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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE
INGENIERÍA
PROYECTO FIN DE CARRERA
PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500kW
SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
MEMORIA DE CÁLCULO
ALUMNO: MANUEL CAMPOS FERNÁNDEZ
TUTOR: FERNANDO DELGADO RUIZ
Departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería
ABRIL 2012
ÍNDICE MEMORIA DE CÁLCULO
CAPÍTULO 1. Datos de partida para el diseño del generador solar ............. 4
1.1. Cubierta ................................................................................................ 4
1.2. Módulo solar fotovoltaico ................................................................... 4
1.2.1. Características físicas ............................................................. 5
1.2.2. Características eléctricas ....................................................... 5
1.2.3. Criterios técnicos para la colocación de los paneles solares .................................................................................................. 5
1.3. Inversor ................................................................................................ 6
1.3.1. Características eléctricas ....................................................... 6
1.4. Transformador ..................................................................................... 6
1.4.1. Características eléctricas ....................................................... 7
1.5. Recurso solar en la zona de Sevilla ................................................... 7
CAPÍTULO 2. Diseño del generador solar fotovoltaico .................................. 9
2.1. Orientación e inclinación de los paneles solares fotovoltaicos ...... 9
2.1.1. Orientación de los paneles solares ....................................... 9
2.1.2. Inclinación de los paneles solares ....................................... 11
2.1.3. Colocación de las filas de paneles ...................................... 15
2.2. Determinación de la potencia pico (Pp) del generador fotovoltaico.. ............................................................................................................. 15
2.2.1. Número de paneles por fila................................................... 15
2.2.2. Número total de filas ............................................................. 16
2.2.3. Potencia pico del generador fotovoltaico ........................... 16
2.3. Configuración serie-paralelo del generador.................................... 16
2.3.1. Datos de partida .................................................................... 16
2.3.2. Número de paneles en serie (NPS) ...................................... 18
2.3.3. Número de hileras en paralelo (NHP) .................................. 18
2.3.4. Descripción y justificación de la solución adoptada ......... 19
CAPÍTULO 3. Estudio de sombras ................................................................. 20
3.1. Consideraciones previas .................................................................. 20
3.1.1. Separación entre filas de módulos y número total de filas 20
3.1.2. Pérdidas por sombreamiento de los paneles ..................... 22
CAPÍTULO 4. Diseño y cálculo de la línea eléctrica de baja tensión .......... 33
4.1. Introducción ....................................................................................... 33
4.2. Cálculo de la línea por criterio térmico ............................................ 33
4.2.1. Datos de partida .................................................................... 33
4.2.2. Línea de corriente continua .................................................. 34
4.2.3. Línea de corriente alterna ..................................................... 37
4.2.4. Resumen de conductores seleccionados ........................... 38
4.3. Cálculo de la línea por criterio de caída de tensión ....................... 38
4.3.1. Datos de partida .................................................................... 38
4.3.2. Tramos considerados en la línea de corriente continua .... 40
4.3.3. Tramos considerados en la línea de corriente alterna ....... 41
4.3.4. Resultados de cálculo de la red de BT por criterio de caída de tensión y secciones definitivas ................................................... 41
CAPÍTULO 5. Diseño y cálculo de la línea eléctrica de Media Tensión ...... 43
5.1. Introducción ....................................................................................... 43
5.2. Cálculo de la línea de Media tensión ............................................... 44
5.2.1. Criterio térmico ...................................................................... 44
5.2.2. Criterio de caída de tensión.................................................. 45
5.2.3. Intensidad máxima de cortocircuito en la línea de Media Tensión ............................................................................................... 46
5.2.4. Intensidad máxima de cortocircuito en la pantalla ............. 47
5.2.5. Resumen de los cálculos efectuados .................................. 47
CAPÍTULO 6. Diseño y cálculo de las protecciones ..................................... 48
6.1. introducción ....................................................................................... 48
6.2. Protecciones en el lado de BT .......................................................... 49
6.2.1. Protección mediante fusibles ............................................... 49
6.2.2. Protección mediante interruptores automáticos ................ 53
6.2.3. Protección mediante interruptores diferenciales ............... 56
6.2.4. Interruptores seccionadores ................................................ 56
6.3. Protecciones en el lado de MT ......................................................... 57
6.3.1. Intensidad nominal máxima.................................................. 57
6.3.2. Intensidades de cortocircuito............................................... 57
6.3.3. Dimensionado del embarrado de las celdas de MT ............ 58
6.3.4. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos ................ 58
CAPÍTULO 7. Diseño y cálculo de la puesta a tierra de la instalación solar .. ................................................................................................... 59
7.1. Datos previos ..................................................................................... 59
7.2. Cálculo de la resistencia del terreno ............................................... 59
7.3. Cálculo de la toma de tierra .............................................................. 60
7.3.1. Picas de tierra ........................................................................ 60
7.3.2. Conductores de tierra ........................................................... 61
7.3.3. Conductores de protección .................................................. 61
7.3.4. Conductores de equipotencialidad ...................................... 61
7.3.5. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas del CT ................................................................................ 62
CAPÍTULO 8. Diseño de la puesta a tierra del CT y del CS .......................... 63
8.1. Generalidades .................................................................................... 63
8.2. Investigación de las características del suelo ................................ 63
8.3. Corriente máxima de defecto a tierra y tiempo máximo de eliminación del defecto ............................................................................. 63
8.4. Cálculo de las tensiones máximas admisibles ............................... 64
8.5. Tensión máxima aplicable al cuerpo humano................................. 64
8.6. Tensión máxima de paso en el exterior. .......................................... 64
8.7. Tensión máxima de paso en el acceso ............................................ 65
8.8. Tensión máxima de contacto............................................................ 66
8.9. Centro de Transformación ................................................................ 66
8.9.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra ...................... 66
8.9.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras ....... 68
8.9.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas ............. 69
8.9.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación .......................................................................................... 70
8.9.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo ............................................................................................. 70
8.10. Centro de Seccionamiento ............................................................... 71
8.10.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra ...................... 71
8.10.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras ....... 72
8.10.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas ............. 72
8.10.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación .......................................................................................... 72
8.10.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo ............................................................................................. 72
CAPÍTULO 9. Diseño de la ventilación de los equipos ................................. 73
9.1. Equipos de la caseta de inversores y CT ........................................ 73
9.1.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local ... 73
9.1.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos ........................................................ 74
9.1.3. Soluciones de ventilación forzada adoptadas .................... 76
9.2. Centro de Seccionamiento ............................................................... 79
9.2.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local ... 79
9.2.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos ........................................................ 79
9.2.3. Soluciones de ventilación adoptadas .................................. 80
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PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW
SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
MEMORIA DE CÁLCULO
CAPÍTULO 1.
DATOS DE PARTIDA PARA EL DISEÑO
DEL GENERADOR SOLAR
1.1. CUBIERTA
La cubierta sobre la cual vamos a instalar el generador solar fotovoltaico es una
cubierta curva (cilíndrica) cuya sección es un arco de circunferencia de 254m de diámetro
y cuerda de 42,2m. El desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m
aproximadamente. La longitud útil de la cubierta es de 200m, lo cual nos da una superficie
bruta de unos 8500m2 (8445 m2 aprovechables, descontando los lucernarios).
Características de la cubierta
Orientación Eje longitudinal girado 3º con respecto el eje Norte-Sur
Inclinación de la cubierta (β) 1º
Tipo de cubierta Curva (cilíndrica), arco de circunferencia de ϕ254m y cuerda de 42,2 m. El
desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m aproximadamente.
Superficie bruta de la cubierta 8500 m2 (42,5·200m)
Superficie neta susceptible a ser ocupada por la instalación
solar fotovoltaica. 8445 m2 (descontando lucernarios)
Tabla 1.1. Principales características de la cubierta del edificio de Taller de TUSSAM
1.2. MÓDULO SOLAR FOTOVOLTAICO
Se ha seleccionado el módulo solar de la marca SUNPOWER, modelo SPR-
333NE-WHT-D. De entre los muchos modelos que hay en el mercado, nos decantamos
por este ya que haciendo una comparativa detallada de una serie de modelos llegamos a
la conclusión de que este módulo es el que nos permite instalar la mayor potencia pico en
la instalación, el peso del mismo es de 11,406 kg/m2 (el menor de la comparativa) y su
potencia pico es de 204,205 W/m2 (la mayor de la comparativa).
Para el cálculo de la configuración del generador solar, los datos que necesitamos
son (extraídos de la ficha técnica del fabricante, ver Anejo 1):
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1.2.1. Características físicas
• Largo del panel (mm): 1559
• Ancho del panel (mm): 1046
• Peso (kg): 18,6
1.2.2. Características eléctricas
• Potencia nominal, Pnom (W): 333
• Voltaje en el punto de máxima potencia, Vmpp (V): 54,7
• Corriente en el punto de máxima potencia, Impp (A): 6,09
• Voltaje de circuito abierto, Voc (V): 65,3
• Corriente de cortocircuito, Isc (A): 6,46
• Voltaje máximo del sistema, IEC (V): 1000
• Temperatura nominal de operación, NOTC (ºC): 45 ± 2
• Variación del voltaje V con la temperatura (mV/ºC): -176,6
• Variación de la corriente I con la temperatura (mA/ºC): 3,5
• Variación de la potencia Pnom con la temperatura (%/ºC): -0,38%
1.2.3. Criterios técnicos para la colocación de los paneles solares
Se adoptará como mínimo una separación lateral entre los marcos de los
módulos de 15mm. Dicha separación es adecuada tanto para una correcta ventilación de
los módulos como para disminuir la resistencia del viento (cuyo efecto sobre la estructura
es muy influyente), contribuyendo así a la integridad estructural del edificio. También se
permite absorber las tensiones térmicas que se pueden producir al impedir los posibles
desplazamientos debido a las dilataciones de los paneles y la estructura soporte debido a
los cambios de temperatura.
