Memoria de Cálculo

Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Proyecto de instalación fotovoltaica de 1 MW conectada a la red
Ingeniero Industrial
II.- MEMORIA DE CÁLCULO
PROYECTO DE INSTALACIÓN
FOTOVOLTAICA DE 1 MW
CONECTADA A LA RED
Memoria de Cálculo
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
MEMORIA DE CÁLCULO
ÍNDICE
1.! ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO________________________4!
1.1! ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA___________________________________________4!
1.1.1! Acciones gravitatorias _______________________________________________________________ 4!
1.1.2! Acciones del viento __________________________________________________________________ 5!
1.2! MODELO DE ESTRUCTURA ___________________________________________________7!
2.! CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR______________________________________________7!
2.1! CÁLCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS POR RAMAL ___________________________7!
2.1.1!
2.1.2!
2.1.3!
2.1.4!
2.1.5!
2.1.6!
2.1.7!
Parámetros necesarios _______________________________________________________________ 8!
Influencia de la Temperatura __________________________________________________________ 9!
Número máximo de módulos por conjunto en serie _________________________________________ 9!
Número mínimo de módulos por conjunto en serie ________________________________________ 13!
Número seleccionado de módulos por conjunto __________________________________________ 15!
Número máximo de conjuntos en paralelo _______________________________________________ 15!
Conclusión _______________________________________________________________________ 18!
2.2! DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS _____________________________19!
3.! CÁLCULO DE PÉRDIDAS __________________________________________________21!
3.1! PÉRDIDAS POR POSICIÓN____________________________________________________22!
3.2! PÉRDIDAS POR SOMBREADO ________________________________________________23!
3.2.1! Ángulo de visión
" =15º _____________________________________________________________
24!
3.3! PÉRDIDAS POR TEMPERATURA ______________________________________________26!
3.4! DISPERSIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO _________________________________28!
!
3.5! PÉRDIDAS EN EL CABLEADO ________________________________________________29!
3.5.1! Pérdidas en circuitos CC____________________________________________________________ 29!
3.5.2! Pérdidas en circuitos CA ____________________________________________________________ 34!
3.5.3! Pérdidas en Línea Media Tensión _____________________________________________________ 35!
3.6! PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR _________________________________________37!
3.7! PÉRDIDAS POR DISPONIBILIDAD_____________________________________________38!
3.8! RENDIMIENTO DEL INVERSOR ______________________________________________38!
3.8.1! Análisis del Rendimiento del Inversor __________________________________________________ 40!
3.9! PERFORMANCE RATIO ______________________________________________________45!
4.! BALANCE ENERGÉTICO __________________________________________________47!
4.1! RADIACIÓN EFECTIVA ______________________________________________________47!
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1
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4.2! HORAS DE SOL PICO (HSP)___________________________________________________49!
4.3! ENERGÍA INYECTADA A LA RED _____________________________________________50!
4.4! CÁLCULO COMPLEMENTO ENERGÍA REACTIVA _____________________________51!
4.5! CONCLUSIÓN _______________________________________________________________55!
5.! CÁLCULO CABLEADO DE CORRIENTE CONTINUA __________________________55!
5.1! CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE ARRAYS EN SERIE _____________________56!
5.2! CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CONJUNTOS DE UN RAMAL CON CAJAS
DE CONEXIONES _________________________________________________________________58!
5.3! CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CAJA DE CONEXIONES CON CAJA
SUMADORA ______________________________________________________________________60!
5.4! CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CAJA SUMADORA A ENTRADA EN
INVERSOR _______________________________________________________________________66!
6.! CÁLCULOS DE CABLEADOS DE CORRIENTE ALTERNA ______________________70!
6.1! CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE INVERSORES CON CUADRO DE BAJA
TENSIÓN EN CENTRO DE TRANSFORMACIÓN _____________________________________71!
7.! CÁLCULOS DE CABLEADO DE SERVICIOS AUXILIARES _____________________72!
8.! CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA _______________________________________75!
8.1! RESISTENCIA MÁXIMA DE LA PUESTA A TIERRA _____________________________75!
8.2! PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA ______________76!
8.3! PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA _______________78!
9.! CÁLCULO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ____________________________80!
9.1! INTENSIDAD DE MT _________________________________________________________80!
9.2! INTENSIDAD DE BT __________________________________________________________80!
9.3! CORTOCIRCUITOS __________________________________________________________81!
9.4! DIMENSIONADO DEL EMBARRADO __________________________________________82!
9.4.1! Comprobación por densidad de corriente _______________________________________________ 82!
9.4.2! Comprobación por solicitación electrodinámica __________________________________________ 82!
9.4.3! Comprobación por solicitación térmica_________________________________________________ 83!
9.5! PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS Y CORTOCIRCUITOS _________________83!
9.5.1! Protección en MT __________________________________________________________________ 83!
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9.5.2! Protección en BT __________________________________________________________________ 84!
9.6! DIMENSIONADO DE LOS PUENTES DE MT ____________________________________84!
9.7! CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA ____________________85!
9.7.1!
9.7.2!
9.7.3!
9.7.4!
9.7.5!
9.7.6!
Cálculo de la resistencia del sistema de tierra ___________________________________________
Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la instalación _____________________________
Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la instalación _____________________________
Cálculo de las tensiones aplicadas_____________________________________________________
Investigación de las tensiones transferibles al exterior _____________________________________
Corrección y ajuste del diseño ________________________________________________________
85!
88!
89!
90!
91!
93!
9.8! DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN _______________________________________93!
10.! CÁLCULO DEL TRAMO AÉREO DE M.T. ___________________________________95!
10.1! CÁLCULOS ELÉCTRICOS ___________________________________________________95!
10.1.1!
10.1.2!
10.1.3!
10.1.4!
Densidad de corriente máxima, intensidad máxima y potencia máxima _______________________
Distancias de seguridad ____________________________________________________________
Toma de Tierra ___________________________________________________________________
Aisladores _______________________________________________________________________
95!
96!
98!
99!
10.2! CÁLCULOS MECÁNICOS ___________________________________________________100!
10.2.1! Cálculo del conductor ____________________________________________________________ 100!
10.2.2! Cálculo de los apoyos_____________________________________________________________ 103!
10.2.3! Cálculo de las cimentaciones _______________________________________________________ 104!
11.! CÁLCULO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO DE M.T.___________________________106!
11.1! INTENSIDAD MÁXIMA EN RÉGIMEN PERMANENTE _________________________106!
11.2! CAÍDA DE TENSIÓN________________________________________________________106!
11.3! PÉRDIDA DE POTENCIA ___________________________________________________107!
11.4! CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ________________________108!
11.5! CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE CHOQUE_________________________________109!
11.6! COMPROBACIÓN DE LA PANTALLA ________________________________________109!
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1.
ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO
1.1
ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA
La estructura soporte de los paneles fotovoltaicos, deberá soportar las
acciones consideradas en el Código Técnico de la Edificación, Seguridad
Estructural, Acciones en la Edificación, CTE-SE-AE.
Estas acciones serán las que se indican a continuación:
1.1.1
Acciones gravitatorias
Las acciones gravitatorias son las producidas por las cargas que gravitan sobre
la estructura. Sobre la estructura que se proyecta, se consideran tres; peso
propio, carga permanente y sobrecarga de nieve.
! Peso propio.
El peso propio es la acción correspondiente al peso del perfil que compone la
estructura. Esta carga variará en función del perfil que seleccionemos para el
montaje de la estructura.
! Carga permanente.
Es la carga debida a todos los elementos fijados a la estructura. En este caso,
la carga permanente sería el peso de los paneles fotovoltaicos, que es de 16,8
kg cada uno. Como cada panel tiene una superficie de 1,470144 m2, la carga
permanente será de 11,43 kg/m2. Consideraremos finalmente una carga
permanente de 15 kg/m2 por seguridad, en la que se incluye el peso de
tortillería y bridas de sujeción de los paneles.
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! Sobrecarga de nieve
Es la carga debida a la nieve que pueda acumularse sobre los paneles
fotovoltaicos. El Código Técnico establece una sobrecarga de nieve en función
de la situación de la instalación y de la forma de la misma. Para Sevilla y
considerando un factor de forma unidad, resulta una sobrecarga de nieve de
0.2 kN/m2. (20 kg/m2)
1.1.2
Acciones del viento
Sin duda, el viento es la acción más importante que tendrá que soportar
nuestra estructura. La presión perpendicular sobre los paneles se calcula como
se calcula la de una marquesina a un agua.
Según el emplazamiento geográfico de la instalación, el Código Técnico de la
Edificación establece un valor de la velocidad básica del viento. En nuestro
caso, para la zona de Sevilla, zona A, se establece una velocidad de viento
básica de 26 m/s, que equivale a una presión dinámica de 47 kg/m2.
Memoria de Cálculo
5
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Por otra parte, nuestra instalación se encuentra situada en un entorno que
puede considerarse como de grado de aspereza 2, esto es, terreno rural llano
sin obstáculos ni arbolado de importancia. Entramos en la tabla de
marquesinas a un agua e interpolamos para 45º de inclinación que es la más
desfavorable. Considerando que el viento puede pasar por debajo de los
paneles con un coeficiente de obstrucción entre 0 y 1, llegamos a un valor de
presión perpendicular media sobre la superficie de paneles de 306,1 kg/m2.
Resumen de cargas:
Acción
Valor
Carga permanente
15 kg/m2
Sobrecarga de nieve
20 kg/m2
Viento
306,1 kg/m2
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1.2
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MODELO DE ESTRUCTURA
En referencia a la elección de la estructura portante en dicho proyecto, se ha
tenido en cuenta un factor fundamental como es la rapidez y eficiencia de
montaje y posterior mantenimiento de la instalación. Para ello, se ha optado por
la opción de implantar estructuras suministradas por Schletter SolarMontagesysteme, tomando el modelo de Sistema FS generación III, siendo el
más adecuado para los requisitos establecidos.
Dicha empresa se encarga específicamente al montaje de huertos solares,
individualiza para cada instalación los cálculos pertinentes para determinar
tanto las secciones óptimas ha emplear en los perfiles como la profundidad de
hincado tras un exhaustivo estudio geotécnico llevado a cabo por sus
cualificados profesionales.
El modelo señalado anteriormente (Sistema FS generación III), tiene la
característica de ser una estructura de suma facilidad de montaje, esto es
debido a la inexistencia de cimentación alguna ya que la implantación de la
misma se realiza mediante hincado a través de empresa especializada a tal
efecto.
Las características referentes a la estructura empleada se detallan en el
apéndice adjunto de Especificaciones Técnicas.
2.
CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR
2.1
CÁLCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS POR RAMAL
Se calculan en este apartado las agrupaciones en serie en paralelo de módulos
fotovoltaicos con el fin de:
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7
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!
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No sobrepasar las limitaciones del inversor, tanto por valores
máximos como valores mínimos.
!
2.1.1
Obtener la potencia deseada.
Parámetros necesarios
Para que el inversor inicie la generación es necesario que del campo de
módulos le llegue una tensión mínima. Asimismo, no debe sobrepasarse la
tensión máxima permitida por el inversor ni la intensidad máxima de entrada.
Para ello se deben asociar en serie un número de módulos por ramal de forma
que la tensión mínima y máxima del punto de máxima potencia del ramal esté,
en todo momento, dentro del rango de tensiones de entrada al inversor.
Para realizar dichos cálculos necesitaremos los valores de tensiones e
intensidades aportados por los módulos fotovoltaicos, así como los valores
límite permitidos por el inversor:
Tabla 1. Valores característicos del Módulo e Inversor
Módulo Fotovoltaico
Potencia pico
200 W
Corriente de cortocircuito (ISC)
8,12 A
Tensión de vacío (Uoc)
33,4 V
Corriente MPP
7,63 A
Tensión MPP
26,2 V
Inversor
Tensión máxima admisible
900 VCC
Intensidad máxima admisible
1.429 A
Rango de voltaje de MPP
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405 – 750 VCC
8
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2.1.2
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Influencia de la Temperatura
Los valores dados para el inversor son únicamente para las condiciones
estándar (STC, 1000 W/m2, 25ºC, AM 1,5). Por tanto, a las temperaturas límite
que puede trabajar la célula solar (ver cálculos más adelante) los valores
característicos del módulo fotovoltaico son diferentes.
Dichas variaciones dependen de las cualidades del módulo y son valores de
catálogo:
Módulo Fotovoltaico
Coefic. Tª Corriente cortocircuito
0,055±0,001 %/ºC
Coefic. Tª Tensión circuito abierto
-(0,43±0,001) %/ºC
Coefic. Tª Potencia MPP
-(0,47±0,05) %/ºC
TONC
46 ºC
Las variaciones porcentuales de intensidad y tensión nos permitirán definir los
nuevos valores a las temperaturas extremas, que se calculan en este apartado.
La variación porcentual de la potencia MPP y TONC1 permitirán evaluar las
pérdidas por temperatura.
2.1.3
Número máximo de módulos por conjunto en serie
El número máximo de módulos en serie que pueden conectarse vendrá
determinado por el mínimo valor de las dos estimaciones siguientes:
! La máxima tensión necesaria para que el inversor pueda buscar el punto
de MPP cuando la Tensión MPP de los módulos alcanzan su valor
máximo.
1
Las células, en condiciones normales de operación, alcanzan una temperatura superior a las condiciones estándar
de medida del laboratorio. El TONC es una medida cuantitativa de ese incremento. La medición del TONC se realiza
en las siguientes condiciones: radiación de 0,8KW/m, temperatura ambiente de 20ºC y velocidad del viento de 1 m/s.
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! La máxima tensión que admite el inversor a la entrada cuando los
módulos alcanzan el máximo de tensión posible, donde dicho valor se
obtendrá para la Tensión de Vacío del módulo (UOC) a la temperatura
mínima.
El máximo valor de tensión posible de los módulos, tanto para la UOC como
para la Tensión MPP, corresponde a dichas tensiones cuando la temperatura
del módulo es mínima. La temperatura mínima del módulo corresponde con
una temperatura ambiente mínima, que suele corresponder a invierno y que,
para climas como el de España, se puede considerar en la zona de
implantación de la instalación de -2 ºC y para una irradiancia mínima que se
considera de 0 W/m2.
La temperatura del módulo en estas condiciones se determina mediante la
siguiente expresión aproximada:
Ecuación 1. Cálculo Temperatura del módulo
Tp = Ta +
TONC " 20
#I
800
donde:
Tp :
! del módulo (ºC)
Temperatura
Ta :
Temperatura ambiente (ºC)
Tonc : Temperatura de operación normal de la célula (ºC)
I:
Irradiancia (W/m2)
Tp = "2 +
Para
las
condiciones
46 " 20
# 0 = "2º C
800
anteriores,
la
temperatura
del
módulo
es
aproximadamente !
de -2 ºC.
Memoria de Cálculo
10
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" La Tensión de MPP a -2 ºC, a partir de la tensión en condiciones
estándar, se calcula de la siguiente forma:
Ecuación 2. Cálculo Tensión MPP
U MPP(Tp ) = U MPP(STC ) " (1+
#U MPP
)
100
#U MPP = #UUOC " (TP $ 25)
donde:
UMPP
Tensión MPP del módulo (V)
!
!UUoc
Coeficiente de Tª Tensión a circuito abierto (%/ºC)
"U MPP (#2ºC ) = #0,34 $ (#2 # 25) = 9,18%
U MPP(#2ºC ) = 26,20 $ (1+
"U MPP (#2ºC )
100
) = 28,61V
!
" La Tensión
de Circuito Abierto (UOC) a -2 ºC, a partir de la tensión en
condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:
Ecuación 3. Cálculo Tensión de Vacío
UOC(Tp ) = UOC (stc ) " (1+
#UOC
)
100
#UOC = #UUOC " (TP $ 25)
donde:
UOC(Tp)
UOC(STC)
!UUoc
Memoria de Cálculo
!
Tensión a Circuito Abierto a Tª del módulo (V)
Tensión a Circuito Abierto en Condiciones Estándar (V)
Coeficiente de Tª Tensión a circuito abierto (%/ºC)
11
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"UOC (#2ºC ) = #0,34 $ (#2 # 25) = 9,18%
UOC(#2ºC ) = 33,40 $ (1+
"UOC (#2ºC )
100
) = 36,47V
El número !
máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina
como el mínimo valor de:
a. El cociente entre el Límite Superior de voltaje MPP del inversor y la
Tensión de MPP del módulo a su temperatura mínima, que es de -2 ºC.
b. El cociente entre la Tensión máxima de entrada del inversor y la Tensión
a Circuito Abierto del módulo (UOC) a su temperatura mínima, que es la
establecida en -2 ºC.
