficio después de impuestos = Beneficio - Cuota impuestos a pagar

Rentabilidad financiera: beneficios antes de impuestos sobre el capital financiado con medios propios.



A partir del estudio realizado se obtienen los siguientes resultados:

VAN

3.534.861 €

TIR (a 25 años) 12,32%



La instalación de las estructuras de soporte fijo deja al cabo del periodo de explotación de la parcela fotovoltaica un beneficio medio del 32,79 %

3.2.2. Estructura con un eje de seguimiento

La superficie gira sobre un eje vertical, variando el ángulo de la superficie para que sea igual a la latitud. El giro se ajusta para que la normal a la superficie coincida en todo momento con el meridiano local que contiene al Sol. La velocidad de giro es variable a lo largo del día.

Su instalación debe ser realizada por especialistas y requiere un grado superior de mantenimiento que las estructuras fijas. También se requiere una inversión inicial superior que para la instalación con estructura fija tal y como se recoge en la tabla de datos de la instalación.




Precio unitario (euros/Wp) 6,75 € Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner al menos 0,0001) 20,00%







Desgravación medioambiental 10 años 6,00% Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 1.818



Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de incremento de producción) 0,00%



Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 10.000 € Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 € IPC estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50% Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 4,00%



Tabla3.7, datos de la parcela fotovoltaica con estructura soporte con un eje de seguimiento.

Partiendo de estos datos se obtienen los siguientes resultados financieros:




TOTAL GASTOS




IMPUESTOS

CUOTA LIQUIDA

IMPUESTOS

CUOTA IMPUESTOS A

PAGAR



Unidad € € € € € € % € € € %

0 2011 272.163 272.163 - - 272.163 - 272.163 -3,66% - - - 272.163 -18,30%

1 2012 371.790 240.563 612.353 655.286 42.933 - 229.230 0,58% - - 42.933 2,89%

2 2013 371.790 222.984 594.774 661.708 66.934 - 162.296 0,90% - - 66.934 4,50%

3 2014 371.790 204.774 576.564 668.125 91.561 - 70.735 1,23% - - 91.561 6,16%

4 2015 371.790 185.909 557.699 674.533 116.834 46.099 1,57% 10.142 6.592 110.242 7,86%

5 2016 371.790 166.368 538.158 680.931 142.773 142.773 1,92% 31.410 20.417 122.357 9,60%

6 2017 371.790 146.124 517.914 687.315 169.400 169.400 2,28% 37.268 24.224 145.176 11,39%

7 2018 371.790 125.155 496.945 693.681 196.737 196.737 2,65% 43.282 28.133 168.603 13,23%

8 2019 371.790 103.432 475.222 700.028 224.805 224.805 3,02% 49.457 32.147 192.658 15,12%

9 2020 371.790 80.931 452.721 706.351 253.630 253.630 3,41% 55.799 36.269 217.361 17,05%

10 2021 371.790 57.622 429.412 712.646 283.234 283.234 3,81% 62.312 40.503 242.732 19,05%

11 2022 371.790 33.477 405.267 718.911 313.644 313.644 4,22% 69.002 69.002 244.642 21,09%

12 2023 371.790 33.923 405.713 725.142 319.429 319.429 4,30% 70.274 70.274 249.155 21,48%

13 2024 371.790 34.376 406.166 731.334 325.168 325.168 4,37% 71.537 71.537 253.631 21,87%

14 2025 371.790 34.836 406.626 737.484 330.858 330.858 4,45% 72.789 72.789 258.069 22,25%

15 2026 371.790 35.303 407.093 743.587 336.494 336.494 4,53% 74.029 74.029 262.466 22,63%

16 2027 371.790 35.777 407.567 749.640 342.072 342.072 4,60% 75.256 75.256 266.816 23,00%

17 2028 371.790 36.259 408.049 755.637 347.587 347.587 4,67% 76.469 76.469 271.118 23,37%

18 2029 371.790 36.749 408.539 761.574 353.035 353.035 4,75% 77.668 77.668 275.367 23,74%

19 2030 371.790 37.246 409.036 767.446 358.410 358.410 4,82% 78.850 78.850 279.560 24,10%

20 2031 371.790 37.751 409.541 773.249 363.708 363.708 4,89% 80.016 80.016 283.692 24,46%

21 2032 - 38.264 38.264 778.977 740.713 740.713 9,96% 162.957 162.957 577.756 49,81%

22 2033 - 38.785 38.785 784.624 745.840 745.840 10,03% 164.085 164.085 581.755 50,15%

23 2034 - 39.314 39.314 790.186 750.873 750.873 10,10% 165.192 165.192 585.681 50,49%

24 2035 - 39.851 39.851 795.657 755.806 755.806 10,16% 166.277 166.277 589.529 50,82%

25 2036 - 40.396 40.396 801.030 760.634 760.634 10,23% 167.339 167.339 593.294 51,15% TOTALES 7.435.800 2.358.331 9.794.131 18.255.083 8.460.952 4,55% 1.861.409 1.760.025 6.700.927 22,76%

Tabla3.8, datos de la parcela fotovoltaica con una estructura con seguimiento sobre un eje.



VAN 2.508.117 €

TIR (a 25 años) 8,44%



La instalación de las estructuras de soporte fijo deja al cabo del periodo de explotación de la parcela fotovoltaica un beneficio medio del 22,76 %.

3.2.3. Estructura soporte con dos ejes de seguimiento:

En las instalaciones con una estructura soporte con seguimiento de doble eje, los módulos giran con respecto a un eje vertical y a un eje horizontal, con una velocidad variable a lo largo del día, para que la irradiación incida verticalmente sobre los paneles y aprovechar el máximo de energía. Con este tipo de instalación se consigue un aumento considerable de la generación eléctrica anual. La mecánica de los seguidores es robusta y sencilla, pero tanto para su instalación como para su mantenimiento se necesita de material y personal especializado, también hay que tener en cuenta el carácter desértico y arenoso de la zona, que conlleva a un mayor desgaste de los materiales en movimiento, aumentando los gastos de mantenimiento.

La inversión inicial también experimenta un aumento por vatio instalado, todas estas variables vienen reflejadas en la tabla 3.9:




Precio unitario (euros/Wp) 7,65 €

Pagado por medios propios (Nota : Porcentaje de todo financiado - Poner al menos 0,0001) 20,00%









Desgravación medioambiental 10 años 6,00% Producción específica prevista en instalación fija (kWh año/kWp instalado) 2.339

Porcentaje de seguidor, de uno ó dos ejes (Sólo porcentaje de incremento de producción) 0,00%

Perdidas de producción estimadas (Nota : 1% resulta en 90% producción a 10 años y 80% en 20 años)

1,00%


Alquiler de terrenos, seguro, IBI, mantenimiento y otros gastos fijos. 10.000 €

Gastos de representación según Disp. Transitoria SEXTA apartado 2 RD 661/2007. 0,001500 €

IPC estimado como media de 25 años válido para ingresos y gastos. 2,50% Tasa de descuento (Tipo de productos a largo plazo como "Bonos del Estado" a un plazo similar a 25 años) 4,00%



Tabla3.10, datos de la parcela fotovoltaica con estructura soporte con seguimiento de doble eje.

Partiendo de estos datos se obtienen los siguientes resultados financieros:




TOTAL GASTOS




IMPUESTOS

CUOTA LIQUIDA

IMPUESTOS

CUOTA IMPUESTOS A

PAGAR



Unidad € € € € € € % € € € %

0 2011 308.252 308.252 - - 308.252 - 308.252 -3,66% - - - 308.252 -18,29%

1 2012 421.362 303.783 725.145 843.077 117.932 - 190.319 1,40% - - 117.932 7,00%

2 2013 421.362 284.136 705.498 851.340 145.841 - 44.478 1,73% - - 145.841 8,65%

3 2014 421.362 263.773 685.135 859.595 174.460 129.982 2,07% 28.596 18.587 155.873 10,35%

4 2015 421.362 242.666 664.028 867.840 203.812 203.812 2,42% 44.839 29.145 174.667 12,09%

5 2016 421.362 220.791 642.153 876.071 233.918 233.918 2,78% 51.462 33.450 200.468 13,88%

6 2017 421.362 198.120 619.482 884.284 264.803 264.803 3,14% 58.257 37.867 226.936 15,71%

7 2018 421.362 174.623 595.985 892.476 296.491 296.491 3,52% 65.228 42.398 254.093 17,59%

8 2019 421.362 150.271 571.633 900.641 329.008 329.008 3,90% 72.382 47.048 281.960 19,52%

9 2020 421.362 125.034 546.396 908.776 362.380 362.380 4,30% 79.724 51.820 310.560 21,50%

10 2021 421.362 98.880 520.242 916.876 396.634 396.634 4,71% 87.259 56.719 339.915 23,53%

11 2022 421.362 71.775 493.137 924.936 431.799 431.799 5,12% 94.996 94.996 336.803 25,62%

12 2023 421.362 72.538 493.900 932.952 439.052 439.052 5,21% 96.592 96.592 342.461 26,05%

13 2024 421.362 73.305 494.667 940.919 446.252 446.252 5,30% 98.175 98.175 348.076 26,48%

14 2025 421.362 74.077 495.439 948.831 453.392 453.392 5,38% 99.746 99.746 353.645 26,90%

15 2026 421.362 74.855 496.217 956.684 460.467 460.467 5,46% 101.303 101.303 359.164 27,32%

16 2027 421.362 75.636 496.998 964.470 467.472 467.472 5,55% 102.844 102.844 364.628 27,74%

17 2028 421.362 76.423 497.785 972.186 474.401 474.401 5,63% 104.368 104.368 370.033 28,15%

18 2029 421.362 77.214 498.576 979.825 481.249 481.249 5,71% 105.875 105.875 375.374 28,55%

19 2030 421.362 78.009 499.371 987.380 488.009 488.009 5,79% 107.362 107.362 380.647 28,95%

20 2031 421.362 78.808 500.170 994.846 494.676 494.676 5,87% 108.829 108.829 385.847 29,35%

21 2032 - 79.611 79.611 1.002.215 922.604 922.604 10,95% 202.973 202.973 719.631 54,74%

22 2033 - 80.418 80.418 1.009.481 929.063 929.063 11,02% 204.394 204.394 724.669 55,12%

23 2034 - 81.229 81.229 1.016.637 935.408 935.408 11,10% 205.790 205.790 729.618 55,50%

24 2035 - 82.043 82.043 1.023.675 941.632 941.632 11,17% 207.159 207.159 734.473 55,87%

25 2036 - 82.860 82.860 1.030.588 947.728 947.728 11,25% 208.500 208.500 739.228 56,23%

TOTALES 8.427.240 3.529.128 11.956.368 23.486.600 11.530.232 5,47% 2.536.651 2.365.940 9.164.292 27,36%

Tabla3.11, datos financieros de la parcela fotovoltaica con una estructura con seguimiento de doble eje.



VAN 3.857.100 €

TIR (a 25 años) 10,19%

RETORNO ( años) 15


La instalación de las estructuras de soporte fijo deja al cabo del periodo de explotación de la parcela fotovoltaica un beneficio medio del 27,36 %.

3.3. Resumen

Comparando los resultados obtenidos por la simulación de la parcela fotovoltaica instalada con las diferentes estructuras soporte se llega a la conclusión de que la estructura fija es la más rentable en este caso.

Tipo de estructura

VAN (€) TIR (%) Años de retorno

Beneficio (%)

Estructura fija 3.534.861 € 12,32% 14 32,79

Estructura de un eje

2.508.117 € 8,44% 17 22,76

Estructura de doble eje

3.857.100 € 10,19% 15 27,36

Tabla3.12, comparativa de los resultados financieros



4. Dimensionado del Generador Fotovoltaico

4.1. Número máximo de módulos por ramal

Omo se ha visto en la parte de memoria descriptiva Se fija primero la potencia de la central siendo una agrupación de generadores de 100 kW, porque según el decreto 436/2004 es muchísimo mas rentable las instalaciones fotovoltaicas interconectadas que no superan esta potencia, porque la prima es del 575% frente al 460% en los demás casos. A partir de ahí se eligen inversores con una potencia nominal de 100 kW.

Para calcular la tensión máxima de entrada al inversor se debe calcular primero la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura de trabajo del módulo es mínima. Y para obtener las temperaturas del módulo mínima y máxima se toman los datos obtenidos en la estación meteorológica cercana a la zona de Ounagha.

Para Ounagha se toman los siguientes datos:

Día más caluroso: Ta,max = 45ºC y la irradiancia máxima es de 1000 W/m²

Día más frío: Ta,min = -2ºC y la irradiancia mínima de 100W/m².

Para la obtención del valor de la temperatura del módulo en las condiciones de día más frío y de día más caluroso se hace uso de las expresiones obtenidas del estudio de los módulos fotovoltaicos, (para más detalles de los cálculos de este apartado ver obra ‘’ Sistemas fotovoltaicos conectados a red: estándares y condiciones técnicas’’ junto con otras obras mencionadas en el anexo ‘’ Bibliografía’’). Estos valores se obtienen mediante la siguiente expresión:

Tp = Ta + ((Tonc- 20)/800)·I

Donde:

Tp: Temperatura del módulo [ºC]

Ta: Temperatura ambiente (mínima o máxima) de la zona donde se ubica la parcela fotovoltaica.

Tonc: Temperatura de operación nominal del modulo proporcionado por el fabricante [45 ºC]

I: Irradiación [100 W/m2]



En invierno en días soleados se puede presentar la situación de un fallo en la red y por consiguiente el inversor quede fuera de servicio, y al volver a poner en marcha puede darse una tensión en circuito abierto alta en el generador y que el inversor no arranque. Por éste motivo la tensión en circuito abierto del generador fotovoltaico debe ser siempre inferior a la tensión máxima de entrada en el inversor. De lo contrario el inversor puede sufrir daños.

El nº máximo de módulos por ramal conectados en serie es el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión en circuito abierto del módulo cuando la temperatura es mínima.

Sustituyendo en la expresión anterior obtenemos el valor de la temperatura de trabajo mínima.

Tp = -2 + ((45-20)/800) · 100 = 1,125ºC

La tensión de máxima potencia (Vpmp) varía linealmente con la temperatura del módulo, disminuyendo a medida que aumenta la temperatura según un coeficiente ∆V que viene dado por el fabricante.

Por lo tanto para el cálculo de la tensión en circuito abierto del modulo cuando la temperatura es minima se hace uso de la siguiente expresión:

Uca (Tamin) = Uca (STC) + [(25 ºC +Tp) · ∆ V]

Donde:

Uca: Tensión en circuito abierto del módulo [V]

∆V: Variación de la tensión [mV/ ºC]. Según las características de las placas solares (datos proporcionados por el fabricante en las tablas de características de los módulos, ver catálogos), el coeficiente de variación de la tensión con la temperatura es -0,34%/ºC.

STC: condiciones de temperatura estándar

Sustituyendo valores en la expresión anterior se obtiene:

Uca (-2ºC) = 44,2 + [25 + 1,125] · 0,0034 = 44,29V

Una vez calculada la tensión en circuito abierto del modulo cuando la temperatura es minima, y teniendo el valor de la tensión máxima de entrada al inversor como dato facilitado por el fabricante, se puede calcular el número máximo de módulos que pueden ser conectados en serie en cada ramal con la expresión siguiente:



Nmax < Umax (inv)/Uca (Tmin)

Donde:

Umax: Valor de tensión máxima de entrada en el inversor. [V]

Uca: Valor de la tensión en circuito abierto a la temperatura mínima. [V]

Sustituyendo valores:

Nmax < 900/44,29 = 20,32

El valor obtenido es de 20,32 módulos, valor que hay que ajustar a un número de módulos entero e inferior por seguridad, ya que la tensión del ramal no debe sobrepasar la tensión máxima de entrada al inversor. Por lo tanto como máximo se pueden instalar 20 módulos en serie en cada uno de los ramales de la instalación, asegurando que la tensión sea inferior a la tensión máxima de entrada del inversor.

4.2. Número mínimo de módulos por ramal

Para calcular el número mínimo de módulos en serie por ramal que pueden ser instalados en la parcela fotovoltaica, se realiza un estudio similar al anterior realizado, teniendo en cuenta que las tensiones de trabajo deben estar dentro del rango de las máximas potencias.

Se sabe que el número mínimo de módulos en serie depende de la tensión mínima necesaria para que el inversor pueda buscar el punto de PMP (punto de potencia máxima) cuando los módulos alcanzan el mínimo de tensión posible, este mínimo valor corresponde a la tensión PMP cuando la temperatura del módulo es máxima.

La temperatura máxima del módulo se calcula para la temperatura ambiente

máxima, que suele corresponder a la temperatura tomada en verano y esta en entorno a los 45 ºC y con una irradiancia del orden de 1000 W/m2.

La temperatura del módulo en estas condiciones se calcula usando la misma expresión que en el apartado anterior:

Tp= 45 – ((45-20)/800) · 1000 = 71,6ºC

Una vez tenemos este dato hay que calcular la tensión del punto de máxima potencia para la máxima temperatura usando la siguiente expresión:

Upmp (Tmax) = Upmp (STC) - [(Tmax-25ºC) ·∆V]



Donde:

Upmp (STC): Tensión de máxima potencia del módulo [V] que lo obtenemos de la tabla de las características eléctricas del modulo fotovoltaico.

∆V: Variación de la tensión [mV/ ºC]

STC: condiciones de temperatura estándar

El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima.

Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos que se desconecte.

Sustituyendo valores en la expresión se obtiene el valor de la tensión del punto de máxima:

Upmp (71,6ºC) =35,7 - [(71,6-25)·0,0034] = 35,54V

El número mínimo de módulos conectados en serie se calcula como el cociente de la tensión mínima de seguimiento del punto de máxima potencia y la tensión del punto de máxima del módulo:

Nmin > Upmp (inv)/Upmp (Tmax)

Donde:

Upmp (inv): Tensión mínima de seguimiento del punto de máxima potencia [V]

Upmp: Valor de la tensión de máxima potencia a la temperatura máxima del módulo [V] donde Tmax=71,6ºC

Nmin > 405/35,54 = 11,4

Se obtiene el valor de 11,4 módulos, este valor hay que ajustarlo a un número entero de módulos superior, para asegurar que se esta trabajando en el rango de las potencias máximas. Por lo tanto como mínimo se deben instalar 12 módulos por ramal.



Teniendo en cuenta los valores de máximo y mínimo número de módulos 20 y 12 respectivamente que se pueden instalar en serie, se decide por la instalación de 18 módulos en serie en cada ramal buscando un diseño y agrupación sencilla de los ramales resultantes.

4.3. Número máximo de conjuntos de módulos en paralelo

Para calcular el número máximo de conjuntos en paralelo que pueden conectarse en paralelo hay que determinar:

1) El cociente entre la Intensidad máxima admisible del inversor entre la corriente de cortocircuito (Isc) del módulo cuando alcanza su valor más elevado.

2) El cociente entre la potencia máxima del inversor y la potencia pico de un conjunto.

El diseño y cálculo del número de módulos en paralelo depende del rango de potencia del campo fotovoltaico recomendado por el fabricante, siendo la máxima potencia del inversor de 130 Kw, para más detalles ver características del inversor en la memoria descriptiva apartado 4.4.

El máximo valor de intensidad posible de los módulos, corresponde a la Intensidad de cortocircuito (Isc) cuando la temperatura del módulo es máxima.

La temperatura del módulo ha sido calculada en el apartado anterior en las mismas condiciones y que es igual a 71,6ºC.

Una vez se tiene la temperatura del modulo, se calcula la intensidad de cortocircuito (Isc) a 71,6ºC, en función de la intensidad de cortocircuito en condiciones estándar mediante la siguiente forma:

Isc (Tp) = Isc (STC) · (1 + ∆Isc/100)

∆Isc = ∆Iisc (Tp-25)

Donde:

Isc (Tp): Intensidad de Cortocircuito a temperatura del módulo (A)

Isc (STC): Intensidad de Cortocircuito en Condiciones Estándar (A)

∆Iisc: Coeficiente de temperatura de Intensidad Cortocircuito (%/ºC)

Sustituyendo valores se obtiene:



Isc (Tp) = 5,41 (1 + 0,0303) = 5,57 A

∆Isc = 0,065(71,6-25) = 3,03%

Con los resultados obtenidos se puede saber el número máximo de ramales que se pueden instalar en paralelo teniendo en cuenta la intensidad máxima del inversor

Nramales = Imax (inv) / Isc (Tp)

Nramales = 286 / 5,57 = 51,35

Teniendo en cuenta el número de módulos instalados en serie, la potencia de estos, se calcula el número máximo de ramales que se pueden instalar en paralelo teniendo en cuenta la potencia máxima del inversor:

Nramales = Pinv / nº módulos * Pmodulo

Donde:

Pinv: Potencia máxima del generador fotovoltaico que puede ser conectada al inversor.

Pmódulos: Potencia de los módulos igual a 180 w dato facilitado por el fabricante.

Sustituyendo valores en la anterior expresión se obtiene:

Nramales = 130000 / 18 * 180 = 40,12

El número máximo de ramales en paralelo que se instalan debe de ser inferior a los dos valores obtenidos, por lo tanto el número de ramales en paralelo que se deben instalar no debe superar 40 ramales por cada inversor instalado.

Se adopta un número de ramales óptimo teniendo en cuenta el número de módulos en serie instalados para que el inversor pueda funcionar dentro de sus límites con normalidad.