Por las mismas razones comentadas, la separación entre la arista inferior del
módulo fotovoltaico y la parte superior del panel sándwich de la cubierta no será
inferior a 100 mm (medidos en vertical).
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1.3. INVERSOR
Se ha seleccionado el inversor SMA SUNNY CENTRAL 100HE Indoor, que se
caracteriza, entre otros, por tener un elevado rango de temperaturas de funcionamiento (-
20ºC…50ºC), además de un muy bajo consumo en stand-by (<50W) y un rendimiento
muy elevado (hasta un 98,5%).
Las características que condicionan el diseño de la instalación.
1.3.1. Características eléctricas
• Potencia nominal de CC, PNOM,I (kW): 103
• Potencia máxima de CC, PMAX,I (kWp): 115
• Rango de tensión MPP, VMPP,I (V): 450 - 820
• Tensión máxima de CC, VCC,I (V): 1000
• Corriente continua máx ICC,I(A): 235
• Tensión de salida en CA VS,I (V): 300
• IN de salida, IN,S (A): 193
• Coseno φ máx: >0,99
• Rendimiento máx. (%): 98,5
1.4. TRANSFORMADOR
Se ha seleccionado un transformador de la marca Schneider Electric, de 630 kVA
de potencia nominal, de forma que ante previsibles ampliaciones de la instalación solar
podamos servirnos de este transformador.
Este transformador es regulable (imprescindible en la planta solar que se proyecta,
ya que la tensión nominal de salida de los inversores es de 300V). Las características
principales de muestran a continuación (el resto de características de muestran en el
Anejo 1):
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1.4.1. Características eléctricas
• Potencia nominal 630 KVA
• Tensión nominal primaria 13,2/20 o 15/20 KV
• Tensión nominal secundaria en vacío 300 o 420 V
• Tensión de cortocircuito 6 %
• Grupo de conexión Dyn11
• Pérdidas en vacío 1650 W
• Pérdidas a 75 ºC 6800 W
• Pérdidas a 120 ºC 7800 W
• Rendimiento 98,5 – 98,9 %
• Ruido 57 dB
1.5. RECURSO SOLAR EN LA ZONA DE SEVILLA
La zona de Sevilla y su área metropolitana pertenecen a la zona climática V según
el CTE-DB-HE (Ahorro de Energía). Según el mismo, la irradiancia global media (H) es
mayor a 5 kWh/m2, la mayor de todo el territorio nacional.
Figura 1.1. Zonas climáticas del territorio español
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A la vista del mapa anterior se ve como el recurso solar existente en la zona de
emplazamiento de la planta solar fotovoltaica es muy rico. El CTE (DB-HS, salubridad) fija
el valor de la irradiancia global media sobre superficie horizontal para la zona del entorno
de Sevilla en 5 kWh/m2. Aunque este valor es suficiente para calcular la energía bruta
incidente sobre los paneles solares, se ha querido ampliar esta información, por lo que se
han obtenido datos más precisos desde la Agencia Andaluza de la Energía. Los datos se
han obtenido de la Estación meteorológica de La Rinconada (Sevilla).
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CAPÍTULO 2.
DISEÑO DEL GENERADOR SOLAR
FOTOVOLTAICO
2.1. ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN DE LOS PANELES SOLARES FOTOVOLTAICOS
2.1.1. Orientación de los paneles solares
La orientación de los paneles solares que permite captar la máxima energía solar
es la orientación Sur, por estar situados en el Hemisferio Norte.
En la planta solar que se proyecta, tal y como se aprecia en la siguiente imagen, no
existen impedimentos para colocar los paneles orientados totalmente al Sur.
Figura 2.1. Vista de pájaro de la nave industrial
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El único problema que existe en cuanto a la orientación de los paneles se refiere es
que el eje longitudinal de la nave no se encuentra orientado perfectamente en sentido
Norte-Sur, sino que este se encuentra girado 3º en el eje Nordeste Suroeste, tal y como
se aprecia en la figura 3.1., en el plano 1 del presente Proyecto y en la siguiente figura:
Figura 2.2. Orientación del eje longitudinal de la nave industrial
No obstante, se colocarán los paneles siguiendo la misma orientación que el eje
principal de la nave por dos motivos:
1. Debido a la configuración de la planta de la cubierta, no es factible colocar los
paneles orientados totalmente hacia el Sur debido a que en determinadas horas del
día estos sombrearían algunos de los lucernarios existentes en la cubierta,
privando de luz natural al interior del edificio y haciendo necesario incluso el
encendido de luminarias, con el gasto energético que ello conlleva.
2. Se ha hecho una comparativa, mostrando las diferencias en términos de irradiación
global anual orientando los paneles totalmente al Sur y con la orientación propuesta
(Orientación Sur girados 3º en sentido NE-SO).
Como se aprecia en la tabla y gráfico siguientes, la diferencia es despreciable
(0,497% que como se verá, es mucho menor para la inclinación definitiva de los paneles).
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Irradiación global media sobre superficie horizontal en Sevilla, diferentes orientaciones. (kWh/m2)
(fuente: Agencia Andaluza de la Energía)
Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media
(kWh/(m2·día))
Sur 74,3 96,9 140,4 173,7 207,8 227,4 232,6 207,3 155,4 112,9 80,7 62,4 1772 4,850
3º (SO) 73,6 96,3 139,2 173 208 227 232 206,4 154,1 112,2 79,8 61,7 1763 4,830
0,497%
Tabla 2.1. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones
Figura 2.3. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones
2.1.2. Inclinación de los paneles solares
Según recomendaciones de distintos organismos, la inclinación óptima para los
paneles de una planta solar sin seguimiento, concebida para captar la mayor cantidad de
energía posible a lo largo de un año completo, corresponde a la latitud del lugar menos
10º, en nuestro caso, sabiendo que la latitud de la zona de Sevilla es de 37º, el valor de
inclinación de los paneles solares sería de 27º.
Una alternativa a la anterior sería la de colocar los paneles siguiendo la inclinación
propia de la cubierta y así ahorrar en costes de inversión correspondiente a las
estructuras de soporte de los paneles., pero esta opción se descarta ya que la cubierta de
la nave se encuentra inclinada 1º, con vertiente hacia el Norte, por lo que no resulta
factible esta solución.
4,800
4,820
4,840
4,860
4,880
4,900
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
Irra
dia
ció
n m
edia
dia
ria
(kw
h/(
m2·d
ía)
Irra
dia
ció
n (
kwh
/m2)
Sup. Horizontal, orientación Sur Sup. Horizontal, Orientación 3º SO
Media (Horizontal, Sur) Media (Horizonal, 3º SO)
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Afanados en captar la mayor cantidad de energía posible se ha realizado una
comparativa, obteniendo datos de irradiación global para superficies inclinadas en el
entorno de los 27º recomendados (orientación Sur), en donde se ve, que la mayor
captación de energía solar se da cuando los paneles se encuentran inclinados con
respecto a la horizontal.
Los resultados de los análisis realizados arrojan que la inclinación óptima de los
paneles se encuentra muy cerca de los 27º recomendados, en concreto, la mayor
captación de energía solar se producirá según los datos proporcionados por la Agencia
Andaluza de la Energía, para una inclinación de 31º sobre la superficie horizontal (32º
respecto a la pendiente de la cubierta) siendo la irradiación global media de 5,435
kWh/(m2·día) muy ligeramente superior a los 5,426 kWh/(m2·día) que se captarían con
una inclinación de 27º (un 0,15% menor).
Los resultados del análisis efectuado se muestran en la tabla y figura siguientes:
Irradiación normal en la ciudad de Sevilla para las diferentes inclinaciones. Orientación Sur (kWh/m2) (fuente: Agencia Andaluza de la Energía)
Inclinación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media
(kWh/(m2·día))
Horizontal 74,3 96,9 140,4 173,7 207,8 227,4 232,6 207,3 155,4 112,9 80,7 62,4 1772 4,854
25º 103 129 165,6 187,4 208,4 219,6 229 218,3 177,7 141,4 110,8 85,5 1976 5,413
27º 105 130,3 167 187,5 207,1 217,7 226,7 217,6 178,7 143 112,6 87 1980 5,426
30º 108 132,9 168,1 187,1 204,7 214,2 223,7 216,4 179,3 145,2 115 88,9 1983 5,434
31º 109 133,9 168,5 187 203,8 213,1 222,7 216 179,4 145,6 116 89,4 1984 5,435
32º 109 134,3 168,7 186,8 203,1 211,6 221,3 215,4 179,6 146,2 116,8 90,1 1983 5,433
Tabla 2.2. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes inclinaciones (orientación Sur)
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Figura 2.4. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes inclinaciones (orientación Sur)
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Finalmente, se va ha hacer una comparativa de captación de irradiación solar para
la inclinación de paneles seleccionada (31º sobre la horizontal) para la orientación Sur y la
orientación seleccionada (Sur desviado 3º al SO). Los resultados se muestran a
continuación.