De acuerdo con lo indicado anteriormente:
Ecuación 4. Límite Superior módulos en serie
a)n máxSERIE =
b)n máxSERIE =
U LímSupMPP(INV )
U MPP(T ª mín )
" n max =
750
= 26,22
28,61
U Máx(INV )
900
" n max =
= 24,68
UOC(T ª mín )
36,47
donde,
nmax !
Número máximo de módulos por ramal conectados en serie
ULím Sup MPP(INV)
UMáx(INV)
UMPP(Tªmín)
UOC(Tªmín)
Memoria de Cálculo
Límite Superior de voltaje MPP del inversor (V)
Tensión máxima de entrada del inversor (V)
Tensión de MPP del módulo a -2 ºC (V)
Tensión a Circuito Abierto del módulo a -2 ºC (V)
12
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Por lo que, tras examinar los dos resultados obtenidos (26,22 y 24,68),
tomamos el mínimo valor, siendo el mismo el límite máximo de módulos en
serie.
n máxSERIE = 24,68 " 24
El número máximo de!módulos que podemos conectar en serie es de 24.
2.1.4
Número mínimo de módulos por conjunto en serie
El número mínimo de módulos en serie por ramal que pueden conectarse
vendrá limitado por la mínima tensión necesaria para que el inversor pueda
buscar el punto de MPP cuando los módulos alcanzan el mínimo de tensión
posible. El mínimo valor de tensión posible de los módulos corresponde a la
Tensión MPP cuando la temperatura del módulo es máxima. La temperatura
máxima del módulo corresponde con una temperatura ambiente máxima, que
suele corresponder a verano y que, para climas como el de España, se puede
considerar de 42 ºC y para una irradiancia del orden de 1000 W/m2.
La temperatura del módulo en estas condiciones se calcula siguiendo la misma
expresión que en el apartado anterior Ecuación 1:
Tp = Ta +
Para
las! condiciones
TONC " 20
46 " 20
# I = 42 +
#1000 = 74,5º C
800
800
anteriores,
la
temperatura
del
módulo
es
aproximadamente de 74,5ºC.
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" La Tensión del Punto de Máxima Potencia (MPP) a 74,5ºC, a partir de
la tensión en condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:
Ecuación 5. Cálculo Tensión de máxima potencia (MPP)
U MPP(Tp ) = U MPP(STC ) " (1+
#U MPP
)
100
#U MPP = #UUOC " (TP $ 25)
donde:
UMPP(Tp) !
Tensión MPP a Tª del módulo Tp (V)
UMPP(STC)
Tensión MPP en Condiciones Estándar (V)
!UUoc
Coeficiente de Tª Tensión a Circuito Abierto (%/ºC)
"U MPP ( 74,5ºC ) = #0,34 $ ( 74,5 # 25) = #16,83%
U MPP(74,5ºC ) = 26,20 $ (1+
"U MPP ( 74,5ºC )
100
) = 21,79V
! mínimo de módulos por ramal conectados en serie se determina
El número
como el cociente entre el Límite Inferior de voltaje MPP del inversor y la
Tensión de MPP del módulo a su temperatura máxima, que es de 74,5 ºC. De
acuerdo con lo indicado anteriormente:
n mín SERIE =
U LímInfMPP(INV )
U MPP(T ª máx )
donde,
nmín
!
Número
mínimo de módulos por ramal conectados en serie
ULím Inf MPP(INV)
Límite Inferior de voltaje MPP del inversor (V)
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UMPP(Tªmáx)
Tensión de MPP del módulo a -74,5 ºC (V)
n mín SERIE =
405
= 18,59 "19
21,79
El número mínimo!de módulos que podemos conectar en serie es de 19.
2.1.5
Número seleccionado de módulos por conjunto
En el presente proyecto se han seleccionado 21 paneles en serie por conjunto,
estando cada ramal constituido por 5 conjuntos, todo ello siguiendo el criterio
anterior.
2.1.6
Número máximo de conjuntos en paralelo
El número mínimo de conjuntos en paralelo que pueden conectarse vendrá
determinado por el mínimo valor de las dos siguientes estimaciones:
a) El cociente entre la Intensidad Máxima Admisible del inversor entre
la Corriente de Cortocircuito (ISC) del módulo cuando alcanza su valor
más elevado.
b) El cociente entre la potencia máxima del inversor y la potencia pico
de un conjunto.
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 máxima del módulo corresponde con una temperatura
ambiente máxima, que suele corresponder a verano y que, para climas como el
de España, se puede considerar en la zona de implantación de la instalación
de 42 ºC y para una irradiancia del orden de 1000 W/m2.
Memoria de Cálculo
15
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La temperatura del módulo en estas condiciones se calcula siguiendo la misma
expresión que en el apartado anterior Ecuación 1:
Tp = Ta +
las! condiciones
Para
TONC " 20
46 " 20
# I = 42 +
#1000 = 74,5º C
800
800
anteriores,
la
temperatura
del
módulo
es
aproximadamente de 74,5ºC.
" La Intensidad de Cortocircuito (ISC) a 74,5ºC, a partir de dicha
intensidad en condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:
Ecuación 6. Cálculo Intensidad de Cortocircuito ISC
ISC (Tp ) = ISC (STC ) " (1+
#ISC
)
100
#ISC = #II SC " (TP $ 25)
donde:
ISC(Tp)
!
ISC(STC)
!IIsc
Intensidad de Cortocircuito a Tª del módulo (A)
Intensidad de Cortocircuito Condiciones Estándar (A)
Coeficiente de Tª Intensidad Cortocircuito (%/ºC)
"ISC ( 74,5ºC ) = 0,055 # ( 74,5 $ 25) = 2,7225%
ISC (74,5ºC ) = 8,12 # (1+
!
Memoria de Cálculo
"ISC ( 74,5ºC )
100
) = 8,34 A
16
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De acuerdo con lo indicado anteriormente:
a)n máxPARALELO =
b)n máx PARALELO =
donde:
IMáxAdm(INV )
ISC (T ª Máx )
=
1.429
= 171,32
8,34
PINV
550 "10 3
=
= 130,95
21" Pmódulo 21" 200
!
IMáx Adm (INV)
Intensidad Máxima Admisible del inversor (A)
ISC (Tªmáx)
Corriente de Cortocircuito del módulo a 74,5ºC (A)
PINV
Potencia máxima del inversor (W)
Pmódulo
Potencia pico de los módulos (W)
Se debe cumplir que la potencia nominal del inversor no sea superior a 1,2
veces la potencia pico del generador fotovoltaico.
Además, habrá que comprobar que el inversor admite la corriente de
cortocircuito que resulta al asociar los ramales en paralelo.
Por lo que, tras examinar los dos resultados obtenidos (171,32 y 130,95),
tomamos el mínimo valor, siendo el mismo el límite máximo de conjuntos en
paralelo.
n máxSERIE = 130,95 "130
! conjuntos que podemos conectar en paralelo es de 130,
El número máximo de
donde en dicha instalación seleccionamos 130 conjuntos a conectar en
paralelo.
Memoria de Cálculo
17
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Comprobamos que la Intensidad máxima que admite el inversor de 1.429 A, es
superior a la Intensidad de Cortocircuito de los 130 conjuntos en paralelo a
74,5 ºC.
IMáxAdm(Invv ) = 1.429A > (nº módulosPARALELO ) " ISC (T ª máx ) = 130 " 8,34 = 1.084,34
! La Intensidad de Cortocircuito (ISC) de 130 conjuntos en paralelo es de
1.084,34 A, menor que la Intensidad máxima que admite el inversor de 1.429
A. Concluimos que la instalación es correcta.
2.1.7
Conclusión
Tras cotejar los resultados obtenidos en apartados anteriores, el resultado que
se ha logrado se representa en la Tabla 2, donde se puede observar la
configuración adoptada de módulos para cada inversor.
En la siguiente ilustración se representa la característica V-I / P del módulo
Vitovolt 200 usado.
Ilustración 1. Característica V-I / P
Memoria de Cálculo
18
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 2. Configuración adoptada de la instalación para cada inversor
2.2
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS
La inclinación establecida para los módulos fotovoltaicos es fija con un valor de
30º. Por lo tanto tendremos que calcular la distancia mínima entre filas de
módulos para la cual se garantice la ausencia de sombras para un ángulo de
visión de 15º para todas las épocas del año.
Memoria de Cálculo
19
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Dicha separación se establece de tal forma que al encontrarse el sol con un
ángulo de visión de 15º, la sombra de la arista superior de una fila ha de
proyectarse, como máximo, sobre la arista inferior de la fila siguiente.
El ángulo de visión, es el ángulo que forman los rayos del sol con una
superficie horizontal, es decir, el ángulo con el que incide.
Geométricamente se demuestra que la distancia entre los puntos inferiores
más bajos de cada placa debe ser la correspondiente a la siguiente fórmula:
%
sen(# ) (
d = l " 'cos(# ) +
*
tg($ ) )
&
donde,
l
ancho del!módulo (m)
"
ángulo de inclinación de los paneles (º)
"
ángulo de visión del sol (º)
!
! En el siguiente gráfico se representan los parámetros utilizados en la obtención
de la fórmula para calcular la distancia mínima entre las filas de módulos.
Memoria de Cálculo
20
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Ingeniero Industrial
donde,
a
proyección horizontal del borde superior de cada ramal con la
arista inferior de la fila siguiente (m)
b
proyección horizontal del módulo (m)
Por lo que para los valores establecidos en el proyecto, dicha distancia tendrá
el siguiente valor:
#
sen(30º ) &
d = 3,19 " % cos(30º ) +
( = 8,72m
tg(15º ) '
$
!
Como se puede
ver, la distancia mínima es de 8,72 m entre las partes
inferiores de 2 filas de módulos consecutivas, siendo la distancia entre la
proyección horizontal del borde superior de cada ramal con la arista inferior de
la fila siguiente de a=5,96 m.
3.
CÁLCULO DE PÉRDIDAS
Cualquier sistema de producción energética está sometido a una serie de
pérdidas en las diferentes etapas de trasformación y/o transporte de la energía
que afectan al global de la energía producida.
Evaluarlas y limitarlas forma parte del diseño adecuado de la instalación
fotovoltaica. Se podrán distinguir el siguiente conjunto de pérdidas:
! Pérdidas por posición
! Pérdidas por sombreado
! Pérdidas por temperatura
! Dispersión del módulo FV
! Pérdidas en el cableado
! Pérdidas en el transformador
Memoria de Cálculo
21
Proyecto Fin de Carrera
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! Pérdidas de disponibilidad
! Pérdidas de suciedad
! Rendimiento del inversor
3.1
PÉRDIDAS POR POSICIÓN
Dado que los módulos están posicionados con una inclinación y orientación
fijas, los rayos solares no inciden de forma perpendicular al panel, como sería
deseable, la mayor parte del tiempo.
Esta circunstancia provoca una merma en la energía que capta el módulo solar
y que depende de la hora y del día del año.
La orientación (", ángulo de azimut) viene dada por la disposición de la parcela
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 es función del uso que será anual. La calcularemos
como:
# OPT = 3,7 + 0,69·Latitud = 29,4 º
Memoria de Cálculo
22
Proyecto Fin de Carrera
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Ingeniero Industrial
Por tanto, el valor elegido para la inclinación es en grados sexagesimales de
30º.
3.2
PÉRDIDAS POR SOMBREADO
Dado que la instalación se encuentra ubicada en campo abierto las únicas
pérdidas posibles son las propias, 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 espacio suficiente, las casetas de inversores y centros
de transformación, el vallado perimetral, así como los apoyos de línea aérea
que discurren por la parcela que pueden provocar sombras, se ubicarán a
distancia suficiente para que no causen efecto de sombreado.
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.
El estudio realizado para evaluar las pérdidas mediante dicho efecto, se ha
llevado a cabo partiendo de la premisa de que solo se producirán sombras
entre ramales cuando el ángulo de visión que presentan los rayos del sol
incidiendo sobre los paneles es menor de " =15º.
Con esta configuración, la sombra de unos módulos se proyecta sobre los de
!
atrás en un rango de horas en los que los valores de radiación son ya tan
Memoria de Cálculo
23
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pequeños que el propio inversor ya ha cortado la entrada de corriente por no
poder hacer el seguimiento del punto MPP.
3.2.1
Ángulo de visión " =15º
En el caso más general, un panel tiene por delante una fila de mucha longitud
!
que abarca prácticamente
todo el barrido azimutal. Esto no será así para
paneles cercanos a los extremos de las filas.
No obstante, y como se estará del lado de la seguridad, consideraremos que
cada panel tiene un obstáculo por delante con una ‘altura’ de 15º y un azimut
desde casi -180ª a casi +180º. Es decir, su perfil es un rectángulo en el plano
[azimut,inclinación], tal y como se ve en la figura siguiente.
Ilustración 2. Trayectoria solar con perfil de sombras y obstáculo de altura 15º
Memoria de Cálculo
24
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Tal y como se muestra en la figura anterior, esta altura es tan pequeña que, si
ningún otro obstáculo la supera, no producirá pérdidas de importancia.
Por tanto, cualquier objeto que se ‘vea’ desde la base del panel con una ‘altura’
de 15º o menos no provocará sombras sobre los paneles en horas de radiación
apreciable.
Naturalmente, el resto de obstáculos deberá cumplir esta misma condición, lo
cual no será ningún problema porque las casetas de inversores y centros de
transformación ya que se encuentran ubicadas a la espalda de los paneles. Así
como el vallado perimetral, el cual se encuentra colocado a una distancia de
los paneles suficiente para no provocar sombras en ellos, dicha configuración
puede observarse en planos.
Este pequeño sombreado debido a la posición de sol antes de alcanzar un
ángulo de visión de 15º, produce unas pérdidas mes a mes que evaluaremos
con ayuda del procesamiento de los datos que nos suministra AMT-A.
En anexo final aparecen los datos de un año completo, hora a hora, de la
radiación horizontal, en el plano del módulo (inclinación 30), la radiación
efectiva en el plano de 30º y otra serie de datos que se describen
posteriormente.
Haciendo, entonces, las sumas mensuales de dichas radiaciones, obtenemos
la radiación mensual. Si se realizan estos cálculos para la radiación sobre el
plano del módulo con y sin sombra se obtienen los resultados mostrados en la
Tabla 3,
que también muestra las pérdidas por sombreado calculadas por este
método.
Memoria de Cálculo
25
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Tabla 3. Evaluación de pérdidas debidas al sombreado
Ángulo de visión 15º
AMT-A
Radiación Efectiva
(sin sombra)
Radiación Efectiva
(con sombra,
2
" = 15º)
2
Pérdidas por
sombreado
2
Wh/m /mes
Wh/m /mes
Wh/m /mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
114.753
119.516
151.041
159.444
180.287
175.115
189.871
186.486
158.679
143.146
117.733
105.959
95.527
111.534
144.174
152.501
177.751
172.042
187.010
180.038
154.070
132.047
103.052
89.126
17%
7%
5%
4%
1%
2%
2%
3%
3%
8%
12%
16%
Promedio Mensual:
150.169
3.3
!
141.573
PÉRDIDAS POR TEMPERATURA
Los efectos de la temperatura no son únicamente sobre los parámetros
eléctricos de tensiones y corrientes, que tanto afectan al dimensionado del
campo solar.
Lejos de ello, la temperatura influye decisivamente sobre la potencia que puede
suministrar el módulo fotovoltaico a razón de lo indicado por el fabricante:
Módulo Fotovoltaico
Coeficiente Tª Potencia MPP
TONC
-0,47 %/ºC
46 ºC
Las temperaturas extremas nos la suministra AMT-A y sirven para calcular los
valores máximo y mínimo de los parámetros eléctricos necesarios para el
dimensionado.