El rango de potencia del campo fotovoltaico recomendado esta entre 110 kW y 130 kW datos facilitados por el fabricante, la potencia del campo fotovoltaico debe de ser cercana a la potencia nominal del inversor para mejor aprovechamiento de la energía. Teniendo en cuenta la potencia pico de los módulos instalados y el número de módulos instalados en serie se calcula el número óptimo de ramales en paralelo:



Nramales = 34 que genera una potencia pico igual a 110,16 kW.



4.4. Resumen

En total en cada generador de la central fotovoltaica se instalan 612 módulos fotovoltaicos lo que hace un total de 6120 módulos fotovoltaicos entre todos los generadores, cada generador ocupa una superficie solar aproximada de 782 m 2 , en total entre los diez generadores fotovoltaicos la superficie solar ocupada es de 7820 m 2 .

La distribución en cada generador fotovoltaico es la siguiente:

• Número de módulos conectados en serie por ramal es de 18 módulos.

• Número de ramales conectados en paralelo es de 34 ramales en cada generador fotovoltaico.

Se comprueba que todos los valores hasta ahora obtenidos están dentro de los límites de funcionamiento

• Tensión Upmp por ramal:

Upmp = Vpmp * Nmod

Donde:

Vpmp: tensión de punto de potencia máxima de un modulo igual a 35,7V, dato facilitado por el fabricante.

Nmod: Numero de módulos en serie 18

Upmp = 35,7 * 18 = 642,6 V

Es un valor que esta dentro de los límites de tensiones para máxima potencia 405V-750V del inversor.

• Tensión en circuito abierto por ramal

Uoc = Voc * Nmod

Donde:

Voc: Tensión de circuito abierto de un modulo igual a 44,2 V, dato facilitado por el fabricante.

Nmod: Numero de módulos en serie 18



Upmp = 44,2 * 18 = 795,6 V

Valor inferior al de la tensión máxima en circuito abierto.

• Intensidad de cortocircuito por ramal Isc = 5,41 A (dato del módulo fotovoltaico facilitado por el fabricante).

• Intensidad Ipmp = 5,04 A (dato del módulo fotovoltaico facilitado por el fabricante).

• Potencia pico Generada por cada generador

P= Nramal * Nmod * Pmod

P = 110160 W

• Potencia pico total del huerto solar:

Pt= P * 10 = 1101,6KW

Distribución de la parcela fotovoltaica

Para más detalles ver anexo de planos, ‘’02.Instalación fotovoltaica general’’ y ‘’03.Instalación fotovoltaica’’.

Parcela fotovoltaica de 1,1016 MW

10 Generadores de 110,16 KW

Generador de 100 KW

34 ramales en paralelo

Ramal Upmp =642,6 V

P=3240 W

18 Módulos fotovoltaicos.

Upmp = 35,7 V P = 180 W



5. Dimensionamiento del cableado

5.1. Calculo de sección de cable en continua

Para el dimensionado de los cables tanto en la parte de la instalación en corriente continua como en los tramos entre los inversores y el centro de transformación de corriente alterna, se basa en los siguientes criterios:

Criterio térmico o de máxima intensidad.

Criterio caída de tensión.

Criterio de la intensidad de cortocircuito.

En toda la parte de corriente continua de la instalación que comprende los tramos entre los módulos fotovoltaicos y las casetas de inversores, se instala el cable TECSUN (PV) (AS) de la marca Prysmian, con conductor de cobre electrolítico, aislamiento HEPR (compuesto tipo EI6/EI8), y cubierta EVA (compuesto tipo EM4 / EM8), y de tensión asignada 0,6/1 kV.

En esta parte del generador fotovoltaico, todos los tramos están o expuestos directamente a la intemperie o en canaletas en el exterior, y según sus características se consideran estos tramos como redes subterráneas para distribución en baja tensión, por lo que se tendrá en cuenta para dimensionar estos conductores la instrucción ITC-BT-07.

En toda la parte de corriente alterna de la instalación que comprende los tramos entre las casetas de inversores de todos los generadores y el centro de transformación, se instala el cable AFUMEX 1000 V (AS) (designación genérica RZ1-K (AS)) de la marca Prysmian, con conductor de cobre electrolítico recocido, con aislamiento de mezcla de polietileno reticulado (XLPE), tipo DIX3, y cubierta de mezcla especial cero halógenos, tipo AFUMEX Z1, y con una tensión asignada 0,6/1 kV.

En esta parte del generador fotovoltaico, todos los tramos están enterrados dentro de tubos en zanjas, y según sus características se consideran estos tramos como redes subterráneas para distribución en baja tensión, por lo que se tendrá en cuenta para dimensionar estos conductores la instrucción ITC-BT-07.

Conocidos los tipos de cables que se vana instalar y el tipo de instalación, se procede al cálculo de la sección de estos cables según lo indicado en las instrucción ITC-BT-07 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, que determina que la sección de conductor esta limitada por:



Criterio térmico o de máxima intensidad admisible:

La sección de conductor se calcula en función de una intensidad máxima admisible en régimen permanente y para distintos tipos de instalación, agrupamiento y tipo de cables. De este modo se asegura que el aislamiento del cable no sufra daños por exceso de temperatura durante su servicio en régimen permanente.

La temperatura del conductor del cable en régimen permanente no deberá ser en ningún momento mayor que la máxima admisible de los materiales que se usan como aislamiento del cable.

La temperatura máxima del conductor varía en función del tipo de su aislamiento, en este caso el aislamiento es de HEPR y la temperatura es 90ºC para una vida de 30 años.

Por último por ser una instalación generadora de baja tensión, según la instrucción ITC-BT-40 (Instalaciones generadoras de BT) del RBT, los cables de conexión deben estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador, por lo tanto los tramos de cableado deben diseñarse para soportar una intensidad:

Imax = 125% x Isc (STC)

En este caso la máxima intensidad del generador fotovoltaico que puede ser generada por los módulos fotovoltaicos es la intensidad de cortocircuito bajo condiciones estándar (STC), y se da cuando los bornes de una célula están cortocircuitados. Su valor típico es de decenas de miliamperios por cada centímetro cuadrado de la célula. En cambio un módulos fotovoltaico trabaja con una intensidad cercana a la de Ipmp (corriente de punto de máxima potencia), y debido a que el valor de Ipmp es muy cercano a la intensidad de cortocircuito, se toma el valor de esta ultimo para ponerse de lado de la seguridad y debido a que la diferencia es muy pequeña entre los valores de las dos intensidades como bien se ve en la grafica 5.1de la curva I-V del módulo fotovoltaico.



Figura 5.1, curva V-I del modulo CS5A-180p

Y la sección transversal del conductor será aquella cuya intensidad máxima admisible Iz sea mayor o igual que la Imax calculada:

Imax < Iz

La intensidad máxima admisible para los conductores de cobre en una instalación al aire en galerías ventiladas se observa en la Tabla siguiente:

Tabla 5.1, intensidad máxima admisible en instalación al aire en galerías

ventiladas



La intensidad máxima admisible se corrige con factores, dependiendo de las agrupaciones de cables unipolares instalados al aire y de la temperatura ambiente.

Caída de tensión:

La circulación de corriente a través del cable produce una caída de tensión que provocará una pérdida de potencia.

Esta caída de tensión según viene recogido en la instrucción ITC-BT-40, no puede ser superior a 1.5% para los conductores que conectan el generador fotovoltaico con el inversor, esto viene a decir la parte de corriente de cortocircuito de la instalación fotovoltaica, y según el pliego de condiciones del IDAE (Instituto para la diversificación y ahorro de la energía) se exige también para cualquier condición de trabajo, que los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% y los de la parte de corriente alterna para que la caída de tensión sea inferior del 2%, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones.

Normalmente, se dimensiona el conductor con un límite menor para así disminuir al máximo las pérdidas, pérdidas que sobre todo se hacen notar con longitudes largas del conductor, por lo que es muy importante minimizar todo lo posible la longitud del cable a utilizar.

La expresión que se utiliza para el cálculo de la caída de tensión que se produce en una línea se obtiene considerando el circuito equivalente de una línea corta (inferior a unos 50 km) es la siguiente:

Figura 5.2. Circuito equivalente de una línea corta



Figura 5.3. Diagrama vectorial

Debido al pequeño valor del ángulo θ, entre las tensiones en el origen y el extremo de la línea, se puede asumir sin cometer prácticamente ningún error, que el vector U1, es igual a su proyección horizontal, siendo por tanto el valor de la caída de tensión.

ϕϕ senIXIRBCABUUU ⋅⋅+⋅⋅=+≅−=∆ cos21

Como la potencia transportada por la línea es:

En trifásica: ϕcos3 ⋅⋅⋅= nnn IUP

En monofásica: ϕcos⋅⋅= nnn IUP

Donde:

Pn: Potencia nominal [W]

Un: Tensión nominal [V]

In: Intensidad nominal [A]

Cosφ: Factor de potencia

Se sustituye la intensidad calculada en función de la potencia en la fórmula de caída de tensión teniendo en cuenta que en monofásico habrá que multiplicarla por un factor de dos para tener en cuenta tanto el conductor de ida como el de retorno.

Caída de tensión en trifásico:



∆UIII = (R + X tanφ) (P / U1)

Caída de tensión en monofásico:

∆UI = 2 (R + X tanφ) (P / U1)

Donde:

∆U ΙΙΙ: Caída de tensión de línea en trifásico en voltios

∆U Ι: Caída de tensión en monofásico en voltios.

R: Resistencia de la línea en Ω

X: Reactancia de la línea en Ω

P: Potencia en vatios transportada por la línea.

U1: Tensión de la línea según sea trifásica o monofásica

tan ϕ: Tangente del ángulo correspondiente al factor de potencia de la carga.

En el caso de corriente continua para el cálculo de las secciones de las líneas de esta parte de la instalación, las fórmulas anteriores se pueden simplificar de la siguiente forma:

∆U = 2 R P / U1

Donde el valor de la resistencia se calcula como:

S

L

S

LR

×=×=

σρθ

Donde:

R = resistencia en ohmios

ρ = resistividad en Ω mm2/m

L = longitud en m

S = sección del conductor en mm2

σ = conductividad



y ( )[ ]20120 −+⋅= θαρρθ

Sustituyendo la ecuación R en la expresión de caída de tensión, se puede despejar el valor de la sección mínima que garantiza una caída de tensión límite, previamente establecida.

UU

2

×∆

×××=

PLS

ρ

Por otro lado, en caso de conocerse la intensidad se obtiene el valor de la sección del conductor mediante la expresión siguiente:

( ) σ××∆

××=

U%V

2 ILS

Donde:

S: es la sección teórica del conductor en [mm2].

L: es la longitud del conductor [m].

I: es la corriente máxima que va a circular por los conductores, y como ya se especifico en el punto anterior, la intensidad que se considera es la de cortocircuito de los paneles, valor próximo al de la intensidad de trabajo de los paneles [A].

∆V (%): es la caída de tensión [V] que como máximo podrán tener los conductores de enlace entre el generador fotovoltaico en la parte de corriente continúa y es del 1,5%, y en la parte de corriente alterna entre los inversores y el centro de transformación y que es igual al 2%

σ: es la conductividad del elemento que forma el conductor, como en este caso

el cable instalado en toda la parcela fotovoltaica es de conductor de cobre electrolítico la conductividad a 90ºC es de 44 m/Ω*mm².



Material 20σ 70σ 90σ

Cobre 56 48 44

Aluminio 35 30 28

Temperatura 20ºC 70ºC 90ºC

Tabla 5.2, Conductividades, σ (en m/ Ω mm²) para el cobre y el aluminio, a

distintas temperaturas.

U: Tensión en el ramal, en este tramo existe una tensión igual a la tensión de punto de máxima potencia de cada panel por el numero de paneles en serie que forman cada ramal, 18 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo es igual a

Upmp = 35,7 x 18 = 642,6 V

Criterio de la intensidad de cortocircuito.

La temperatura que puede alcanzar el conductor del cable, como consecuencia de un cortocircuito o sobreintensidad de corta duración, no debe pasar la temperatura máxima admisible de corta duración (para menos de 5 segundos) asignada a los materiales utilizados para el aislamiento del cable.

Esta temperatura como viene especificado en las características de los conductores usados en esta instalación es igual a 250º C, y con aislamientos termoestables. Este criterio, es determinante en instalaciones eléctricas de alta y media tensión.

Comprobar los esfuerzos térmicos en cortocircuito, se reduce a verificar que la temperatura del cable no supere la temperatura máxima admisible de cortocircuito. Esta temperatura se calcula considerando que, cuando se produce el cortocircuito, toda la energía se invierte en aumentar la temperatura del conductor.

5.1.1. Interconexión de paneles:

Este tramo incluye todas las interconexiones entre los distintos módulos fotovoltaicos que están conectados en serie desde el primero hasta el último modulo.

Unas cajas de conexión están situadas en la parte posterior de los módulos tal y como se ve en la figura 5.4. Estas son cajas estancas preparadas para



intemperie con un IP-65. En cada módulo existe una sola caja de conexiones para ambos terminales. Se respeta la polaridad en las conexiones para el buen funcionamiento de los módulos.

Figura 5.4, montaje de interconexión entre módulos

Se opta por la instalación del cable TECSUN (PV) (AS) de la marca Prysmian y designación: PV1-F (AS), con conductores de cobre electrolítico, aislamiento termoestable HEPR 120 ºC y cubierta polimérica EVA 120 ºC. La tensión nominal es de 0,6/1 kV.

La instalación es de distribución en baja tensión al aire totalmente expuesta a la intemperie por lo que se tiene en cuenta la instrucción ITC-BT-07 para dimensionar los conductores de estos tramos, los cables están directamente posados y fijados al reverso de los paneles fotovoltaicos de acuerdo con las especificaciones de la norma UNE 21030 O 21123, uniendo las cajas de conexión de estos tal y como se puede ver en la figura 5.4.

Criterio térmico (máxima intensidad admisible):

Para comprobar que los cables soportan el calor producido en el conductor se parte de la corriente máxima que puede circular por los conductores en



funcionamiento permanente y como ya se explico anteriormente se toma como referencia la corriente de cortocircuito de los paneles fotovoltaicos.

Se considera el 125 % de la intensidad máxima que va a transportar la línea de corriente continua, según lo indicado en la instrucción ITC-BT-40 en el apartado 5. Es decir, que los conductores se dimensionan para una corriente igual al 125% de la corriente de cortocircuito del modulo fotovoltaico.

Imax = 125% x Isc

Donde

Imax: es la intensidad máxima de trabajo para la que se dimensionan los conductores.

Isc: es la corriente de cortocircuito de los paneles y es igual a 5,41 A.


Imax = 1,25 x 5,41 = 6,76 A

Dado que las condiciones reales de la instalación son distintas de las condiciones ‘’ tipo’’ se aplican una serie de factores de corrección, en este tramo se aplican los siguientes factores:

• Factor de corrección para una temperatura ambiente en toda la instalación fotovoltaica distinta de 40ºC. La temperatura en los días calurosos suele estar en torno a los 45ºC como ya se vio en el apartado 4.1.1 de la memoria de calculo, y el factor correspondiente es:

f1 = 0,95

• Numero de cables:

f2 = 1

• Factor total de corrección:

Ftot = f1 x f2

Ftot = 0,95 x 1



Ftot =0,95

Aplicando el criterio térmico de máxima intensidad admisible se debe de verificar que:

FtotII adm·max <

Donde:

Imax: La intensidad de trabajo permanente.

Iadm: Máxima intensidad admisible en los conductores.

Ftot: Factor total de corrección


Iadm > 6,76 x 0,95 A

Iadm > 6,42 A

Atendiendo a la norma UNE 20435 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales (se refiere a un solo conductor, instalado al aire libre y a temperatura de 40ºC) de tensión nominal 0,6/1kV y aislamiento termoestable HEPR, se usa una sección normalizada minima exigida que en este caso, la sección mínima aceptada es de 6 mm², para esta sección la intensidad máxima admisible es de 45 A, valor superior a los 6,42A.

Ahora se comprueba si esta sección es valida y cumple con los otros criterios de caída de tensión y corriente de cortocircuito.

Criterio caída de tensión:

Los parámetros para el cálculo de la sección minima de los conductores de este tramo por el criterio de caída de tensión son:

L: es la longitud del conductor [m]. Los tramos de cables entre módulos tienen una longitud de 1.5m.



Isc: Corriente de cortocircuito de los módulos fotovoltaicos [A]. Como ya se explico anteriormente se toma por seguridad como referencia el valor de la corriente de cortocircuito para dimensionar las secciones de los conductores, debido a que durante el funcionamiento normal del generador fotovoltaico circulan corrientes de valor cercano a las de corriente de cortocircuito tal y como se puede ver en la curva V-I en la grafica 5.1. Cada ramal suministra una corriente máxima igual a la de cortocircuito de cada uno de los módulos que lo forman 5,41A.

∆U: es la máxima caída de tensión permitida en los conductores del tramo en estudio, siendo el valor de la caída de tensión en toda la parte de corriente continua entre los paneles fotovoltaicos y los inversores según la ITC-BT-40 igual a 1,5%, y la suma de las caídas de tensión debe de ser inferior a este valor.

Upmp: es igual a la tensión de funcionamiento del modulo instalado [V], que coincide con el valor de la tensión de punto de máxima potencia del módulo Upmp = 35,7 V dato facilitado por el fabricante (ver catalogo).

σ: es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso el

material que constituye todos los conductores de estos tramos son de cobre electrolítico y su conductividad es de 44 m/Ω*mm 2 a temperatura de 90 ºC como ya se vio en la tabla 5.2.

Al tratarse de un tramo de corriente continua, para el cálculo de la caída de tensión en este tramo se aplica la siguiente expresión, haciendo uso de la sección del conductor calculada en el criterio de intensidad máxima admisible y que es igual a 6 mm²:

( )σ××

××=∆

Upmp

2%V

Sc

IscL


( )447,356

41,55,12%V

××

××=∆

( ) %002,0%V =∆

La caída de tensión en este tramo es de 0,002% evidentemente es muy inferior al 1,5%, este valor se va sumando al de los demás tramos para comprobar que esta condición se cumple.



Corriente de cortocircuito máxima admisible

Siguiendo la norma UNE 20460-4-43 se puede calcular la corriente máxima de cortocircuito que puede soportar un cable según la fórmula siguiente:

222SKtI cc ⋅=⋅

Donde:

Icc: corriente de cortocircuito [A], en este caso la corriente de cortocircuito en los tramos de interconexión entre paneles, es un dato facilitado por el fabricante Icc = 5,41 A.

k: constante que depende de la naturaleza del conductor (Cu o Al) y del tipo de aislamiento (termoplástico [PVC o poliolefinas Z1] o termoestable [XLPE o EPR]), en este caso el aislamiento es un termoestable y el valor de:

k = 143

S: sección del conductor en mm².

t: la duración del cortocircuito en segundos (mínimo 0,1 segundos, máximo 5 segundos).

Aplicando valores a la fórmula se obtienen los valores de la intensidad de cortocircuito admisible (A) para conductores de Cu con aislamiento termoestable, máx 250 ºC en cortocircuito:

Duración del cortocircuito en (s) Sección

(mm²) 0,1 0,2 0,3 0,5 1 1,5 2 2,5 3

6 2.713 1.919 1.566 1.213 858 701 607 495 495

5.3, valor de intensidad máxima admisible de cortocircuito

Calculados los valores de los cortocircuitos que puede soportar el conductor en este tramo, se comprueba que el valor de la Icc que puede producirse es muy inferior, por ejemplo para un tiempo de cortocircuito t = 3 s, la intensidad de cortocircuito que puede soportar este conductor es de 495 A muy superior a la intensidad Isc = 5,41 A.



Resumiendo, después de aplicar los tres criterios para el dimensionado de la sección de los conductores de interconexión entre los paneles se comprueba que la sección mínima que debe instalarse es de 6 mm 2 .

5.1.2. Línea ramal-cuadro secundario

Este tramo transcurre entre la salida de cada uno de los ramales (agrupación de 18 paneles en serie) y la caja de conexión secundaria tal y como se ve en la figura 5.5, en dicha caja de conexión de subgrupo se alojaran los elementos encargados de la protección de cada uno de los ramales por separado. Los conductores instalados son de cobre electrolítico con aislamiento termoestable HEPR y cubierta polimérica, adecuados para soportar las condiciones a la intemperie y de tensión asignada 0,6/1 kV.



Figura 5.5, tramos entre ramales y caja secundaria de CC

En total se instalan 8 cajas cercanas a los subgrupos de ramales, con 2 tipos de conexiones diferentes, 6 cajas denominadas Cs1 y otras 2 denominadas Cs2. A las cajas Cs1 llegan 8 conductores; 4 correspondientes a los polos positivos de cada ramal y 4 correspondientes a los negativos y salen 2 conductores, uno de polaridad negativa, y otro de polaridad positiva, y a las otras 2 cajas llegan 10 conductores y salen 2.

La instalación de los cables es subterránea de distribución en baja tensión en canaletas y expuesta a la intemperie, por lo que se tiene en cuenta la instrucción ITC-BT-07 para dimensionar los conductores de estos tramos.


Para comprobar que los cables soportarán el calor producido en los conductores se parte de la corriente de cortocircuito de los paneles, se considera el 125 % de la intensidad máxima que transporta la línea de corriente continua, es decir, la de cortocircuito del modulo fotovoltaico.