Irradiación global media sobre superficie inclinada 31º en Sevilla, diferentes orientaciones. (kWh/m2) (fuente: Agencia
Andaluza de la Energía)
Orientación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Media
(kWh/(m2·día))
Sur 109 133,9 168,5 187 203,8 213,1 222,7 216 179,4 145,6 116 89,4 1984 5,435
3º (SO) 109 133,7 168,4 187 203,8 213,1 222,7 216 179,3 145,6 115,8 89,3 1983 5,433
0,035%
Tabla 2.3. Comparativa cuantitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones (31º)
Figura 2.5. Comparativa cualitativa de la irradiación global captada para diferentes orientaciones (31º)
Como resultado de todos estos análisis realizados se concluye que la configuración
del generador solar fotovoltaico será:
• Orientación de los paneles solares fotovoltaicos (γ): Sur, desviación de 3º al SO
(perpendiculares al eje longitudinal de la cubierta.
• Inclinación de los paneles solares fotovoltaicos (β): 31º sobre la superficie
horizontal (32º sobre la superficie de la cubierta).
Conforme a estos datos se ha proyectado la planta solar fotovoltaica proyectada.
La irradiación global media incidente sobre los paneles solares de 5,433 kWh/(m2·día).
5,420
5,425
5,430
5,435
5,440
80
100
120
140
160
180
200
220
Irra
dia
ció
n m
ed
ia d
iari
a (k
wh
/(m
2 ·d
ía)
Irra
dia
ció
n (
kwh
/m2 )
Inclinación 31º, orientación Sur Inclinación 31º, Orientación 3º SO
Media (31º, Sur) Media (31º,3º SO)
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2.1.3. Colocación de las filas de paneles
Para que todos los paneles tengan la misma orientación e inclinación, han de
colocarse siguiendo la traza imaginaria de un plano inclinado a 31º con respecto a la
horizontal y la superficie de la cubierta de la nave industrial. La siguiente figura ilustra el
comentario de este párrafo:
Figura 2.6. Explicación gráfica de la colocación de las filas de paneles
Siguiendo este fundamento han sido colocadas las filas de los paneles del
generador solar fotovoltaico, de forma exacta obteniendo gráficamente todos los puntos
de corte. La colocación de los paneles se puede ver en la documentación gráfica
correspondiente de este Proyecto.
2.2. DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA PICO (PP) DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO
2.2.1. Número de paneles por fila
Se ha determinado teniendo en cuenta que la longitud de la fila es de 42,9m. Por
tanto el número de paneles que podemos colocar en una fila es:
, = ℎ + ó =
429001046 + 15 = 40,43
Cubierta de la nave industrial
Plano inclinado 31º con respecto a la horizontal
Traza (línea de corte del plano inclinado con la cubierta e hilera de paneles)
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Luego, el número de paneles por filas es el inmediatamente inferior, es decir, 40
paneles por fila. Con esto, la separación entre paneles es de:
)*+ = , − ℎ = 42900
40 − 1046 = 26,5--
En la práctica se ha tomado 25mm como valor de separación lateral entre paneles.
2.2.2. Número total de filas
El número total de filas es de 39 tal y como se ha deducido en el apartado 2.1.1.
2.2.3. Potencia pico del generador fotovoltaico
La potencia pico del generador fotovoltaico viene dada por el número total de
paneles y la potencia pico de cada panel, según la siguiente expresión:
.,+/ó0123 = , · · .561000 = 40 · 39 · 3331000 = 789, 7:;<
El generador fotovoltaico estará compuesto por un total de 1560 paneles. Este se
dividirá en 5 generadores idénticos de 312 paneles cada uno (100 kW nominales (103,5
kWp) por generador). La razón no es otra que la de disminuir las posibles pérdidas en la
generación debido al posible fallo de un inversor, fallos en conexiones, cortocircuitos, etc.
También se optimiza la instalación ya que evitamos problemas derivados por
sombreados parciales de filas de paneles (puntos calientes, variación de las curvas V-I de
los paneles, etc.).
2.3. CONFIGURACIÓN SERIE-PARALELO DEL GENERADOR
2.3.1. Datos de partida
Para el correcto diseño del generador solar, los datos que necesitamos, además de
los obtenidos en apartados anteriores, son los referentes a los datos de cada inversor. Ya
que será el elemento que nos condicione la configuración del generador solar. Los datos
que utilizaremos a efectos de cálculo se pueden consultar en el apartado 1.1.3.
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2.3.1.1 Temperatura máxima y mínima que puede alcanzar el panel
La temperatura máxima se determina para un nivel de Irradiancia de 1000W/m2 y la
máxima temperatura alcanzable en Sevilla, 45ºC. La temperatura máxima del panel será:
=6>, = =6? +@=A − 20800 · C = 45 + 47 − 20
800 · 1000 = 78,75ºA
La temperatura mínima que puede alcanzar el panel se determina para un nivel de
Irradiancia de 100 W/m2 y para la mínima temperatura diurna alcanzable en Sevilla, 0ºC.
Esta será:
=6, = =6? + @=A − 20800 · C = 0 + 43 − 20
800 · 100 = 2,875ºA
Nota: para el cálculo de ambas temperaturas se ha tomado como valor de NOTC = 47ºC
para Tmax,panel y de 43ºC para Tmin,panel. Corresponden a los 45ºC ± una tolerancia definida
por el fabricante de 2ºC
2.3.1.2 Valores de tensión máxima y mínima que puede alcanzar el panel
A partir de las temperaturas máxima y mínima alcanzables por el panel fotovoltaico,
calculamos los valores de tensiones máxima y mínima que puede alcanzar el panel, en
condiciones normales de funcionamiento, estas son:
E6>, = E6 + FVF= · 0=6, − 253 = 54,7 − 0,1766 · (2,875 − 25) = 58,607E
E6, = E6 + FVF= · 0=6>, − 253 = 54,7 − 0,1766 · (78,75 − 25) = 45,208E
En condiciones de circuito abierto, la tensión máxima que alcanzaría el panel es:
E6>,,5/ = E5/ + FVF= · 0=6, − 253 = 65,3 − 0,1766 · (2,875 − 25) = 69,207E
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2.3.1.1 Valores de corriente máximas alcanzables por el panel
Estos valores crecen con la temperatura, según el fabricante. La máxima corriente en el
punto de máxima potencia que puede alcanzar el panel se dará en condiciones de
máxima temperatura, entonces:
C6,6> = IKLL + FIF= · 0=6>, − 253 = 6,09 + 0,0035 · (78,75 − 25) = 6,276
Análogamente, la intensidad máxima de cortocircuito vale;
C/,6> = IMN + FIF= · 0=6>, − 253 = 6,46 + 0,0035 · (78,75 − 25) = 6,648
2.3.2. Número de paneles en serie (NPS)
2.3.2.1 Número máximo de módulos por ramal
Está condicionado por el valor máximo de la tensión de seguimiento del punto de
máxima potencia, correspondiente al inversor, de forma que:
.) < EPQQ,R(S5TKUV)E6>, = 820
58,607 = 13,99 → .) < 13,99
2.3.2.2 Número mínimo de módulos por ramal
Está condicionado por el valor mínimo de la tensión de seguimiento del punto de
máxima potencia, correspondiente al inversor, de forma que:
.) > EPQQ,R(S5TKYZ)E6, = 450
45,208 = 9,95 → .) > 9,95
2.3.3. Número de hileras en paralelo (NHP)
El número de hileras en paralelo está condicionado por el inversor, de forma que se
ha de cumplir que la intensidad de cortocircuito de cada módulo, por el número de
módulos en paralelo sea inferior a la intensidad máxima admisible en el inversor.
[. · C/ < I\\,] → NHP < I\\,]IMN,KUV =2356,648 = 35,35 → NHP < 35
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2.3.4. Descripción y justificación de la solución adoptada
A partir de los resultados anteriores concluimos que la instalación solar fotovoltaica
estará condicionada por:
• 10 < NPS < 13
• NHP < 35
• NTP = 312
Las posibles soluciones que tenemos son las siguientes:
a. NPS = 12; NHP = 26
b. NPS = 13; NHP = 24
De estas soluciones, adoptamos la a. por ser menor el número de paneles de cada
ramal menor (la tensión con la que trabaja el inversor es menor). Seleccionando esta
configuración garantizamos también un mínimo consumo de cableado eléctrico, y un
mayor rendimiento global de la instalación al disminuir las pérdidas por efecto Joule.
Comprobamos que la tensión máxima admisible del inversor es superior a la
máxima tensión que alcanza la instalación a circuito abierto, siendo esta la tensión de
circuito abierto que alcanza una hilera de paneles en serie.
E6>,5/ = E6>,,5/ · NPS = 69,207 · 12 = 830,48V Al ser Vmax,oc< VCC,I (1000V) Podemos dar el dimensionado por correcto.
Análogamente, se cumple que la tensión de aislamiento del sistema, IEC (1000V)
es superior a la tensión máxima que puede alcanzar la instalación.
La siguiente tabla muestra el resumen de la configuración definitiva de la
instalación solar fotovoltaica.