Memoria de Cálculo
26
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Para la evaluación de las pérdidas utilizamos los valores horarios de
temperatura ambiente y radiación de AMT-A (ver anexo final donde aparecen
estos datos para todas las horas de un año en las que hay radiación). Para
cada hora se ha calculado la temperatura de celda a través de la expresión
siguiente:
Ecuación 7. Cálculo Temperatura de la célula
$ TONC(º C) # 20º C '
TCÉLULA (ºC) = TAMBIENTE (ºC) + G(W /m 2 ) " &
)
%
(
800W /m 2
donde:
! TCélula :
Temperatura del módulo (ºC)
TAmbiente:
Temperatura ambiente (ºC)
TONC :
Temperatura de operación normal de la célula (ºC)
G:
Irradiancia (W/m2)
Esta temperatura de célula ha permitido, hora a hora, calcular la radiación
efectiva percibida por la placa con una inclinación de 30º, la cual se obtiene
mediante la siguiente Ecuación 8, tomando las ponderaciones mensuales de
dicha radiación junto con las recibidas a 30º de inclinación sin aplicar el efecto
de la temperatura, podremos evaluar las pérdidas de potencia por la aplicación
del coeficiente anteriormente mostrado.
Ecuación 8. Cálculo Radiación Efectiva con inclinación de 30º
GEfectiva(30º ) = G30º " (1+
#G
)
100
#G = #PMPP " (TCélula $ 25)
donde:
GEfectiva(30º)
G30º
!PMPP
Memoria de Cálculo
!
Radiación Efectiva, inclinación 30º (W/m2)
Radiación con inclinación 30º (W/m2)
Coeficiente de Tª Potencia MPP (%/ºC)
27
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TCélula :
Temperatura del módulo (ºC)
Finalmente, se promedian estas pérdidas en un mes y resulta lo que figura en
la Tabla 5.
Tabla 4. Evaluación de pérdidas debidas a la temperatura
Pérdidas por Temperatura
AMT-A
Radiación
Radiación Efectiva
Pérdidas por
G30º
GEfectiva (30º)
Temperatura
2
2
Wh/m /mes
Wh/m /mes
Wh/m /mes
118.630
125.195
161.673
173.691
200.535
199.024
220.951
217.078
180.646
157.155
123.878
109.625
114.753,3
119.515,9
151.041,3
159.444,4
180.287,0
175.115,1
189.871,1
186.486,0
158.679,1
143.145,7
117.733,2
105.959,4
3%
5%
7%
8%
10%
12%
14%
14%
12%
9%
5%
3%
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
3.4
2
DISPERSIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO
Las pérdidas por desacoplo o dispersión de parámetros del inversor provienen
del hecho obvio de que no es posible fabricar todos los módulos perfectamente
iguales, por lo que sufren ligeras variaciones sobre los valores de catálogo.
Suelen oscilar entre un 3 y un 6% según la tolerancia de los módulos, y lo más
importante es que estén perfectamente acotadas y documentadas.
En nuestro caso es del 3%.
Memoria de Cálculo
28
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Ángel Pérez Monge
3.5
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
PÉRDIDAS EN EL CABLEADO
Tanto en los cables de CC como en los de CA se produce una pérdida de
potencia que dependen en gran medida de la longitud del circuito. Estas se
calcularán para la máxima corriente posible (máxima radiación). Se calculan de
forma diferente para los circuitos CC y CA.
Pérdidas en circuitos CC
3.5.1
Se evalúan con la ecuación:
!PCC = I2 · R
Siendo,
!PCC:
Pérdidas en vatios
R:
Resistencia del tramo de cable (ida y vuelta) en $
I:
Intensidad que circula en amperios
Los cálculos llevados a cabo para cuantificar las pérdidas de potencia en
corriente continua se han analizado para cada uno de los ocho grupos de la
instalación, donde en las siguientes tablas se representan los resultados
obtenidos.
Para cada uno de los grupos, se han distinguido por separado los siguientes
las pérdidas:
!
Pérdidas presentes en la conexión de cada array (conjunto en
paralelo en cada ramal) con la caja de conexión de su ramal.
!
Pérdidas relativas al enlace de las cajas de conexión de cada ramal
con las cajas sumadoras de cada grupo.
!
Pérdidas correspondientes a la unión de las cajas sumadoras de
cada grupo con su respectiva entrada al inversor.
Memoria de Cálculo
29
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ASOCIACIÓN A
Tabla 5. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 1
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 1.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 1.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 1.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 1.x
0,0768
Array más cercano a caja 1.x
0,0150
Caja 1-1 a 1.S
Caja 1-2 a 1.S
"UACUMULADA (%)
IMÁX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
406,59
0,589%
7,84
16,12
112,81
0,508%
7,84
12,32
86,22
0,181%
0,428%
7,84
8,52
59,63
0,602
0,100%
0,347%
7,84
4,72
33,04
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
6,45
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 1-3 a 1.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
39,20
86,44
86,44
Caja 1-4 a 1.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
39,20
75,23
75,23
Caja 1-5 a 1.S
0,0619
2,427
0,404%
0,993%
39,20
95,15
95,15
Caja 1-6 a 1.S
0,0617
2,419
0,403%
0,992%
39,20
94,83
94,83
Caja 1-7 a 1.S
0,0504
1,976
0,329%
0,918%
39,20
77,45
77,45
Caja 1.S a inversor
0,0082
2,239
0,373%
1,366%
274,40
614,41
614,41
1. Pérdidas CC:
1.810,51
Tabla 6. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 2
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 2.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 2.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 2.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 2.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 2.x
0,0150
Caja 2-1 a 2.S
0,0045
Caja 2-2 a 2.S
Caja 2-3 a 2.S
"UACUMULADA (%)
IMÁX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
406,59
0,589%
7,84
16,12
112,81
0,508%
7,84
12,32
86,22
0,181%
0,428%
7,84
8,52
59,63
0,100%
0,347%
7,84
4,72
33,04
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
6,45
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 2-4 a 2.S
0,0350
1,371
0,228%
0,817%
39,20
53,74
53,74
Caja 2-5 a 2.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
39,20
67,96
67,96
Caja 2-6 a 2.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
39,20
57,53
57,53
Caja 2-7 a 2.S
0,0439
1,722
0,287%
0,875%
39,20
67,49
67,49
Caja 2.S a inversor
0,0132
3,622
0,603%
1,480%
274,40
993,90
993,90
1. Pérdidas CC:
Memoria de Cálculo
2.062,94
30
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 7. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 3
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
IMÁX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 3.x
0,2622
2,056
0,342%
0,589%
7,84
11,62
348,51
7,84
16,12
96,70
Siguiente array a caja 3.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 3.x
0,1386
1,087
0,181%
0,508%
7,84
12,32
73,91
0,428%
7,84
8,52
51,11
Siguiente array a caja 3.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 3.x
0,0150
0,118
0,100%
0,347%
7,84
4,72
28,32
0,020%
0,266%
7,84
0,92
5,53
Caja 3-1 a 3.S
0,0045
Caja 3-2 a 3.S
0,0230
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
41,49
0,903
0,150%
0,739%
39,20
35,40
35,40
Caja 3-3 a 3.S
Caja 3-4 a 3.S
0,0257
1,008
0,168%
0,757%
39,20
39,51
39,51
0,0245
0,960
0,160%
0,749%
39,20
37,62
37,62
Caja 3-5 a 3.S
0,0221
0,867
0,144%
0,733%
39,20
33,98
33,98
Caja 3-6 a 3.S
0,0267
1,048
0,175%
0,763%
39,20
41,09
41,09
Caja 3.S a inversor
0,0188
4,431
0,738%
1,501%
235,20
1042,21
1042,21
1. Pérdidas CC:
1.875,39
Tabla 8. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 4
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
IMÁX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 4.x
0,2622
2,056
0,342%
0,589%
7,84
11,62
348,51
7,84
16,12
96,70
Siguiente array a caja 4.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 4.x
0,1386
1,087
0,181%
0,508%
7,84
12,32
73,91
0,428%
7,84
8,52
51,11
Siguiente array a caja 4.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 4.x
0,0150
0,118
0,100%
0,347%
7,84
4,72
28,32
0,020%
0,266%
7,84
0,92
5,53
Caja 4-1 a 4.S
0,0045
Caja 4-2 a 4.S
0,0230
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,903
0,150%
0,739%
39,20
35,40
35,40
Caja 4-3 a 4.S
0,0257
1,008
0,168%
0,757%
39,20
39,51
39,51
Caja 4-4 a 4.S
0,0245
0,960
0,160%
0,749%
39,20
37,62
37,62
Caja 4-5 a 4.S
0,0310
1,214
0,202%
0,791%
39,20
47,57
47,57
Caja 4-6 a 4.S
0,0267
1,048
0,175%
0,763%
39,20
41,09
41,09
Caja 4.S a inversor
0,0180
4,234
0,705%
1,496%
235,20
995,74
995,74
Memoria de Cálculo
"UACUMULADA (%)
1. Pérdidas CC:
1.807,94
1. Pérdidas totales CC por inversor:
7.556,79
31
1,5%
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
ASOCIACIÓN B
Tabla 9. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 5
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 5.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 5.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 5.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 5.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 5.x
0,0150
Caja 5-1 a 5.S
0,0045
Caja 5-2 a 5.S
"UACUMULADA (%)
IMÁX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
406,59
0,589%
7,84
16,12
112,81
0,508%
7,84
12,32
86,22
0,181%
0,428%
7,84
8,52
59,63
0,100%
0,347%
7,84
4,72
33,04
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
6,45
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 5-3 a 5.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
39,20
86,44
86,44
Caja 5-4 a 5.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
39,20
75,23
75,23
Caja 5-5 a 5.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
39,20
67,96
67,96
Caja 5-6 a 5.S
0,0535
2,097
0,349%
0,938%
39,20
82,19
82,19
Caja 5-7 a 5.S
0,0439
1,722
0,287%
0,875%
39,20
67,49
67,49
Caja 5.S a inversor
0,0115
3,161
0,526%
1,482%
274,40
867,40
867,40
1. Pérdidas CC:
2.013,71
Tabla 10. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 6
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 6.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 6.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 6.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 6.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 6.x
0,0150
Caja 6-1 a 6.S
0,0045
Caja 6-2 a 6.S
Caja 6-3 a 6.S
"UACUMULADA (%)
IMáX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
348,51
0,589%
7,84
16,12
96,70
0,508%
7,84
12,32
73,91
0,181%
0,428%
7,84
8,52
51,11
0,100%
0,347%
7,84
4,72
28,32
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
5,53
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 6-4 a 6.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
39,20
75,23
75,23
Caja 6-5 a 6.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
39,20
67,96
67,96
Caja 6-6 a 6.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
39,20
57,53
57,53
Caja 6.S a inversor
0,0152
3,575
0,595%
1,504%
235,20
840,85
840,85
1. Pérdidas CC:
Memoria de Cálculo
1.763,22
32
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 11. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 7
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 7.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 7.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 7.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 7.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 7.x
0,0150
Caja 7-1 a 7.S
Caja 7-2 a 7.S
"UACUMULADA (%)
IMáX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
406,59
0,589%
7,84
16,12
112,81
0,508%
7,84
12,32
86,22
0,181%
0,428%
7,84
8,52
59,63
0,100%
0,347%
7,84
4,72
33,04
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
6,45
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 7-3 a 7.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 7-4 a 7.S
0,0350
1,371
0,228%
0,817%
39,20
53,74
53,74
Caja 7-5 a 7.S
0,0310
1,214
0,202%
0,791%
39,20
47,57
47,57
Caja 7-6 a 7.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
39,20
57,53
57,53
Caja 7-7 a 7.S
0,0314
1,230
0,205%
0,794%
39,20
48,21
48,21
Caja 7.S a inversor
0,0146
4,017
0,669%
1,502%
274,40
1102,32
1102,32
1. Pérdidas CC:
2.131,69
Tabla 12. Pérdidas en Corriente Continua del Grupo 8
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja 8.x
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja 8.x
0,2004
1,571
0,262%
Siguiente array a caja 8.x
0,1386
1,087
Siguiente array a caja 8.x
0,0768
0,602
Array más cercano a caja 8.x
0,0150
Caja 8-1 a 8.S
Caja 8-2 a 8.S
IMáX (A)
Pérd.(W)
Total(W)
7,84
11,62
348,51
0,589%
7,84
16,12
96,70
0,508%
7,84
12,32
73,91
0,181%
0,428%
7,84
8,52
51,11
0,100%
0,347%
7,84
4,72
28,32
0,118
0,020%
0,266%
7,84
0,92
5,53
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
39,20
6,91
6,91
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
39,20
55,32
55,32
Caja 8-3 a 8.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
39,20
86,44
86,44
Caja 8-4 a 8.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
39,20
75,23
75,23
Caja 8-5 a 8.S
0,0619
2,427
0,404%
0,993%
39,20
95,15
95,15
Caja 8-6 a 8.S
0,0535
2,097
0,349%
0,938%
39,20
82,19
82,19
Caja 8.S a inversor
0,0120
2,822
0,470%
1,463%
235,20
663,83
663,83
Memoria de Cálculo
"UACUMULADA (%)
Pérdidas CC:
1.669,15
1. Pérdidas totales CC por inversor:
7.577,77
33
1,5%
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tras analizar las anteriores tablas representadas se puede observar las
pérdidas en que se incurren para corriente continua, las cuales han sido
finalmente evaluadas para cada inversor presente en la instalación. Los
resultados obtenidos se representan en la siguiente tabla.
Tabla 13. Resultados de Pérdidas de Corriente Continua
Pérdidas Corriente Continua
Pérdidas (W)
Pérdidas (%) Pérd. Totales
Módulos generadores de grupos 1,2,3 y 4 – Inversor I
7.556,79
1,5
Módulos generadores de grupos 5,6,7 y 8 – Inversor II
7.577,77
1,5
1,5 %
Pérdidas en circuitos CA
3.5.2
Se evalúan con la ecuación:
PCA = 3 · R · I2 · L
Siendo,
PCA:
Pérdidas en vatios
R:
Resistencia del cableado utilizado en $/km
I:
Intensidad que circula en amperios
L:
Longitud del cableado en km
Para establecer las pérdidas en corriente alterna, se ha diferenciado
primeramente las pérdidas comprendidas por los dos inversores presentes I y II
por separado, obteniendo para cada uno de ellos la potencia desperdiciada y
consigo el porcentaje correspondiente.
Memoria de Cálculo
34
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 14. Pérdidas en Corriente Alterna a la salida de los Inversores
2
Long (m)
Pot (kW)
U (V)
I (A)
S (mm ) R (!/km)
"U (%)
Pérd (W) Pérd (%)
Inversor I
10
500
400
721,7
4 x 150
0,03
0,094%
468,75
0,094%
Inversor II
10
500
400
721,7
4 x 150
0,03
0,094%
468,75
0,094%
Pérd Total
0,094 %
3.5.3
Pérdidas en Línea Media Tensión
Para evaluar las pérdidas en corriente alterna del cableado correspondiente
desde la salida del centro de transformación hasta el entronque se ha
diferenciado en dos tramos:
! Línea Subterránea de Media Tensión
! Línea Aérea de Media Tensión
" Línea Subterránea de Media Tensión
Se evalúan con la ecuación:
PLSMT = 3 · R · I2 · L
Siendo,
PLSMT:
Pérdidas en vatios
R:
Resistencia del cableado utilizado en $/km
I:
Intensidad que circula en amperios
L:
Longitud del cableado en km
Sabiendo que el cableado a instalar a la salida del centro de transformación es
del tipo RHZ1 – OL 18/30 kV (1x240) K Al + H16, podemos con ello tener
conocimiento del valor de la resistencia óhmica (R=0,125 $/km).
Memoria de Cálculo
35
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 15. Pérdidas en Corriente Alterna de la Línea Subterránea de Media Tensión
2
Long (m)
I (A)
S (mm )
R (!/km)
"U (%)
Pérd (W)
Pérdidas (%)
35
32,08
240
0,125
0%
13,51
0,001 %
Línea Subterránea
" Línea Aérea de Media Tensión
Se evalúan con la ecuación:
PLAMT = 3 · R · I2 · L
Siendo,
PLAMT:
Pérdidas en vatios
R:
Resistencia del cableado utilizado en $/km
I:
Intensidad que circula en amperios
L:
Longitud del cableado en km
Para el cálculo de dichas pérdidas se ha partido de las características del
conductor establecido para dicha instalación, siendo el mismo LA-30. En la
Tabla 16
representamos los parámetros utilizados para el análisis de dicho
apartado.