Imax = 125% x Isc

Imax = 1,25 x 5,41 = 6,76 A



Dado que las condiciones reales de la instalación son distintas de las condiciones ‘’ tipo’’ se aplican en este tramo a la intensidad calculada Imax una serie de factores de corrección, atendiendo a las tablas correspondientes de la norma UNE 20435:

• Para el caso de dos cables unipolares, se multiplica por 1,225 la intensidad correspondiente a tres cables unipolares:

f1 = 1,225

• Factor de corrección para una temperatura ambiente en la parcela fotovoltaica distinta de 40ºC. La temperatura en los días calurosos suele estar en torno a los 45ºC como ya se vio en el apartado 4.1.1 de la memoria de calculo:

f2 = 0,90

• factor de corrección para agrupaciones de cables unipolares instalados al aire:

f3 = 0,85


Ftot = f1 x f2 x f3 x f4

Ftot = 1,225 x 0,90 x 0,85

Ftot = 0,9371


FtotII adm·max <

Donde:







Iadm > 7,21 A

Atendiendo a la norma UNE 20435 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales (se refiere a un solo conductor, instalado al aire libre y a temperatura de 40ºC) de tensión nominal 0,6/1kV y aislamiento termoestable HEPR, para la intensidad admisible calculada y teniendo en cuenta la norma UNE 20435 obliga a instalar una sección mínima, que en el caso de conductores de cobre es de 6 mm², la intensidad máxima admisible es de 45 A.

Aplicado el criterio de máxima intensidad admisible se ha obtenido una sección de conductor de 6 mm², ahora se comprueba que esta sección si es valida para soportar el calor producido por el efecto Joule al producirse una corriente de cortocircuito.

Criterio caída de tensión:

Los parámetros para el cálculo de la sección minima de los conductores de este tramo son:

L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia del modulo mas alejado hasta su caja de conexión 36 m.

Isc: Corriente de cortocircuito de los módulos fotovoltaicos [A]. Como ya se explico anteriormente se toma por seguridad como referencia el valor de la corriente de cortocircuito para dimensionar las secciones de los conductores, debido a que durante el funcionamiento normal del generador fotovoltaico circulan corrientes de valor cercano a las de corriente de cortocircuito tal y como se puede ver en la curva V-I en la grafica 5.1. Cada ramal suministra una corriente máxima igual a la de cortocircuito de cada uno de los módulos que lo forman 5,41A.

∆U: es la máxima caída de tensión permitida en los conductores de la instalación de enlace en toda la parte de corriente continua entre los paneles fotovoltaicos y los inversores, y según la ITC-BT-40 el valor de la caída de tensión es igual a 1,5%.

Upmp: es igual a la tensión en cada tramo o ramal y es la tensión de cada módulo multiplicada por el numero instalado en serie que forman cada ramal, 18 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo es de

35,7V × 18 paneles = 642,6 V





Al tratarse de un tramo de corriente continua, para el dimensionado de la sección minima de los conductores se aplica la siguiente expresión:

( )σ××

××=∆

Upmp

2%V

Sc

IscL


( )446,6426

41,5362%V

××

××=∆

( ) %0023,0%V =∆



Como ya se ha visto en el dimensionado del tramo de interconexión entre paneles para el cálculo de las corrientes de cortocircuito se usa la siguiente expresión:

222SKtI cc ⋅=⋅

Donde:



k = 143







(mm²) 0,1 0,2 0,3 0,5 1 1,5 2 2,5 3

6 2.713 1.919 1.566 1.213 858 701 607 495 495


Para saber si la sección del conductor determinada con los criterios de caída de tensión y de máxima intensidad admisible, se comparan los valores admisibles de corriente de cortocircuito para esa sección con el valor de Icc que se produce en este punto de la instalación.

Icc = 5,41 x 18

Icc = 97,38 A

Para un tiempo de cortocircuito t = 3 s, la intensidad de cortocircuito que puede soportar este conductor es de 495 A muy superior a la intensidad Icc = 97,38 A.




5.1.3. Línea caja secundaria - Caja principal CC

Estas líneas transcurren desde cada una de las 8 cajas secundarias de grupo de ramales hasta una de las dos cajas principales de corriente continua de cada generador fotovoltaico, para más detalles ver anexo de planos (03 instalación fotovoltaica).

Figura 5.6, líneas de conexión entre CSCC y CPCC

A las cajas principales de corriente continua llegan 2 conductores uno positivo y otro negativo desde las CSCC. En total llegan 8 conductores y salen 2 únicos conductores, uno positivo y otro negativo, que van hacia el inversor. En estas cajas (ver figura 5.6) se encuentran los elementos necesarios para la protección del generador fotovoltaico completo.



Imagen 5.6, fotografía de una Caja principal de CC

De forma similar a como se ha procedido anteriormente se calculan las dimensiones de las distintas líneas de este tramo utilizando los criterios de caída de tensión, de máxima intensidad admisible y el criterio térmico de corriente de cortocircuito.

La instalación de los cables es aérea de distribución en baja tensión en canaletas y expuesta a la intemperie, por lo que se tiene en cuenta la instrucción ITC-BT-06 para dimensionar los conductores de estos tramos.


Para comprobar que los cables soportarán el calor producido en los conductores se parte de la corriente de cortocircuito de los paneles, se considera el 125 % de la intensidad máxima que transporta la línea de corriente continua, es decir, la de cortocircuito del modulo fotovoltaico.

Imax = 125% x Isc

Imax = 1,25 x 21,64

Imax = 27,05 A





f1 = 1,225


f2 = 0,90


f3 = 0,85


Ftot = f1 x f2 x f3 x f4

Ftot = 1,225 x 0,90 x 0,85

Ftot = 0,9371


FtotII adm·max <

Donde:







Iadm > 28,87 A

Atendiendo a la norma UNE 20435 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales (se refiere a un solo conductor, instalado al aire libre y a temperatura de 40ºC) de tensión nominal 0,6/1kV y aislamiento termoestable HEPR, y teniendo en cuenta la norma UNE 20435 obliga a instalar una sección mínima, que en el caso de conductores de cobre es de 6 mm², la intensidad máxima admisible es de 45 A.


Criterio de máxima caída de tensión

Los parámetros para el cálculo de la sección minima de los conductores del tramo más alejado son:

L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia entre la caja secundaria más alejada y la caja principal correspondiente, y que es igual a 26m.

I: es la corriente máxima que va a circular por los conductores de este tramo [A]. En este tramo se unen 4 ramales en paralelo por lo tanto la corriente máxima que circula por los conductores es de:

5,41 × 4 ramales =21,64 A.

∆U: es la máxima caída de tensión permitida en los conductores de enlace de corriente continua y es del 1,5%.

U: es igual a la tensión en cada tramo o ramal y es la tensión de cada módulo multiplicada por el numero instalado en serie que forman cada ramal, 18 paneles, por lo tanto la tensión en este tramo es de

35,7V × 18 paneles = 642,6 V






( )σ××

××=∆

Upmp

2%V

Sc

IscL


( )446,6426

64,21262%V

××

××=∆

( ) %007,0%V =∆



Como ya se ha visto en el dimensionado de los anteriores tramos para el cálculo de las corrientes de cortocircuito, en este también se usa la siguiente expresión:

222SKtI cc ⋅=⋅

Donde:



k = 143







(mm²) 0,1 0,2 0,3 0,5 1 1,5 2 2,5 3

6 2.713 1.919 1.566 1.213 858 701 607 495 495



Icc = 5,41 x 4

Icc = 21,64 A

Para un tiempo de cortocircuito t = 3 s, la intensidad de cortocircuito que puede soportar este conductor es de 495 A muy superior a la intensidad Icc = 21,64 A.




5.1.4. Línea caja principal de CC – Inversor

En este tramo se instalan dos líneas que están comprendidas entre cada una de las cajas principales de CC, de donde salen horizontalmente y bajo las canaletas los dos conductores principales que transportan la potencia que cada generador esta suministrando hasta la caseta donde está ubicado el inversor.

Al inversor llegan dos cables, uno positivo y otro negativo correspondiente al final de circuito de corriente continua y a la salida comienza el último tramo correspondiente al circuito de corriente alterna.

Figura 5.7, líneas de conexión entre CPCC y el inversor

La instalación de los cables es aérea de distribución en baja tensión en canaletas y expuesta a la intemperie, por lo que se tiene en cuenta la instrucción ITC-BT-06 para dimensionar los conductores de estos tramos.

Se procede a aplicar los criterios ya vistos en los apartados anteriores para el dimensionado de este tramo.




Para comprobar que los cables soportan el calor producido en los conductores se parte de la corriente de cortocircuito de los paneles como referencia de la corriente máxima que puede circular por los estos paneles, y según la instrucción ITC-BT-40 se considera el 125 % de la intensidad máxima que transporta la línea de corriente continua.

Imax = 125% x I

Donde:

I: es la máxima intensidad que circula por este tramo y que ya se ha calculado en apartado anterior de caída de tensión.

I = Isc x 17

I = 5,41 x 17 = 91,97 A

Imax = 1,25 x 91,97

Imax = 114,96 A



f1 = 1,225


f2 = 0,90


f3 = 0,85




Ftot = f1 x f2 x f3

Ftot = 1,225 x 0,90 x 0,85

Ftot = 0,9371


FtotII adm·max <

Donde:





Iadm > 122,678A

Atendiendo a la norma UNE 20435 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales (se refiere a un solo conductor, instalado al aire libre y a temperatura de 40ºC) de tensión nominal 0,6/1kV y aislamiento termoestable HEPR, y teniendo en cuenta que la intensidad máxima admisible debe de ser superior a la calculada que en este caso es de 122,68, la sección de los conductores de cobre es de 35 mm², cuya intensidad máxima admisible es de 140 A.

Iadm = 140 A



Para aplicar el criterio de caída de tensión se usan los siguientes parámetros para el cálculo de la sección minima de los conductores en este tramo de la instalación:



L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia entre la caja principal de corriente continua y la caseta del inversor, y que es igual a 20m.

I: es la corriente máxima que va a circular por los conductores [A]. La corriente que circula por este tramo es la suma de las corrientes que circulan por los 17 ramales instalados en paralelo en cada parte del generador fotovoltaico (ver anexo de planos ‘’ plano 03-instalación fotovoltaica), por lo tanto la corriente máxima que circula por los conductores es de:

Isc x Nº ramales

5,41 x 17 = 91,97 A.

∆U: es la máxima caída de tensión permitida en los conductores de continua y es del 1,5% (según la instrucción ITC-BT-40 punto nº5).

U: es igual a la tensión en cada ramal [V]. El ramal esta constituido por 18 paneles en serie, y la tensión de cada módulo es igual a Upmp = 35,7, por lo tanto la tensión en este tramo es igual a.

U = Upmp x 18

U = 35,7V × 18 paneles

U = 642,6 V




( )σ××

××=∆

Upmp

2%V

Sc

IscL




( )446,6426

97,91202%V

××

××=∆

( ) %02,0%V =∆


Una vez calculadas las caídas de tensión de todos los tramos entre los paneles fotovoltaicos y el inversor se comprueba que cumple con la condición exigida por la instrucción ITC-BT-40:

( ) 02,0007,00023,0002,0%V +++=∆

( ) %03,0%V =∆

Se comprueba que:

( ) %5,1%V <∆

Ahora se comprueba que la sección del conductor de 35 mm² es valida para soportar el calor producido por el efecto Joule al producirse una corriente de cortocircuito.


Como ya se ha visto en el dimensionado de los anteriores tramos para el comprobar el criterio térmico de cortocircuito, se hace uso de la siguiente expresión:

222SKtI cc ⋅=⋅

Donde:





k = 143





(mm²) 0,1 0,2 0,3 0,5 1 1,5 2 2,5 3

35 15.827 11.192 9.138 7.078 5.005 4.087 3.539 3.165 2.890



Icc = 5,41 x 17

Icc = 91,97 A

Para un tiempo de cortocircuito t = 3 s, la intensidad de cortocircuito que puede soportar este conductor es de 2890 A valor muy superior a la intensidad cc = 91,97 A. Por lo tanto la sección obtenida con los anteriores criterios sigue siendo valida para el criterio térmico de corriente de cortocircuito.

Resumiendo, después de aplicar los tres criterios para el dimensionado de la sección de los conductores de interconexión entre los paneles se comprueba

que la sección mínima que debe instalarse es de 35 mm2.



5.2. Cálculo de secciones de los conductores en CA

En la parte de corriente alterna de la instalación que une los inversores con el centro de transformación se opta por la instalación de un cable de alta seguridad (AS), libre de halógenos, no propagador del incendio y con emisión de humos y opacidad reducida para redes de BT subterráneas en instalaciones fotovoltaicas. Se instala el cable AFUMEX 1000 V (AS) de la marca Prysmian con una tensión asignada 0,6/1 KV, con un conductor de cobre electrolítico con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y cubierta tipo AFUMEX Z1.

En esta parte de la instalación donde ya se ha producido la conversión de la corriente continua a corriente alterna, se realiza en trifásica, y transcurre desde las casetas de inversores hasta el cuadro de baja tensión en el centro de transformación, con la diferencia con respecto al circuito de corriente continua de que la caída de tensión en condiciones nominales en la parte de CC de los conductores es inferior al 1,5% y los de la parte de corriente alterna es inferior al 2% según el pliego de condiciones de la IDAE.

La instalación del cableado es diferente, en este tramo los conductores de tipo 0,6/1kV están enterrados en zanjas bajo tubo, y su diseño se basa en la instrucción ITC-BT-07 para redes subterráneas para distribución en baja tensión.

Para el dimensionado del cableado de estas líneas se usan los mismos criterios, el de máxima caída de tensión, el de máxima intensidad admisible en los conductores y el criterio térmico de corriente de cortocircuito, con la salvedad de que en este caso varia la expresión para la máxima caída de tensión, y se utiliza la expresión para conductores en trifásica:

σ

ϕ

×∆

×××=

V

cos3 ILSc

( ) σ××∆

×=

lU

PLSc

%V

Donde:

S: es la sección teórica del conductor en [mm2].

L: es la longitud del conductor [m].

P: es la potencia máxima que transporta el cable [W].



∆V (%): es la caída de tensión [V] que como máximo pueden tener los conductores. la máxima caída de tensión permitida en conductores de alterna es del 2%.

σ: es la conductividad del elemento que forma el conductor, en este caso

siempre se utilizara cobre y su conductividad es 44 m/Ω*mm2 a temperatura de 90 ºC para aislamiento XLPE.

U: es la tensión de línea de la red [V].

O la siguiente expresión donde si se considera tanto la resistencia R como la reactancia X para el cálculo de la caída de tensión:

V

PXRV ⋅⋅+=∆ )tan( ϕ

5.2.1. Línea Inversor – CGPM

Es una línea trifásica que une los inversores con las CGPM. Estas líneas como se ha comentado antes, están formadas por cables de cobre electrolítico no propagadores de incendio y con baja emisión de humos para más detalles del tipo de conductor ver memoria descriptiva apartado ‘’6.3.1 tipo de cable en la parte de corriente alterna’’. Las canalizaciones que se utilizan son bandeja fija mediante tornillo a la pared, hasta llegar a la ubicación de la CGPM, situada en la pared externa de la caseta de los inversores.



Figura 5.8, líneas de conexión entre el inversor y la CGPM


La corriente que circula desde el inversor hasta la CGPM dado por la potencia máxima que el inversor puede entregar a la red, que es de 100 kW y la tensión a la cual se realiza la conexión, 400V, teniendo en cuenta que el factor de potencia proporcionado por las instalaciones solares fotovoltaicas es igual a la unidad se tiene:

ϕcos3 ××=

U

PI


AI 34,14414003

000.100=

××=



Atendiendo a la norma UNE 20460 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales, se exige que la sección de los conductores no sea en cualquier caso inferior a 6 mm².

Dado que las condiciones reales de la instalación son distintas de las condiciones ‘’ tipo’’ se aplican una serie de factores de corrección. En este tramo se aplican los siguientes factores:


F1 = 0,96


Ftot = f1

Ftot = 0,96


FtotII admt ·<

Donde:

It: La intensidad de trabajo permanente.




Iadm > 150,35 A

teniendo en cuenta la norma UNE 20435, el valor de la corriente máxima admisible para una terna de cables unipolares con conductores de cobre y aislamiento tipo A que sea mayor al valor obtenido es igual a 150,35 A según la tabla de intensidades máximas admisibles.



El valor hallado es de 155 A, a este valor de intensidad le corresponde una sección para los conductores igual a 50 mm 2 .




L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia entre el la salida del inversor y la entrada a la caseta del centro de transformación en el caso más desfavorable que en este caso es de 5m.

P: es la potencia máxima que transporta el cable [W]. Es la potencia alterna máxima que puede entregar el inversor a su salida, y que es igual a 100 kW.

∆U (%): es la máxima caída de tensión permitida en los conductores de continua y es del 2 %. A la salida del inversor existe una tensión alterna constante de 400V, valor al cual se inyecta a la red de baja tensión, por lo tanto la caída de tensión máxima admisible en este tramo es de:

∆U = 0,02 × 400V = 8 V.

U l : es la tensión de línea de la red [V]. A la salida del inversor la tensión es

constante e igual a 400V.



φ: Factor de potencia igual a la unidad.

Para el cálculo de la caída de tensión se utilizara la formula siguiente para circuitos trifásicos:

V


Donde:

R: Resistencia de la línea.



X: Reactancia de la línea.


V: Tensión de la línea según sea trifásica o monofásica.

Tan φ: Tangente del ángulo correspondiente al factor de potencia de la carga.

Pudiéndose expresar para un circuito trifásico de la siguiente forma:

)cos(3 ϕϕ senXRIV ⋅+⋅⋅⋅=∆

Antes se determina los valores de reactancia y resistencia a la máxima temperatura admisible del conductor en régimen permanente, que en este caso es de 90ºC.

En primer lugar, se calcula el valor de la resistencia del conductor para la máxima temperatura admisible. Según las características dadas por el fabricante, la máxima temperatura admisible en régimen permanente del conductor es de 90 ºC, para esta temperatura la resistividad del conductor de cobre es de: ρ90ºC = 0,02273 Ω·mm²/m. y la resistencia se calcula mediante la siguiente expresión:

S

LR CC ⋅= º90º90 ρ


Ω= 0022,0º90 CR

Conocido el valor de la resistencia a máxima temperatura, se determina a continuación el valor de la reactancia del conductor, que según características constructivas dadas por fabricante, la reactancia es de 0’07 Ω/km. Luego para una longitud de 5 m, queda una reactancia de:

Ω= 00035,0X

Conocidos los valores de la resistencia y de la reactancia, ya se puede calcular la caída de tensión.

VV 55,0=∆



%14,0=∆V

Por lo tanto la caída de tensión es menor al 2% valor establecido por el pliego de condiciones del IDEA. Por lo tanto la sección de los conductores de 50 mm² calculada por el criterio de máxima intensidad admisible sigue siendo valida para el criterio de caída de tensión, teniendo que comprobar que la suma de las caídas de tensión de todos los tramos es inferior al 2%.


La sección de los conductores debe ser adecuada para soportar un cortocircuito durante el tiempo de respuesta del interruptor automático. Según norma UNE 21239, referente a cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna, la intensidad máxima de cortocircuito, se calcula según la siguiente expresión:

K

tIccS =

Donde:

K: constante que depende de la naturaleza del conductor (Cu o Al) y del tipo de aislamiento PVC o XLPE, su valor en el caso de conductores Cu y aislamiento XLPE es de 143.


Icc: corriente de cortocircuito en amperios

S: sección del conductor en mm2

Para el cálculo de la corriente máxima de cortocircuito aguas abajo se hace uso de las tablas de densidades de corriente de cortocircuito admisibles en los conductores que aparecen en la ITC-BT 07 del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, y de la expresión indicada en la Norma UNE-EN 60909-0, que es la siguiente:

Zeq

cUnIcc

×=

3max

Donde:



c: Factor de tensión, se obtiene de la Tabla 1 de la Norma CEI 60038, y para una tensión nominal de 400 V tiene un valor de 1,05

Un: Tensión nominal de la red de baja tensión (V).

Zeq: Impedancia equivalente del circuito (U)

Imax cc: Corriente de cortocircuito máxima en el lado de baja tensión del transformador en (kA).

La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador más la impedancia equivalente de la red en baja tensión, es decir:

Zeq = Z"red + Ztrafo + Zl1+Zl2

A continuación se calcula cada una de las impedancias del circuito equivalente.

Impedancia equivalente de la red de distribución en baja tensión Zl1:

Para calcular la impedancia equivalente de la línea en baja tensión entre el CGPM y el cuadro de baja tensión del centro de transformación, se deben calcular los valores de la resistencia y de la reactancia.

El valor de la resistencia de red de baja tensión se obtiene como:

S

LRl

20ρ=


95

9201786,0 ×=lR

Ω= 01711,0lR

Donde:

R: Resistencia de la línea de baja tensión (U)

ρ 20 : Resistividad del material conductor a 20ºC (cobre = 0,01786 Ωmm 2 /m)



S: Sección del conductor (mm 2 ), en este caso es de 50 mm².

L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia entre el la salida del inversor y la entrada a la caseta del centro de transformación, y que es igual a 92 m.

El valor de la reactancia de la red de baja tensión es un dato facilitado por el fabricante de los cables instalados, en este caso el valor es:

LX l ×= 07,0

X: Reactancia de la línea de baja tensión (U)

L: es la longitud del conductor [km]. Se toma como longitud del cable la distancia entre el la salida del inversor y la entrada a la caseta del centro de transformación, y que es igual a 0,092 km.


092,007,0 ×=lX

Ω⋅= −31044,6lX

Calculados los valores de la resistencia y de la reactancia, ya se puede calcular el calor de la impedancia de la red de distribución en baja tensión.