Potencia pico de la
instalación
Número de generadores
NPS de cada
generador
NHP de cada
generador
Vmin, generador
Vmax, generador
Vmax, oc, generador
Isc, generador
519,48 kWp 5 (103,90 kWp
cada uno) 12 26 542,50 703,28V 830,48V 172,85A
Tabla 2.4. Configuración del generador fotovoltaico
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CAPÍTULO 3.
ESTUDIO DE SOMBRAS
3.1. CONSIDERACIONES PREVIAS
Todos los cálculos se han efectuado conforme a las prescripciones del Pliego de
Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red (PCT-C), del IDAE, revisado en
Octubre de 2002.
Según este documento, la orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las
posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites
de la tabla que se muestra a continuación. Se considerarán tres casos: general,
superposición de módulos e integración arquitectónica. En todos los casos se han de
cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y
pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos.
Tabla 3.1. Valores admisibles de pérdidas en el generador solar fotovoltaico
La primera columna se da por cumplida sobradamente, ya que las pérdidas por
inclinación son nulas y las pérdidas por orientación son de un 0,035%.
3.1.1. Separación entre filas de módulos y número total de filas
Se determinará cumpliendo las prescripciones del apartado 5 del ANEXO III del
citado PCT-C del IDEA. En él se establece que la distancia d, medida sobre la horizontal,
entre filas de módulos, de altura h, que pueda producir sobras sobre la instalación deberá
garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno, este
valor se determina mediante la siguiente fórmula:
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6 = ℎtan(61° − )
6 = 6 + · cos(i) Siendo β la inclinación del panel (respecto a la horizontal) y Lpanel 1559 mm
En la siguiente figura se definen gráficamente los valores de “d” y ”h”:
Figura 3.1. Toma de datos de valores de “d” y “h”
Donde el parámetro h viene definido en nuestro caso por el largo del panel solar
(1559 mm), la inclinación del mismo (32º con respecto a la cubierta) y su separación
vertical de este con respecto a la cubierta (100mm según se ha definido en el apartado
1.1.3.). De esta forma h será:
ℎ = 1559 · 32° + 100-- = 926--
Por tanto dmin será:
6 = 926tan(61° − 37°) = 2079-- ≈ 2,1-
La separación mínima en planta será entonces
6 = 2,1 + 1,559 · cos(31) = 3,44- ≈ 3,5-
A la vista de los resultados obtenidos y teniendo en cuenta tanto los lucernarios
existentes en la cubierta de la planta solar como la colocación de las filas según el
apartado 1.3.3. (misma orientación e inclinación en todos y cada uno de los paneles
solares), se ha decidido colocar las filas de paneles separadas una distancia igual a la
separación de pórticos de la nave, es decir, 5 m. Esta separación sacrifica la potencia
total instalada en cubierta ya que se pierde hasta un 30% de la potencia total máxima que
se podría instalar si no existiesen los mismos, pero tras varias iteraciones (girando los
paneles 90º para obtener una distancia entre filas menor) y análisis de las alternativas
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planteadas esta es la mejor solución, ya que es la que permite instalar mayor potencia en
la superficie disponible.
Con todo esto se llega a que el número total de filas es de 39 filas (los 39 vanos
correspondientes a los 200 m de largo total de la cubierta de la nave. Consultar los planos
correspondientes para ver la configuración del generador solar fotovoltaico.
3.1.2. Pérdidas por sombreamiento de los paneles
Las posibles pérdidas que se pueden producir debido al sombreamiento de los
paneles pueden generar problemas derivados como cambios en el punto optimo de
funcionamiento disminuyendo drásticamente la potencia generada por el panel,
generando autoconsumos y puntos calientes en los mismos, por tanto hay que evitar en
medida de lo posible cualquier sombreamiento sobre los paneles solares.
En este caso, las sombras que se puedan producir sobre los paneles solares
pueden ser producidas por edificaciones en altura sobre los paneles solares, o las propias
sombras producidas por los paneles solares entre sí (paneles de una fila sobre la
siguiente o paneles de una misma fila).
Las perdidas por sombra producidas por edificios colindantes a la planta solar se
desprecian, ya que como se ve en las figuras siguientes, no existe edificación en altura
alguna en las inmediaciones de la nave industrial.
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Figura 3.2. Vista de pájaro de la cubierta de la nave industrial, desde el Norte
Figura 3.3. Vista de pájaro de la cubierta de la nave industrial, desde el Sur
Las pérdidas producidas por sombreado entre los propios paneles van a ser muy
pequeñas, dada la separación adoptada entre filas de paneles y dada la suave curvatura
de la cubierta de la nave industrial, no obstante, estas pérdidas van a ser cuantificadas a
continuación.
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Para el cálculo de las pérdidas debidas al sombreado producido por los propios
paneles se calculará siguiendo el método del Anexo III del PCT-C del IDAE (cálculo de las
pérdidas de radiación solar por sombras). Este método es relativamente sencillo aunque
laborioso y consiste básicamente en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a
la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son
los siguientes:
1. Determinación de los posibles obstáculos que inciden sobre los paneles solares (en
este caso la fila de paneles situada delante de la fila a estudiar).
2. Para un determinado punto de estudio (A…K), se determinarán los ángulos en
términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo (δ) de desviación con
respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de elevación (α) con respecto al
plano horizontal). Es decir, se determinarán los ángulos δi-A, δi-B…, δi-K, αi-A, αi-B…,
αi-K. La siguiente figura ilustra los ángulos en cuestión que se han de obtener.
Figura 3.4 Obtención de los ángulos de azimut e inclinación (1 de 2)
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Figura 3.5. Obtención de los ángulos de azimut e inclinación (2 de 2)
3. Obtención de las coordenadas cartesianas (X, Y, Z) de la fila de paneles obstáculo
y la fila de paneles a estudiar. La obtención de estas se puede realizar a partir de
los planos del presente proyecto, no obstante, se representan en las siguientes
figuras los puntos que se han considerado a efecto de cálculo de las pérdidas por
sombreamiento, así como las coordenadas cartesianas de los mismos. Se han
tomado 10 intervalos, de forma que los puntos pertenecientes a la fila que genera
sombra se han numerado numéricamente desde el Nº 1 hasta el Nº 11 mientras
que los puntos susceptibles de ser sombreados se han numerado alfabéticamente
desde la letra A hasta la K.
La obtención de estos ángulos resulta un tanto engorrosa, pero son cálculos de
trigonometría pura. Para facilitar el cálculo se ha elaborado una hoja de cálculo que en
función de las coordenadas del punto de estudio y las de los puntos susceptibles a
proyectar sombras sobre este, determina cada uno de los ángulos definidos
anteriormente. Hay que tener en cuenta que a cada ángulo δi-j hay que restar 3º debido a
la desviación de la planta solar con respecto del sur (3º en sentido SO).
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Figura 3.6. Obtención de las coordenadas cartesianas de los puntos de estudio. Vista de perfil.
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Figura 3.7. Obtención de las coordenadas cartesianas de los puntos de estudio. Vista en alzado y planta.
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4. Representación del perfil de obstáculos para cada uno de los puntos que se han
evaluado, a través de los ángulos de azimut y elevación (δ,α) sobre la roseta
facilitada por el IDAE, que representa la banda de trayectorias del sol a lo largo de
todo el año, válida para la Península Ibérica. Se representará la envolvente de
todos los perfiles de obstáculos obtenidos por separado para cada uno de los
puntos definidos anteriormente (A…K)
Figura 3.8. Diagrama de trayectorias del sol para la Península Ibérica
5. Determinación de las zonas sombreadas en la roseta (por ejemplo A9, A3, B8, etc).
6. Determinación del valor que corresponde a cada casilla de la roseta anterior (A, B,
C, D). Este se obtiene a partir de una tabla de referencia que proporciona el IDAE
en función de la inclinación y orientación de la planta solar, en nuestro caso se
tomarán los valores de la tabla V-1, por ser la más parecida a nuestro caso
concreto.
7. Multiplicación de cada zona sombreada (casilla afectada) por un factor (fi) valor lo
más cercano a 0,25; 0,5; 0,75 o 1 en función de la fracción sombreada (por ejemplo
0,25·A3, 1·A9, 0,5·A6, etc.).
PERFIL DE OBSTÁCULOS
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Tabla 3.2. Tabla de referencia V-1 del IDAE
8. Finalmente, las pérdidas por sombreamiento se determinan multiplicando el valor
de cada parámetro obtenido en la tabla por su factor en función de la fracción
sombreada. Este valor nos dará, en %, el valor de pérdidas de irradiación global
anual de nuestra planta solar.
.é(%) = m · (, n, A, o)
A continuación se muestran los resultados obtenidos para el caso de la planta
solar, recordar que debido a la configuración del generador solar (separación entre
paneles e inclinación de los mismos), solo se sombrearán parcialmente los paneles de
una fila, cuyos obstáculos son los de la fila que se encuentra inmediatamente delante de
esta.