Tabla 16. Pérdidas en Corriente Alterna de la Línea Aérea de Media Tensión
Línea Aérea
2
Long (m)
I (A)
S (mm )
R (!/km)
"U (%)
Pérd (W)
Pérdidas (%)
30
32,08
31,1
1,0749
0%
99,56
0,010 %
Memoria de Cálculo
36
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
" Conclusión de Pérdidas en Línea de Media Tensión
El resultado obtenido de pérdidas en corriente alterna para la línea
comprendida desde la salida del centro de transformación hasta el entronque
con la línea aérea se representa en la siguiente tabla. Para ello se han tenido
en cuenta los cálculos realizados anteriormente sobre las pérdidas tanto en la
línea subterránea como en la aérea.
Tabla 17. Resultado de Pérdidas en Corriente Alterna de la Línea de Media Tensión
2
Long (m)
I (A)
S (mm )
R (!/km)
Pérd (W)
Pérd (%)
Línea Subterránea
35
36,40
240
0,125
17,39
0,001
Línea Aérea
30
32,08
31,1
1,0749
99,56
0,010
3.6
Pérdidas LMT
0,011 %
PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR
Estas pérdidas se deben a los elementos del modelo simplificado del
transformador con:
!
Pérdidas en el hierro debidas a fenómenos de histéresis
!
Pérdidas en el cobre por efecto Joule, entre otros
Para cada transformador se calculan mediante dos ensayos de laboratorio:
ensayo de cortocircuito y ensayo de vacío. Resultan, así unas pérdidas
cuantificadas como sigue:
!PTR = WCu + WFe
Siendo,
WCu:
Pérdidas en cortocircuito del transformador en vatios.
Memoria de Cálculo
37
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
WFe:
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Pérdidas en vacío del transformador en vatios.
En nuestro caso, el fabricante de los transformadores de 630 kVA nos da un
valor de:
!PTR = WCu + WFe = 6.500 + 1.300 = 7.800 W
Repartiendo estas pérdidas entre los dos tansformadores instalados para
exportar la energía, resulta:
!PTR = 2 · 7.800 = 15.600 W
Tomando un valor porcentual de 1,56 % (sobre 1 MWn).
3.7
PÉRDIDAS POR DISPONIBILIDAD
La disponibilidad de la instalación: considera pérdidas por caídas de la red
debidos a fallos en la red de distribución provocados por múltiples causas
(caída de árboles, tormentas, manipulaciones,...), labores de mantenimiento de
la planta, fallos en el inversor, etc.
En este caso supondremos un valor de disponibilidad de un 99%.
3.8
RENDIMIENTO DEL INVERSOR
El inversor utilizado se caracteriza por su elevado rendimiento, tal y como se
muestra en la siguiente figura suministrada por el fabricante:
Memoria de Cálculo
38
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Ilustración 3. Rendimiento Europeo Inversor Ingecon Sun 500 TL
Las especificaciones del máximo grado de eficiencia del inversor sirve de poco
para el proyecto y el análisis comparativo del mercado, pues durante una gran
parte de actividad el inversor se encuentra en régimen de carga parcial. Por
ello se acepta en el sector un grado de eficiencia más acorde con el
funcionamiento habitual de las plantas:
El rendimiento europeo del inversor es del 95,9 %, calculado como sigue:
%EUR = 0,03·%5% + 0,06·%10% + 0,13·%20% + 0,1·%30% + 0,48·%50% + 0,2·%100%
Con los valores de rendimiento a carga parcial mostrados en la gráfica y en la
siguiente tabla suministrada por el fabricante:
Memoria de Cálculo
39
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 18. Valores de Rendimiento (%) - Carga (%) del inversor
Rendimiento
Carga
91,90 %
5%
94,40 %
10 %
95,50 %
20 %
96,00 %
30 %
96,20 %
40 %
96,20 %
50 %
96,30 %
60 %
96,30 %
70 %
96,40 %
80 %
96,30 %
90 %
96,40 %
100 %
La distorsión armónica del inversor es < 4% para una carga de más del 50 %
de la nominal.!
!
3.8.1
Análisis del Rendimiento del Inversor
En dicho apartado se hará un seguimiento de los pasos seguidos para el
cálculo de la estimación del rendimiento presentado por el inversor instalado.
Como hipótesis, se considera la no aplicación de pérdidas.
El procedimiento seguido se detalla por distintos puntos a continuación:
1.
Se ha partido de las radiaciones efectivas (GEfectiva(30º)) hora a hora
calculadas a partir de las incidentes en una superficie con 30º inclinación
(G30º) aportadas por la base de datos AMT-A.
Memoria de Cálculo
40
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
2.
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
A partir de la gráfica siguiente referente a la Potencia MPP - Radiación
Efectiva 30º (GEfectiva(30º)) perteneciente a los módulos Vitovolt 200, calculamos
hora a hora partiendo de la radiación, la Potencia MPP entregada por los 2.730
módulos que alimentan a cada inversor.
2
lustración 4. Potencia (W) - Radiación Efectiva 30º (W/m ) del módulo Vitovolt 200
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
!
Dicha gráfica ha sido calculada a partir de la linealización de los datos tomados
de la Ilustración 5, donde la ecuación que describe la anterior gráfica es muestra
a continuación:
Ecuación 9. Relación Potencia MPP - Rad Efec 30º módulos Vitovolt 200
PMPP (W ) = 0,1885 " RadEfec30º (W /m 2 ) # 5,5 !
!
!
!
Memoria de Cálculo
41
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
!
Ilustración 5. Influencia de la radiación solar sobre la salida de la célula fotovoltaica
!
!
!
3.
En dicho punto se ha partido de los resultados obtenidos en el apartado
anterior concernientes a las potencias PMM cedidas por los módulos en cada
hora del día. A través de las mismas, se ha calculado hora a hora el porcentaje
de carga al que se encuentra el inversor, donde para ello se ha tenido en
cuenta la siguiente ecuación:
%C arg a _ Inversor =
PMPP (W )
Pn INVERSOR
Donde,
! Inv:
%Carga
Porcentaje de carga del inversor (%)
PMMP:
Potencia MPP generada por los módulos (W)
Pn INVERSOR:
Potencia nominal del inversor (500 kW)
Memoria de Cálculo
42
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Una vez obtenidas para cada hora del día en un año completo la carga del
inversor, se han realizado ponderaciones con los resultados anteriormente
obtenidos para poder establecer un porcentaje de carga del inversor en cada
mes, siendo los resultados los presentados en la tabla siguiente. En ella se han
representado también las radiaciones efectivas a 30º para cada mes.
Tabla 19. Porcentaje de carga del inversor en cada mes
4.
Radiación
2
Efectiva 30º (W/m )
% Carga
Inversor
Enero
114.753,3
54,18
Febrero
119.515,9
56,51
Marzo
151.041,3
62,21
Abril
159.444,4
63,72
Mayo
180.287,0
61,90
Junio
175.115,1
59,97
Julio
189.871,1
60,44
Agosto
186.486,0
60,29
Septiembre
158.679,1
59,01
Octubre
143.145,7
57,24
Noviembre
117.733,2
54,11
Diciembre
105.959,4
53,41
Una vez obtenidos los porcentajes de carga del inversor pasamos a
establecer los criterios para el cálculo del rendimiento del mismo. Para ello se
ha linealizado por tramos la gráfica mostrada en la Ilustración 3. Rendimiento
Europeo Inversor Ingecon Sun 500 TL.
Por lo que, para cada uno de los porcentajes de carga que presenta el inversor,
le corresponderá una función para la obtención de su rendimiento.
Memoria de Cálculo
43
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 20. Rendimiento inversor según porcentaje de carga
% Carga
Rendimiento Inversor (%)
0-5
%=18,38 · Carga
5-6
%=2,72 · Carga + 78,3
6 - 10
%=-0,055 · Carga + 94,95
10 - 20
%=0,11 · Carga + 93,3
20 - 30
%=0,05 · Carga + 94,5
30 - 40
%=0,02 · Carga + 95,4
40 - 50
%=96,2
50 - 60
%=0,01 · Carga + 95,7
60 - 70
%=96,30
Partiendo de los resultados de % Carga Inversor representados en la Tabla 19 y
tomando las funciones establecidas en la anterior tabla, llegamos a los
resultados mensuales mostrados en la siguiente tabla. En la misma, se ha
llegado ha obtener, a partir de la ponderación del %Rendimiento calculado y la
Radiación Efectiva 30º, el rendimiento promediado del inversor un año.
Tabla 21. Rendimientos mensuales del inversor
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Suma Total:
Promedio Anual:
Memoria de Cálculo
Radiación
Efectiva 30º
2
(W/m )
114.753,3
119.515,9
151.041,3
159.444,4
180.287,0
175.115,1
189.871,1
186.486,0
158.679,1
143.145,7
117.733,2
105.959,4
1.802.031,6
% Carga
Inversor
% Rendimiento
Inversor
54,18
56,51
62,21
63,72
61,90
59,97
60,44
60,29
59,01
57,24
54,11
53,41
96,24
96,27
96,30
96,30
96,30
96,30
96,30
96,30
96,29
96,27
96,24
96,23
96,28%
44
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
3.9
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
PERFORMANCE RATIO
Todas las tasas de rendimiento (o, dicho a la inversa, pérdidas) mostradas
anteriormente se resumen en un único concepto global llamado Performance
Ratio, PR, que se define como la relación entre la energía anual entregada
efectivamente a la red, EAC, y la que entregaría un sistema ideal (sin pérdidas
ni el inversor, ni generador,... y con las células fotovoltaicas operando siempre
a 25ºC, sin sombras,...) que recibiese la misma radiación solar. Es decir:
Ecuación 10. Cálculo Performance Ratio (PR)
PR = EAC / [PMG* · Ga(I)/G* ]
Siendo,
PMG* :
Potencia pico del campo fotovoltaico
Ga(I) :
Irradiación global sobre la superficie del generador
G* :
Irrandiancia en condiciones estándar, G* = 1.000 W/m2
Naturalmente, y por su definición, este parámetro es variable mes a mes.
Para el cálculo de dicho parámetro se ha tenido en cuenta todas las pérdidas
evaluadas anteriormente, donde a continuación se representan en modo de
resumen. A partir de estas y tras el uso de la Ecuación 11, se ha llegado a
concluir con los resultados de PR (%) representados en la Tabla 22.
PÉRDIDAS
Dispersión Generador FV
Cableado CC
Cableado CA
Transformador
LMT
Suciedad
Disponibilidad
Posición
Rendimiento Europeo Inversor
Memoria de Cálculo
3,00%
1,5%
0,094%
1,56%
0,011%
1,00%
1,00%
0,00%
95,9%
45
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
PÉRDIDAS
Sombras
Temperatura
17%
7%
5%
4%
1%
2%
2%
3%
3%
8%
12%
16%
3%
5%
7%
8%
10%
12%
14%
14%
12%
9%
5%
3%
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Ecuación 11. Fórmula establecida para el cálculo del PR (%)
PR (%) = (1-PTEMP) · (1-PSOMBRA) · (1-PDISPERSIÓN) · (1-PCABL_CC) · (1-PCABL_CA) · (1-PTRAFO)
· (1-PLMT) · (1-PPOSICIÓN) · (1-PSUCIEDAD) · (1-PDISPONIBILIDAD) · %EUR_INV
Donde,
PXX:
Pérdidas debidas a XX representadas anteriormente.
%EUR_INV: Rendimiento Europeo del Inversor.
Sus valores para el peor caso se representan en la siguiente tabla:
Tabla 22. Resultados obtenidos, Performance Ratio
Meses
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio Mensual:
Memoria de Cálculo
PR (%)
71,1%
78,7%
78,8%
77,5%
78,3%
76,3%
74,7%
73,2%
75,3%
74,2%
73,5%
71,8%
75,29%
46
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
En la siguiente ilustración se muestra a partir de un diagrama de barras la
variación mensual durante un año del Performance Ratio (%) calculado
anteriormente.
Ilustración 6. Performance Ratio (%) mensual
4.
BALANCE ENERGÉTICO
Todos los valores de pérdidas y/o rendimientos calculados anteriormente sirven
de base para el cálculo de la producción energética, que dependerá de la base
de datos de radiación elegida.
4.1
RADIACIÓN EFECTIVA
En el gráfico siguiente tenemos representada la irradiancia diaria media de
cada mes para la inclinación que van a tener nuestros paneles y para la
horizontal.
Memoria de Cálculo
47
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Esta radiación efectiva es la que realmente llega al panel en su ubicación
(inclinación y azimut) a partir de los valores obtenidos mediante la base de
datos AMT-A.
Tabla 23. Radiaciones mensuales
Radiación
Horizontal
2
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio Mensual:
Radiación
(30º,0º)
2
kWh/m /día
kWh/m /día
2,539
3,069
4,446
5,313
6,706
6,960
7,566
6,892
5,154
3,971
2,744
2,305
4,805
3,827
4,039
5,215
5,603
6,469
6,420
7,127
7,003
5,827
5,070
3,996
3,536
5,344
Ilustración 7. Radiación media mensual
Memoria de Cálculo
48
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
4.2
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
HORAS DE SOL PICO (HSP)
Este parámetro permite calcular, una vez aplicado el PR a la radiación efectiva,
la energía generada mes a mes.
Multiplicando la Radiación Efectiva 30º por los días que tiene cada mes y
sumando por todos los meses, resultan las horas sol pico que vamos a tener
durante el año. Cada hora sol pico equivale a 1 kW/m2.
Sus valores mes a mes se muestran a continuación:
Tabla 24. Horas de Sol Pico (HSP)
Radiación
(30º,0º)
2
Horas de
Sol Pico
kWh/m /día
HSP/mes
Enero
3,827
118,63
Febrero
4,039
113,08
Marzo
5,215
161,67
Abril
5,603
168,09
Mayo
6,469
200,54
Junio
6,420
192,60
Julio
7,127
220,95
Agosto
7,003
217,08
Septiembre
5,827
174,82
Octubre
5,070
157,16
Noviembre
3,996
119,88
Diciembre
3,536
109,63
Promedio Mensual:
5,344
162,84
Total Anual
Memoria de Cálculo
1.954,12
49
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
4.3
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
ENERGÍA INYECTADA A LA RED
Teniendo en cuenta la potencia pico instalada (1.092 kWp), la Radiación
Efectiva 30º y el coeficiente PR (%) se puede calcular finalmente la energía
generada, cuyos resultados se muestran en la Tabla 25.
La realización de dichos cálculos ha sido llevada a cabo mediante las
siguientes expresiones:
Ecuación 12. Energía Disponible
Energía _ Disponible(kWh /mes) = (Rad _ Efect _ 30º ) " (PPICO ) " (nº días _ mes)
!
Ecuación 13. Energía Generada
Energía _ Generada(kWh /mes) = (Rad _ Efect _ 30º ) " (PR) " (PPICO )
!
Tabla 25. Energía inyectada a la red
Energía
Disponible
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Promedio Mensual:
Total Anual
Memoria de Cálculo
Energía
Generada
Energía
Mensual
kWh/mes
kWh/día
kWh/mes
129.543,96
123.482,66
176.546,92
183.552,17
218.984,22
210.323,43
241.278,49
237.049,18
190.902,03
171.613,26
130.911,07
119.710,50
177.824,82
2.971,66
3.469,62
4.484,97
4.744,01
5.529,47
5.351,90
5.817,52
5.600,63
4.792,80
4.107,73
3.205,75
2.772,54
4.404,05
92.121,34
97.149,25
139.034,17
142.320,27
171.413,68
160.556,88
180.343,13
173.619,47
143.784,10
127.339,49
96.172,40
85.948,69
134.150,24
1.609.802,86
50
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Ingeniero Industrial
Ilustración 8. Energía Disponibles y Generada por el campo solar
Sumando todo y contabilizando todas las pérdidas mediante el PR, nos queda
una producción anual neta de:
Energía anual Generada = 1.609,80 MWh
4.4
CÁLCULO COMPLEMENTO ENERGÍA REACTIVA
En dicho apartado se analizarán los cálculos seguidos para la evaluación de la
bonificación por Complemento de Energía Reactiva.