31044,601711,01 −⋅⋅+= jZl

Ω∠= º63,200183,02Zl


Para calcular la impedancia equivalente de la línea en baja tensión entre el inversor y el CGPM, se deben calcular los valores de la resistencia y de la reactancia, correspondientes.

El valor de la resistencia de red de baja tensión se obtiene como:

S

LRl

20ρ=




50

501786,0 ×=lR

Ω⋅= −310786,1lR

Donde:

R: Resistencia de la línea de baja tensión (U)





LX l ×= 07,0




005,007,0 ×=lX

Ω⋅= −4105,3lX


Ω⋅⋅+⋅= −− 43 105,310786,12 jZl

Ω∠⋅= − º09,111082,12 3Zl



Impedancia equivalente del transformador Ztrafo

Para el cálculo del modulo de la impedancia equivalente del transformador, según la norma UNE-EN 60909-0 se obtiene con la siguiente ecuación:

Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=

Donde:

εcc: Tensión de cortocircuito del transformador, igual al 4%.

Un: Tensión nominal del secundario del transformador (V).

Sn: Potencia nominal del transformador (VA), 630 MVA.

Ztrafo: Impedancia equivalente del transformador


Ω=⋅

⋅= 0112,010630

42004,0

3

2

Ztrafo

Para el cálculo de la resistencia equivalente del transformador se utiliza la siguiente expresión:

2

2)(

Sn

UnWRtrafo c ⋅

=

Donde:

Rtrafo: resistencia equivalente del transformador [Ω].

Wc: Perdidas en carga del transformador [W], igual a 6500 W, valor facilitado por el fabricante (ver características eléctricas en anexo de catálogos).

Un: Tensión nominal del transformador.

Sn: Potencia nominal del transformador.




2

2

630

)420(5,6 ⋅=Rtrafo

Ω= 00289,0Rtrafo

Una vez obtenida la resistencia y la impedancia, la reactancia se puede obtener con la siguiente expresión:

22

trafotrafo RZX −=


22 00289,00112,0 −=X

Ω= 0108,0X

Pudiendo expresar el valor de la impedancia como:

0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ

Impedancia equivalente de la red:

Para el cálculo de la impedancia equivalente de la red vista desde el secundario, se usa la siguiente expresión:

2

2

''

t

n

rScc

UcredZ

⋅

⋅=

Donde:

c: Factor de tensión, por estar en lado de media tensión, igual a 1,1 según UNE-EN 60909-0.

Un: Tensión nominal de la red (V).

Scc: Potencia de cortocircuito del transformador (VA)



rt: Relación de transformación, el valor de rt= 59,52

Sustituyendo los valores en la expresión anterior se obtiene el modulo de la impedancia equivalente de la red vista desde el secundario:

( )

Ω⋅=

×⋅

⋅⋅=

−4''

26

23''

1088,3

52,5910500

10251,1

redZ

redZ

Según lo indicado en la Norma UNE-EN 60909-0, se obtiene el valor de la resistencia y la reactancia del transformador, a partir de las siguientes expresiones:

redXredR '''' 1,0 ⋅=

redjXredRredZ '''''' +=

Conocida la impedancia de red se puede calcular la reactancia reemplazando la primera ecuación en la segunda, se obtiene:

2

2''''

1,01+=

redZredX

Sustituyendo los valores en estas expresiones se obtiene:

Ω=+

= 0.0003341,01

000336,02

2'' redX

Ω=⋅= 0000334,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

84.29º0.0003356'' ∠=redZ



Calculadas todas las impedancias equivalentes, se calcula la impedancia equivalente del circuito como suma de las tres impedancias equivalentes de la instalación:

21'' ZlZlZtraforedZZeq +++=

Donde

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

Ω⋅+= 0108,000289,0 jZ trafo

Ω⋅⋅+= −31044,601711,01 jZl

Ω⋅⋅+⋅= −− 43 105,310786,12 jZl

La impedancia equivalente:

Ω⋅+= 0179,00218,0 jZeq

Ω∠= º4,3902823,0Zeq

Una vez calculada la Zeq, ya se puede calcular el valor de la corriente de cortocircuito sustituyendo los valores en la expresión siguiente:

Zeq

cUnIcc

×=

3max

02823,03

40005,1max

×

×=Icc

KAIcc 59,8max =

Para saber el tiempo de cortocircuito admisible se sustituyen valores en la expresión vista en el primer apartado:

K

tIccS =



2

22

Icc

SKt

⋅=

st 69,0=

Donde t es el tiempo que puede soportar el conductor sin fundirse en caso de cortocircuito, y lo que demuestra que esta línea esta protegida para cortocircuitos inferiores a este tiempo t.

5.2.2. Línea CGPM – Centro de Transformación

Es una línea trifásica que une las CGPM con el cuadro de baja tensión del centro de transformación. Estas líneas como se ha comentado antes, están formadas por cables de cobre electrolítico no propagadores de incendio y con baja emisión de humos. Las canalizaciones que se utilizarán serán bandeja fija mediante tornillo a la pared, hasta llegar al suelo donde van enterrados en una zanja hasta llegar a la celda de protección de baja tensión perteneciente al centro de transformación.

Figura 5.9, líneas de conexión entre el inversor y el centro de transformación



Datos de la instalación:

Tensión ala salida del inversor: V = 400 V.

Potencia nominal a la salida del inversor: P = 100 Kw.

Longitudes: ver anexo de planos, plano 02-Instalación fotovoltaica general

Profundidad de conductor enterrado en zanjas D = 0.7 m. ver en anexos el plano nº 6 zanja de baja tensión.


La corriente que circula desde el inversor hasta el punto de conexión a la red de baja tensión viene dado por la potencia máxima que el inversor puede entregar a la red, que es de 100 kW y la tensión a la cual se realiza la conexión, 400V, teniendo en cuenta que el factor de potencia proporcionado por las instalaciones solares fotovoltaicas debe se igual a la unidad:

ϕcos3 ××=

U

PI


AI 34,14414003

000.100=

××=

Atendiendo a la norma UNE 20435 para la elección de las secciones de los conductores, y en concreto en las tablas donde figuran las corrientes máximas admisibles en régimen permanente para un conductor de cobre en condiciones normales, se exige que la sección de los conductores no sea en cualquier caso inferior a 6 mm².

Dado que las condiciones reales de la instalación son distintas de las condiciones ‘’ tipo’’ se aplican una serie de factores de corrección. En este tramo se aplican los siguientes factores:

• Factor de corrección para una temperatura distinta de 25ºC. La temperatura del suelo a una profundidad de 0,7 m en los días calurosos se considera que puede estar a 30ºC, por lo que el factor de corrección de la temperatura según la tabla es de:

f1 = 0,96



• Factor de corrección para una resistividad térmica del terreno distinta de 1 K·m/W, esta depende del tipo de terreno y de su humedad, aumentando su valor cuando el terreno esta mas seco. sabiendo las características del terreno donde se va a realizar la instalación, se considera que la resistividad térmica del terreno igual a 2 K·m/W cuyo factor de corrección es:

f2 = 0,75

• Factor de corrección para agrupaciones de varios cables trifásicos o

ternas de cables unipolares enterrados en la misma zanja, se tiene 3 ternas bajo tubo separadas una distancia de 0,1 m, entonces el factor de corrección es:

f3 = 0,76

• Factor de corrección para diferentes profundidades de tendido, y como ya se comento antes, los cables están a 0,7 m de la superficie, por lo que corresponde un factor de corrección igual a:

f4 = 1

• Factor de corrección en el caso de que los cables enterrados en zanja estén en el interior de tubos, y se aplica un factor igual a:

f5 = 0,8


Ftot = f1 x f2 x f3 x f4 x f5


Ftot = 0,96 x 0,75 x 0,76 x 1 x 0,8

Ftot = 0,438


FtotII admt ·<

Donde:



It: La intensidad de trabajo permanente.




Iadm > 329,54 A

teniendo en cuenta la norma UNE 20435, el valor de la corriente máxima admisible para una terna de cables unipolares con conductores de cobre y aislamiento tipo A que sea mayor al valor obtenido es igual a 335 A según la tabla de intensidades máximas admisibles.

A este valor de intensidad le corresponde una sección para los conductores igual a 95 mm 2 .




L: es la longitud del conductor [m]. Se toma como longitud del cable la distancia entre la salida del CGPM y la entrada al cuadro de baja tensión del centro de transformación en este caso se coge la línea de mayor distancia para ponerse del lado de la seguridad y que es iguala 92 m.

P: es la potencia máxima que transporta el cable [W]. Es la potencia alterna máxima que puede entregar el inversor a su salida, y que es igual a 100 kW.

∆U (%): es la máxima caída de tensión permitida en los conductores de continua y es del 2 %. A la salida del inversor existe una tensión alterna constante de 400V, valor al cual se inyecta a la red de baja tensión, por lo tanto la caída de tensión máxima admisible en este tramo es de:

∆U = 0,02 × 400V = 8 V.

U l : es la tensión de línea de la red [V]. A la salida del inversor la tensión es

constante e igual a 400V.





φ: Factor de potencia igual a la unidad.

Para el cálculo de la caída de tensión se utiliza la formula siguiente para circuitos trifásicos:

V


Donde:









En primer lugar, se calcula el valor de la resistencia del conductor para la máxima temperatura admisible. Según las características dadas por el fabricante, la máxima temperatura admisible en régimen permanente del conductor es de 90 ºC, para esta temperatura la resistividad del conductor de cobre es de: ρ90ºC = 0,02273 Ω·mm²/m. y la resistencia se calcula mediante la siguiente expresión:

S





Ω= 022,0º90 CR

Conocido el valor de la resistencia a máxima temperatura, se determina a continuación el valor de la reactancia del conductor, que según características constructivas dadas por fabricante, la reactancia es de 0’07 Ω/km. Luego para una longitud de 92 m, queda una reactancia de:

Ω= 00644,0X


VV 11,7=∆

%77,1=∆V

Por lo tanto la caída de tensión entre el inversor y el centro de transformación es menor al 2% valor establecido por el pliego de condiciones del IDEA.

14,077,1 +=∆ totalV

%91,1=∆V

Por lo tanto la sección de los conductores es de 95 mm² calculada por el criterio de máxima intensidad admisible sigue siendo valida para el criterio de caída de tensión.


La sección de los conductores debe ser adecuada para soportar un cortocircuito durante el tiempo de respuesta del interruptor automático. Según norma UNE 21239, referente a cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna, la intensidad máxima de cortocircuito, se calcula según la siguiente expresión:

K

tIccS =

Donde:








Zeq

cUnIcc

×=

3max

Donde:





La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador más la impedancia equivalente de la red en baja tensión, es decir:

Zeq = Z"red + Ztrafo + Zlbt





Para calcular la impedancia equivalente de la línea en baja tensión, se deben calcular los valores de la resistencia y de la reactancia, cuyos valores ya han sido calculados en el anterior apartado.

Ω= 01711,0lR

Ω⋅= −31044,6lX

Conocidos los valores de la resistencia y de la reactancia, ya se puede saber el valor de la impedancia de la red de distribución en baja tensión entre el CGPM Y el cuadro de baja tensión.

31044,601711,01 −⋅⋅+= jZl

Ω∠= º63,200183,01Zl



Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=

Donde:





El valor de esta impedancia ya se calculo en el apartado anterior, por lo tanto se tiene:

Ω= 00289,0Rtrafo



Y

Ω= 0108,0X


0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ


El valor de la impedancia equivalente de la red se obtuvo en el apartado 5.2.1 donde:

Ω= 0.000334'' redX

Y

Ω=⋅= 0000334,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

84.29º0.0003356'' ∠=redZ

Conocidos lo valores de todas las impedancias equivalentes, se procede al cálculo de la impedancia equivalente del circuito como suma de las tres impedancias equivalentes de la instalación:

1'' ZlZtraforedZZeq ++=

Donde

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

Ω⋅+= 0108,000289,0 jZ trafo



Ω⋅⋅+= −31044,601711,0 jZlbt


Ω⋅+= 01757,002003,0 jZeq

Ω∠= º26,4102665,0Zeq


Zeq

cUnIcc

×=

3max

02665,03

40005,1max

×

×=Icc

KAIcc 099.9max =

Para saber el tiempo de cortocircuito admisible se sustituyen valores en la expresión vista en el primer apartado:

K

tIccS =

2

22

Icc

SKt

⋅=

st 23,2=

Donde t es el tiempo que puede soportar el conductor sin fundirse en caso de cortocircuito. Por lo tanto esta línea estará protegida en caso de cortocircuito para un tiempo inferior a t.



6. Protecciones eléctricas

6.1. Introducción

Para proporcionar seguridad tanto a los equipos que forman la instalación solar fotovoltaica como al personal encargado de su mantenimiento y correcta operación, es necesario proporcionar una serie de elementos de protección para la detección y eliminación de incidentes, y que aseguren una explotación correcta de la instalación.

Cuando se produce una anomalía, avería, cortocircuito, sobrecarga, derivación, etc.; los aparatos de protección son los que se encargarán de detectar bien directamente o bien indirectamente la anomalía producida, interrumpiendo la alimentación y aislando el sector afectado, procurando dejar fuera de servicio el menor tramo posible de la instalación.

Existen tres tipos principales de protecciones eléctricas:

• Protección contra sobrecargas:

Es el exceso de intensidad en un circuito, debido a un defecto de aislamiento, una avería o una demanda excesiva de carga, la protección deberá despejar el fallo en un tiempo inversamente proporcional a la intensidad de sobrecarga.

El dispositivo de protección podrá ser o un interruptor automático de corte omnipolar con curva térmica de corte, o un fusible según la norma ITC-BT-22.

En este caso teniendo en cuenta que en una instalación fotovoltaica hay pocas probabilidades de que se produzca un cortocircuito o una sobrecarga en sus líneas, y el elevado coste económico de los interruptores automáticos frente a los fusibles, por lo que se decide por la instalación de fusibles.

Las características del equipo de protección contra sobrecarga deberá cumplir con las siguientes dos condiciones:

It ≤ In ≤ Iadm

Donde:

It: Intensidad de funcionamiento del circuito.

In: Intensidad nominal del interruptor.

Iadm: Máxima intensidad admisible por el cable.



Y Idf ≤ 1,45 · Iadm

Donde:

Idf: es la intensidad que asegura el funcionamiento del dispositivo de protección. Su valor se indica en las especificaciones proporcionadas por el fabricante.

Iadm: Máxima intensidad admisible por el cable.

• Protección contra cortocircuitos:

El equipo de protección contra cortocircuitos debe cumplir con la siguiente condición:

(Icc² · t) prot < (Icc² · t)cond = K 2 · S 2

Donde

Idisp: Intensidad de disparo por cortocircuito.

Icc: Máxima intensidad de cortocircuito soportada por el cable

K: Valor de corrección del material (115 para conductor de Cu aislado con PVC y 143 aislado con XLPE o EPR y 94 para conductores de aluminio).

S: Sección del conductor en mm2.

t: tiempo de duración de cortocircuito.

El poder de corte del dispositivo de protección (PdC), debe de ser superior a la máxima intensidad de cortocircuito prevista en el punto de instalación, tal y como viene indicado en la ITC-BT-17:

PdC ≥ Iccmax

En el circuito de corriente alterna el valor de la corriente de cortocircuito se calcula Según norma UNE 21239, referente a cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna.



Zeq

cUnIcc

×=

3max

• Protección contra sobretensiones:

Sobretensión es la elevación de la tensión a valores muy altos durante un transitorio de pocos milisegundos. El Reglamento de BT contempla tres tipos de sobretensiones, que son la sobretensión tipo rayo (causada por descargas atmosféricas), la sobretensión tipo maniobra (generalmente provocadas por conmutaciones en la red) y la sobretensión a frecuencia industrial (provocada por defectos en la red).

La protección contra estos fenómenos se realiza con unos equipos llamados “descargadores de sobreintensidad”, también denominados autoválvulas o pararrayos. Un descargador no es más que una resistencia especial, resistencia inversa, fabricada con óxido de zinc (ZnO) ó carburo de silicio (SiC), cuyo valor disminuye al aumentar la tensión a ella aplicada.

Estos aparatos se colocan lo más cerca posible del equipo a proteger, y su misión es la de derivar a tierra el exceso de tensión que después de la descarga de un rayo pueda circular por la línea, para que no entre al transformador y destruya sus aislamientos. Por tanto, un descargador es un dispositivo destinado a absorber las sobretensiones de la red evitando así la perforación de los aislamientos.

El cálculo de protecciones se realiza dividiendo la instalación en dos grupos, uno de corriente continua y otro de corriente alterna.

6.2. Corriente continua

La interrupción de corrientes presenta mayores problemas en corriente continua que en corriente alterna. En la corriente alterna existe un paso natural de la corriente por el cero en cada semiperiodo, al cual corresponde un apagado espontáneo del arco que se forma cuando se abre el circuito. En la corriente continua esto no sucede y, para extinguir el arco, es preciso que la corriente disminuya hasta anularse. Es necesario que la interrupción se realice gradualmente, sin bruscas anulaciones de la corriente que darían lugar a elevadas sobretensiones.

En los planos del esquema unifilar de la instalación, se muestra la parte de potencia continua que se encuentran entre los paneles solares fotovoltaicos y la entrada al inversor esta dividida en tres tramos, claramente separados por las cajas secundarias y principal, donde esta ubicada toda la aparamenta de protección.



6.2.1. Protecciones en la caja secundaria

• Fusibles (tramo I)

El tramo entre los módulos fotovoltaicos y la caja secundaria esta protegida contra sobreintensidades mediante fusibles que provocan la apertura del circuito en caso de producirse una corriente superior a la admisible por los equipos o conductores de la instalación, se eligen los fusibles en vez de los interruptores dada su rapidez de actuación y su bajo coste. Cada ramal posee dos fusibles de idénticas características eléctricas, uno para el conductor de polaridad positiva y otro para el de polaridad negativa.

La sección del conductor en los tramos que unen los ramales con las cajas secundarias de corriente continua es de 6 mm 2 , y según los valores obtenidos en el apartado 5 de dimensionado de conductores, los parámetros de trabajo son:

It = 5,04 A

Iadm = 46 x 0,99225 = 45,64 A

Donde:

It: es la intensidad de trabajo que circula por el conductor del tramo en estudio, que es igual a la intensidad de funcionamiento óptimo de los paneles [A], dato facilitado por el fabricante.

Iadm: Intensidad máxima admisible en el conductor [A].

Para la protección frente a sobrecargas mediante fusible, según la Norma UNE 20460-4-43 estos deben cumplir las siguientes expresiones:

It ≤ In ≤ Iadm

Idf ≤ 1,45 · Iadm

Y

Si, Idf > 16 A Idf = 1,6 In

Si, 4 A >Idf > 16 A Idf = 1,9 In

Si, Idf < 4 A Idf = 2,1 In




5,04 ≤ In ≤ 45,64

Entre la gama de fusibles se elige un fusible que cumpla con esta condición y cuya intensidad nominal sea la mas baja posible. El fusible con In = 6 A cumple con estas condiciones.

In = 6 A

A continuación se calcula la corriente convencional de fusión de este fusible comprobándose si la dimensión del fusible es la correcta o por el contrario debe buscarse un valor mayor que:


La intensidad de fusión del fusible es igual a:

Idf = 1,9 In

Idf = 1,9 x 6

Idf= 9,6 A

Se comprueba que el valor de la intensidad de fusión cumple con la condición de diseño:

9,6 ≤ 1,45 x 45,64

9,6 ≤ 66,18 A

El valor de la intensidad de fusión cumple con la condición, por lo tanto el fusible de intensidad nominal In = 6 A es válido para la protección de este tramo frente a sobre cargas.

Ahora se comprueba el fusible elegido frente a cortocircuitos. La intensidad máxima de cortocircuito, que soporta el conductor de baja tensión, en este tramo es la intensidad Isc de los paneles fotovoltaicos y que es igual a:

Iccmax = Isc = 5,41 A

Donde:

Iccmax: Intensidad máxima de corriente de cortocircuito [A].



Isc: Intensidad de cortocircuito del panel fotovoltaico [A].

La curva de disparo del fusible a instalar garantiza una intensidad máxima de cortocircuito, durante 5 segundos, de 10,6 A, tal y como se puede apreciar en la grafica 6.1.

6.1, curva de t-I de los fusibles gPV

Queda asegurado el funcionamiento del fusible de intensidad nominal In = 6 y poder de corte PdC = 30 kA como elemento de protección ante cortocircuitos en este tramo.



Se instalan 2 fusibles por cada ramal de paneles conectados en serie del generador solar fotovoltaico, uno por cada conductor, lo que hace un total de 68 fusibles en cada generador fotovoltaico y 680 en el total de la instalación.

• Fusibles (tramo II)

Este tramo transcurre entre las cajas secundarias y las principales de corriente continua, donde va instalada una línea con dos conductores uno de polaridad positiva, y otro de polaridad negativa. En esta línea se instalan fusibles para la protección contra sobreintensidades y evitar que se sobrepasen valores de corrientes superiores a las admisibles por los conductores de este tramo.

Se colocan dos fusibles, uno en el conductor de polaridad positiva y otro en el conductor de polaridad negativa.

La sección del conductor que forma esta línea de instalación es de 6 mm 2 , y se estudia el caso de la caja secundaría con mayor carga, a la que van conectados 5 ramales, por lo que los parámetros a utilizar para el dimensionado de los fusibles son:

It = Ipmp x 5 ramales

It= 5,04 x 5 = 25,2 A

Iadm = 46 x 0,9371 = 43,11 A

Donde:

It: es la intensidad de trabajo que circula por el conductor del tramo en estudio, que es igual a la intensidad de funcionamiento óptimo de los paneles [A], dato facilitado por el fabricante.