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COORDENADAS DE LOS PUNTOS DE CÁLCULO (m)
A B C D E F G H I J K
0 4,3 8,6 12,9 17,2 21,5 25,8 30,1 34,4 38,7 43 X2
3,05 1,93 1,08 0,48 0,11 0 0,11 0,48 1,08 1,93 3,05 Y2
0,7 1,29 1,8 2,17 2,39 2,46 2,39 2,17 1,8 1,29 0,7 Z2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
0 4,3 8,6 12,9 17,2 21,5 25,8 30,1 34,4 38,7 43 X1
8,05 6,93 6,08 5,48 5,11 5 5,11 5,48 6,08 6,93 8,05 Y1
1,95 2,44 2,95 3,32 3,54 3,61 3,54 3,32 2,95 2,44 1,95 Z1
Tabla 3.3. Coordenadas cartesianas de los puntos 1,2…11; A, B…K
ÁNGULO δi-j (º)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
-3,00 44,94 67,59 76,33 80,17 81,82 82,43 82,38 81,97 81,27 80,37 δi-A A
-38,09 -3,00 43,02 64,57 73,15 76,88 78,59 79,17 79,15 78,73 78,01 δi-B B
-53,98 -39,32 -3,00 41,34 61,89 70,10 73,81 75,43 76,03 76,00 75,55 δi-C C
-62,59 -56,13 -40,52 -3,00 39,88 59,27 67,26 70,79 72,40 72,96 72,88 δi-D D
-68,22 -65,14 -58,23 -41,69 -3,00 38,33 56,83 64,40 67,86 69,40 69,89 δi-E E
-72,47 -71,06 -67,76 -60,49 -43,08 -3,00 37,08 54,49 61,76 65,06 66,47 δi-F F
-75,89 -75,40 -73,86 -70,40 -62,83 -44,33 -3,00 35,69 52,23 59,14 62,22 δi-G G
-78,88 -78,96 -78,40 -76,79 -73,26 -65,27 -45,88 -3,00 34,52 50,13 56,59 δi-H H
-81,55 -82,00 -82,03 -81,43 -79,81 -76,10 -67,89 -47,34 -3,00 33,32 47,98 δi-I I
-84,01 -84,73 -85,15 -85,17 -84,59 -82,88 -79,15 -70,57 -49,02 -3,00 32,09 δi-J J
-86,37 -87,27 -87,97 -88,38 -88,43 -87,82 -86,17 -82,33 -73,59 -50,94 -3,00 δi-K K Tabla 3.4. Ángulos de azimut de cada uno de los puntos A, B…K sobre cada uno de los puntos 1,2…11
ÁNGULO αi-j (º)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
14,04 16,72 13,86 11,29 9,31 7,68 6,26 4,96 3,73 2,56 1,65 αi-A A
5,04 12,95 15,52 12,31 9,61 7,56 5,91 4,46 3,13 1,89 0,97 αi-B B
0,78 5,04 12,95 13,88 10,38 7,65 5,63 3,96 2,51 1,20 0,24 αi-C C
__ 1,44 6,30 12,95 12,23 8,43 5,71 3,67 2,01 0,58 __ αi-D D
__ 0,20 3,06 7,70 12,95 10,61 6,59 3,81 1,76 0,13 __ αi-E E
__ __ 1,97 4,82 9,19 12,95 9,19 4,82 1,97 __ __ αi-F F
__ 0,13 1,76 3,81 6,59 10,61 12,95 7,70 3,06 0,20 __ αi-G G
__ 0,58 2,01 3,67 5,71 8,43 12,23 12,95 6,30 1,44 __ αi-H H
0,24 1,20 2,51 3,96 5,63 7,65 10,38 13,88 12,95 5,04 0,78 αi-I I
0,97 1,89 3,13 4,46 5,91 7,56 9,61 12,31 15,52 12,95 5,04 αi-J J
1,65 2,56 3,73 4,96 6,26 7,68 9,31 11,29 13,86 16,72 14,04 αi-K K
Tabla 3.5. Ángulos de elevación de cada uno de los puntos A, B…K sobre cada uno de los puntos 1,2…3
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A partir de las tablas 2.4. y 2.5. anteriores, la representación de la envolvente del
perfil de obstáculos queda como sigue:
Figura 3.9. Perfil de sombras sobre el diagrama de trayectorias solares
Haciendo un primer análisis de los resultados obtenidos, se aprecia que las
pérdidas globales por sombreamiento van a ser muy pequeñas, ya que las principales
sombras se producen en los meses de invierno (periodos en los que el Sol tiene menor
elevación) y la irradiación global incidente es menor. Además las mayores sombras se
producen precisamente en las horas cercanas a la puesta y salida del Sol, cuando la
irradiación aún está lejos de su nivel máximo.
Un último análisis nos permite ver como efectivamente la curva es simétrica (ya
que las filas así lo son, sin embargo está ligeramente desplazada hacia la izquierda, es
decir, hay mayor área sombreada en las horas anteriores al medio día solar (punto más
alto de la roseta). Esto pone de manifiesto que las pérdidas por sombreado son muy
ligeramente mayores en las horas próximas a la salida del sol que en las horas próximas
al ocaso solar, debido a que la planta solar se encuentra ligeramente girada hacia el
Oeste, favoreciendo, por tanto, la captación en las horas posteriores al medio día solar.
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Las pérdidas globales por sombreamiento serán:
.é(%)- í = 0,25 · A11 + 0,75 · n11 + 9 + 0,5 · n9 + 0,5 · 7
=0,25 · 0,12 + 0,75 · 0,01 + 0,13 + 0,5 · 0,41 + 0,5 · 1 =0,87%
.é(%)é- = 0,5 · 8 + 10 + 0,5 · n10 + 0,5 · n12 =0,5 · 0,98 + 0,11 + 0,5 · 0,42 + 0,5 · 0,02 =0,82%
Pérdidas totales = 0,87% + 0,82% = 1,69%
La separación entre módulos adoptada hace que las pérdidas de irradiación global
anual sean bastante pequeñas, aunque no despreciables. Este valor servirá para
cuantificar el rendimiento global de la planta solar que se proyecta.
Se aprecia como efectivamente las pérdidas son mayores antes del mediodía solar
que después de este periodo.
Por último, comentar que las pérdidas globales de irradiación solar están bastante
lejos del límite impuesto por el IDAE, definido en la tabla 3.1. (10%).
El valor de pérdidas globales (orientación e inclinación + perdidas por sombras)
será de 0,035 + 1,69 = 2,05%, muy inferior al 15% mínimo definido en la tabla 3.1.
Se da por concluido el estudio de sombras de la planta solar.
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SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
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MEMORIA DE CÁLCULO
CAPÍTULO 4.
DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA
ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN
4.1. INTRODUCCIÓN
La línea eléctrica de baja tensión (entendiéndose por baja tensión aquella cuya
tensión nominal es <1000V en CA y <1500V en CC) comprende a la línea que va desde el
generador fotovoltaico (paneles solares fotovoltaicos) hasta el transformador.
Dentro de esta línea eléctrica se distinguen dos tramos claramente diferenciados.
Un primer tramo en CC, que comprende desde el generador solar fotovoltaico hasta el
inversor, y un segundo tramo en CA, que va desde la salida del inversor hasta el primario
del transformador.
Los conductores utilizados en la instalación serán de cobre, con recubrimiento XLPE
(polietileno reticulado) (0,6/1 kV) por ser más apropiado para instalaciones a la intemperie,
además serán conductores especiales para instalaciones fotovoltaicas, debido a las
extremas condiciones que han de soportar. Para el dimensionado de las secciones se
tendrá en cuenta la ITC-BT-06 (redes aéreas para distribución en Baja Tensión), la ITC-
BT-40 (instalaciones generadoras de baja tensión), la norma UNE 20460-5-523:2004
(Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5: Selección e instalación de materiales
eléctricos. Capítulo 52: Canalizaciones. Sección 523: Corrientes admisibles).
4.2. CÁLCULO DE LA LÍNEA POR CRITERIO TÉRMICO
4.2.1. Datos de partida
La norma UNE 20460-5-523:2004 y la ITC-BT-40 establecen que los cables se
dimensionarán para aguantar una intensidad nominal no inferior al 125% de la máxima
intensidad del generador solar fotovoltaico, tanto en corriente continua como en alterna.
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4.2.2. Línea de corriente continua
La generación de energía se realiza en unas condiciones de tensión e intensidad
que varían según las condiciones de Irradiancia (I) y de la temperatura de operación (t).
Así pues, para el cálculo de la sección de los cables por este criterio se tendrá en cuenta
la situación más desfavorable, que corresponde a la situación en la que la tensión de
salida del panel solar es casi nula, alcanzándose el valor de Isc. Este valor se calculó
anteriormente y vale (corregido por la temperatura) 6,648 A. A partir de este valor
obtendremos el resto de valores.
4.2.2.1 Conexión de panel-panel
Los cables estarán instalados al aire (método C), forman parte inherente al panel
solar y estarán cogidos con abrazaderas de plástico, luego el cálculo de la sección
mínima se observa en la tabla 52-C2 columna 6 de la norma UNE 20460-5-523:2004,
para conductor de cobre con recubrimiento XLPE en superficie.
La intensidad de diseño será de 1,25 Isc = 1,25·6,648 A = 8,31 A.
Se consideran los siguientes factores de reducción:
• Temperatura (tabla 52-D1 de la norma UNE 20460-5-523:2004): 45ºC 0,87.
• Agrupación de circuitos (tabla 52-E1 de la norma UNE 20460-5-523:2004: 2
circuitos (ver plano Nº7) 0,85.
• Exposición a la radiación solar directa (ITC-BT-06) 0,9.