Este complemento se fija como un porcentaje de la energía activa producida,
este dependerá estrechamente del período del día y del valor que posea el
factor de potencia en el inversor. Dichas proporciones de bonificación se
encuentran reflejadas en una tabla perteneciente al anexo V del Real Decreto
Memoria de Cálculo
51
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
661-2007, donde en dicho Real Decreto se establece también el precio de la
energía reactiva en 7,8441 c&/kWh.
Para optar por la obtención de las máximas bonificaciones posibles, tendremos
que realizar un exhaustivo control del factor de potencia del inversor y
mantenerlo en unos ciertos valores, donde estos dependerán del período del
día (punta, llano o valle) en el cual nos encontremos produciendo.
En la tabla siguiente extraída del Anexo V del RD 661-2007, se representan
sombreados las bonificaciones deseables con sus correspondientes valores del
factor de potencia.
Tabla 26. Factor de potencia y bonificación/penalización porcentual referentes al
complemento por energía reactiva
Bonificación %
Tipo de fp
Capacitivo
Factor de potencia
Punta
Llano
Valle
1,00
0
4
0
1,00 > fp ' 0,98
0
2
0
0,98 > fp ' 0,97
2
0
-1
0,97 > fp ' 0,96
4
0
-2
0,96 > fp ' 0,95
6
0
-3
fp < 0,95
8
-4
-4
Por lo que tras analizar la anterior tabla y considerar las bonificaciones más
relevantes, se realiza a continuación una tabla resumen para cada período del
día:
Tabla 27. Factor de potencia y % Bonificación
Período del día Factor de potencia % Bonificación
Punta
< 0,95
8
Llano
1,00
4
Valle
1,00
0
Memoria de Cálculo
52
Proyecto Fin de Carrera
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Ingeniero Industrial
Según la división del mercado eléctrico nacional en zonas a efectos de
aplicación de la discriminación horaria, Andalucía está catalogada como zona
4, y por ello le corresponde la distribución mostrada en la tabla Tabla 28.
Tabla 28. Distribución horaria de los períodos del día
OFICIALES
Punta
SOLARES
Invierno
Verano
Invierno
Verano
18 a 22
10 a 14
17 a 21
8 a 12
Llano 8 a 18 / 22 a 24 8 a10 / 14 a 24 7 a 17 / 21 a 23 6 a 8 / 12 a 22
Valle
0a8
0a8
23 a 7
22 a 6
Donde el cambio que se produce entre los períodos de Inviernos y Verano
viene establecido a partir de los cambios horarios que se producen en el año.
Para este año 2009 dichas variaciones tendrán lugar en las siguientes fechas:
Domingo 29 de Marzo:
Hora: 02:00 -> 03:00
Domingo 25 de Octubre:
Hora: 03:00 -> 02:00
Por lo que los dos períodos quedarán comprendidos entre las siguientes
fechas:
Invierno:
25 Octubre - 28 Marzo
Verano:
29 Marzo - 24 Octubre
Una vez analizados los parámetros que intervienen en la obtención de la
máxima bonificación posible del complemento de energía reactiva, a
continuación se justifican los pasos seguidos para lograr dicho propósito.
Memoria de Cálculo
53
Proyecto Fin de Carrera
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1.
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Se ha partido de las radiaciones efectivas (GEfectiva(30º)) hora a hora
calculadas a partir de las incidentes en una superficie con 30º inclinación (G30º)
aportadas por la base de datos AMT-A.
2.
A partir de ellas y aplicando lo dispuesto en la Ecuación 13, se ha
elaborado una columna hora a hora de la Energía Activa Generada (kWh).
3.
Para cada hora y con dicha Energía Activa Generada (kWh) se ha
confeccionado una columna con los ingresos obtenidos, teniendo en cuenta el
valor de la energía (0,32 &/kWh) legislado en el RD 661-2007.
4.
A partir de la columna anteriormente elaborada de la producción de
Energía Activa (kWh), se han calculado las primas debidas al Complemento por
Energía Reactiva. Para ello, previamente se han estructurado los días según
su período horario y a partir de ahí se han tomado los porcentajes de
bonificación establecidos. El cálculo de las ganancias obtenidas mediante el
control de la Energía Reactiva viene determinado por la siguiente ecuación:
ComplementoENERGÍA _ REACTIVA (!) = (Pr oducción Energía _ Activa ) " (%Bonific) " (Pr ecioEnergía _ Re activa )
!
Siendo,
5.
ProducciónEnergía Activa:
Energía Activa Generada (kWh) en punto 2.
%Bonific:
Porcentaje de bonificación extraído de Tabla 27
PrecioEnergía Reactiva:
Precio Energía Reactiva (0,078441 &/kWh)
Para finalizar, se ha elaborado una tabla representativa de las primas
percibidas para cada mes tanto para la Energía Activa como la Reactiva, donde
se ha hecho distinción entre las épocas de Invierno y Verano comentadas
anteriormente.
Memoria de Cálculo
54
Proyecto Fin de Carrera
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Ingeniero Industrial
Tabla 29. Bonificaciones por Complemento de Energía Reactiva y Energía Activa
Primas Económicas (#)
Enero
Febrero
Marzo(1-28)
Marzo(29-31)
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre (1-24)
Octubre (25-31)
Noviembre
Diciembre
Promedio mensual:
Total Anual:
4.5
Invierno
Invierno
Invierno
Verano
Verano
Verano
Verano
Verano
Verano
Verano
Verano
Invierno
Invierno
Invierno
Energía
Activa
Complemento
Energ Reactiva
28.515,49
32.857,30
37.920,13
3.645,06
43.200,52
49.313,94
46.712,97
49.592,11
47.728,61
41.763,10
28.831,88
8.284,30
30.223,57
26.583,93
39.597,74
285,64
333,42
389,93
36,96
439,48
499,58
473,64
500,75
488,83
424,86
300,22
84,07
304,07
263,94
475.172,90
402,11
4.825,38
Total (#)
28.801,13
33.190,72
38.310,06
3.682,03
43.640,01
49.813,51
47.186,61
50.092,85
48.217,44
42.187,96
29.132,09
8.368,37
30.527,64
26.847,87
39.999,86
479.998,28
% Bonificación
Energ Reactiva
4,05
4,10
4,15
4,10
4,11
4,09
4,09
4,08
4,14
4,11
4,20
4,10
4,06
4,01
4,10
4,10
CONCLUSIÓN
Los resultados de producción anual y la bondad de esta estimación, dependen
de la fiabilidad de los datos de origen (principalmente radiación y, en menor
medida, de temperatura).
Los cálculos económicos finales se han realizado utilizando la base de datos
AMT-A.
5.
CÁLCULO CABLEADO DE CORRIENTE CONTINUA
A continuación, se dimensionarán las secciones de los conductores que
conectan los paneles fotovoltaicos con el inversor, en cumplimiento con el
REBT.
Memoria de Cálculo
55
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
El cableado utilizado en todo el parque será de cobre, flexible, con una tensión
asignada de 0,6/1 kV de aislamiento. El diseño del cableado se realiza para
que no se supere una caída de tensión mayor del 1,5 % para continua.
5.1
CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE ARRAYS EN SERIE
Los conductores que conexionan cada panel con el siguiente en serie vienen
determinados por el fabricante para una sección de 4 mm2, donde para ello se
utilizarán cables Multicontact MC4. Cada array en serie está constituido por 21
módulos fotovoltaicos, el cual lo denominaremos conjunto.
Criterio de caída de tensión
Para el cálculo de la caída de tensión se va a considerar el punto de máxima
potencia del generador fotovoltaico.
Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión que produce el
conexionado en serie de los paneles:
"V = I # R ,
Siendo:
!V
Caída
! de tensión en voltios
I
Intensidad MPP que circula en amperios (IMPP)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
La resistencia del cable se calcula a partir de la resistividad, dependiente de la
sección, y la longitud de la línea, como:
R = 2" #" L
Donde:
(
!
Resistencia
del conductor en $/m
Memoria de Cálculo
56
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Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
L
Longitud del cable (m)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
Para una longitud de 21 m (ida más vuelta; L = 42 m), la caída de tensión que
se produce es de 1,482 V, lo que se traduce a un 0,247 %.
La caída de tensión que queda para el resto de la instalación es del 1,235 %.
Criterio térmico
Para el dimensionado del cable en función de la intensidad máxima admisible,
se va considerar el 125 % de la intensidad máxima que va a transportar la línea
de corriente continua, es decir, la de cortocircuito.
Imáx = 1,25 " 8,34 = 10,425A
!
Todos los conductores
del apartado anterior cumplen con el criterio de
calentamiento, según apartado 2.2.3 de la ITC-BT-19 del REBT.
Conductor seleccionado
Conductor de 4 mm2 de Cu con conector Multicontact MC4
El conductor seleccionado se encuentra incluido en el embalaje del producto,
por lo que será suministrado por el distribuidor.
Las tablas siguientes resumen la configuración tomada válida para todos los
grupos:
Memoria de Cálculo
57
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Ingeniero Industrial
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
21,0
Unip II
Bnd
600,71
7,84
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
0,1890
1,482
0,247%
Array en serie (21 módulos)
Array en serie (21 módulos)
5.2
"UACUMULADA (%)
mm
2
PROP
1,5
mm
2
ELEG
4
Protecc. Pérd.(W)
12
11,62
ICABLE(A)
45
Total(W)
348,51
CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CONJUNTOS DE UN
RAMAL CON CAJAS DE CONEXIONES
La configuración de cada ramal está constituida por cinco conjuntos (arrays),
desde cada uno de estos parte una línea hacia una caja de conexiones situada
en la esquina de cada ramal, por lo que todo el cableado de cada ramal se
halla unificado en una caja de conexión que posee cinco entradas.
En este apartado se dimensiona la línea que une cada conjunto con su
respectiva caja de conexiones.
Criterio de caída de tensión
Para el cálculo de la caída de tensión se va a considerar el punto de máxima
potencia del generador fotovoltaico.
Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión que produce el
conexionado en serie de los paneles:
"V = I # R ,
Siendo:
!V
Caída
! de tensión en voltios
I
Intensidad MPP que circula en amperios (IMPP)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
Memoria de Cálculo
58
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
La resistencia del cable se calcula a partir de la resistividad, dependiente de la
sección, y la longitud de la línea, como:
R = 2" #" L
Donde:
(
!
Resistencia
del conductor en $/m
L
Longitud del cable (m)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
Criterio térmico
Para el dimensionado del cable en función de la intensidad máxima admisible,
se va considerar el 125 % de la intensidad máxima que va a transportar la línea
de corriente continua, es decir, la de cortocircuito:
Imáx = 1,25 " 8,34 = 10,425A
!
Todos los conductores
del apartado anterior cumplen con el criterio de
calentamiento, según apartado 2.2.3 de la ITC-BT-19 del REBT.
Conductor seleccionado
Conductor RV-K 0,6/1 kV 2 x (1 x 6) mm2 Cu
Las tablas siguientes resumen la configuración tomada válida para todos los
grupos:
Memoria de Cálculo
59
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Caja
Long(m)
Polarid
Array en serie (21 módulos)
Instalac Umax(V)
Imax(A)
mm
2
PROP
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
21,0
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
4
45
43,7
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
6
57
Siguiente array a caja conex.
Conx
Conx
33,4
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
6
57
Siguiente array a caja conex.
Conx
23,1
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
6
57
Siguiente array a caja conex.
Conx
12,8
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
6
57
Array más cercano a caja conex.
Conx
2,5
Unip II
Bnd
600,71
7,84
1,5
6
57
Siguiente array a caja conex.
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
Array en serie (21 módulos)
0,1890
1,482
0,247%
Siguiente array a caja conex.
0,2622
2,056
0,342%
Siguiente array a caja conex.
0,2004
1,571
Siguiente array a caja conex.
0,1386
1,087
Siguiente array a caja conex.
0,0768
Array más cercano a caja conex.
0,0150
5.3
"UACUMULADA (%)
Protecc. Pérd.(W)
Total(W)
12
11,62
406,59
0,589%
12
16,12
112,81
0,262%
0,508%
12
12,32
86,22
0,181%
0,428%
12
8,52
59,63
0,602
0,100%
0,347%
12
4,72
33,04
0,118
0,020%
0,266%
12
0,92
6,45
CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CAJA DE CONEXIONES
CON CAJA SUMADORA
Desde la caja de conexión de cada ramal, donde se unifican los cinco
conjuntos que constituyen el mismo, parte una línea que se conectará en la
caja sumadora de cada grupo. Por lo que, cada uno de los ocho grupos se
encuentra unificado por una caja sumadora denominada como X.S, siendo X el
número del grupo al que pertenezca.
En este apartado se dimensiona la línea que une cada caja de conexión con su
respectiva caja sumadora.
Criterio de caída de tensión
Para el cálculo de la caída de tensión se va a considerar el punto de máxima
potencia del generador fotovoltaico.
Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión que produce el
conexionado en serie de los paneles:
Memoria de Cálculo
60
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
"V = I # R ,
Siendo:
!V
Caída
! de tensión en voltios
I
Intensidad MPP que circula en amperios (IMPP)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
La resistencia del cable se calcula a partir de la resistividad, dependiente de la
sección, y la longitud de la línea, como:
R = 2" #" L
Donde:
(
!
Resistencia
del conductor en $/m
L
Longitud del cable (m)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
Criterio térmico
Para el dimensionado del cable en función de la intensidad máxima admisible,
se va considerar el 125 % de la intensidad máxima que va a transportar la línea
de corriente continua, es decir, la de cortocircuito:
Imáx = 1,25 " (5 " 8,34) = 52,125A
!
Todos los conductores
del apartado anterior cumplen con el criterio de
calentamiento, según apartado 2.2.3 de la ITC-BT-19 del REBT.