Iadm: Intensidad máxima admisible en el conductor [A].

Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del fusible debe cumplir:

It ≤ In ≤ Iadm

Sustituyendo valores se obtiene

25,2 ≤ In ≤ 43,11



Entre la gama de fusibles se elige un fusible que cumpla con esta condición y cuya intensidad nominal sea la mas baja posible. El fusible con In = 32 A cumple con estas condiciones.

In = 32 A




Idf = 1,6 In = 1,6 x 32

Idf= 51,2 A


51,2 ≤ 1,45 x 43,11

51,2 < 62,51 A

El valor de la intensidad de fusión cumple con la condición, por lo tanto el fusible de intensidad nominal In = 32 A es válido para la protección de este tramo frente a sobre cargas.

Ahora se comprueba el fusible elegido frente a cortocircuitos. La intensidad máxima de cortocircuito, que soporta el conductor de baja tensión en este tramo es la intensidad Isc multiplicada por 5, ya que en este tramo se juntan los cuatro tramos en paralelo provenientes de las cajas secundarias de corriente continua, y en el caso mas desfavorable que se puede dar es un cortocircuito en los cuatro tramos a la vez, por lo tanto la máxima intensidad de cortocircuito que puede circular por los conductores de este tramo es igual a:

Iccmax = Isc x 5 = 25,2 A

Donde:

Iccmax: Intensidad máxima de corriente de cortocircuito [A].

Isc: Intensidad de cortocircuito del panel fotovoltaico [A].



La curva de disparo del fusible (In = 32) a instalar garantiza una intensidad máxima de cortocircuito, durante 5 segundos, de 120 A, tal y como se puede apreciar en la grafica 6.2.

6.2, curva característica de t- I de los fusibles gG

Queda asegurado el funcionamiento del fusible de intensidad nominal In = 32 y poder de corte PdC = 80 kA como elemento de protección ante cortocircuitos en este tramo.

Se instalan 2 fusibles para proteger los conductores a la salida de la caja secundaria, uno para el conductor de polaridad positiva y otro para el conductor de la polaridad negativa, lo que hace un total de 16 fusibles en cada generador fotovoltaico y 160 en el total de la instalación.



• Descargador o (autoválvulas)

Las instalaciones fotovoltaicas que se caracterizan por ocupar extensas superficies están especialmente expuestas a las descargas atmosféricas y las consiguientes sobretensiones transitorias. Las consecuencias de estas sobretensiones son la reducción del rendimiento y la vida de la instalación. El uso de protecciones contra sobretensiones garantiza la optimización del rendimiento de la instalación y en consecuencia se muestra como una decisión altamente rentable.

Los protectores de sobretensión descargan a tierra los picos de tensión transitorios que se transmiten a través de los cables de la instalación eléctrica.

Se utilizan las protecciones de clase II que se encargan de proteger las redes de alimentación fotovoltaica y absorber las sobretensiones transitorias debidas a descargas atmosféricas indirectas de la red evitando así la perforación de los paneles fotovoltaicos.

Un descargador no es más que una resistencia variable e inversa, unida a tierra y fabricada con óxidos metálicos (oxido de zinc ZnO), cuyo valor disminuye al aumentar la tensión a ella aplicada.

En el proceso de selección, rige el principio de protección escalonada donde se distinguen tres clases de protección:

• Tipo 1: protección basta. Son descargadores desarrollados para dar protección frente a corrientes de rayo. Se instalan lo más cerca de la acometida en baja tensión.

• Tipo 2: protección media. Son descargadores destinados a la protección de instalaciones y equipos frente a sobretensiones (originadas por descargas de rayo indirectas, conmutaciones en alta, inducciones...). Se instalan en los cuadros de distribución.

• Tipo 3: protección fina. Son descargadores de sobretensiones para protección específica de equipos finales. Se instalan lo más cerca posible del equipo a proteger.

En este caso dadas las condiciones de la instalación, se deben de instalar descargadores de sobretensión del tipo 2.

Además, se tiene en cuenta la tensión máxima de funcionamiento que puede producirse en el generador fotovoltaico para escoger un descargador que soporte dicha tensión. Esta tensión máxima aparece cuando los paneles trabajan en condiciones de circuito abierto y a una temperatura ambiente de -5ºC.



maxpvdes UU >

Donde:

Udes: Es la tensión nominal del descargador en régimen permanente.

Upvmax: Tensión máxima que se puede dar en el generador fotovoltaico. Esto se produce cuando los paneles trabajan en condiciones de circuito abierto y a una temperatura ambiente de -5ºC y es igual a:

Upvmax = Nºpanales x U0

Upvmax = 18 x 44,2

Upvmax = 795,6 V

Se opta por instalar el descargador de la marca DEHNguard M YPV SCI 1000, un descargador modular multipolar de sobretensiones con dispositivo de desconexión en DC en tres fases para instalaciones fotovoltaicas hasta 1000 V, también se pueden instalar otros descargadores que tengan las mismas características de este ultimo.

Las características eléctricas de estos descargadores de sobretensión se pueden ver en la tabla 6.2.



Tabla 6.2, característica de descargadores M YPV 1000

• Interruptor-seccionador

Para la elección de los interruptores-seccionadores se tienen en cuenta dos parámetros, la tensión de servicio de la línea y la corriente que deben ser capaces de interrumpir al abrirse.

Para esta instalación dichos parámetros vienen dados por la corriente de cortocircuito que pueda producirse en cada panel por el numero de ramales que conecta el interruptor-seccionador que en este caso son 5 ramales en 2 cajas y 4 ramales en las otras 6, y la tensión máxima de servicio es la tensión máxima que puede darse en la instalación, es decir, bajo condiciones de circuito abierto y a una temperatura ambiente de -5ºC:

Isc = 5 x 5,41 = 27,05 A (en el caso de 5 ramales)

Voc = 44,2 x 18 = 795,6 V



Dependiendo de la tensión de servicio a la cual trabaja el interruptor, se utiliza un numero de polos determinado, es decir, cuanto mayor sea la tensión de servicio de la instalación, se debe aumentar el numero de interrupciones de corriente y, por consiguiente, el numero de polos conectados en serie.

Para este circuito se ha escogido un interruptor-seccionador de marca SIRCO M PV con 8 polos cuya máxima tensión de servicio son 800 V y capaz de interrumpir una corriente de 40A.

6.2.2. Protecciones en la caja principal CC

Este esta caja se instala un magnetotérmico para la protección del tramo entre de corriente continua entre las dos cajas principales y el inversor, este tramo consta de dos únicos conductores, uno de polaridad positiva y otro de polaridad negativa.

Para sobreintensidades pequeñas y prolongadas actúa la protección térmica y para sobreintensidades elevadas actúa la protección magnética.

El magnetotérmico según la Norma UNE 20460 y EN 60898, tienen que cumplir los siguientes requisitos:

It < In < Iadm

Idint < 1,45 · Iadm

Idint = 1,45 · In

En este caso por ser la protección por magnetotérmico normalizado no es necesario comprobar la segunda condición ya que Iadm =1,45 x Idint y por tanto siempre se cumple, solo es necesario comprobar la primera condición:

It < In < Iadm

Los conductores en este tramo que va desde las dos cajas principales hasta la caseta de los inversores tienen una sección de 35 mm 2 , los parámetros a utilizar para el dimensionado de los magnetotérmicos son:

It = Imp x 17 ramales

It= 5,04 x 17

It= 85,7 A

La intensidad máxima admisible para la sección de 35 mm² es igual a:



Iadm = 145 x 0,9371

Iadm= 135,8795 A

Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del magnetotérmico debe ser:

It < In < Iadm

85,7 < In < 128,25 A

Por consiguiente, se utiliza un interruptor magnetotérmico de 125 A en la línea que une el generador fotovoltaico con el inversor.

La tensión de servicio para este modelo de magnetotérmico varia dependiendo del número de polos que se conecten en serie. La tensión máxima que se puede generar a la salida del generador fotovoltaico es de 795,6 V en condiciones de circuito abierto y temperatura ambiente minima, por tanto se conectan los cuatro polos en serie ya que cada polo en serie conectado soporta una tensión de servicio de 250Vcc y con los cuatro polos conectados se logra una tensión máxima de servicio de 1000Vcc, suficiente para la tensión máxima que puedan generar los módulos solares.

En este caso se ha optado por el interruptor marca CHINT serie NM6, un interruptor magnetotérmicos de caja moldeada ya que no existen interruptores magnetotérmicos modulados de intensidad nominal tan alta. El modelo de interruptor magnetotérmicos es el NM6-160 con 4 polos, con una intensidad nominal de 125 A, y poder de corte 25 kA.

Ahora se comprueba la suficiencia del interruptor magnetotérmico elegido frente a corriente de cortocircuito. Para ello, según la Norma UNE 20460, se debe cumplir la siguiente expresión:

PdC > Iccmax

Para este tramo ya se ha determinado la corriente de cortocircuito máxima y es igual a:

Iccmax = Isc x 17

Iccmax = 5,41 x 17

Iccmax = 91,97 A



Se puede comprobar que el poder de corte del interruptor que se instala en este tramo es mucho mayor que la intensidad máxima de corto circuito.

PdC > Iccmax

25·10³ > 91,97 A

Por lo tanto el interruptor magnetotérmico es valido para la protección contra sobrecargas y cortocircuitos en este tramo de la instalación.



6.3. Protección en corriente alterna

Las protecciones de alterna están ubicadas aguas abajo del inversor, para la protección de los circuitos y conexión a red de la instalación una vez sea convertida la corriente continua proveniente del generador fotovoltaico a corriente alterna para su posterior inyección a la red.

Las protecciones de corriente alterna se diseñan para la protección del último tramo en baja tensión que va desde la caseta del inversor hasta el centro de transformación.

El sistema de protecciones de este ultimo tramo se acoge a la normativa vigente sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión del articulo 11 del R.D.1663/2000 y además tener en cuenta los requisitos de conexión de la empresa propietaria de la distribución de energía eléctrica en el punto de conexión a red de la instalación fotovoltaica, en este caso ONE.

Después de haber diseñado y elegido el equipo inversor utilizado en la instalación se sabe que dispone e incorpora (ver el anexo de catálogos) las funciones de protección de máxima y minima tensión y de máxima y minima frecuencia. Además este inversor posee un transformador por tanto proporciona la separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas exigida por la normativa.

Por consiguiente, las protecciones que se procede a instalar en este tramo son un interruptor automático y un interruptor diferencial.

6.3.1. Interruptor automático

Se trata de un interruptor automático similar al utilizado en el tramo anterior del circuito con la diferencia que este interruptor automático esta diseñado para funcionar en corriente alterna.

El interruptor automático según la Norma UNE 20-460 y EN 60898, tienen que cumplir los siguientes requisitos:

It < In < Iadm

Idint < 1,45 · Iadm

Idint = 1,3 · In



Donde:

Idint: Intensidad convencional de funcionamiento del dispositivo de protección.

Iadm: Intensidad máxima admisible.

En este caso por ser la protección por interruptor automático normalizado no es necesario comprobar la segunda condición ya que Iadm =1,45 x Idint y por tanto siempre se cumple, solo es necesario comprobar la primera condición:

It < In < Iadm

Para el cálculo de la intensidad nominal del interruptor a utilizar en este tramo, es necesario calcular la corriente máxima admisible por los conductores y la corriente normal de empleo que se produce en este tramo.

La sección de los conductores de este tramo es de 95 mm 2 , por tanto la corriente máxima admisible por los conductores 335 A, y teniendo en cuenta también los factores de corrección es igual a:

Iadm = 333,12 A

El valor de la intensidad normal de funcionamiento que circula por el tramo viene dado por la potencia máxima que el inversor puede entregar a la red, que es de 100 kW y la tensión a la cual se realiza la conexión y que es igual a 400V, teniendo en cuenta que el factor de potencia proporcionado por las instalaciones solares fotovoltaicas debe ser igual a la unidad:

ϕcos3 ××=

LU

PI

AI 34,14414003

000.100=

××=

AI 34,144=

El valor de la intensidad nominal del interruptor automático a utilizar es:

It ≤ In ≤ Iadm

144,34 ≤ In ≤ 333,12



El interruptor automático tiene una intensidad nominal In = 160 A, y se instala en el CGPM junto con el interruptor diferencial, tal y como puede apreciar en el anexo de planos ‘’11.esquema unifilar’’.

En este caso se opta por la instalación de un interruptor automático tetrapolar del modelo SACE Tmax XT1 (ver imagen 6.1) capaz de soportar intensidades hasta 160 A y con poder de corte Icu= 25 KA y con tiempo de apertura de 15 ms, se puede optar por la instalación de otro modelo de interruptor automático con similares características eléctricas para poder cumplir con las mismas funciones.

Imagen 6.1, interruptor automático marca XT1

Ahora se comprueba la suficiencia del interruptor automático elegido frente a corriente de cortocircuito. Para ello, según la Norma UNE 20460, se debe cumplir la siguiente expresión:

PdC > Iccmax

Según norma UNE 21239, referente a cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna, la intensidad máxima de cortocircuito, se calcula según la siguiente expresión:

K

tIccS =

Donde:







• Calculo de Iccmax


Zeq

cUnIcc

×=

3max

Donde:





La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador, es decir:

Zeq = Z"red + Ztrafo






Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=

Donde:






Ω=⋅

⋅= 0112,010630

42004,0

3

2

Ztrafo


2

2)(

Sn

UnWRtrafo c ⋅

=

Donde:






2

2

630

)420(5,6 ⋅=Rtrafo



Ω= 00289,0Rtrafo


22

trafotrafo RZX −=


22 00289,00112,0 −=X

Ω= 0108,0X


0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ



2

2

''

t

n

rScc

UcredZ

⋅

⋅=

Donde:








( )

Ω⋅=

×⋅

⋅⋅=

−4''

26

23''

1088,3

52,5910500

10251,1

redZ

redZ





2

2''''

1,01+=

redZredX


Ω=+

= 0.0003341,01

000336,02

2'' redX

Ω=⋅= 0000334,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

84.29º0.0003356'' ∠=redZ


ZbtZtraforedZZeq ++= ''



Donde

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

Ω⋅+= 0108,000289,0 jZ trafo


Ω⋅+⋅= − 0111,010923,2 3 jZeq

Ω∠= º29,75011511,0Zeq


Zeq

cUnIcc

×=

3max

011511,03

40005,1max

×

×=Icc

KAIcc 065.21max =

Una vez calculada la corriente Iccmax, queda comprobado que el poder de corte del interruptor magnetotérmico es mayor que la intensidad máxima de cortocircuito calculada.

PdC > Iccmax

25 kA > 21,065 kA

• Calculo de Iccmin

Ahora se procede al cálculo de la intensidad minima de cortocircuito prevista aguas debajo de la CGPM.

Para el cálculo de la corriente mínima de cortocircuito se hace uso de la siguiente expresión:



2

3min kI

Icc×

=

Donde:

I k : Corriente de cortocircuito máxima en el lado de baja tensión del

transformador en (kA).

La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador más la impedancia equivalente de la línea a proteger aguas debajo del CGPM, es decir:



Impedancia equivalente de la red de distribución en baja tensión Zlbt:

Para calcular la impedancia equivalente de la línea en baja tensión, se deben calcular los valores de la resistencia y de la reactancia, tomando como temperatura de cálculo la máxima admisible en servicio continuo (90ºC), El valor de la resistencia de red de baja tensión se obtiene como:

S

LRl

90ρ=

La resistividad del cobre a 90 ºC puede calcularse mediante:

))20(1(20 −+= TT αρρ

mmmT /022,0 2⋅Ω=ρ


95

92022,0 ×=lR

Ω= 0213,0lR

Donde:



R: Resistencia de la línea de baja tensión (Ω)





LX l ×= 07,0




092,007,0 ×=lX

Ω⋅= −31044,6lX


31044,60213,0 −⋅⋅+= jZlbt

Ω∠= º82,16022,0Zlbt



Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=



Donde:






Ω=⋅

⋅= 0112,010630

42004,0

3

2

Ztrafo


2

2)(

Sn

UnWRtrafo c ⋅

=

Donde:






2

2

630

)420(5,6 ⋅=Rtrafo

Ω= 00289,0Rtrafo




22

trafotrafo RZX −=


22 00289,00112,0 −=X

Ω= 0108,0X


0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ


Para el cálculo de la impedancia equivalente de la red vista desde el secundario, es necesario adoptar en este caso el factor de tensión mínimo resultando:

2

2

''

t

n

rScc

UcredZ

⋅

⋅=

Donde:

c: Factor de tensión, por estar en lado de media tensión, igual a 1.







( )

Ω⋅=

×⋅

⋅⋅=

−4''

26

23''

1053,3

52,5910500

10251

redZ

redZ





2

2''''

1,01+=

redZredX


Ω=+

= 0.0003511,01

000336,02

2'' redX

Ω=⋅= 0000351,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1051,31051,3 jredZ

84.29º0.0003527'' ∠=redZ





Donde

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1051,31051,3 jredZ

0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

Ω⋅⋅+= −31044,60213,0 jZlbt


Ω⋅+= 01759,002422,0 jZeq

Ω∠= º99,3502994,0Zeq

Una vez calculaos estos parámetros, es posible obtener la intensidad de cortocircuito minima en el punto estudiado:

)3

(2

3min

Zeq

cUnIcc

×⋅=

02994,02

40095,0min

×

×=Icc

KAIcc 346,6min =

Una vez calculada la corriente Iccmin, queda comprobado que la intensidad del disparo magnético del interruptor es inferior a la intensidad minima de cortocircuito.

mincca II <

AA 63361120 <

Queda comprobado que el interruptor magnetotérmico cumple con las condiciones de protección contra cortocircuito.



6.3.2. Interruptor diferencial

Los interruptores diferenciales proporcionan protección a las personas contra descargas eléctricas, evitando el paso de corriente de intensidad peligrosa por el cuerpo humano (la peligrosidad de los efectos que se pueden producir depende de la intensidad de la corriente y de su duración), tanto en el caso de contactos directos como contactos indirectos y también proporcionan protección a las instalaciones ya que detectan las fugas a tierra midiendo la corriente que circula por los conductores, en el caso de fallo de aislamiento o equipos defectuosos.

Según lo indicado en la instrucción ITC-BT-24 la utilización de los interruptores diferenciales no constituye por sí mismo una medida de protección completa y requiere el empleo de otra de las medidas de protección, tales como interruptor magnetotérmico o fusible.

Se opta por la instalación del modelo Vigi C160 tetrapolar con bloques diferenciales, con calibre In=160 A y sensibilidad ajustada a 300 mA. Se instala en la CGPM junto con el interruptor magnetotérmico y el contador bidireccional, para más detalles ver el anexo de planos ‘’ 11.Esquema unifilar’’ donde se puede apreciar la situación de todos los equipos de protección.

Imagen 6.2, diferencial modelo Vigi C120



6.3.3. Comprobaciones del criterio de cortocircuito

• Salida del inversor

Figura 6.3, Cortocircuito en el punto de salida del inversor

Se procede a comprobar que ante un cortocircuito en este punto y en las condiciones de dadas de esta instalación, el tiempo de actuación de las protecciones contra cortocircuito es adecuado y que los conductores durante este tiempo no sufren daño alguno. Según la norma UNE 20460, referente a cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna, se establece la siguiente relación entre los tiempos limites de despeje de faltas, el valor eficaz de la intensidad de cortocircuito, la sección del conductor y el aislamiento del cable:

K

tIccS =

Donde:

K: constante que depende de la naturaleza del conductor y del tipo de aislamiento para (Cu, XLPE) la constante es igual a 143.


Icc: corriente de cortocircuito [A] admisible.

S: sección del conductor en [mm2].



Para el cálculo de la corriente máxima de cortocircuito aguas abajo se hace uso de la expresión indicada en la Norma UNE-EN 60909-0, que es la siguiente:

Zeq

cUnIcc

×=

3max

Donde:

c: Factor de tensión, se obtiene de la Tabla 1 de la Norma CEI 60038, para una tensión nominal de 400 V se tiene un valor de 1,05.




La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador más la impedancia equivalente de la línea entre CGPM y el centro de transformación y la de entre el inversor y el CGPM, es decir:

Zeq = Z"red + Ztrafo + Zl1+Zl2

Estas impedancias ya han sido calculadas en apartados anteriores (ver apartado 5.2.1) obteniéndose los siguientes valores:

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

Ω⋅+= 0108,000289,0 jZ trafo

Ω⋅⋅+= −31044,601711,01 jZl

Ω⋅⋅+⋅= −− 43 105,310786,12 jZl


Ω⋅+= 0179,00218,0 jZeq

Ω∠= º4,3902823,0Zeq



Empleando el valor de la impedancia equivalente Zeq, se puede calcular el valor de la corriente de cortocircuito en el punto A, sustituyendo los valores en la expresión siguiente:

Zeq

cUnIcc

×=

3max

02823,03

40005,1max

×

×=Icc

KAIcc 59,8max =

Para saber el tiempo de cortocircuito admisible se sustituyen valores en la siguiente expresión:

ccI

SKtadm 2

2)( ⋅=

stadm 69,0=

Se comprueba que este tiempo es mayor que el tiempo de actuación del interruptor automático.

admac tt <

ss 69,01015 3 <⋅ −

Se comprueba que la protección contra cortocircuito en este punto actúa adecuadamente.