El producto de los coeficientes de reducción es de 0,87·0,85·0,9 = 0,6655
De la tabla 52-C2 columna 6 de la citada UNE, se obtiene que un conductor con
sección de 1,5mm2 (IZ 22 A), al que aplicando los coeficientes de reducción (IZ =
22·0,6655 =14,64 A), cumple. Sin embargo, puesto que la sección del conductor del
módulo solar es de 6mm2 (IZ = 58 A; 38,56 A aplicados los coeficientes de reducción), se
opta por usar esta misma sección para el cableado de conexión entre módulos situados
en filas diferentes.
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4.2.2.2 Tramo salida String – entrada a la caja SSM
Los cables irán sobre la propia cubierta de la nave industrial (método C), sujetos
con abrazaderas de plástico, desde la salida de cada String hasta la entrada de las cajas
Sunny String Monitor (SSM).
La intensidad de diseño será de 1,25 Isc = 1,25·6,648 A = 8,31 A.
Los factores de reducción son idénticos a los obtenidos anteriormente, salvo el
factor de reducción por agrupación de circuitos, ya que ahora podemos tener hasta 8
circuitos cargados (4 por cada potencial, ver plano Nº7). Lo cual nos da un factor de
reducción de 0,72.
El producto de los coeficientes de reducción es de 0,87·0,72·0,9 = 0,564.
De la tabla 52-C2 columna 6 de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un
cable de 1,5mm2 (IZ = 22 A; 12,41 A aplicados los coeficientes de reducción) cumple. No
obstante se ha optado por conductores de 6mm2 (IZ = 38,56 A aplicados los coeficientes
de reducción) para unir los ramales String con las entradas de las cajas SSM, por
motivos de homogeneidad en la sección de los conductores.
4.2.2.3 Salida de las cajas SSM – entrada a la caja SMBC
Los cables parten de las cajas SSM, recorriendo la cubierta de la nave industrial, y
los cerramientos laterales de la nave, canalizados bajo tubo de PE-HD. Una vez
lleguemos a la cota de la solera, los cables se entierran bajo tubo hasta la llegada a la
caseta de inversores y CT.
Se considerará el tramo de instalación enterrada (instalación tipo D) como tramo de
diseño, ya que en este las condiciones de ventilación son más desfavorables y por tanto
el calentamiento de los conductores es mayor
La intensidad de diseño será de 1,25 Isc ·Nº Strings
En este caso se distinguen dos situaciones: aquellas en las que las cajas SSM
conectan hasta 6 Strings (cajas en las posiciones A y B, según planos) y aquellas en las
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que las cajas SSM conectan hasta 7 Strings (cajas en las posiciones C y D, según
planos). En cada caso la Intensidad de diseño valdrá 49,86 A y 58,17 A respectivamente.
El factor de reducción por temperatura (tomando un valor de 40ºC) vale, según la
tabla 52-D2 (instalaciones bajo tubo, enterradas), 0,85.
El factor de reducción por agrupación de circuitos vale, según la tabla 52-E3
(instalaciones bajo tubo, enterradas), 0,60.
El producto de los coeficientes de reducción es de 0,85·0,60 = 0,51.
En este caso no se considera el factor de reducción por radiación solar, al no existir
esta.
De la tabla 52-C2 (columna 7) de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un
cable con una sección de 25 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 121 A (61,71 A
aplicados los coeficientes de reducción), pero debido a la escasa diferencia económica y
a que la vida útil de la instalación ha de ser mayor a 25 años, se optará por usar
conductores de 35mm2 de sección (IZ = 146 A; 74,46 A aplicados los coeficientes de
reducción) para todos los tramos considerados en este punto, independientemente de la
intensidad de diseño de salida de cada caja SSM.
4.2.2.4 Salida de la caja SMBC – entrada al inversor
Los conductores recorrerán el interior de la caseta prefabricada, por las paredes,
instalados sobre bandejas tipo rejilla (punto 31, equivalente al método F de la tabla 52-B1)
recorriendo la pared de la caseta para inversores y CT.
La intensidad de diseño será de 1,25 Isc ·NHP = 1,25·6,648·26 =216,06 A
El factor de reducción por agrupación de circuitos vale, según la tabla 52-E1
(instalaciones en bandejas perforadas), 0,72.
El factor de reducción por temperatura (tomando un valor de 40ºC) vale, según la
tabla 52-D1 (instalaciones en bandeja perforada), 0,91.
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El producto de coeficientes de reducción vale: 0,91·0,72= 0,655.
De la tabla 52-C11 (columna 4) de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un
cable con una sección de 95 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 377 A (246,94 A una
vez aplicados los coeficientes de reducción), sin embargo, ya que la vida útil de la
instalación ha de ser mayor a 25 años, se optará por usar conductores de 120 mm2 de
sección (IZ = 437 A; 286,24 A una vez aplicados los coeficientes de reducción) para todos
los tramos considerados en este punto, independientemente de la intensidad de diseño de
salida de cada caja SSM. Las ventajas debido a un aumento de eficiencia energética,
seguridad de equipos, etc frente a la inversión económica inicial así lo justifica.
4.2.3. Línea de corriente alterna
4.2.3.1 Salida del inversor-entrada del transformador
A la salida del inversor, la línea ha de ser trifásica, según la normativa vigente
(Según el RD 1663/2000 instalaciones con potencia superior a 5 kW).
Se proyectará una línea instalada sobre bandeja tipo rejilla (punto 31, equivalente
al método F de la tabla 52-B1), fijada a las paredes de la caseta prefabricada, desde la
salida de los inversores hasta el cuadro general de protección de BT, según la
documentación gráfica correspondiente. Sobre dicha bandeja irán todos los conductores
de los 5 inversores existentes, en una sola capa, ya que se dispone de espacio suficiente
y así es más fácil localizar posibles fallos en la instalación.
La intensidad de salida nominal del inversor es de 193 A (consultar la ficha técnica
del inversor en el Anejo1, documentación técnica de los equipos instalados). Teniendo en
cuenta que disponemos de un total de 5 inversores, la intensidad nominal de diseño será:
IN = 1,25· IN,S = 1,25·193 = 241,25 A
Los factores de reducción a tener en cuenta son:
• Temperatura (tabla 52-D1 de la norma UNE 20460-5-523:2004): 40ºC 0,91.
• Agrupación de circuitos (tabla 52-E1 de la norma UNE 20460-5-523:2004: 15
circuitos (3 x 5 inversores) 0,72.
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El producto de coeficientes de reducción vale: 0,91·0,72= 0,655.
De la tabla 52-C11 (columna 6) de la norma UNE 20460-5-523:2004 vemos que un
cable con una sección de 120 mm2 soporta hasta una intensidad IZ de 400 A (262 A una
vez aplicados los coeficientes de reducción), sin embargo, ya que la vida útil de la
instalación ha de ser mayor a 25 años, y dada la escasa relevancia económica en
comparación con otros elementos de la instalación, se optará por usar conductores de
150 mm2 de sección (IZ = 464 A; 303,92 A una vez aplicados los coeficientes de
reducción) para todos los tramos considerados en este punto, independientemente de la
intensidad de diseño de salida de cada caja SSM. Las ventajas debido a un aumento de
eficiencia energética, seguridad de equipos, etc frente a la inversión económica inicial así
lo justifica.
4.2.4. Resumen de conductores seleccionados
La siguiente tabla resume los conductores que se han decidido colocar en la
instalación solar (tramo de baja tensión), según el criterio térmico, que es el que hasta
ahora se ha desarrollado.
Tramo Sección (mm2) Id máx. de diseño (A)
IZ conductor (A)
Factor de seguridad
Conexión entre paneles 6 8,31 38,56 4,64
Salida String - entrada SSM 6 8,31 38,56 4,64
Salida SSM - entrada SMBC 35 49,86; 58,17 74,46 1,49; 1,28
Salida SMBC – entrada inversor 120 216,06 286,24 1,33
Salida inversor – entrada CGP de BT (línea de CA)
150 241,25 303,92 1,26
Tabla 4.1. Sección adoptada de los conductores
4.3. CÁLCULO DE LA LÍNEA POR CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN
4.3.1. Datos de partida
La ITC-BT-40 (Instalaciones Generadoras en Baja Tensión) establece que la
máxima caída de tensión nominal desde el generador hasta el punto de conexión a Red
ha de ser inferior al 1,5% de la tensión nominal de la línea.
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Se tomará como valor límite un 1,2% para la línea de BT (siendo este valor la suma
de los tramos de CC y CA) y de un 0,3% en la línea de MT. Este reparto se hace
atendiendo que los tramos más críticos los encontramos en la línea de Baja Tensión, ya
que las intensidades que circulan por esta línea son bastante mayores, y con ella las
pérdidas por efecto Joule. El hecho de considerar tan sólo un 0,3% en la red de MT es
más que suficiente tal y como se verá en el apartado correspondiente.
La caída de tensión en la línea monofásica de CC se calcula mediante la siguiente
expresión:
∆r = 2 · C · · s)
Mientras que para la línea trifásica en CA, la expresión utilizada es:
∆r = √3 · C · · s · u)
Donde:
• I: Intensidad que circula por el conductor (A).
• L: Longitud del tramo considerado (m).
• ρ: Resistividad del conductor (Ω·mm2/m), para el cobre vale 1/54 Ω·mm2/m.
• S: Sección del conductor (mm2).