Conductor seleccionado
Conductor RV-K 0,6/1 kV 2 x (1 x “mm2ELEGIDO”) mm2 Cu
Memoria de Cálculo
61
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Donde,
mm2ELEGIDO: Sección en mm2 elegida para cada conexión (Tabla 30)
Las tablas siguientes resumen la configuración tomada para cada grupo:
Tabla 30. Parámetros de enlace entre cajas de conexión y caja sumadoras
Grupo 1
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
mm
2
PROP
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
Caja 1-1 a 1.S
1.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 1-2 a 1.S
1.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 1-3 a 1.S
1.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 1-4 a 1.S
1.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 1-5 a 1.S
1.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 1-6 a 1.S
1.S
60,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 1-7 a 1.S
1.S
70,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Caja 1-1 a 1.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
6,91
Caja 1-2 a 1.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 1-3 a 1.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
63
86,44
86,44
Caja 1-4 a 1.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
63
75,23
75,23
Caja 1-5 a 1.S
0,0619
2,427
0,404%
0,993%
63
95,15
95,15
Caja 1-6 a 1.S
0,0617
2,419
0,403%
0,992%
63
94,83
94,83
Caja 1-7 a 1.S
0,0504
1,976
0,329%
0,918%
63
77,45
77,45
2
ICABLE(A)
Protecc. Pérd.(W)
Total(W)
Grupo 2
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
mm
2
PROP
mm
ELEG
Caja 2-1 a 2.S
2.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 2-2 a 2.S
2.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 2-3 a 2.S
2.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 2-4 a 2.S
2.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 2-5 a 2.S
2.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 2-6 a 2.S
2.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 2-7 a 2.S
2.S
61,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Memoria de Cálculo
62
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Protecc. Pérd.(W)
Total(W)
Caja 2-1 a 2.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
6,91
Caja 2-2 a 2.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 2-3 a 2.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 2-4 a 2.S
0,0350
1,371
0,228%
0,817%
63
53,74
53,74
Caja 2-5 a 2.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
63
67,96
67,96
Caja 2-6 a 2.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
63
57,53
57,53
Caja 2-7 a 2.S
0,0439
1,722
0,287%
0,875%
63
67,49
67,49
2
ICABLE(A)
Grupo 3
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
mm
2
PROP
mm
ELEG
Caja 3-1 a 3.S
3.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 3-2 a 3.S
3.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 3-3 a 3.S
3.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 3-4 a 3.S
3.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 3-5 a 3.S
3.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
70
224
Caja 3-6 a 3.S
3.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
70
224
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Caja 3-1 a 3.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
Protecc. Pérd.(W)
63
6,91
Total(W)
41,49
Caja 3-2 a 3.S
0,0230
0,903
0,150%
0,739%
63
35,40
35,40
Caja 3-3 a 3.S
0,0257
1,008
0,168%
0,757%
63
39,51
39,51
Caja 3-4 a 3.S
0,0245
0,960
0,160%
0,749%
63
37,62
37,62
Caja 3-5 a 3.S
0,0221
0,867
0,144%
0,733%
63
33,98
33,98
Caja 3-6 a 3.S
0,0267
1,048
0,175%
0,763%
63
41,09
41,09
2
ICABLE(A)
Grupo 4
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
mm
2
PROP
mm
ELEG
Caja 4-1 a 4.S
4.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 4-2 a 4.S
4.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 4-3 a 4.S
4.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 4-4 a 4.S
4.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 4-5 a 4.S
4.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 4-6 a 4.S
4.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
70
224
Memoria de Cálculo
63
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Protecc. Pérd.(W)
Total(W)
Caja 4-1 a 4.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
6,91
Caja 4-2 a 4.S
0,0230
0,903
0,150%
0,739%
63
35,40
35,40
Caja 4-3 a 4.S
0,0257
1,008
0,168%
0,757%
63
39,51
39,51
Caja 4-4 a 4.S
0,0245
0,960
0,160%
0,749%
63
37,62
37,62
Caja 4-5 a 4.S
0,0310
1,214
0,202%
0,791%
63
47,57
47,57
Caja 4-6 a 4.S
0,0267
1,048
0,175%
0,763%
63
41,09
41,09
2
ICABLE(A)
Grupo 5
mm
2
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
Caja 5-1 a 5.S
5.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 5-2 a 5.S
5.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 5-3 a 5.S
5.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 5-4 a 5.S
5.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 5-5 a 5.S
5.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 5-6 a 5.S
5.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 5-7 a 5.S
5.S
61,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
PROP
mm
ELEG
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Caja 5-1 a 5.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
Protecc. Pérd.(W)
63
6,91
Total(W)
6,91
Caja 5-2 a 5.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 5-3 a 5.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
63
86,44
86,44
Caja 5-4 a 5.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
63
75,23
75,23
Caja 5-5 a 5.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
63
67,96
67,96
Caja 5-6 a 5.S
0,0535
2,097
0,349%
0,938%
63
82,19
82,19
Caja 5-7 a 5.S
0,0439
1,722
0,287%
0,875%
63
67,49
67,49
2
ICABLE(A)
Grupo 6
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
Caja 6-1 a 6.S
6.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 6-2 a 6.S
6.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 6-3 a 6.S
6.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 6-4 a 6.S
6.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 6-5 a 6.S
6.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 6-6 a 6.S
6.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Memoria de Cálculo
mm
2
Caja
PROP
mm
ELEG
64
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Protecc.
Pérd.(W)
Total(W)
Caja 6-1 a 6.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
6,91
Caja 6-2 a 6.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 6-3 a 6.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 6-4 a 6.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
63
75,23
75,23
Caja 6-5 a 6.S
0,0442
1,734
0,289%
0,877%
63
67,96
67,96
Caja 6-6 a 6.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
63
57,53
57,53
Grupo 7
mm
2
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
Caja 7-1 a 7.S
7.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 7-2 a 7.S
7.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 7-3 a 7.S
7.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 7-4 a 7.S
7.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Caja 7-5 a 7.S
7.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 7-6 a 7.S
7.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
50
184
Caja 7-7 a 7.S
7.S
61,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
70
224
PROP
mm
2
Caja
ELEG
Protecc. Pérd.(W)
ICABLE(A)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Caja 7-1 a 7.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
Total(W)
6,91
Caja 7-2 a 7.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 7-3 a 7.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 7-4 a 7.S
0,0350
1,371
0,228%
0,817%
63
53,74
53,74
Caja 7-5 a 7.S
0,0310
1,214
0,202%
0,791%
63
47,57
47,57
Caja 7-6 a 7.S
0,0374
1,468
0,244%
0,833%
63
57,53
57,53
Caja 7-7 a 7.S
0,0314
1,230
0,205%
0,794%
63
48,21
48,21
2
ICABLE(A)
Grupo 8
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
Caja 8-1 a 8.S
8.S
2,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 8-2 a 8.S
8.S
16,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 8-3 a 8.S
8.S
25,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
16
100
Caja 8-4 a 8.S
8.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 8-5 a 8.S
8.S
43,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
25
128
Caja 8-6 a 8.S
8.S
52,0
Unip II
TEn
600,71
39,20
6
35
152
Memoria de Cálculo
mm
2
Caja
PROP
mm
ELEG
65
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Caja 8-1 a 8.S
0,0045
0,176
0,029%
0,618%
63
6,91
6,91
Caja 8-2 a 8.S
0,0360
1,411
0,235%
0,824%
63
55,32
55,32
Caja 8-3 a 8.S
0,0563
2,205
0,367%
0,956%
63
86,44
86,44
Caja 8-4 a 8.S
0,0490
1,919
0,319%
0,908%
63
75,23
75,23
Caja 8-5 a 8.S
0,0619
2,427
0,404%
0,993%
63
95,15
95,15
Caja 8-6 a 8.S
0,0535
2,097
0,349%
0,938%
63
82,19
82,19
5.4
Protecc. Pérd.(W)
Total(W)
CONDUCTORES DE CONEXIONADO DE CAJA SUMADORA A
ENTRADA EN INVERSOR
Desde la caja sumadora de cada grupo, donde se unifican los ramales que
constituyen el mismo, parte una línea que se conectará en la entrada del
inversor correspondiente.
En este apartado se dimensiona el cableado que une cada caja sumadora con
su respectiva entrada en el inversor.
Criterio de caída de tensión
Para el cálculo de la caída de tensión se va a considerar el punto de máxima
potencia del generador fotovoltaico.
Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión que produce el
conexionado en serie de los paneles:
"V = I # R ,
Siendo:
!V
Caída
! de tensión en voltios
I
Intensidad MPP que circula en amperios (IMPP)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
La resistencia del cable se calcula a partir de la resistividad, dependiente de la
Memoria de Cálculo
66
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
sección, y la longitud de la línea, como:
R = 2" #" L
Donde:
(
!
Resistencia
del conductor en $/m
L
Longitud del cable (m)
R
Resistencia del cable en ohmios ($)
Criterio térmico
Para el dimensionado del cable en función de la intensidad máxima admisible,
se va considerar el 125 % de la intensidad máxima que va a transportar la línea
de corriente continua, es decir, la de cortocircuito:
Imáx = nº ramales " [1,25 " (5 " 8,34)]
!
Todos los conductores
del apartado anterior cumplen con el criterio de
calentamiento, según apartado 2.2.3 de la ITC-BT-19 del REBT.
Conductor seleccionado
El conductor seleccionado será de cobre, flexible y con tipo de aislamiento RVK 0,6/1 kV
Las tablas siguientes resumen la configuración tomada para cada grupo:
Tabla 31. Parámetros de enlace entre cajas de conexión y caja sumadoras
Grupo 1
Caja 1.S a inversor
Memoria de Cálculo
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
1.S
34,0
Unip II
TEn
600,71
274,40
mm
2
PROP
120
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
150
340
67
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Caja 1.S a inversor: RV-K 2 x (1 x 150 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0082
2,239
0,373%
1,366%
Caja 1.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
315
1. Pérdidas CC:
Total(W)
614,41
614,41
1.810,51
Grupo 2
Caja 2.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
2.S
88,0
Unip II
TEn
600,71
274,40
mm
2
PROP
120
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
240
440
Caja 2.S a inversor: RV-K 2 x (1 x 240 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0132
3,622
0,603%
1,480%
Caja 2.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
315
1. Pérdidas CC:
Total(W)
993,90
993,90
2.062,94
Grupo 3
Caja 3.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
3.S
157,0
Unip II
TEn
600,71
235,20
mm
2
PROP
95
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
2x150
544
Caja 3.S a inversor: RV-K 2 x (2 x 150 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0188
4,431
0,738%
1,501%
Caja 3.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
250
1. Pérdidas CC:
1042,21
Total(W)
1042,21
1.875,39
Grupo 4
Caja 4.S a inversor
Memoria de Cálculo
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
4.S
150,0
Unip II
TEn
600,71
235,20
mm
2
PROP
95
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
2 x 150
68
544
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Caja 4.S a inversor: RV-K 2 x (2 x 150 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0180
4,234
0,705%
1,496%
Caja 4.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
250
Total(W)
995,74
995,74
1. Pérdidas CC:
1.807,94
1. Pérdidas totales CC por inversor:
7.556,79
1,5%
2
ICABLE(A)
Grupo 5
Caja 5.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
5.S
144,0
Unip II
TEn
600,71
274,40
mm
2
PROP
120
mm
ELEG
3 x 150
714
Caja 5.S a inversor: RV-K 2 x (3 x 150 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0115
3,161
0,526%
1,482%
Caja 5.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
315
1. Pérdidas CC:
Total(W)
867,40
867,40
2.013,71
Grupo 6
Caja 6.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
6.S
190,0
Unip II
TEn
600,71
235,20
mm
2
PROP
95
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
3 x 150
714
Caja 6.S a inversor: RV-K 2 x (3 x 150 mm2)
Caja 6.S a inversor
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
Protecc.
Pérd.(W)
Total(W)
0,0152
3,575
0,595%
1,504%
250
840,85
840,85
1. Pérdidas CC:
Memoria de Cálculo
1.763,22
69
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Grupo 7
Caja 7.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
7.S
122,0
Unip II
TEn
600,71
274,40
mm
2
PROP
120
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
2 x 150
544
Caja 7.S a inversor: RV-K 2 x (2 x 150 mm2)
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0146
4,017
0,669%
1,502%
Caja 7.S a inversor
Protecc. Pérd.(W)
315
1. Pérdidas CC:
1102,32
Total(W)
1102,32
2.131,69
Grupo 8
Caja 8.S a inversor
Caja
Long(m)
Polarid
Inst
Umax(V)
Imax(A)
8.S
80,0
Unip II
TEn
600,71
235,20
mm
2
PROP
95
mm
2
ELEG
ICABLE(A)
240
440
Caja 8.S a inversor: RV-K 2 x (1 x 240 mm2)
Caja 8.S a inversor
6.
Resistencia (!)
"U (V)
"U (%)
"UACUMULADA (%)
0,0120
2,822
0,470%
1,463%
Protecc. Pérd.(W)
250
Total(W)
663,83
663,83
Pérdidas CC:
1.669,15
1. Pérdidas totales CC por inversor:
7.577,77
CÁLCULOS DE CABLEADOS DE CORRIENTE ALTERNA
Desde los inversores, situados en sus respectivas casetas prefabricadas,
saldrán líneas trifásicas hasta el correspondiente cuadro de baja tensión,
situado en el centro de transformación.
Memoria de Cálculo
70
1,5%
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
6.1
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
CONDUCTORES
DE
CONEXIONADO
DE
INVERSORES
CON
CUADRO DE BAJA TENSIÓN EN CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Forman la línea trifásica de 400 V con neutro que va desde el inversor hasta el
cuadro de baja tensión provisto de cuatro entradas instalado en el centro de
transformación. El nivel de aislamiento será 0,6/1 kV RV-K, instalados bajo tubo
en zanja enterrado, con conductores unipolares.
Criterio térmico
El valor de cálculo de la intensidad máxima en régimen permanente para un
sistema trifásico se obtiene de la siguiente relación:
La intensidad máxima será:
I=
P
500000
=
= 721,7A
3 " V " cos#
3 " 400 "1
! El conductor que cumple con el criterio de calentamiento, según tabla 5 de la
ITC-BT-07 del REBT, aplicando un factor de 0,8 por ir instalado bajo tubo, es
de sección 600 mm2, estando formado por cables unipolares de 4x150 mm2.
Criterio de caída de tensión
Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la sección para los conductores:
Intensidad (A):
I=
P
3 " V " cos#
!
Memoria de Cálculo
71
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Caída de tensión (%):
"V =
Donde,
L # P #100
V 2 # 56 # S
V:
!
Tensión en voltios (400 V)
I:
Intensidad en amperios
P:
Potencia en vatios
L:
Longitud de la línea medido en metros
S:
Sección del cable en mm2
cos " :
Factor de potencia
!
Conductor
seleccionado
Conductor RV-K 0,6/1 kV 3 x (4 x 150 mm2) + 70 mm2 Cu
La tabla siguiente resume la configuración tomada para cada conexión entre el
inversor y el centro de transformación:
Tabla 32. Parámetros de enlace entre Inversores y Centro de Transformación
Long(m) Pot (kW)
2
U (V)
I (A)
Polaridad
Instalac
S (mm )
R (!/km)
"U (%)
Pérd. (W)
Pérd (%)
Inversor I
10
500
400
721,7
Unip III+N
TEn
4 x 150
0,03
0,094%
468,75
0,094%
Inversor II
10
500
400
721,7
Unip III+N
TEn
4 x 150
0,03
0,094%
468,75
0,094%
7.
CÁLCULOS DE CABLEADO DE SERVICIOS AUXILIARES
Tal y como se ha especificado en la memoria descriptiva, se alimentarán
eléctricamente una serie de consumos, denominados auxiliares, a través de
una acometida proveniente de la propia generación de la planta. En el
Memoria de Cálculo
72
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
momento que dicha alimentación no sea posible (nocturnidad,…), se
abastecerán estos servicios auxiliares mediante consumo de energía
proveniente de la red. Debido a esto, el módulo de medida instalado en el
centro de transformación poseerá carácter bidireccional, donde de esta forma,
podremos cuantificar tanto la energía producida como la consumida.
Esta alimentación se realizará a través de una acometida eléctrica desde el
Centro de Transformación hasta un cuadro de mando y protección de servicios
auxiliares que será instalado en las casetas de inversores.
De conformidad con el REBT-2002, en la ITC-BT-15, esta instalación de enlace
o derivación individual en suministro para un único usuario en que no existe
línea general de alimentación, se diseñará para una caída de tensión máxima
de 1,5 %.
Los consumos previstos para los servicios auxiliares serán los siguientes:
- Alumbrado Exterior:
4.000 W
- Equipo de Extractores (2uds):
1.000 W
- Fuerza:
2.000 W
- Alumbrado:
500 W
- Iluminación de emergencia:
120 W
- Sistema de datos:
2.000 W
- Sistema intrusismo:
2.000 W
- Sistema detección incendios:
1.000 W
- Otros usos:
2.000 W
En la tabla siguiente se representan los resultados obtenidos en el cálculo del
cableado para la alimentación de los servicios auxiliares.
Memoria de Cálculo
73
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Tabla 33. Cálculos instalación Servicios Auxiliares
Memoria de Cálculo
74
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
8.
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA
El cálculo de la puesta a tierra se realizará de acuerdo con la ITC-BT-18 del
REBT.
Como se ha comentado en la memoria descriptiva, se realizarán tres sistemas
de puesta a tierra independientes:
•
Tierra de protección Corriente Continua: donde se conectarán las masas
del lado de corriente continua.
•
Tierra de protección Corriente Alterna: donde se conectarán las masas
del lado de corriente alterna.
•
Tierra de Servicio: para conectar el neutro de cada inversor.
En ausencia de datos fiables sobre el valor de la resistividad del terreno en
cuestión, nos remitimos a los valores orientativos que ofrece el REBT en su
tabla 3 de la ITC-BT-18, considerando una resistividad de cálculo de 275 !·m
para un terreno de arena arcillosa.
En la puesta en marcha de la instalación se deberá comprobar que la
resistencia a tierra es inferior a la calculada en este proyecto.
8.1
RESISTENCIA MÁXIMA DE LA PUESTA A TIERRA
El sistema de puesta a tierra se dimensionará de forma que su resistencia de
tierra, en cualquier circunstancia previsible, no sea superior al valor
especificado para ella en cada caso.
Memoria de Cálculo
75
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Este valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar
lugar a tensiones de contacto superiores a:
•
24 V en local o emplazamiento conductor.
•
50 V en los demás casos.
La protección diferencial que protege la instalación es para este proyecto de
300 mA, y se considerará esta instalación como local o emplazamiento
conductor, por lo que la resistencia máxima de puesta a tierra será:
Ecuación 14. Resistencia máxima de puesta a tierra
R=
8.2
V 24
=
= 80"
I 0,3
!
PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA
Cada generador fotovoltaico tendrá su puesta a tierra de protección de
corriente continua que rodeará cada grupo de paneles.
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.
Memoria de Cálculo
76
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
•
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Configuración:
Geometría del sistema
Anillo Rectangular
Distancia de la red
48 x 54 m
Profundidad del electrodo horizontal
Número de picas
0,5 m
4
Longitud de las picas
2m
Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm2.
•
Resistencia de cada pica:
RP =
•
Resistencia del!conjunto de 4 picas:
R4 P =
•
" 275
=
= 137,5#
L
2
1
R
137,5
= P =
= 34,38)
# 1& 4
4
4 "% (
$ RP '
! del conductor desnudo:
Resistencia
RC =
2 " # 2 " 275
=
= 2,70$
L
204
!
Memoria de Cálculo
77
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
•
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia del conjunto de 4 picas más conductor desnudo:
RTotal =
1
1
1
+
R4 P RC
=
1
1
1
+
34,38 2,70
= 2,50"
La resistencia! total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye
que esta configuración es correcta.
8.3
PUESTA A TIERRA DE PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA
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.
•
Configuración
Geometría del sistema
Número de picas
Longitud entre picas
Profundidad de las picas
Longitud de las picas
Picas Alineadas
2
2m
0,8 m
2m
Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm2.
Memoria de Cálculo
78
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
•
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Resistencia de cada pica:
RP =
•
" 275
=
= 137,5#
L
2
Resistencia del!conjunto de dos picas:
R2P =
1
R
137,5
= P =
= 68,75)
# 1& 2
2
2"% (
$ RP '
•
! del conductor desnudo:
Resistencia
•
Resistencia del conjunto de 2 picas más conductor desnudo:
RTotal =
1
1
1
+
R2P RC
=
1
1
1
+
68,75 275
= 55"
La resistencia !
total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye
que esta configuración es correcta.
Memoria de Cálculo
79
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
9.
CÁLCULO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
9.1
INTENSIDAD DE MT
La intensidad primaria en un transformador trifásico viene dada por la
expresión:
,
Donde,
Ip:
Intensidad primaria (A)
P:
Potencia del transformador (kVA)
Up :
Tensión primaria (kV)
En el caso que nos ocupa, la tensión primaria de alimentación es de 20 kV y la
potencia de los transformadores de 630 kVA. Por lo tanto, la intensidad
primaria es de 18,18 A para cada transformador.
La intensidad total de MT será de 36,4 A.
9.2
INTENSIDAD DE BT
La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la
expresión:
,
Donde,
Is:
Intensidad secundaria (A)
P:
Potencia del transformador (kVA)
Us :
Tensión secundaria (kV)
Memoria de Cálculo
80
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
En el caso que nos ocupa, la tensión secundaria es de 420 V en vacío y la
potencia de los transformadores de 630 kVA. Por lo tanto, la intensidad en el
secundario es de 866,02 A para cada transformador.
9.3
CORTOCIRCUITOS
Para el cálculo de las intensidades que origina un cortocircuito, se tendrá en
cuenta la potencia de cortocircuito de la red de MT, valor especificado por la
compañía eléctrica, que es de 500 MVA.
Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la instalación, se utiliza la
expresión:
,
Donde,
Iccp:
Corriente de cortocircuito (kA)
Scc:
Potencia de cortocircuito de la red (MVA)
Up :
Tensión de servicio (kV)
Para los cortocircuitos secundarios, se va a considerar que la potencia de
cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de MT-BT, siendo
por ello más conservadores que en las consideraciones reales.
La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador trifásico, viene
dada por la expresión:
,
Memoria de Cálculo
81
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Donde,
P:
Potencia de transformador (kVA)
Ecc:
Tensión de cortocircuito del transformador (%)
Us :
Tensión en el secundario (V)
Iccs:
Corriente de cortocircuito (kA)
Utilizando éstas expresiones, el valor del cortocircuito en el lado de MT es de
14,43 kA.
Teniendo en cuenta que el valor de Ecc en nuestros transformadores es del 4%,
el valor de la corriente de cortocircuito en el lado de BT es de 21,65 kA.
9.4
DIMENSIONADO DEL EMBARRADO
Las celdas utilizadas han sido sometidas a ensayos para certificar los valores
indicados en las placas de características, por lo que no sería necesario
realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.
9.4.1
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. Las celdas
están ensayadas para intensidad del bucle de 400 A.
9.4.2
Comprobación por solicitación electrodinámica
La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente en 2,5
veces la intensidad eficaz de cortocircuito, por lo que Icc(din) = 36,1 kA.
Memoria de Cálculo
82
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
9.4.3
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
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. En
este caso, la intensidad considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es
Icc(ter) = 14,43 kA.
9.5
PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS Y CORTOCIRCUITOS
Los transformadores están protegidos tanto en MT como en BT. En MT la
protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, mientras
que en BT la protección se incorpora en los cuadros de las líneas de salida.
9.5.1
Protección en MT
La protección en MT de los transformadores se realiza utilizando una celda de
interruptor con fusibles, siendo éstos los que efectúan la protección ante
eventuales cortocircuitos.
Estos fusibles realizan su función de protección de forma ultrarrápida (de
tiempos inferiores a los de los interruptores automáticos), ya que su fusión evita
incluso el paso del máximo de las corrientes de cortocircuitos por toda la
instalación.
Los fusibles se seleccionan para:
-
Permitir el funcionamiento continuado a la intensidad nominal,
requerida para esta aplicación.
Memoria de Cálculo
83
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
-
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
No producir disparos durante el arranque en vacío de los
transformadores, tiempo en el que la intensidad es muy superior a la
nominal y de una duración intermedia.
-
No producir disparos cuando se producen corrientes de entre 10 y 20
veces la nominal, siempre que su duración sea inferior a 0,1 s,
evitando así que los fenómenos transitorios provoquen interrupciones
del suministro
La intensidad nominal de estos fusibles es de 40 A.
9.5.2
Protección en BT
Las salidas de BT cuentan con fusibles en todas las salidas, con una intensidad
nominal de 160 A y un poder de corte como mínimo igual a la corriente de
cortocircuito correspondiente.
9.6
DIMENSIONADO DE LOS PUENTES DE MT
Los cables que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria,
deberán ser capaces de soportar los parámetros de la red.
La intensidad nominal demandada por los transformadores es igual a 18,18 A
que es inferior al valor máximo admisible por el cable.
Este valor es de 285 A para un cable de sección de 150 mm2 de Al según
fabricante.
Memoria de Cálculo
84
Proyecto Fin de Carrera
Ángel Pérez Monge
9.7
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA
El reglamento de alta tensión indica que para instalaciones de tercera
categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA, no
será imprescindible realizar investigación previa de la resistividad del suelo,
bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su resistividad,
siendo necesario medirla para corrientes superiores.
Según estimamos en apartados anteriores de éste proyecto, se determina la
resistividad media en 275 !·m.
Para diseñar la instalación de puesta a tierra, debe tenerse en cuenta que, en
las subestaciones, los neutros de los transformadores que alimentan la red de
distribución en MT de Endesa en Andalucía, están unidos a tierra mediante
resistencia que limita la intensidad de defecto a 300 A (40 !) siendo el tiempo
de desconexión de 1 s.
A efectos del nivel de aislamiento, el material y los equipos de BT instalados en
el centro de transformación en los que su envolvente esté conectada a la
instalación de tierra de protección, serán capaces de soportar por su propia
naturaleza, o mediante aislamiento suplementario, tensiones a masa de hasta
10 kV a 50 Hz durante 1 minuto y 20 kV en onda tipo rayo.
9.7.1
Cálculo de la resistencia del sistema de tierra
Los datos necesarios para el cálculo de la resistencia de puesta a tierra son:
-
Tensión de servicio
Ur = 20 kV
-
Limitación de la intensidad a tierra
Idm = 300 A
Memoria de Cálculo
85
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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-
Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT
VBT = 10 kV
-
Resistividad de tierra
Ro = 275!·m
-
Resistividad del hormigón
Ro’ = 3.000 !·m
La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y la
intensidad del defecto salen de:
,
Donde,
Id:
Intensidad de defecto o falta a tierra (A)
Rt :
Resistencia total de puesta a tierra (!)
VBT:
Tensión de aislamiento en BT (V)
Tomando en primera instancia, como intensidad de falta a tierra, el valor de
limitación de la intensidad a tierra, Id = 300 A.
Por tanto, la resistencia total de puesta a tierra preliminar es de Rt = 33,33 !.
Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de
aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras)
que cumple el requisito de tener un Kr más cercano (inferior o igual), a la
calculada para este caso y para este centro.
Memoria de Cálculo
86
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo:
,
Donde,
Rt :
Resistencia total de puesta a tierra (!)
Ro :
Resistividad del terreno (!·m)
Kr:
Coeficiente del electrodo (m-1)
Para nuestro caso, según los valores antes indicados, Kr " 0,1212.
La configuración adecuada para este caso tiene las siguientes propiedades:
Configuración seleccionada
Geometría del sistema
80-30/5/42
Anillo Rectangular
Distancia de la red
8x3m
Profundidad del electrodo horizontal
0,5 m
Número de picas
4
Longitud de las picas
2m
Parámetros característicos del electrodo:
-
De la resistencia
Kr = 0,077
-
De la tensión de paso
Kp = 0,0165
-
De la tensión de contacto
Kc = 0,0364
Memoria de Cálculo
87
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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Medidas de seguridad adicionales para evitar tensiones de contacto.
Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se
adaptan las siguientes medidas de seguridad:
- Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del edificio/s no
tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar a
tensión debido a defectos o averías.
- En el piso del centro de transformación se instalará un mallazo cubierto
por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del mismo.
- En el caso de instalar las picas en hilera, se dispondrán alineadas con
el frente del edificio.
El valor real de la resistencia de puesta a tierra del edificio será:
,
por lo que, para el centro de transformación Rt’ = 21,175 ! y la intensidad de
defecto real es Id’ = 300 A.
9.7.2
Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la
instalación
Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las
tensiones de paso y contacto en el interior en los edificios de maniobra interior,
ya que éstas son prácticamente nulas.
Memoria de Cálculo
88
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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La tensión de defecto vendrá dada por:
,
por lo que en el centro de transformación Vd’ = 6.352 V.
La tensión de paso en el acceso será igual al valor de la tensión máxima de
contacto siempre que se disponga de una malla equipotencial conectada al
electrodo de tierra según la fórmula:
V ' p(acc ) = V 'c = K c " Ro " I'd ,
! en el centro de transformación, V’p(acc) = Vc’ = 3.003 V.
por lo que tendremos
9.7.3
Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la
instalación
Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las
tensiones de contacto en el exterior de la instalación, ya que éstas serán
prácticamente nulas.
Tensión de paso en el exterior:
,
por lo que , para este caso, Vp’ = 1.361 V.
Memoria de Cálculo
89
Proyecto Fin de Carrera
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9.7.4
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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Cálculo de las tensiones aplicadas
Los valores admisibles son, para una duración total de la falta igual 1 segundo
(K = 78,5, n = 0,78), igual a:
Tensión de paso en el exterior:
,
Donde,
K:
Coeficiente
t:
Tiempo total de duración de la falta (s)
n:
Coeficiente
Para nuestro caso, Vp = 2.080,25 V.
Tensión de paso en el acceso al edificio:
,
por lo que para este caso Vp(acc) = 8.497,62 V.
Comprobamos ahora que los valores calculados para el caso de este centro de
transformación son inferiores a los valores admisibles:
Memoria de Cálculo
90
Proyecto Fin de Carrera
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-
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Tensión de paso en el exterior
Vp’ = 1.361 V < Vp = 2.080,25 V
-
Tensión de paso en el acceso al centro
Vp(acc)’ = 3.003 V < Vp(acc) = 8.497,62 V
-
Tensión de defecto
Vd’ = 6.352 V < VBT = 10.000 V
9.7.5
Investigación de las tensiones transferibles al exterior
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, debe
establecerse una separación entre los electrodos más próximos de ambos
sistemas, siempre que la tensión de defecto supere los 1.000V.
En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de
defecto superior a los 1.000 V indicados.
La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por
la expresión:
.
Para nuestro caso, D = 13,13 m.
Memoria de Cálculo
91
Proyecto Fin de Carrera
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Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
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Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador,
la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de
la celda de medida y los neutros de los inversores.
Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes:
Configuración seleccionada
Geometría del sistema
5/22
Picas Alineadas
Profundidad de las picas
Longitud entre picas
Número de picas
Longitud de las picas
0,5 m
2m
2
2m
Los parámetros según esta configuración de tierras son:
Kr = 0,201
Kc = 0,0392
El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el electrodo
una tensión superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación
de BT protegida contra contactos indirectos por un diferencial de 300 mA. Para
ello la resistencia de puesta a tierra de servicio debe ser inferior a 80 !.
Rt(serv) = Kr · Ro = 0,201 · 275 = 55,27 < 80 !
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.
Memoria de Cálculo
92
Proyecto Fin de Carrera
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9.7.6
Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red
Ingeniero Industrial
Corrección y ajuste del diseño
Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado,
no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado.
9.8
DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN
La ventilación del centro de transformación se realizará mediante las rejas de
entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto.
Estas rejas se construirán de modo que impidan el paso de pequeños
animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes
en tensión si se introdujeran elementos métalicos por las mismas.
Las rejillas de ventilación del edificio están diseñadas y dispuestas sobre las
paredes de manera que la circulación del aire ventile eficazmente la sala del
transformador. El diseño se ha realizado cumpliendo los ensayos de
calentamiento según la norma RU 1303 A, tomando como base de ensayo los
transformadores de 1000 KVA según la norma UNE 21428-1. Todas las rejillas
de ventilación van provistas de una tela metálica mosquitero.
Los cálculos llevados a cabo para obtener la superficie a disponer en la zona
inferior del local se han realizado partiendo de la siguiente ecuación:
Sr =
WCu + W Fe
0,24 " k " h " #T 3
Siendo,
WCu, WFe:
k:
Pérdidas en el Cobre y en el Hierro (kW)
!
Coeficiente en función de la forma de la reja
h:
Distancia vertical entre rejillas de entrada y salida (m)
!T:
Incremento de temperatura del aire (ºC)
Tras tomar para las variables anteriores los valores de, WCu+WFe=15,6 kW;
Memoria de Cálculo
93
Proyecto Fin de Carrera
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k=0,6; h= 2m e !T=15ºC, tendremos como resultado la siguiente área mínima
total, Sr = 1,32 m2.
En la zona superior se dispondrán rejillas de la misma superficie que las
inferiores.
Por lo que el centro de transformación quedará configurado con la siguiente
ventilación natural:
! 4 rejas de dimensiones 1,23 x 0,64 m (2 en la parte inferior y 2 en la
parte superior).
! 8 rejas de dimensiones 0,77 x 0,64 m (4 en la parte inferior y 4 en la
parte superior).
Tras tomar dicha configuración, realizaremos los cálculos justificativos para
cerciorar de su idoneidad:
Superficie total superior:
! Sup. Ventilación Sup: 2 · 1,23 · 0,64 + 4 · 0,77 · 0,64 = 3,55 m2
! Sup. Vent. Sup. x Coef. de rejilla = 3,55 · 0,70 = 2,49 m2
Superficie total inferior:
! Sup. Ventilación Inf: 2 · 1,23 · 0,64 + 4 · 0,77 · 0,64 = 3,55 m2
! Sup. Vent. Sup. x Coef. de rejilla = 3,55 · 0,70 = 2,49 m2
Por lo que podemos concluir con el resultado de que cumple las exigencias.
Memoria de Cálculo
94
Proyecto Fin de Carrera
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10.
CÁLCULO DEL TRAMO AÉREO DE M.T.
10.1
CÁLCULOS ELÉCTRICOS
Los parámetros eléctricos de la línea existente no se modifican dada la
pequeña longitud de la entrada y salida al centro de transformación. Sólo
comprobaremos que la potencia a transportar es inferior a la potencia máxima
admisible por el cable LA-30.