• Salida del CPCC

Figura 6.3, Cortocircuito en la línea CPCC-Inversor.

Se estudia un cortocircuito en el punto B situado sobre la línea que une lel CPCC y el inversor para comprobar que ante un fallo en este punto en condiciones normales, el tiempo de actuación de las protecciones contra cortocircuito es adecuado y que los conductores durante este tiempo no sufren daño alguno. Según la norma UNE 20460, se establece la siguiente expresión:

K

tIccS adm=

Donde:

Icc: Corriente de cortocircuito [A].

K: Constante igual a 143.

S: sección del conductor en estudio, 35 mm².

tadm: Duración de cortocircuito admisible [s].

El valor de cortocircuito máximo ya se ha calculado en apartados anteriores, y es igual a:

Iccmax = 91,97 A

Sabiendo el valor de la intensidad de cortocircuito máxima en el punto de defecto se procede al cálculo del tiempo admisible tadm que pueden soportar los conductores este fallo sin sufrir daños.

Sustituyendo en la siguiente expresión se obtiene:



ccI

SKtadm 2

2)( ⋅=

stadm 2,32=

Se comprueba que este tiempo es mayor que el tiempo de actuación del interruptor automático.

admac tt <

ss 2,321015 3 <⋅ −

Se comprueba que la protección contra cortocircuito en este punto actúa adecuadamente.



7. Puesta a tierra

Es la conexión metálica de uno o varios puntos de la instalación a uno o varios electrodos enterrados, con el fin de permitir el paso a tierra de corrientes de fallo o descargas atmosféricas, evitando además que existan tensiones peligrosas entre la instalación y superficies próximas del terreno.

Según RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de BT, la puesta a tierra se realiza de forma que no altere la de la compañía eléctrica distribuidora, con el fin de no transmitir defectos a la misma.

Por ello, se realiza una única toma de tierra a la que se conecta tanto la estructura soporte del seguidor, como el terminal de puesta a tierra del inversor teniendo en cuenta la distancia entre estos, con el fin de no crear diferencias de tensión peligrosas para las personas.

La sección de los conductores mínima de tierra se elige según lo indicado en la siguiente tabla.

Sección de los conductores de fase de la instalación (mm 2 )

Sección mínima de los conductores de tierra (mm 2 )

S < 16

16 < S < 35

S > 35

Sp = 6

Sp = 16

Sp = S/2

Tabla 7.1, Relación entre las secciones de los conductores de protección y los

de fase

En ausencia de datos fiables sobre el valor de la resistividad del terreno en cuestión y teniendo en cuenta las características de la zona donde esta situada la parcela fotovoltaica, se hace uso de los valores orientativos que ofrece el REBT en su tabla 3 de la ITC-BT-18, considerando una resistividad de cálculo de Rter=500 Ωm (terrenos cultivables poco fértiles, terraplenes.) según la tabla del RBT siguiente:



Naturaleza del terreno Valor medio de la resistividad de Ohm·m

Terrenos cultivables y fértiles, terraplenes compactos y húmedos

50

Terrenos cultivables poco fértiles, terraplenes

500

Suelos pedregosos desnudos, arenas secas permeables

3000

Tabla 7.2, resistividad específica del terreno

7.1. Puesta a tierra de protección de corriente continúa

• Resistencia máxima de la puesta a tierra

El sistema de puesta a tierra se dimensiona 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 es tal que cualquier masa no pueda dar lugar según la instrucción ITC-BT-18 ‘’referente a instalaciones de puesta a tierra’’ a tensiones de contacto superiores a:

• 24 V en local o emplazamiento conductor.

• 50 V en los demás casos.

La configuración de la instalación que se ha establecido en la parte de continua es la “configuración flotante o aislada de tierra” del generador, tipo IT, esto es, sus dos polos se encuentran aislados de tierra. La baja probabilidad de un fallo permanente, unida a la muy baja probabilidad de un segundo fallo consecutivo, son justificantes suficientes para elegir la configuración IT para el circuito de continua.

En términos de seguridad, esta situación es equivalente a la que se logra con el interruptor diferencial que indica el RD 1663/2000. Para la implantación de este sistema, se exige como requisito que la resistencia de aislamiento entre generador y tierra anterior a la ocurrencia de la derivación sea tan alta como para limitar la corriente de derivación a un máximo de 100 mA. Esta condición se cumple normalmente ya que las resistencias de los generadores son del orden de megaohmios.



No obstante lo anterior, la propiedad de ser red aislada sólo se puede asegurar si se realiza una vigilancia del aislamiento, circunstancia que así se efectúa mediante un dispositivo capaz de medir la tensión de aislamiento: vigilante de aislamiento o controlador permanente de aislamiento, en este caso ya se instala un vigilante de aislamiento permanente integrado en el inversor.

Para determinar la resistencia máxima de puesta a tierra se hace uso de las condiciones antes mencionadas. Sustituyendo valores en la siguiente expresión se obtiene:

Ω=

=

=

240max

1,0

24max

max

Rt

Rt

I

VRt

Calculo de la resistencia a tierra:

ρ

RKr =

500

240=Kr

mKr ⋅ΩΩ= /48,0

Se elige una configuración similar a la geometría de la instalación a proteger cuya resistencia máxima a tierra sea inferior a Kr. No obstante no hay ninguna configuración estándar según el método UNESA que coincida con dicha geometría, por lo tanto se adopta la siguiente configuración que coincide con esas dimensiones y se estudia su viabilidad.

Datos de la configuración:

Dimensiones parcela: 112 x 38 m

Dimensiones instalación puesta a tierra: 114 x 40 m

Numero de picas: 4

Longitud de picas: 2m



Profundidad de picas: 0,5 m

Las picas se unen entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm², y una longitud total de 308 m.

• Calculo de resistencia de cada pica:

LRp

ρ=

Donde:

Rp: Resistencia de una pica.

ρ: Resistividad que presenta el terreno, iguala a 500 Ω · m

L: longitud de la pica [m].

Sustituyendo valores en la expresión se obtiene:

2

500=Rp

Ω= 250Rp

• Calculo de resistencia del conjunto de las 4 picas:

)1

(4

14

Rp

R p

⋅

=

Donde:

R4p: Resistencia del conjunto de las 4 picas.

Rp: Resistencia de una pica


)250

1(4

14

⋅

=pR



Ω= 5,624 pR

• Calculo de la resistencia del conductor desnudo:

LRc

ρ×=2

Donde:

Rc: Resistencia del conductor de cobre desnudo.


L: longitud del conductor [m].

308

5002×=Rc

Ω= 25,3Rc

• Resistencia del conjunto de 4 picas más conductor desnudo:

RcR

R

p

total 11

1

4

+

=


25,3

1

5,62

1

1

+

=totalR

Ω= 09,3totalR

RtRtotal ≤

La resistencia total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye que esta configuración es correcta.



Todas las partes metálicas de los elementos de corriente continua se unen a esta tierra de protección, como son la estructura metálica soporte, marco de los paneles, envolventes de los cuadros de corriente continua, borne de tierra de protección de corriente continua del inversor, etc.

7.2. Puesta a tierra de protección de corriente alterna

Las tierras del lado de continua y de alterna serán separadas e independientes, según estipula el RD 1663/2000. Todas las partes metálicas de los elementos de corriente alterna se unen a esta tierra de protección, como son las envolventes de los cuadros de corriente alterna, borne de tierra de protección de corriente alterna del inversor, etc.

Se dispone en esta instalación de un interruptor diferencial general con sensibilidad de 300 mA. Por lo tanto y considerando la instalación como local conductor y según la instrucción ITC-BT-18 sobre instalaciones de puesta a tierra, se considera que no se puede producir tensiones de contacto mayores de 24 V. Por lo tanto la resistencia máxima de tierra es:

Ω=

=

=

80max

3,0

24max

max

Rt

Rt

I

VRt

Se opta por una configuración con geometría de picas alineadas y que cumpla con la condición de:

maxRtRt ≤

Datos de la configuración:

Distancia entre picas: 2m

Numero de picas: 2

Longitud de picas: 2m

Profundidad de las picas: 0,8m

Las picas se unen entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm².



• Calculo de resistencia de cada pica:

LRp

ρ=

Donde:

Rp: Resistencia de una pica.


L: longitud de la pica [m].


2

500=Rp

Ω= 250Rp

• Calculo de resistencia del conjunto de las 2 picas:

)1

(2

12

Rp

R p

⋅

=

Donde:

R4p: Resistencia del conjunto de las 4 picas.

Rp: Resistencia de una pica


)250

1(2

12

⋅

=pR

Ω=1254 pR



• Calculo de la resistencia del conductor desnudo:

LRc

ρ×=2

Donde:

Rc: Resistencia del conductor de cobre desnudo.


L: longitud del conductor [m].

4

5002×=Rc

Ω=125Rc

• Resistencia del conjunto de 4 picas más conductor desnudo:

RcR

R

p

total 11

1

2

+

=


125

1

125

1

1

+

=totalR

Ω= 5,62totalR

maxRtRtotal ≤

Ω≤ 805,62

La resistencia total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye que la configuración elegida es correcta. Además de ser la mas simple y económica que puede cogerse.



8. Centro de transformación

8.1. Introducción

Según la instrucción ITC-BT-40, establece como carácter general, la interconexión de centrales generadoras a las redes de baja tensión de 3x400/230V será admisible cuando la suma de las potencias nominales de los generadores no exceda de 100 kVA, ni de la mitad de la capacitad de la salida del Centro de Transformación correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central.

Por lo tanto se procede a la instalación en la parcela de dos centros de transformación con dos transformadores de 630 KVA cada uno.

8.2. Calculo de intensidades

8.2.1. Intensidad de baja tensión

Para el cálculo de la intensidad trifásica en la parte de baja tensión del transformador (en el centro de transformación), vamos a utilizar la expresión abajo, sabiendo que la potencia es de 630 kVA, y la tensión primaria es de 420 V.

Up

SnIp

×=

3

Donde:

S: potencia nominal del transformador [kVA]

Up: tensión en el primario [kV]

Ip: intensidad en la parte de baja tensión [A]

Sustituyendo valores en la expresión anterior, para un transformador de 630 KVA y tensión de 400 V en la parte de baja tensión, se calcula la intensidad primaria:

4203

10630 3

×

⋅=Ip

AIp 03,866=

Valores del circuito de baja tensión:



Transformador Potencia (kVA) Up (kV) Ip (A)

Trafo 1 630 0,42 866,03

Trafo 2 630 0,42 866,03

Tabla 8.1, valores de intensidad de baja tensión de los transformadores 8.2.2. Intensidad de alta tensión

Para el cálculo de la intensidad en el secundario del transformador trifásico se usa la siguiente expresión:

Us

SnIs

×=

3

Donde:

Sn: potencia nominal del transformador [kVA]

Us: tensión en el secundario [kV]

Is: la intensidad en el secundario [A]

Sustituyendo valores en la expresión anterior, para un transformador de 630 KVA y tensión de 25 KV en la parte de alta tensión, se calcula la intensidad primaria:

3

3

10253

10630

⋅×

⋅=Is

AIs 55,14=

Valores del circuito de media tensión:

Transformador Potencia (kVA) Up (kV) Ip (A)

Trafo 1 630 25 14,55



Trafo 2 630 25 14,55

Tabla 8.2, valores de intensidad de alta tensión de los transformadores

8.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito

Para el cálculo de las intensidades primaria y secundaria de cortocircuito se tendrá en cuenta la potencia de cortocircuito de la red de alta tensión, valor especificado por la compañía eléctrica ONE.

8.3.1. Cálculo de las intensidades de cortocircuito en el lado de Baja Tensión

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la parte de baja tensión de la instalación vamos a considerar que la potencia de cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de alta tensión-baja tensión, siendo por ello más conservadores que en las consideraciones reales.

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

Zeq

UncIccp

⋅

⋅=

3

Donde:




Iccp: Corriente de cortocircuito máxima en el lado de baja tensión del transformador en (kA).

Para el transformador de este Centro de Transformación, la potencia es de 630 kVA, la tensión porcentual del cortocircuito del 4 %, y la tensión en la parte de baja tensión es de 400 V.



Para el cálculo de la intensidad de cortocircuito en el lado de BT se debe calcular primero la Zeq, donde la impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia de la red, vista desde el secundario, y la impedancia del transformador, es decir:

Zeq = Z"red + Ztrafo

Donde:

Z’’red: La impedancia equivalente de la red.

Ztrafo: Impedancia equivalente del transformador.



2

2

''

t

n

rScc

UcredZ

⋅

⋅=

Donde:






( )

Ω⋅=

×⋅

⋅⋅=

−4''

26

23''

1088,3

52,5910500

10251,1

redZ

redZ







2

2''''

1,01+=

redZredX


Ω=+

= 0.0003341,01

000336,02

2'' redX

Ω=⋅= 0000334,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1034,31034,3 jredZ

84.29º0.0003356'' ∠=redZ



Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=

Donde:








Ω=⋅

⋅= 0112,010630

42004,0

3

2

Ztrafo


2

2)(

Sn

UnWRtrafo c ⋅

=

Donde:






2

2

630

)420(5,6 ⋅=Rtrafo

Ω= 00289,0Rtrafo


22

trafotrafo RZX −=




22 00289,00112,0 −=X

Ω= 0108,0X


0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ

Conocidas las impedancias equivalentes del transformador y de la red, se obtiene la equivalente total:

redtrafoeq ZZZ ''+=

0111,0109234,2 3 ⋅+⋅= − jZeq

29,7501151,0 ∠=eqZ

Conocida la impedancia equivalente se obtiene la intensidad primaria máxima para un cortocircuito en el lado de baja tensión del transformador:

0.011513

42005,1

⋅

⋅=Iccp

KAIccp 12,22=

8.3.2. Cálculo de las intensidades de cortocircuito de alta tensión

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la parte de media tensión de la instalación, utilizamos la siguiente expresión:

Us

SccIccs

×=

3

Donde:



Scc: potencia de cortocircuito de la red [MVA]

Us: tensión de servicio [kV]

Iccs: corriente de cortocircuito en el secundario [kA]

Utilizando la expresión y reemplazando los valores antes vistos en el que la potencia de cortocircuito es de 500 MVA y la tensión de servicio 25 kV, la intensidad de cortocircuito es:

Iccs = 11,55 kA

8.3.3. Cálculo de las intensidades de cortocircuito mínimas

Ahora se procede al cálculo de la intensidad minima de cortocircuito prevista aguas debajo de la CGPM por el método de las impedancias equivalentes tal y como se puede ver en la figura 8.1:

Figura 8.1, circuito equivalente

La corriente mínima de cortocircuito se calcula usando la siguiente expresión:

2

3min kI

Icc×

=

Donde:

I k : Corriente de cortocircuito máxima en el lado de baja tensión del

transformador en (kA).

La impedancia equivalente del circuito es la suma de la impedancia equivalente de la red, vista desde el secundario más la impedancia equivalente del transformador más la impedancia equivalente de la línea entre CGPM y el cuadro de baja tensión del centro de transformación, es decir:





Impedancia equivalente de la red de distribución en baja tensión Zlbt:

Para calcular la impedancia equivalente de la línea en baja tensión, se deben calcular los valores de la resistencia y de la reactancia, tomando como temperatura de cálculo la máxima admisible en servicio continuo (90ºC), El valor de la resistencia de red de baja tensión se obtiene como:

S

LRl

90ρ=

La resistividad del cobre a 90 ºC puede calcularse mediante:

))20(1(20 −+= TT αρρ

mmmT /022,0 2⋅Ω=ρ


95

92022,0 ×=lR

Ω= 0213,0lR

Donde:

R: Resistencia de la línea de baja tensión (Ω)





LX l ×= 07,0






092,007,0 ×=lX

Ω⋅= −31044,6lX


31044,60213,0 −⋅⋅+= jZlbt



Sn

UZtrafo n

cc

2

ε=

Donde:






Ω=⋅

⋅= 0112,010630

42004,0

3

2

Ztrafo




2

2)(

Sn

UnWRtrafo c ⋅

=

Donde:






2

2

630

)420(5,6 ⋅=Rtrafo

Ω= 00289,0Rtrafo


22

trafotrafo RZX −=


22 00289,00112,0 −=X

Ω= 0108,0X


0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

º02,7501118,0 ∠=trafoZ




Para el cálculo de la impedancia equivalente de la red vista desde el secundario, es necesario adoptar en este caso el factor de tensión mínimo resultando:

2

2

''

t

n

rScc

UcredZ

⋅

⋅=

Donde:

c: Factor de tensión, por estar en lado de media tensión, igual a 1.





( )

Ω⋅=

×⋅

⋅⋅=

−4''

26

23''

1053,3

52,5910500

10251

redZ

redZ





2

2''''

1,01+=

redZredX




Ω=+

= 0.0003511,01

000336,02

2'' redX

Ω=⋅= 0000351,01,0 '''' redXredR


Ω⋅+⋅= −− 45'' 1051,31051,3 jredZ

84.29º0.0003527'' ∠=redZ



Donde

Ω⋅+⋅= −− 45'' 1051,31051,3 jredZ

0108,000289,0 ⋅+= jZ trafo

Ω⋅⋅+= −31044,60213,0 jZlbt


Ω⋅+= 01759,002422,0 jZeq

Ω∠= º99,3502994,0Zeq

Una vez calculaos estos parámetros, es posible obtener la intensidad de cortocircuito minima:



)3

(2

3min

Zeq

cUnIcc

×⋅=

02994,02

40095,0min

×

×=Icc

KAIcc 346,6min =

8.4. Dimensionado del embarrado de baja tensión

8.4.1. 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.

La intensidad máxima que se transporta en la red es 144,33 A, de acuerdo con la potencia máxima generada por cada generador fotovoltaica y la potencia nominal del inversor. Por otra parte, la máxima intensidad admisible por el conductor de 95 mm 2 de sección, en las condiciones mas desfavorables, es de 333,12 A.

La densidad de corriente viene dada por al siguiente formula:

)/( 2mmAS

Id =

Donde:

I: es la intensidad de paso, que en este caso se considera 333,12 A.

S: La sección del conductor (mm²).


150

12,333=d

2/22,2 mmAd =



Un valor inferior a los admitidos según el artículo 22 del reglamento de

líneas de alta tensión.

8.4.2. Comprobación por solicitación electrodinámica

Para la comprobación por solicitación electrodinámica se tiene que comprobar que la intensidad de pico es inferior a la intensidad limite electrodinámica seleccionada para el embarrado.

Ipico < Idin

El valor de la intensidad de pico se calcula a partir de la siguiente expresión:

max2 IccI pico ⋅⋅= χ

La corriente de cortocircuito máxima ya ha sido calculada:

Iccmax = 11,55 KA

χ = 1,02 + 0,98 ·e X

R3−

Se calcula la χ tomando un valor de R/X=0.1, que es el habitual en líneas:

χ = 1,02 + 0,98 ·e 3,0−

χ = 1,746

Sustituyendo valores se obtiene el valor de la intensidad de pico:

55,112746,1max2 ⋅⋅=⋅⋅= IccI pico χ

KAI pico 52,28=

Se instala una intensidad de pico inferior al límite electrodinámico y de valor límite igual a 30 kA

8.4.3. 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. Esta



comprobación se puede realizar mediante cálculos teóricos. En este casose debe cumplir:

terterprocc tItI ⋅≤⋅22

max

Donde:

t ter = Tiempo de despeje de la falta (s).

I ter = Intensidad limite térmica (kA).

Para una intensidad asignada de 16 KA

2

2

55,11

16≤tert

stter 92,1≤

El tiempo de actuación es mas que suficiente y cumple ampliamente con la condición de la compañía distribuidora que fija el tiempo de actuación de las protecciones en de 1 segundo, por tanto se fija que el embarrado tenga una intensidad limite térmica de 16 kA.

8.5. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos

Los transformadores están protegidos tanto en alta tensión como en baja tensión. En alta 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.

8.5.1. Protección en alta tensión

La protección en alta tensión de este transformador se realiza utilizando una celda de interruptor con fusibles contra cortocircuitos. Estos fusibles presentan 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, además de ser más económicos.

Los fusibles empleados en la protección de los transformadores serán del tipo “limitadores” de alto poder de ruptura (APR), que cumplir con las Normas UNE 21120, y los compartimentos dispuestos para alojar estos fusibles son compatibles con las dimensiones de los fusibles.



La intensidad nominal del fusible de alta tensión, depende de la curva de fusión y normalmente esta comprendida entre 2 y 3 veces la intensidad nominal del transformador protegido, lo cual en este caso, se obtiene:

In

IfK =

Donde:

If: Intensidad nominal del fusible

In: Intensidad nominal del transformador en A.T.

K: Valor de la curva. (Entre 2 y 3)

El amperaje de los fusibles a instalar se elige de acuerdo a la potencia de los transformadores y la tensión de la red, según establece el Capitulo IV de las Normas Particulares de Sevillana-Endesa denominado “Centros de Transformación, Seccionamiento y Entrega” en la tabla 8.3:

Potencia del transformador (kVA)

Tensión (kV

50 100 160 250 400 630 1000

25 5 10 16 20 32 40 63

20 5 10 20 32 40 63 63

15,4 10 16 20 40 63 63 100

10 10 20 32 40 63 100 100

5 20 40 63 100 100

Tabla 8.3, amperaje de los fusibles a instalar de acuerdo a la potencia de los

transformadores

Para este caso donde la potencia de los transformadores es de 630 KVA y la tensión de la red 25 kv la intensidad de los fusibles es de 40 A.