La resistividad del conductor viene dada a una temperatura de 20ºC, para conocer
el valor de esta a otra temperatura, se aplicará la expresión:
s(vw) = s(20ºA)(1 + x(vw − 20)) Donde α vale 1/254,5 ºC-1 para el cobre.
La temperatura que alcanza el conductor se estima a partir de la siguiente expresión:
vw = 20ºA + (v6> − 20ºA) CywCzw = 20ºA + (v6> − 20ºA))w
Siendo θmax la máxima temperatura que alcanza el conductor para la intensidad de
diseño, en el caso de conductores de cobre con recubrimiento XLPE la temperatura es de
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90ºC (120 ºC para los conductores de 6mm2 que incorporan los paneles solares). FS es el
factor de seguridad obtenido en la tabla 2.1.
Las tensiones e intensidades de cálculo serán las intensidades nominales en el
punto de máxima potencia, a la máxima temperatura alcanzable por el panel, por ser
estos los valores más desfavorables.
NOTA: La reactancia de la línea de baja tensión no va a ser tenida en cuenta en los
cálculos de caídas de tensión, ya que según diversa bibliografía consultada, para
secciones de conductores inferiores a 120 mm2 se puede despreciar el valor de esta. Para
los cables de 150 mm2 el valor de esta es de un 15% del valor de R (Ω/km), puesto que
los conductores usados con esta sección tienen longitudes pequeñas (unos 15m como
máximo en el tramo más desfavorable), el hecho de despreciar la impedancia no supone
un error apreciable menor a un 0,5%.
4.3.2. Tramos considerados en la línea de corriente continua
Las longitudes más desfavorables de los conductores se pueden obtener a partir
del plano Nº7. Los tramos más desfavorables que se han considerado a efectos de
cálculo son:
1. Conexión ramal – SSM: Se ha tomado como conductor representativo el que une el
ramal D.1-I5 con el SSM D-I5, es decir, el terminal del panel más alejado a este
SSM, para el generador que conecta al inversor 5, siendo la longitud máxima de
30m aproximadamente (esta configuración se repite prácticamente en todos los
Strings que conectan 7 ramales).
2. Conexión SSM-SMBC: En este caso está claro que la configuración más
desfavorable es el tramo de enlace desde la caja de campo SSM A-I5 hasta la caja
central SMBC-I5. En este caso tenemos unos 140 m de cableado.
3. Conexión SMBC-Inversor: Se ha considerado el tramo que enlaza el SMBC-I5 con
el inversor 5. La longitud máxima del circuito es de unos 15 metros, en este caso
las longitudes de conductores son muy parecidas en todas las conexiones de
enlace, con diferencias máximas de 2 metros.
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4.3.3. Tramos considerados en la línea de corriente alterna
El cálculo concierne a la línea que circula desde la salida de los inversores (alterna
trifásica a 300V) hasta la entrada del transformador. Los tramos considerados son los
siguientes:
Salida del Inversor I1 hasta la entrada del Cuadro General de Protección de Baja
Tensión, pasando por las correspondientes protecciones. Consultando los planos del
presente Proyecto, se ha estimado la longitud máxima total de este tramo considerado
como más desfavorable es de 15 m.
Salida del Cuadro General de Protección de Baja tensión hasta la entrada en
bornes del transformador. Consultando la documentación gráfica correspondiente se ha
obtenido una longitud de cableado de unos 5 m.
Los resultados de cálculo se muestran en la hoja de cálculo que se muestra en el
siguiente apartado.
4.3.4. Resultados de cálculo de la red de BT por criterio de caída de tensión y secciones definitivas
Con todos los parámetros de cálculo definidos en los apartados anteriores, se ha
elaborado una hoja de cálculo, en la que para cada tramo considerado, variando la
longitud de los conductores, se obtiene la caída de tensión de cada tramo y la caída de
tensión acumulada, en valor absoluto y en %, para una sección de conductor considerada,
así como las pérdidas en términos de potencia debido al efecto Joule (W/m), este último
dato servirá para estimar el rendimiento global de la instalación solar fotovoltaica.
Los resultados definitivos que se han obtenido se muestran en la siguiente tabla:
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Tramo considerado VMPP,min
(V)
Sección por criterio térmico
(mm2)
IMPP,max
(A)
Sección adoptada
(mm2)
IN conductor (A)
Temperatura alcanzada por el conductor, θ2 (ºC)
Resistividad del cobre,
corregida (Ω·mm
2/m)
L tramo (m)
∆V (V) ∆V (%)
∆V
acumulada
(%)
Potencia
disipada por
el cable
(W/m)
String D.1-I5...SSM D-I5 542,496 6 6,276 6 38,56 21,85 0,01865 30 1,171 0,216% 0,216% 0,122
SSM A-I5...SMBC-I5 542,496 35 43,932 70 108,63 31,45 0,01935 140 3,401 0,627% 0,843% 0,534
SMBC-I5…INVERSOR 5 542,496 120 163,17
6 240 444,75 29,42 0,01920 15 0,392 0,072% 0,915% 2,131
INVERSOR 5…CGP-BT
(Línea de CA) 300 150 193 240 511,56 29,96 0,01924 15 0,394 0,131% 1,046% 5,173
CGP-BT 5 -
Transformador (Línea
de CA)
300 150 193 240 511,56 29,96 0,01924 5 0,131 0,044% 1,090% 5,173
Tabla 4.2. Sección definitiva de los conductores de corriente continua
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CAPÍTULO 5.
DISEÑO Y CÁLCULO DE LA LÍNEA
ELÉCTRICA DE MEDIA TENSIÓN
5.1. INTRODUCCIÓN
La línea eléctrica de Media Tensión comprende a la línea que va desde la salida en
bornes del transformador hasta el punto de evacuación de la energía a la Red de
ENDESA.
La propia compañía distribuidora establece que la tensión a la que se ha de
evacuar la energía es de 15 (20) kV, en base a esto, se procederá a realizar el
dimensionado de la misma usando los mismos criterios anteriores.
Los conductores utilizados en la instalación serán de aluminio, con recubrimiento
XLPE (polietileno reticulado), tipo RHZ1-OL H-16 (18/30 kV), homologados por ENDESA
para redes de MT. La instalación será canalizada bajo tubo de polietileno de alta
densidad, y enterrada a 1m de profundidad tal y como se detalla en la memoria
descriptiva y planos correspondientes.
Para el dimensionado de la línea se tendrá en cuenta el RD 223/2008 Reglamento
sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión) y
sus instrucciones técnicas complementarias, la norma UNE 20460-5-523:2004
(Instalaciones eléctricas de edificios. Parte 5: Selección e instalación de materiales
eléctricos. Capítulo 52: Canalizaciones. Sección 523: Corrientes admisibles).
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5.2. CÁLCULO DE LA LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN
5.2.1. Criterio térmico
Siguiendo el mismo criterio que se ha seguido para instalaciones generadoras en
baja tensión, se tomará como intensidad de diseño la intensidad total del generador
multiplicada por 1,25.
Para calcular la intensidad de diseño se aplicará la siguiente fórmula:
Cy = 1,25 )6>,+T5 (1E) · |√3 · E(1E)
Donde:
• Smax,trafo. Potencia nominal del transformador (630 kVA)
• FSC. Factor de sobrecarga dado por el fabricante (1,25)
La intensidad máxima prevista para la línea de Media Tensión será:
Cy = 630 · 1,25√3 · 15 = 30,31
Según la tabla 12 de la ITC-LAT-06 (apartado 6.1.2.2.5), para conductores de
aluminio, con aislamiento de XLPE, enterrados en zanja en el interior de tubos, vemos
que el cable con sección de 240 mm2 es capaz de soportar una corriente nominal de 320
A, siendo la resistividad del terreno de 1,5K·m/W. El conductor seleccionado cumple
sobradamente el criterio térmico.
En dicho apartado, se establece además que la dimensión del tubo ha de ser como
mínimo 1,5 veces superior a la sección equivalente al conjunto de los cables unipolares
para que los resultados sean válidos. Esta premisa ha sido tenida en cuenta en el diseño
de las canalizaciones que se describe en la memoria descriptiva.
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5.2.2. Criterio de caída de tensión
Para calcular la caída de tensión en la línea es necesario conocer los parámetros
del cable. En este caso, al ser una línea trifásica con longitud considerable (unos 420 m),
es necesario considerar la reactancia de la misma. La caída de tensión se calcula, por
tanto, según las siguientes expresiones:
∆E(E) = √3 · C · ~( · u) + ( · u)
∆E(%) = ∆EE · 100 < 0,3%( 2.3.1)
Donde:
• ∆V. Caída de tensión en la línea en valor absoluto (V)
• ∆V(%). Caída de tensión en la línea en forma porcentual (%).
• Id. Intensidad prevista de diseño, calculada en el apartado anterior (A).
• L. Longitud de la línea estimada (km).
• R. Resistencia del conductor (Ω/km).
• X. Reactancia del conductor (Ω/km).
• Cosφ. Según el fabricante, se garantiza un valor mínimo de 0,98, no obstante
debido a posibles pérdidas no contabilizadas tomaremos un valor de 0,95.
Los valores de R y X del cable, los suministra el fabricante y valen 0,125 Ω/km y
0,114 Ω/km respectivamente.