10.1.1 Densidad de corriente máxima, intensidad máxima y potencia
máxima
La densidad de corriente e intensidad máxima en régimen permanente en la
línea proyectada no sobrepasará los valores siguientes:
2
Conductor
LA-30 (31,1 mm )
2
Dendidad de corriente (A/mm )
4,376
Intensidad máxima (A)
136
Estos valores se han calculado según lo estipulado en el Art. 22 del RLAT,
interpolando entre las secciones nominales en la tabla de densidades de
corriente del aluminio y después de aplicar el coeficiente de reducción de 0,926
para el LA-30 a causa de la composición de los conductores en la que el alma
es de acero.
De la intensidad máxima admisible resulta una potencia máxima de transporte:
,
Memoria de Cálculo
95
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para el circuito a 20 kV de 4,24 MW (cos! = 0,9), muy superior a la potencia de
diseño requerida.
10.1.2 Distancias de seguridad
10.1.2.1
Distancia de los conductores al terreno
La altura mínima de los conductores al terreno, estando aquellos en su
posición de máxima flecha vertical, ha de ser la que resulte de aplicar la
siguiente fórmula del Art. 25.1 del RLAT:
H = 5,3 +
U
, U en kV con un mínimo de 6 m.
150
En nuestro !
caso, H = 5,43 m ! 6 m
Finalmente hemos adoptado un valor mínimo de 7 m para absorber los
posibles errores de dibujo y topografía.
10.1.2.2
Distancia de los conductores entre sí
La distancia mínima reglamentaria entre conductores se determina según la
fórmula del Art. 25.2 del RLAT:
,
Donde,
K:
Coeficiente que depende de la oscilación de los conductores con
el viento
F:
Flecha máxima (m)
Memoria de Cálculo
96
Proyecto Fin de Carrera
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L:
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Longitud de la cadena de suspensión (en el caso de conductores
fijados al apoyo por cadenas de amarres o aisladores rígidos, L = 0)
D = 0,65 " 0,30 +
20
= 0,49m
150
!
Tenemos que mantener
los conductores a una distancia mínima de 0,49 m.
Para este cálculo, hemos tomado el máximo coeficiente K posible en líneas de
3ª categoría y una flecha máxima de 0,30 m. Dicho valor ha sido obtenido de
los cálculos realizados con Imedexsa y Postemel, tomando así el valor más
desfavorable de dichos análisis.
El poste que elegiremos mantendrá las fases a una distancia de 1,25 m.
10.1.2.3
Distancia de los conductores a los apoyos
En el apartado 25.2 del RLAT se establece que la separación mínima entre
conductores y sus accesorios en tensión y los apoyos no sea inferior a:
Dmin = 0,1+
U
150
! m.
En nuestro caso, Dmin = 0,23
Estos valores quedan superados para las cadenas de aisladores.
Memoria de Cálculo
97
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10.1.3 Toma de Tierra
En el apoyo, la resistencia de difusión de la puesta a tierra será inferior a 20 !
y la toma será realizada teniendo presente lo que al respecto se especifica en
los artículos 12.6 y 26 del RLAT.
La configuración del sistema de puesta a tierra del apoyo es el siguiente:
Geometría del sistema
Anillo Rectangular
Distancia de la red
5x5m
Profundidad del electrodo horizontal
Número de picas
0,5 m
4
Longitud de las picas
2m
Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm2.
•
Resistencia de cada pica:
RP =
•
" 275
=
= 137,5#
L
2
Resistencia del!conjunto de 4 picas:
R4 P =
1
R
137,5
= P =
= 34,38)
# 1& 4
4
4 "% (
$ RP '
!
Memoria de Cálculo
98
Proyecto Fin de Carrera
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•
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Resistencia del conductor desnudo:
RC =
•
2 " # 2 " 275
=
= 27,5$
L
20
! conjunto de 4 picas más conductor desnudo:
Resistencia del
RTotal =
1
1
=
= 15,27"
1
1
1
1
+
+
R4 P RC 34,38 27,5
! total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye
La resistencia
que esta configuración es correcta.
10.1.4 Aisladores
Se realiza en función de la línea de fuga según Norma UNE 21062. La línea
discurre por una zona sin contaminación ambiental, luego la línea de fuga se
podrá considerar de 2 cm/kV, según normativa de la compañía suministradora.
Longitud de la línea de fuga:
LLF = U·2 = 40 cm
Teniendo en cuenta que se van a utilizar aisladores del tipo U40BS, con una
longitud de línea de fuga de 18,5 cm (LLFA).
Número de aisladores: N =
LLF
40
=
= 2,2
LLFA 18,5
! 3 Aisladores.
!
Memoria de Cálculo
99
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Se debe cumplir además, la separación mínima entre los conductores y sus
accesorios en tensión y los apoyos, según Art. 25 del RLAT.
Esta separación mínima es de 23 cm que es menor que los 30 cm que mide la
cadena de 3 aisladores U40BS. El paso de cada aislador es de 10 cm.
10.2
CÁLCULOS MECÁNICOS
Los cálculos mecánicos del tramo aéreo de M.T. se han realizado con ayuda
de los programas Postewin e Imedexsa, donde se han tomado los cálculos
obtenidos a partir del programa Imedexsa debido a la obtención de resultados
más desfavorables y de esta forma estar en el lado de la seguridad.
Los resultados se adjuntan en el Anexo I. Cálculos de evacuación de Línea
Aérea de Media Tensión.
10.2.1 Cálculo del conductor
Para el tendido de los conductores es necesario conocer las tensiones y
flechas para diferentes condiciones climatológicas.
Estas tablas se obtienen de forma que la componente horizontal de la tensión
en los conductores no sobrepase en ningún caso su carga de rotura dividida
por un coeficiente de seguridad igual a 3.
Cada tabla corresponderá a un vano cuyo tramo está comprendido entre un
apoyo de amarre (entronque) con un apoyo de fin de línea (conversión aéreosubterránea).
Memoria de Cálculo
100
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Para obtener la tensión del conductor en diferentes condiciones de equilibrio
(temperatura y sobrecarga), se ha empleado la “ecuación del cambio de
condiciones” basada en la ecuación de la parábola, que tiene la forma:
,
Donde,
A = " # ($ % $ 0 ) # S # E % T0 +
B=
!
a 2 p0 2
#
#S# E
24 T0 2
a2 " p2
"S" E
24
Siendo,
a
!
Longitud
proyectada del vano de regulación (m).
To
Tensión horizontal en las condiciones iniciales (kg).
!o
Temperatura en las condiciones iniciales (°C).
po
Sobrecarga en las condiciones iniciales (kg/m).
T
Tensión horizontal en las condiciones finales (kg).
!
Temperatura en las condiciones finales (°C).
p
Sobrecarga en las condiciones finales (kg/m).
S
Sección del neutro fiador (mm").
E
Módulo de elasticidad del neutro fiador (kg/mm").
#
Coeficiente de dilatación lineal del neutro fiador (m/°C).
Tracción máxima admisible. Condiciones iniciales
Para la determinación de las condiciones iniciales, se aplican las hipótesis que
se detallan a continuación, y se escoge la que produce tensiones más
desfavorables en cada vano de regulación.
Memoria de Cálculo
101
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Hipótesis reglamentaria
Las condiciones de temperatura y sobrecarga aplicadas en esta hipótesis son
las que se describen en el artículo 27.1 del RLAT, que dependen de la zona
por donde se va a tender la línea:
•
Zona A (hasta 500 m de altitud): Peso propio más sobrecarga de viento
de 60 kg/m2 (para d!16mm) ó 50 kg/m2 (para d>16mm), a la
temperatura de -5 ºC.
Hipótesis fenómenos vibratorios (E.D.S.)
El E.D.S. (Every Day Stress) es la tensión a una temperatura de 15 ºC, sin
sobrecargas y dada en tanto por ciento respecto de la carga de rotura.
Consideramos que el valor límite del E.D.S. para que no se produzcan efectos
vibratorios (tense al límite estático-dinámico) es del 15 %.
Flechas máximas
Las flechas que se alcanzan en cada vano para la tensión correspondiente a
las condiciones de equilibrio se han calculado utilizando la ecuación de Truxá:
f =
p " a " b # a2 " p2 &
" %1+
(
8 " T $ 48 " T 2 '
Donde,
p
! del conductor en las condiciones consideradas (kg/m)
Peso
a
Longitud proyectada del vano (m)
b
Longitud real del vano (m)
h
Desnivel (m)
T
Componente horizontal de la tensión (kg)
Memoria de Cálculo
102
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La flecha máxima de los conductores se determina mediante las hipótesis
siguientes, según el Art.27 del RLAT:
1. Viento
Sometidos a la acción de su peso propio y a una sobrecarga de viento,
según el Art. 16 del RLAT, a la temperatura de 15 ºC.
2. Temperatura
Sometidos a la acción de su peso propio y a la temperatura máxima
previsible, que no será inferior a 50 ºC.
3. Hielo
Sometidos a la acción de su peso propio y a la sobrecarga de hielo
correspondiente a la zona, según el Art. 17 del RLAT, a la temperatura de 0 ºC.
10.2.2 Cálculo de los apoyos
De acuerdo con el tense de los conductores, y con arreglo a los vanos de
tendido, resultan los esfuerzos, que deberán soportar cada uno de los apoyos
de la línea, cumpliéndose en ellos la normativa del Art. 30, del RLAT.
Se obtiene el siguiente apoyo fin de línea, donde se realizará la conversión
aéreo-subterránea de la instalación:
Apoyo:
Memoria de Cálculo
Atornillado según RU 6704A C – 15 – 1800
103
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Cruceta:
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Doble circuito d = 1,25 c = 1,08
10.2.3 Cálculo de las cimentaciones
Las dimensiones de los cimientos se han calculado de modo que se confía su
estabilidad fundamentalmente a las reacciones horizontales del terreno
(reacciones laterales de las paredes del cimiento), estableciendo como
condición, según el artículo 31.2 del Reglamento que el ángulo de giro de la
cimentación tome un valor cuya tangente sea inferior a 0,01 para alcanzar el
equilibrio entre las acciones que tienden a producir un vuelco y las reacciones
del terreno.
Los momentos estabilizadores producidos por las reacciones del terreno sobre
los cimientos se han calculado usando las ecuaciones de Sulzberger:
en kg/m,
Siendo,
C2
Coef. de compresibilidad del terreno a la profundidad de 2 m
(kg/cm!)
hc
Profundidad de cimentación (m)
db
Espesor del cimiento de hormigón que sobresale del terreno (m)
a
Lado del cimiento paralelo al esfuerzo nominal (m)
b
Lado del cimiento perpendicular al esfuerzo nominal (m)
Los momentos de vuelco han de calcularse con respecto al eje de giro del
cimiento, cuya situación se supone a los 2/3 de la altura hc del cimiento.
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Los momentos de vuelco debidos al viento sobre la propia estructura del apoyo
se calculan de acuerdo con lo establecido en el artículo 16 del Reglamento. En
el caso particular de apoyos de celosía, el cálculo del esfuerzo del viento
requiere el conocimiento de la superficie real expuesta al viento, por lo que el
valor de dicho esfuerzo del viento se ha tomado de los datos facilitados por el
fabricante.
En apoyos de tipo tronco-piramidal el punto de aplicación del esfuerzo del
viento se calcula por la ecuación:
,
siendo, H la altura libre total y db y dc las anchuras en el empotramiento y en la
cogolla, respectivamente.
El coeficiente de seguridad al vuelco será el cociente entre el momento
estabilizador debido al cimiento y el momento de vuelco total, calculados en la
forma que ha sido indicada. En las cimentaciones de apoyos se da la
circunstancia de que el momento estabilizador es debido en su mayor parte a
las reacciones horizontales del terreno sobre las paredes verticales del macizo.
En tal caso debe cumplirse que la tangente del ángulo de desviación para que
se llegue a las reacciones del terreno que determinan la estabilidad no debe
ser superior a 0,01, condición que es tenida en cuenta en la ecuación de
Sulzberger. En cuanto al coeficiente de seguridad, en tales circunstancias, se
ha adoptado un valor mínimo de 1,50.
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11.
CÁLCULO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO DE M.T.
11.1
INTENSIDAD MÁXIMA EN RÉGIMEN PERMANENTE
El valor de cálculo de la intensidad máxima en régimen permanente para un
sistema trifásico se obtiene de la siguiente relación:
,
Donde,
I
Intensidad máxima permanente (A)
S
Potencia aparente conectada a la red (kVA)
U
Tensión de la línea (kV)
La potencia máxima del centro de transformación que se conectará a la línea
es de 1.260 kVA, que es lo que se prevé transportará la línea subterránea, lo
que nos da una intensidad máxima de 36,4 A.
Este valor está por debajo de la intensidad de 332 A, admitida por el cable
elegido, considerando que está a 25 ºC enterrado, con factor de corrección 0,8
por ir bajo tubo, según norma Endesa DND001 y UNE 20 435.
11.2
CAÍDA DE TENSIÓN
La caída de tensión se deduce de la siguiente fórmula:
,
Memoria de Cálculo
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Donde,
L
Longitud de la línea (m)
P
Potencia activa conectada a la red (kW)
c
Conductividad (Al, 35 m/!·mm2)
S
Sección de la línea (mm2)
U
Tensión de la línea (V)
Sustituyendo valores, se obtiene "U = 0,208 V, donde L = 35 m y cos # = 0,9.
Expresado en porcentaje supone:
"U(%) =
11.3
0,208
#100 = 0,00104%
20.000
!
PÉRDIDA DE POTENCIA
Las pérdidas de potencia activa en la línea por efecto Joule son:
,
Donde,
R
Resistencia óhmica de la línea (!/km)
I
Intensidad de la línea (A)
L
Longitud de la línea (km)
Sustituyendo valores, se obtiene:
P = 3" 0,125 " 36,4 2 " 0,035 = 17,39W
Memoria de Cálculo
!
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Expresando en porcentaje, supone:
P(%) =
11.4
17,39
"100 = 0.00153%
1260 "10 3 " 0,9
!
CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO
Para el cálculo del cortocircuito entre fases se tomara el caso más
desfavorable que es cuando se produce un fallo trifásico entre todas las fases.
Por lo tanto, la corriente de cortocircuito está dada por la siguiente ecuación:
,
Donde,
Icc
Intensidad de cortocircuito (kA)
Scc
Potencia aparente de cortocircuito (MVA)
U
Tensión de línea (kV)
Sustituyendo tenemos Icc = 14,43 kA.
En la norma de Endesa DND001, en el anexo 2, aparecen los valores máximos
de intensidad admisibles para cada conductor.
Las intensidades máximas de cortocircuito se han tomado de acuerdo a la
norma UNE 20 435. Estas intensidades corresponden a una temperatura de
250ºC alcanzada por el conductor, supuesto que todo el calor desprendido
durante el proceso de cortocircuito es absorbido por el propio conductor.
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Para la sección del conductor de 240 mm2, y una duración de la falta de 1s, la
intensidad máxima admisible en cortocircuito trifásico, es de 22,3 kA, superior a
los 14,43 kA que han sido calculados, y por tanto apto.
11.5
CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE CHOQUE
Para obtener el valor máximo de la corriente de choque en su valor cresta, hay
que añadir la componente de continua. Esto se hace multiplicando al valor
máximo de la corriente alterna por
·Icc por el factor 1,8.
Por tanto, el valor máximo de la corriente de choque Ich es:
Ich = 1,8 " 2 "14,43 = 36,73kA
11.6
!
COMPROBACIÓN DE LA PANTALLA
Para la comprobación de la pantalla se tendrá en cuenta el cálculo del
cortocircuito franco a tierra.
La compañía suministradora Endesa fija una intensidad máxima de
cortocircuito a tierra de 300 A con un tiempo máximo de desconexión de 1s.
En la norma de Endesa DND001, en el anexo 2, aparecen los valores máximos
de intensidad admisibles para cada conductor.
Las intensidades máximas admisibles en la pantalla se han tomado de acuerdo
a la norma UNE 20 435. Estas intensidades corresponden a una temperatura
máxima de 160 ºC.
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Para la pantalla del cable, que está constituida por una corona de alambres de
cobre de 16 mm2 de sección, la intensidad máxima admisible es de 2,9 kA,
para un tiempo de desconexión de 1s. Este valor es superior al estimado de
300 A, y por tanto se considera apto.
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