Estos fusibles deben cumplir con la norma UNE EN-60282-1 (Fusibles limitadores de corriente para alta tensión) y tienen garantizado por fabricante



un poder de corte de 50 kA, siendo este suficiente por ser mayor que la Intensidad de Cortocircuito del Transformador en el Lado de Alta Tensión que es de 22,12 kA.

Pdc (Fusible) > Iccmax

Se comprueba que el fusible cumple con las condiciones de sobre carga:

It ≤ In ≤ Iadm


14,55 ≤ 40 ≤ 333,12

Y



1,6 · 40 ≤ 1,45 · 333,12

64 ≤ 483,02 A

En cuanto a protección frente a cortocircuitos el fabricante del fusible garantiza un tiempo de disparo de 0,01 s, que es inferior a los valores (K · S / Icc)2 correspondientes a un cable-MT con conductor de aluminio (Al) y aislamiento de polietileno-reticulado (XLPE).

8.5.2. Protecciones en BT

El cuadro de baja tensión cuenta con fusibles en todas las líneas que entran procediendo de los inversores, con una intensidad nominal que cumpla con las condiciones exigidas y un poder de corte como mínimo igual a la corriente de cortocircuito correspondiente, según lo calculado en el apartado de cortacircuitos.

Se necesitan cinco salidas entre los dos cuadros de baja tensión, que corresponden a las líneas de generación procedentes de los inversores de cada generador fotovoltaico de 100 kw, por tanto se instalan, dos módulos de acometida con 4 salidas, los dos cuadros de baja tensión correspondientes a los dos transformadores contienen 8 salidas en total.



La protección de los transformadores en baja tensión se realiza mediante fusibles cuyas características se determinan a continuación.

Los parámetros que se utilizan para el dimensionado de los fusibles son:

It = 144,34 A

Iadm = 333,12 A

Por tanto, para que se cumpla la condición, como mínimo la corriente nominal del fusible debe ser:

It ≤ In ≤ Iadm

Donde:

It: Intensidad de trabajo de las líneas.

In: Intensidad nominal del interruptor.

Iadm: Máxima intensidad admisible por los conductores


144,34 ≤ In ≤ 333,12 A

La intensidad nominal seleccionada debe ser lo mas pequeña posible, ya que eso conlleva unos fusibles más económicos, y que cumpla con la condición arriba.

In = 160 A




Idf = 1,6 In

Idf = 1,6 x 160



Idf = 256 A


256 ≤ 1,45 x 333,12

256 ≤ 483,02 A

El valor de la intensidad nominal es valido y cumple con las dos condiciones.

Ahora se debe comprobar la eficacia del fusible elegido frente a la intensidad de cortocircuito. Conocidos los valores de la intensidad de cortocircuito calculada en el apartado ‘’ 8.3.1 Cálculo de las intensidades de cortocircuito en el lado de Baja Tensión’’ y que es igual a:

KAIccp 12,22=

Como dato del fabricante se tiene el poder de corte para estos fusibles de intensidad nominal In = 160 A. Se comprueba que:

25 kA > 22,12 kA

Se instalan fusibles con las siguientes características:

Protección Tensión asignada (KV)

Intensidad Asignada (A)

Poder de corte (KA)

Fusible 25 160 > 25

Tabla 8.4, características de los fusibles instalados en BT

Estos fusibles cumplen con lo especificado en la norma Endesa NNL011 (Fusibles de baja tensión. Bases y fusibles de cuchillas).

8.6. Dimensionado de los puentes de alta tensión

Los conductores que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria, son capaces de soportar los parámetros de la red. La unión de la protección de transformador al aparato correspondiente, se hace con cables de aislamiento de polietileno reticulado con una tensión de servicio 18/30 kV, y con una



sección en Aluminio de 3 x 150 mm2, que debe cumplir con El Reglamento

Electrotécnico de las Líneas Eléctricas de Alta Tensión.

La tensión nominal de línea en cuestión es de 25 kV y considerando una potencia igual a la aparente del transformador, la intensidad que pasa por dicha línea de interconexión es de:

Us

SnIs

×=

3

Donde:

Sn: potencia nominal del transformador [kVA]

Us: tensión en el secundario [kV]

Is: la intensidad en el secundario [A]

Sustituyendo valores en la expresión anterior, para un transformador de 630 KVA y tensión de 25 KV en la parte de alta tensión, se obtiene:

3

3

10253

10630

⋅×

⋅=Is

AIs 55,14=

A continuación se comprueba si se cumplen los distintos criterios necesarios para que se verifique todo lo dictado en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión.

8.6.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible)

El circuito va instalado al aire dentro de la caseta protegido del sol, con una longitud de 5 m, esta compuesto de una terna de conductores unipolares de aluminio y aislados con XLPE, según este tipo de instalación el reglamento indica una intensidad máxima admisible igual a 385 A.

A esta intensidad máxima hay que aplicarle una serie de coeficientes reductores debido al tipo y características de la instalación en caso de que difieran de los supuestos ideales. De esta manera, se asegura que el aislamiento del conductor no sufra daño alguno.



• Cables instalados al aire en ambiente de temperatura distinta de 40 ºC:

Para una temperatura ambiente de 45 ºC el coeficiente de corrección es igual a:

F1 = 0,96

El factor de corrección total es igual a:

Ft = F1 = 0,96

Se debe cumplir:

tadmt FII ⋅< max


96,038555,14 ⋅<

A6,36955,14 <

Por lo que el criterio térmico si se cumple en estas condiciones, ahora se comprueba si también se cumplen los otros 2 criterios.

8.6.2. Criterio de caída de tensión

Se debe verificar a continuación que la caída de tensión máxima no supera el 5% de la tensión nominal en este tramo. Para el cálculo de la caída de tensión se utiliza la formula siguiente para circuitos trifásicos:

V


Donde:











Para el cálculo del valor de la resistencia del conductor para la máxima temperatura admisible de 90 ºC primero se halla el valor de la resistividad a esta temperatura para un conductor de aluminio mediante la siguiente expresión:

))20(1(2090 −+= θαρρ

20ρ : Resistividad de aluminio a 20º C, 0,029 Ωmm²/m.

α: Coeficiente de variación de resistencia específica por temperatura del conductor, 0,00403 ºC-1.

θ: Temperatura máxima admisible, 90º C.

mmm /.0372,0 2

90 ⋅Ω=ρ

El valor de la resistencia es:

S


Sustituyendo valores para una longitud de 8 m y una sección de 150 mm², se obtiene:

Ω⋅= −3º90 1098,1CR

Conocido el valor de la resistencia a máxima temperatura, se determina a continuación el valor de la reactancia del conductor, que según características constructivas dadas por fabricante, la reactancia es de 0,109 Ω/km. Luego para una longitud de 8 m, queda una reactancia de:

Ω⋅= −41072,8X




VV .031,0=∆

Por lo tanto la caída de tensión en este tramo es menor al 5%, y la sección de 150 mm² calculada por el criterio de máxima intensidad admisible sigue siendo valida para el criterio de caída de tensión.

8.6.3. Criterio térmico de cortocircuito

Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en el tramo que se esta estudiando se usa la siguiente expresión:

Ured

SccIcc

×=

3max

Donde:


Ured: tensión de la red [kV]

Iccmax: corriente de cortocircuito máxima [kA]


Iccmax = 11,55 kA

Se comprueba si se supera la intensidad de cortocircuito máxima admisible en el conductor, que según la instrucción correspondiente en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión, se cumple la siguiente relación:

cct

K

S

Icc=

max

Para el aislamiento del conductor XLPE, se tiene una temperatura en régimen permanente de 90 ºC y una temperatura máxima admisible en cortocircuito de 250 ºC, luego la variación de temperatura es de, ∆θ = 160, Según Normas IEC 60949 y UNE 21192 se tiene el grafico 8.1 de las intensidades de cortocircuito para este tipo de conductores.

Para una duración del cortocircuito de 1s, que corresponde al tiempo de actuación de las protecciones de la red de distribución, se tiene según la



grafica una intensidad máxima admisible de cortocircuito para el conductor de sección 150 mm² igual a 14 kA.

Grafica 8.1, Intensidades de cortocircuito para conductores de aluminio y

aislamiento XLPE.

Luego se cumple el criterio de cortocircuito, ya que la intensidad máxima admisible es superior, a la intensidad de cortocircuito calculada.

14 kA > 11,55 kA



Por otro lado hay que ver las intensidades de cortocircuito admisibles en la pantalla, El dimensionamiento mínimo de la pantalla es tal que permita el paso de una intensidad minima de 1000 A durante 1 segundo según indica en ITC-LAT- 06, del RAT.

Las intensidades de cortocircuito máximas admisibles en kA, en pantallas constituidas por cintas de cobre de 0,1 mm de espesor, para una sección superior a 27 mm² según el fabricante se muestran a continuación en la Tabla 8.5:

Tabla 8.5, Intensidad de cortocircuito admisible, en amperios, en pantallas

constituidas por cintas de cobre de 0,1 mm.

Según los datos facilitados por el fabricante, la intensidad máxima admisible de pantalla de Cobre, para un cortocircuito de 1 segundo de duración, es de 1.780 A, superior al valor mínimo indicado por el reglamento.

Por lo tanto queda demostrado que se cumplen todos los criterios y el conductor elegido de aluminio con una sección de 150 mm² y aislamiento XLPE es valido para la instalación de este tramo.

8.7. Dimensionado de la ventilación del Centro de Transformación.

Los transformadores, por sus características constructivas, sufren unas pérdidas de potencia que disipan en forma de calor, este calor calienta el aire de la celda que los contiene, por lo que resulta necesaria la renovación del aire para mantener al transformador en una temperatura adecuada de funcionamiento.

Para conseguir la ventilación adecuada de los transformadores se instalan rejillas en las dos partes opuestas de la caseta, los huecos de ventilación tienen un sistema de rejillas y tela metálica que impedirán la entrada de agua y pequeños animales. Están básicamente constituidos por un marco y un sistema de lamas o angulares, con disposición laberíntica para evitar la introducción de alambres que puedan tocar partes en tensión. Tienen un grado de protección IP 33 (UNE 20324) y un IK 09 (UNEEN 50102) y no están en contacto con el sistema equipotencial o red de tierra de protección.

Para el cálculo de la superficie necesaria de las rejillas se utiliza la siguiente expresión:



324,0 Thk

WfeWcuSr

∆⋅⋅⋅

+=

Donde:

Wcu: Perdidas en el Cu del transformador (kW).

Wfe: Perdidas en el Fe del transformador (kW).

K: Coeficiente en función de la forma de las rejas de entrada. Su valor esta comprendido entre 0,35 y 0,40, se coge 0,35.

h: Distancia vertical entre los centros de las rejillas de entrada y salida (m) que según fabricante es de 2 m.

∆T: Diferencia de temperatura entre el aire de salida y el de entrada que aproximadamente es de 15ºC.

Sr: Superficie minima de las rejillas de entrada (m2).

Sustituyendo valores obtenemos:

315235,024,0

3,15,6

⋅⋅⋅

+=Sr

213,1 mSr =

Tabla 8.6, perdidas de los transformadores



8.8. Dimensionado del pozo apagafuegos

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 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.



8.9. Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra

Para realizar un cálculo correcto para la determinación de la instalación de puesta a tierra del centro de transformación, se ha basado en el “Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, este método de cálculo se suele llamar más comúnmente el método UNESA.

Según el Articulo 3 del capítulo primero del Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, la instalación de centro de transformación a estudiar queda encuadrada dentro de la tercera categoría ya que se cumple ( 30 kV < Un < 1 kV ).

En las instalaciones de alta tensión de tercera categoría de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA no es imprescindible realizar una investigación previa de la resistividad del suelo.

Es necesario conocer el valor numérico de la resistividad del terreno, pues de ella dependen tanto la Resistencia de Difusión a Tierra como la distribución de potenciales en el terreno, y como consecuencia, las Tensiones de Paso y Contacto resultantes en la instalación. Se determina la resistividad según el tipo de terreno donde se instala el centro de transformación, según la tabla 8.6 la resistividad media superficial en este caso es igual a 500 Ω·m (terreno arcilloso y poco fértil):

Naturaleza del terreno Valor medio de la resistividad de Ohm·m

Terrenos cultivables y fértiles, terraplenes compactos y húmedos

50

Terrenos cultivables poco fértiles, terraplenes

500

Suelos pedregosos desnudos, arenas secas permeables

3000

Tabla 8.7, valor medio de la resistividad del terreno

Los neutros de la red de distribución de la empresa están unidos a tierra mediante resistencias de 40 Ω, por lo que en este caso también se une los neutros de los transformadores a tierra mediante resistencia similar, esto limita las corrientes de falta a tierra.



8.9.1. Tierra de protección

Según “Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, se conectan a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas, tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores.

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

Datos de partida:

• Tensión de servicio: 25 kV.

• Resistencia a tierra del neutro: 40 Ω.

• Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT del CT: 10.000 V.

• Edificio del CT aislado.

• Dimensiones del edificio de CT: 7 m x 3,5 m

• Resistividad del terreno: 500 Ω·m.

8.9.1.1. Resistencia a tierra de la puesta a tierra de las masas del Centro de Transformación

En este punto se va a determinar el valor máximo de la resistencia de puesta a tierra, que permita circular una intensidad defecto tal que actúen las protecciones. Por otro lado se va a calcular la tensión de defecto Vd, que se produzca para que no dañe la instalación.

Para evitar que la sobretensión producida por un defecto en el aislamiento del circuito de alta tensión, deteriore los elementos de baja tensión del centro de transformación, el electrodo de puesta a tierra debe tener un efecto limitador, de forma que la tensión de defecto sea inferior a la que soportan dichas instalaciones Vbt= 10 kV.

Para el cálculo de la intensidad de defecto se hace uso de la siguiente expresión:



( ) 223 ntn

n

d

XRR

UI

++⋅=

Donde;

Id: Intensidad de defecto a tierra [A].

Un: Tensión de servicio [V]

Rn: Resistencia de puesta a tierra del neutro [Ohm], En este caso, los neutros de los transformadores que alimentan la red de distribución subterránea en media tensión están unidos a tierra mediante resistencia de 40Ω.

Rt: Resistencia total de puesta a tierra [Ohm]

Xn: Reactancia de puesta a tierra del neutro [Ohm], en este caso no hay reactancia por lo que el valor es nulo.

La tensión de defecto se puede calcular mediante la siguiente expresión:

ddt UIR =⋅

Donde:

Rt: Resistencia del sistema de puesta a tierra (U)

Id: Intensidad de defecto a tierra (A)

Ud: Tensión de defecto (V)

La resistencia a tierra se obtiene:

d

d

tI

UR =

La tensión de defecto debe de ser menor que la tensión de servicio de baja tensión:

UbtUd ≤



Sustituyen la expresión de Ud se obtiene:

UbtIdRt ≤⋅

Rt

UbtId ≤

Sustituyendo Id por la expresión vista anteriormente se obtiene:

( ) Rt

Ubt

XRR

U

ntn

n ≤++⋅

223

Sustituyendo valores se obtiene el valor mínimo que debe tener la resistencia del sistema de puesta a tierra:

( ) RtRt

000.10

0403

1025

2

3

≤++⋅

⋅

Ω≤ 22,90Rt

Esto quiere decir que la Resistencia máxima de tierra es igual a 90,22 Ω.

Sustituyendo valores se obtiene el valor de la intensidad de defecto.

)22,9040(3

1025 3

+⋅

⋅=Id

AId 84,110=

El valor de la Intensidad de defecto a máxima resistencia es igual a Id = 110,84 A.

Por cada configuración tipo de electrodos, el método UNESA proporciona una relación de parámetros, expresados en valores unitarios.

• Resistencia de puesta a tierra, Kr (Ω / Ωm)

• Tensión de paso máxima, Kp (V / Ωm)(A)



• Tensión de contacto exterior máxima, Kc (V / Ωm) (A)

A partir del valor de la resistencia del sistema de puesta a tierra calculada anteriormente y de la resistividad del terreno que es igual a 500 Ω·m, se obtiene el valor de Kr, que es el parámetro característico de la resistencia del sistema de puesta a tierra mediante la siguiente expresión:

ρ⋅= KrRt

Donde:

Rt: Resistencia del sistema de puesta a tierra (Ω)

Kr: Parámetro característico de la resistencia (Ω /( Ω·m))

ρ: Resistividad del terreno (Ω·m)


mKr ⋅ΩΩ= /18,0

Por lo tanto se necesita un electrodo cuyo valor máximo no supere 0,18 (Ω /( Ω·m)).

Seleccionando un valor de Kr inmediatamente inferior al máximo, se tendrá la configuración tipo más económica para la instalación, se busca en las tablas de UNESA la primera configuración, dentro de las dimensiones 7m x 3 m que cumple la condición Kr < 0,18 Ω / Ω·m.

Esta configuración corresponde a la 70‐35 / 5 / 42 cuyas características son:

Dimensiones: Rectángulo de 7 m x 3,5 m.

Profundidad: 0,5 m.

Numero de picas: 4 picas.

Distancia entre picas: 2 metros.

Sección conductor: 50 mm².

Diámetro de picas: 14 mm².

Los parámetros de esta configuración son los siguientes:



Resistencia Kr 0.078

Tensión de paso Kp 0.0171

Tensión de contacto Kc 0.0376

Código UNESA 70‐35 / 5 / 42

Tabla 8.8, configuración tierra de protección

8.9.1.2. Calculo de la resistencia a tierra:

Con el valor de Kr = 0,078 Ω / Ωm que corresponde al electrodo de la configuración elegida y multiplicando por la resistividad del terreno, se obtiene el valor de la resistencia de tierra.

ρ⋅= KrRt

500078,0 ×=Rt

Ω= 39Rt

8.9.1.3. Intensidad de defecto:

Conocidos los valores de resistencia a tierra y los datos de resistencia de puesta a tierra de neutro de red que es de 40 Ω para la resistencia y nula la reactancia, se puede obtener el valor de la intensidad de defecto sustituyendo estos valores:

)3940(3

1025 3

+⋅

⋅=Id

AId 71,182=



8.9.1.4. Tensión de defecto:

Se determina la sobretensión que aparece al producirse un defecto, multiplicando la resistencia de tierra por la intensidad de defecto:

ddt UIR =⋅

71,18239×=dU

VU d 69,7125=

8.9.1.5. Cálculo de la separación entre las tierras de protección y servicio del CT.

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones al sistema de tierra de servicio, evitando así que afecten a los usuarios, se establece 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.

V 1000 7125,69 Ud >=

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

π

ρ

⋅

⋅≥2000

dID

π⋅

⋅≥

2000

71,182500D

mD 54,14≥



8.9.1.6. Cálculo de las tensiones de paso exterior de paso de acceso y contacto exterior admisibles

La tensión de paso exterior se obtiene multiplicando la tensión de paso por la resistividad y la intensidad de defecto:

dpp IKV ⋅⋅= ρ'

Sustituyendo se obtiene:

182,715000171,0' ⋅⋅=pV

VV p 17,562.1' =

La tensión de paso en el acceso al CT se obtiene con la siguiente expresión:

dcaccp IKV ⋅⋅= ρ)('

71,1825000376,0' )( ⋅⋅=accpV

VV accp 95,3434' )( =

La tensión de contacto en el exterior se obtiene con la siguiente expresión:

dcc IKV ⋅⋅= ρ'

71,1825000376,0' ⋅⋅=cV

VV c 95,3434' =

8.9.1.7. Comprobación de las tensiones admisibles

A continuación se debe comprobar que las tensiones de paso y contacto calculadas son inferiores a los valores máximos admisibles definidos en la instrucción MIE-RAT- 13.

La tensión de paso exterior admisible según la instrucción MIE-RAT-13 es igual a:



⋅+⋅

⋅=

1000

61

10 ρnt

KVp

Donde:

k: es un coeficiente igual a 78,5 según la ITC MIE-RAT-13.

n: Coeficiente según la ITC MIE-RAT-13 tiene un valor igual a 0,18 para tiempos de desconexión entre 0,9 y 3 segundos

t: tiempos de desconexión entre 0,9 y 3 segundos.

ρ: Resistividad del terreno (Ohm·m)

Sustituyendo valores se obtiene el valor de la tensión de paso:

⋅+⋅

⋅=

1000

50061

1

5,781018,0

Vp

VadmVp 3140_ =

Para el cálculo de la tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible se utiliza la expresión siguiente:

+⋅+⋅

⋅=

1000

331

10)( h

nt

KaccVp

ρρ

Donde:

k: es un coeficiente igual a 78,7 según la ITC MIE-RAT-13

n: Coeficiente según la ITC MIE-RAT-13 tiene un valor igual a 0,18.

t: tiempos de desconexión entre 0,9 y 3 segundos.

ρ: Resistividad del terreno (Ohm·m)

ρ h : Resistividad del hormigón (Ohm·m)

Sustituyendo valores se obtiene el valor de la tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible:



⋅+⋅+⋅

⋅=

1000

3000350031

1

5,7810)(accVp

VaccVp 5,9027)( =

Tensión máxima de contacto

⋅+⋅=

1000

5,11 s

nt

KVc

ρ

Donde:

Vp: Tensión de paso máxima.

ρs: Resistividad superficial del terreno, 200 Ωm.

t: Duración de la falta, 1 s.

k: es un coeficiente igual a 78,7 según la ITC MIE-RAT-13.

n: Coeficiente según la ITC MIE-RAT-13 tiene un valor igual a 0,18.


⋅+⋅=

1000

2005,11

1

5,78Vc

VVc 05,102=

A continuación se comparan los valores calculados con los admisibles para ver si la configuración elegida cumple con los requisitos de seguridad:

Valores calculados (V) Valores admisibles (V)

Tensión de paso 1562,17 3140

Tensión de acceso 3434,95 9027,5

Tensión de contacto 3434,95 102,05

Tabla 8.9, comparación de valores calculados y admisibles



La tensión de contacto es muy reducida, por lo que se requieren electrodos muy dimensionados, no viables físicamente y de coste difícilmente asumible.

En este caso, el reglamento permite que se instale un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0.30 x 0.30 m. Este mallazo se conecta al sistema de tierras a fin de evitar diferencias de tensión peligrosas en el interior del Centro de Transformación. Este mallazo se cubre con una capa de hormigón de 10 cm. de espesor como mínimo, con lo que se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, esta sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo de la tensión de contacto y paso interior.



8.9.2. Tierra de servicio

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador. Para los cálculos a realizar se emplea el procedimiento reseñado en el “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría”, editado por UNESA.

8.9.2.1. Calculo de la resistencia a tierra

Una vez conectada la red de puesta a tierra de servicio al neutro de la red de BT, el valor de esta resistencia de puesta a tierra general deberá ser inferior a 37 Ω. Este valor se debe a que la máxima tensión admisible que se puede dar es de 24 V, según lo indicado en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

La instalación se protege mediante una protección diferencial con una sensibilidad de 650 mA, se tiene una resistencia de puesta a tierra máxima de 36,92 A, es decir:

I

VR =

65,0

24=R

Ω= 92,36R

Calculo de la resistencia del sistema de tierra:

ρ ·Kr Rt =

ρ

Rt=Kr

92,36Kr(max) =

074,0Kr(max) =



8.9.2.2. Elección de una configuración de las posibles según UNESA

Se elige la siguiente configuración de las posibles según UNESA, picas en hilera unidas por un conductor horizontal, con 3 picas de 4 metros de longitud cada una y 6 metros de separación entre ellas y a una profundidad de 0,8m.

Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes:

Identificación 8/34 (según método UNESA)

Geometría Picas alineadas

Número de picas tres

Sección de los conductores 50 mm²

Sección de las picas 14 mm²

Kr 0,073 Ω / Ω ·m

Kp 0,0087 V/ (Ω·m)(A)

Tabla 8.10, configuración tierra de servicio

8.9.2.3. Comprobación de la configuración elegida

Como el valor de la resistencia de la puesta a tierra de servicio es inferior a los 80 Ω, se comprueba la viabilidad de esta tierra.

Rt = ρ · Kr

Rt = 500 · 0,073

Rt = 36,5 Ω



Rt = 36,5 Ω < 36,92 Ω

Por lo que se comprueba que la resistencia de puesta tierra tiene un valor inferior a 36,92 V.

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.

8.9.2.4. Corrección y ajuste del diseño inicial

Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado, no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado. No obstante, se puede ejecutar cualquier configuración con características de protección mejores que las calculadas, con valores de "Kr" inferiores a los calculados, sin necesidad de repetir los cálculos, independientemente de que se cambie la profundidad de enterramiento, geometría de la red de tierra de protección, dimensiones, número de picas o longitud de éstas, ya que los valores de tensión serán inferiores a los calculados en este caso.



8.10. Red de media tensión

Se instala una red de media tensión subterránea para permitir la conexión a la red publica de la parcela fotovoltaica en estudio, los cables a instalar son de aluminio homogéneo de una sección de 240 mm² y una pantalla de 16 mm², aptos para una tensión de servicio en régimen permanente de 18/30 kV, del tipo VOLTALENE del fabricante PRYSMIAN o otros similares, que debe cumplir con El Reglamento Electrotécnico de las Líneas Eléctricas de Alta Tensión.

El aislamiento esta constituido por un dieléctrico seco extruido de polietileno reticulado (XLPE) y con cubierta exterior de PVC.

La tensión de línea en estudio es de 25 kV, y considerando que la potencia es igual a la aparente del transformador, la intensidad que pasa por dicha línea de interconexión es de:

Ur

SI

×=

3

Donde:

S: potencia provista de la línea [kVA].

Ur: tensión eficaz de la línea [kV].

I: la intensidad de la línea [A].

Sustituyendo valores en la expresión anterior, para 2 transformadores de 630 KVA y tensión de 25 KV en la parte de alta tensión, se obtiene:

3

3

10253

101260

⋅×

⋅=I

AI 1,29=

A continuación para el dimensionado de los cables se tiene en cuenta siguientes criterios para que se verifique todo lo dictado en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión.

• Criterio térmico de máxima intensidad admisible.

• Criterio térmico de máxima caída de tensión.

• Criterio térmico de cortocircuito.



8.10.1. Criterio térmico (Intensidad máxima admisible)

El circuito de media tensión va instalado en una zanja en el interior de tubos, cuya longitud es de 190 m formado por una terna de cables unipolares, según el reglamento de alta tensión se indica una intensidad máxima admisible en servicio permanente para este tipo de conductores con aislamiento XLPE.

A esta intensidad máxima hay que aplicarle una serie de coeficientes reductores debido al tipo y características de la instalación en caso de que difieran de los supuestos ideales. De esta manera, se asegura que el aislamiento del conductor no sufra daño alguno.

Los coeficientes reductores son debido a una instalación bajo tubo, con una profundidad de enterrado diferente de un metro y resistividad térmica del terreno distinta a 1,5 K.m/W, siendo los valores de los coeficientes según la norma UNE 211435 los siguientes:

• Cables instalados en un terreno con temperatura distinta a 25 ºC, para una temperatura igual a 30 ºC se tiene:

F1 = 0,96

• Resistividad térmica del terreno distina a 1,5 K.m/W:

F2 = 0,92

• Agrupación de los cables unipolares bajo tubo:

F3 = 0,8

La variabilidad de carga a lo largo del día, según Norma ONSE 50.53-314, exige que se aplique un coeficiente de valor F4= 1,07 debido a que la instalación se utiliza para la evacuación de energía de una planta solar fotovoltaica, y la generación de energía en este tipo de instalaciones es variable.

El factor de corrección total es igual a:

Ft = F1 x F2 x F3 x F4

Ft = 0,76

Se debe cumplir:

tadmt FII ⋅< max



La intensidad máxima admisible para este cable es de 320 A, sustituyendo en la expresión anterior se obtiene:

76,03201,29 ⋅<

2,2431,29 <

Por lo tanto se demuestra que el conductor cumple con el criterio térmico, ahora se comprueba si también se cumplen los otros 2 criterios.

8.10.2. Criterio de caída de tensión

Se debe verificar a continuación que la caída de tensión máxima no supera el 5% de la tensión nominal en este tramo. Para el cálculo de la caída de tensión se utiliza la formula siguiente para circuitos trifásicos:

V


Donde:









Para el cálculo del valor de la resistencia del conductor para la máxima temperatura admisible de 90 ºC primero se halla el valor de la resistividad a esta temperatura para un conductor de aluminio mediante la siguiente expresión:



))20(1(2090 −+= θαρρ

20ρ : Resistividad de aluminio a 20º C, 0,029 Ωmm²/m.

α: Coeficiente de variación de resistencia específica por temperatura del conductor, 0,00403 ºC-1.

θ: Temperatura máxima admisible, 90º C.

mmm /.0372,0 2

90 ⋅Ω=ρ

El valor de la resistencia es:

S


Sustituyendo valores para una longitud de 190 m y una sección de 240 mm², se obtiene:

Ω= 0295,0º90 CR

Conocido el valor de la resistencia a máxima temperatura, se determina a continuación el valor de la reactancia del conductor, que según características constructivas dadas por fabricante, la reactancia es de 0,113 Ω/km. Luego para una longitud de 190 m, queda una reactancia de:

Ω= 0215,0X


VV .48,1=∆

Por lo tanto la caída máxima de tensión que se produce en este tramo es menor al 5%, y la sección de 240 mm² calculada por el criterio de máxima intensidad admisible sigue siendo valida para el criterio de caída de tensión.



8.10.3. Criterio térmico de cortocircuito

Según norma UNE 21192, referente al cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásico de corriente alterna, la intensidad máxima de cortocircuito, se calcula según la siguiente ecuación:

Ured

SccIcc

×=

3max

Donde:


Ured: tensión de la red [kV]

Iccmax: corriente de cortocircuito máxima [kA]


Iccmax = 11,55 kA

Se comprueba si se supera la intensidad de cortocircuito máxima admisible en el conductor, que según la instrucción correspondiente en el Reglamento de Líneas Eléctricas de Alta Tensión, se cumple la siguiente relación:

cct

K

S

Icc=

max

Para el aislamiento del conductor XLPE, se tiene una temperatura en régimen permanente de 90 ºC y una temperatura máxima admisible en cortocircuito de 250 ºC, luego la variación de temperatura es de, ∆θ = 160, Según Normas IEC 60949 y UNE 21192 se tiene el grafico 8.1 de las intensidades de cortocircuito para este tipo de conductores.

Para una duración del cortocircuito de 1s, que corresponde al tiempo de actuación de las protecciones de la red de distribución, se tiene según la grafica una intensidad máxima admisible de cortocircuito para el conductor de sección 240 mm² igual a 14 kA.



Grafica 9.1, Intensidades de cortocircuito para conductores de aluminio y

aislamiento XLPE.

Luego se cumple el criterio de cortocircuito, ya que la intensidad máxima admisible es superior, a la intensidad de cortocircuito calculada.

22 kA > 11,55 kA

Por otro lado hay que ver las intensidades de cortocircuito admisibles en la pantalla, El dimensionamiento mínimo de la pantalla es tal que permita el paso de una intensidad minima de 1000 A durante 1 segundo según indica en ITC-LAT- 06, del RAT.



Las intensidades de cortocircuito máximas admisibles en kA, en pantallas constituidas por cintas de cobre de 0,1 mm de espesor, para una sección superior a 27 mm² según los datos del fabricante se muestran a continuación en la Tabla 9.1:

Tabla 9.1, Intensidad de cortocircuito admisible, en amperios, en pantallas

constituidas por cintas de cobre de 0,1 mm.

Según los datos facilitados por el fabricante, la intensidad máxima admisible de pantalla de Cobre, para un cortocircuito de 1 segundo de duración, es de 1.780 A, superior al valor mínimo indicado por el reglamento.

Por lo tanto queda demostrado que se cumplen todos los criterios y el conductor elegido de aluminio con una sección de 240 mm² y aislamiento XLPE es valido para la instalación de este tramo.



9. Estudio energético

9.1. Introducción

Los datos de radiación mensual utilizados para la estimación de la generación energética de la instalación deben provenir de fuentes de datos fiables y preferentemente de estaciones meteorológicas situadas en emplazamientos cercanos. En este caso se va a utilizar el software PVSYST y su base de datos.

El generador instalado se encuentra situado en la zona de Ounagha, Donde existe una estación meteorológica de recogida de datos según el PVSYST en las cercanías de Ounagha, y que puede facilitar todos los datos para realizar un estudio energético completo de la zona.

9.2. Radiación sobre el plano del generador Ga(βopt)

En base a la radiación estimada para el emplazamiento se deben corregir esos datos para el plano de inclinación óptimo del generador. Para realizar la corrección de la radiación se utiliza un factor corrector tabulado para cada mes del año que depende de la inclinación y latitud o también una expresión matemática que es función directa de la inclinación óptima (βopt), en este caso se utiliza la expresión siguiente:

]1019,11046,41[

)0()(

244 optopt

GaoptGa

βββ

×⋅−×⋅−=

−−

En el caso de este proyecto se basa en los datos detallados obtenidos por la estación meteorológica situada en esta región, mediante el programa especializado PVSYST del clima de la región donde esta ubicada la parcela fotovoltaica, y de la energía incidente sobre esta, los resultados vienen resumidos en las siguientes tablas:



Tabla 9.1, Energía incidente en el sistema

Donde:

GlobHor: Irradiación global horizontal

DiffHor: Irradiación difusa horizontal

Tamb: Temperatura ambiente

Windvel: Velocidad del viento

GlobInc: Global incidente en plano receptor

DifSInc: difuso celeste incidente en plano receptor

AlbInc: Albedo incidente en plano receptor

Difs/Gl: Relación difuso celeste incidente/Global



Como también se obtienen los datos de la energía incidente, efectiva y corregida representando los datos en la siguiente tabla:

Tabla 9.2, Energía efectiva incidente en el sistema

9.3. Pérdidas del sistema

Cualquier sistema de producción energética como es este caso de un sistema fotovoltaico, está sometido a una serie de pérdidas en las diferentes etapas de trasformación y/o transporte de la energía debido a diferentes factores tanto, ambientales como del material. Evaluar las perdidas, forma parte del diseño adecuado de la instalación fotovoltaica.

Se podrán distinguir algunas de estas perdidas:

• Pérdidas por sombreado

• Pérdidas por posición

• Pérdidas por temperatura

• Pérdidas en el cableado

• Pérdidas en el transformador



9.3.1. Pérdidas por posición

Dado que la instalación de los módulos se realiza sobre unas estructuras fijas con una inclinación y orientación fijas, los rayos solares no inciden de forma perpendicular sobre los paneles durante todo el tiempo deseable a lo largo del día lo que provoca una disminución de la energía aprovechada por parte de los módulos fotovoltaicos dado que no toda la energía que llega al generador es aprovechada como ya hemos visto en la tabla anterior de la energía incidente efectiva y que depende de la hora y del día del año.

Figura 9.1, distintos ángulos del sol según el mes del año

La orientación o el ángulo α que viene dada por la disposición de la parcela fotovoltaica que condiciona, en gran medida, ese valor. En nuestro proyecto, el ángulo de azimut tiene un valor de 0, ya que nuestra parcela está orientada al sur.

La inclinación óptima β es función del uso que será anual. Y para calcular el valor óptimo de la inclinación usaremos la siguiente formula:

latitudopt ×+= 69,07,3β

Reemplazando la latitud de la parcela en estudio obtenemos la siguiente inclinación óptima

βopt = 25,1º

Usando el programa especializado de simulación PVSYST se obtiene un ángulo óptimo entre 25 º y 27º, datos que coinciden con los cálculos teóricos en este caso, por lo tanto se adopta una inclinación de 25º.



9.3.2. Pérdidas por sombras

Para conocer cuando se produce sombreado temporal es necesario analizar las posibilidades de nieve, polvo, caída de hojas, etc... En función del entorno de la instalación. Sin embargo, los otros dos tipos de sombras se pueden conocer con detalle, es decir, qué días y a que horas se puede producir la sombra. En este apartado se explica un procedimiento para calcular estos dos tipos de sombras.

La sombra se suele determinar en relación a un punto de la instalación, por lo general el punto medio del generador fotovoltaico y en función del contorno de los posibles obstáculos entre el sol y la instalación. En el caso de grandes instalaciones este análisis se realiza para varios puntos del generador.

El procedimiento consiste en analizar el contorno de los posibles obstáculos entre el sol y la instalación. Esto se puede realizar con:

• Un analizador de sombras (fotográficamente o a través de una cámara digital y un software)

• Un diagrama de trayectorias solares en una lámina

• Con un plano de la situación y un diagrama de trayectorias solares.

En el caso del proyecto de esta parcela, la instalación se encuentra ubicada en campo abierto dada la gran extensión de terreno llano en los alrededores y la ausencia de población, las únicas pérdidas posibles son las sombras de la propia instalación, que pueden estar producidas por:

• Otros módulos fotovoltaicos

• Casetas de inversores y transformadores

• Apoyos de la línea aérea de evacuación

• Vallado perimetral

Dado que se dispone de terreno suficiente para ubicar la parcela, las casetas de inversores y centros de transformación, el vallado perimetral, así como los elementos que discurren por la parcela que pueden provocar sombras, se ubicarán a distancia suficiente para que no causen efecto de sombreado o estarán a espaldas de los rangos de módulos.

Por lo que los únicos componentes presentes en la parcela que producirán el efecto negativo de las sombras, son los propios módulos fotovoltaicos entre ellos mismos.



Figura 9.2, Línea del perfil de obstáculos

9.4. Separación entre filas

En este apartado vamos a intentar calcular la separación adecuada que debe existir entre las filas del generador fotovoltaico para evitar que se generen sombras.

Si analizamos el movimiento y el valor de la altura solar a lo largo del año, se observa que:

Figura 9.3, la Altura Solar en el día más desfavorable y favorable del año



Como se observa en la figura anterior la peor situación, es decir, el momento en que la posición del sol está más baja lo que se traduce en que en una sombra más larga de todo el año, es el solsticio de invierno, cuyo rayo solar tiene una inclinación con respecto la horizontal de 25º.

Por éste motivo para calcular la separación que se deberá dejar entre las filas de paneles se tienen que calcular para una altura solar

a = 90 - (latitud + 23,5).

a = 34,5

En la figura abajo representa las distancias que deben existir entre las filas y el ángulo que debe tener el sol para poder calcular esta separación

Figura 9.4, Separación entre filas

Consecuentemente, con los datos de las medidas de los módulos fotovoltaicos proporcionados por el fabricante, y además, ya se ha calculado el ángulo optimo de estos módulos respecto a la horizontal como ángulo β = 25,1º.

El valor “h“ será proporcional, cuanto mas grande es el ángulo optimo mas elevado será h y eso nos obligara a que la separación entre filas sea mayor. Las expresiones geométricas de la estructura nos ayudaran a calcular el valor de h como:



βsin×= LH

βcos×= LB

αtan

HA =

BADt +=


H = 676,6 mm

B = 1444,4 mm

A = 984,5 mm

Dt = 2428,9 mm

La separación optima entre filas de módulos solares para que no afecten las sombras es de 2,43 m redondeamos a 2,5 m.



9.5. Resumen perdidas

Usando el software PVSYST podemos obtener los resultados de todas las pérdidas del sistema mediante la introducción de los datos de nuestra sistema y la posterior simulación, a continuación se presentan los resultados resumidos en las tablas que ofrece este software:

9.5.1. Perdidas del sistema:

Tabla 9.3, resumen de pérdidas en el sistema

Donde:

ModQual: Perdidas por la calidad de los módulos fotovoltaicos

MisLoss: Perdidas mismatch en el campo de módulos

Ohmos: Perdidas ohmicas del cableado

EArrMPP: energía virtual del generador en MPP

InvLoss: Perdidas globales en el inversor



9.5.2. Pérdidas en el inversor

Tabla 9.4, resumen de pérdidas en el inversor

Donde:

EOutInv : energía disponible en la salida del inversor

EffInvR: Eficiencia del inversor en funcionamiento

InvLoss : Perdidas globales en el inversor

IL Oper : Perdidas del inversor durante el funcionamiento

IL Pmin : Perdidas en el inversor debido al umbral de potencia

IL Pmax : Perdidas en el inversor a través de Pnom del inversor

IL Vmin : Perdidas en el inversor debido al umbral de tensión

IL Vmax : Perdidas en el inversor a través de le Vnom del inversor



9.5.3. Diagrama de Pérdidas del sistema

Figura 9.5, diagrama de pérdidas del sistema



9.6. Balance energético

En la tecnología fotovoltaica se emplea un concepto relacionado con la radiación solar que conviene explicar someramente. Se trata de las horas de sol pico. Se puede definir como número de horas de un día con una irradiancia ficticia de 1000 W/m2 que tendría la misma irradiación total que la real de ese día. Con esa definición, si se tiene la irradiación de un determinado día, y se divide por 1000 W/m2, se tienen las horas de sol pico.

Así pues, una tabla o mapa de radiación expresada en kWh/m2 sirve como tabla o mapa de horas de sol pico.

Para el cálculo de la energía que un panel fotovoltaico puede producir diariamente en una determinada localidad resulta útil el concepto del número de horas de sol pico (h.s.p.) del lugar en cuestión. A efectos de cálculos energéticos sería lo mismo suponer que el panel está recibiendo una intensidad constante de 1000 W/m² durante un tiempo igual al número de h.s.p.

Para calcular la energía teórica generada por el parque fotovoltaico, basta con multiplicar las h.s.p., por la potencia nominal del módulo y por el número de módulos. Considerando las pérdidas descritas en el apartado anterior de perdidas, obtenemos finalmente la estimación real de energía.

Como también podemos calcular la energía solar teórica que puede producir el generador fotovoltaico como el producto de la irradiación solar H, por la superficie del generador fotovoltaico A, y por el rendimiento de los módulos fotovoltaicos utilizados en este proyecto. Para obtener la energía real debemos tener en cuenta las perdidas del sistema.

En el caso de nuestro proyecto para analizar la estimación de energía que es capaz de proporcionar la instalación, nos hemos ayudado del programa informático PVSYST para poder simular la producción anual del generador fotovoltaico y cuyos resultados obtenidos se presentan a continuación:



9.6.1. Producción de energía

Tabla 9.5, resumen de la producción según los meses del año

Donde:

GlobHor: Irradiación global horizontal.

EOutInv: Energía disponible en la salida del inversor.

E avail: Energía solar disponible.

Yr: Energía incidente de referencia en plano receptor.

Ya: Producción de energía en el generador.

Yf: Producción de energía en el sistema.

PR: Factor de rendimiento.



9.6.2. Factor de rendimiento

Figura 9.6, Grafica de factor de rendimiento de la instalación

9.6.3. Producción por kWp instalado

Figura 9.7, Grafica de producción por kWp instalado



9.6.4. Diagrama de producción durante todo el año

Figura 9.8, diagrama de producción durante todo el año

La energía total producida por la parcela fotovoltaica formada por los 10 generadores durante todo el año es de:

Etp = 1890,346 MWh/día.

3. memoria de calculos -...

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