Conocidos todos los valores, la caída de tensión en la línea, para un conductor de
50 mm2 de sección será:
∆E(E) = √3 · 30,31 · 0,42~(0,125 · 0,95) + (0,114 · 0,3122) = 3,73E
∆E(%) = 3,7315000 · 100 = 0,025% < 0,3% → o-
Luego, se concluye que la sección utilizada de 240 mm2 cumple sobradamente
tanto el criterio térmico como el criterio de caída de tensión.
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Como era de esperar, se obtienen caídas de tensión mucho más reducidas ya que
en MT, las intensidades son menores, lo que disminuye las pérdidas por efecto Joule. En
términos de potencia disipada en la línea, su valor será:
.(2/-) = √3 · Cw · Siendo I en este caso la que realmente circula por la línea y R la resistencia característica
del cable. Con esto:
C = 500√3 · 15 = 19,25
.(2/-) = √3 · 19,25w · 0,125 · 10 = 0,0802(2/-) 5.2.3. Intensidad máxima de cortocircuito en la línea de Media Tensión
Endesa, en sus Normas Particulares editadas en el 2005 y corregidas por la D.G de
Industria, Energía y Minas en Marzo de 2006, fija en el apartado 3.2 del Capítulo 1 de
dichas Normas, los siguientes valores:
• Intensidad asignada de corta duración (1s): 16 kA para la red de Media Tensión.
• Valor cresta de la intensidad de cortocircuito: 40 kA
La ITC-LAT-06, de acuerdo con la Norma UNE 21192, establece que el valor
máximo de corriente en condiciones de cortocircuito que puede soportar un conductor
viene dado por la siguiente expresión:
C//) = // → C// = · )
//
Donde:
• Icc. Corriente de cortocircuito, en amperios
• tcc. Duración del cortocircuito, en segundos (1)
• S. Sección del conductor, en mm2 (240)
• K. Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor, entre otros (94, para tcc
= 1s y para conductores de aluminio con recubrimiento XLPE, según tabla 26 de la
ITC-LAT-06).
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La corriente de cortocircuito máxima que podrá aguantar el conductor, en estas
condiciones será:
C// = ·w = 22560=22,6 kA
Al ser Icc = 22,6 kA > 16 kA, se concluye que la línea de MT aguantará la
intensidad máxima de cortocircuito, para las condiciones definidas por ENDESA.
5.2.4. Intensidad máxima de cortocircuito en la pantalla
El valor máximo de la intensidad de cortocircuito en la pantalla, viene definido por
Endesa, en el apartado 3.2 del Capítulo 1 de sus Normas Particulares y vale:
• Valor máximo de la intensidad de defecto a tierra: 300 A
La pantalla de los conductores de 240 mm2 es de 16mm2. Para esta, la norma UNE
211003-IEE 60949, aplicando la Norma UNE 21192, establece el valor máximo de
intensidad de cortocircuito fase-pantalla, para una duración de 1 segundo y temperatura
de 250ºC alcanzada en la pantalla, un valor de 3,13 kA, superior a los 0,3 kA definidos por
Endesa, luego la pantalla cumple con este criterio.
5.2.5. Resumen de los cálculos efectuados
En la siguiente tabla se resumen los resultados de cálculos efectuados.
Tramo L tramo Id máx. de diseño (A)
Sección utilizada
IN cable Factor de
seguridad (I) ∆(%)
Factor de
seguridad (∆) Línea de MT 460 m 30,31 240 mm
2 Al 320 A 10,56 0,025% 12,07
Tabla 5.1. Cumplimiento del criterio térmico y el criterio de caída de tensión
Tramo Icc,max Icc,ENDESA Factor de
seguridad (Icc) Id, ENDESA Id,max Id, ENDESA
Factor de
seguridad (Id)
Línea de MT 22,6 kA 16 kA 1,41 0,3 kA 3,13 kA 0,3 kA 10,43 Tabla 5.2. Cumplimiento de los criterios de cortocircuito en fase y pantalla
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CAPÍTULO 6.
DISEÑO Y CÁLCULO DE LAS
PROTECCIONES
6.1. INTRODUCCIÓN
En este capítulo vamos a proceder al cálculo y dimensionado de las protecciones
que se han de usar tanto en la parte de corriente continua como en la parte de alterna, en
el lado de Baja Tensión y Media Tensión. Las protecciones que se utilicen han de ser
capaz de proteger el circuito actuando rápidamente y de forma eficaz. Por otra parte, hay
que garantizar un correcto suministro de energía, por lo que una protección
sobredimensionada que esté continuamente dando falsas alarmas o cortando
constantemente el suministro de energía será igualmente inefectiva. He aquí la
importancia de un correcto dimensionado de estas.
Un factor muy importante a tener en cuenta es el poder de corte de las
protecciones, garantizándose que estas sean capaces de interrumpir el circuito bajo una
intensidad superior a la máxima prevista de cortocircuito de la instalación.
La máxima intensidad de cortocircuito, en el lado del generador solar (CC), es
pequeña y corresponde precisamente a la máxima intensidad que es capaz de
proporcionar este bajo las condiciones climatológicas más desfavorables.
Sin embargo, en el lado de corriente alterna, dependiendo de donde se produzca el
fallo, el valor de la intensidad de cortocircuito puede alcanzar valores mucho más
elevados.
En el tramo de CA en BT (inversor – transformador), la intensidad de cortocircuito
viene determinada por la potencia máxima del transformador. Mientras que en el lado de
MT, la intensidad de cortocircuito viene dada por la compañía distribuidora (ENDESA), en
este caso el valor es de 16kA.
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6.2. PROTECCIONES EN EL LADO DE BT
6.2.1. Protección mediante fusibles
Los fusibles que se van a instalar en corriente continua son especiales para
instalaciones fotovoltaicas ya que están diseñados especialmente para soportar tensiones
elevadas. El poder de corte de estos varía también en función del calibre, aunque por lo
general es muy elevado (del orden de 20 kA o mayor).
CQ > C//6>
Donde IPC es el poder de corte del fusible e C//6> es la máxima intensidad de
cortocircuito prevista.
En lo que se refiere a los tiempos de operación del fusible, se emplearán las dos
siguientes condiciones:
C > C
C//6 > C
Siendo If la intensidad de fusión del fusible en 5 segundos, C//6 la intensidad de
cortocircuito mínima prevista en el punto de instalación del fusible e Is la intensidad
admisible en el cable durante un tiempo de 5s calculada mediante la siguiente expresión
(Norma UNE 20460):
y6 · C//w = ( · ))w
Donde:
• Tadm. Tiempo límite de despeje de faltas.
• Icc. Valor eficaz de la corriente de cortocircuito
• S. Sección del conductor en mm2
• K. Constante asociada a la naturaleza del conductor y el tipo de aislamiento.
En la práctica, las comprobaciones que son necesarias realizar son:
C? ≤ C ≤ C (1)
Cw ≤ 1,45 · C (2)
Siendo Ib la intensidad de diseño en cada cado.
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Para fusibles del tipo gG la intensidad convencional de funcionamiento tiene por
valor I2 = 1,6·In. El valor Iz es la intensidad máxima admisible del conductor, obtenida en la
tabla 2.2.
6.2.1.1 Cálculo de los fusibles de las cajas SSM
Se seleccionarán fusibles del tipo CH 10 gPV, de la casa ETI, específicos para
instalaciones fotovoltaicas ya que están diseñados para tensiones de hasta 1000Vcc, de
calibre 10x38, con poder de corte de 30 kA. La intensidad máxima de cortocircuito de un
String vale (n-1)·Isc siendo n el número de Strings conectados en paralelo.
En el peor de los casos, se tienen cajas de campo conectando hasta 7 Strings, por
tanto C//6> = 6,648 · 6 = 40.Por tanto se cumple que:
CQ = 30 · 10 ≫ 40
La intensidad admisible Iz del conductor de 6 mm2 es de 38,56 A.
Por tanto la intensidad nominal del fusible, In, será:
6,648 ≤ C ≤ 38,56 (1)
Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 269 → C = ,·,, =34,95 A (2)
Dentro de este rango (6,65 – 34,95 A) seleccionamos un fusible de In = 10 A.
Viendo la curva característica de este fusible vemos que para una corriente de
cortocircuito de unos 30 A (inferior a la máxima admisible del conductor), el tiempo de
fusión de este es inferior a 1s, por tanto damos el dimensionado por correcto, ya que el
cable en estas condiciones no sufre daño alguno. En el caso de alcanzarse los 40 A, el
fusible interrumpiría el circuito en 0,2 s.
6.2.1.2 Cálculo de los fusibles de las cajas SSBC (6 Strings)
Se seleccionarán fusibles del tipo NH de talla 1C (los que admite la caja), con
poder de corte de 20 kA. En este caso, la intensidad máxima de cortocircuito sería la
suma de todas las intensidades de los ramales en paralelo, menos la agrupación de 6
Strings, es decir, C//6> = (26 − 6) · 6,648 = 133. Se cumple por tanto que:
CQ = 20 · 10 ≫ 133
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En este caso, la intensidad admisible Iz del conductor de 70mm2 es de 151,72 A.
Por tanto la intensidad nominal del fusible, In, será:
39,89 ≤ C ≤ 151,72 (1)
Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 151,72 → C = ,·,w, =137,5 A (2)
Dentro de este rango (39,89 – 137,5 A) seleccionamos un fusible de In = 50 A.
Viendo la curva característica de este fusible vemos que para una corriente de
cortocircuito de unos 140 A es de unos 2 segundos, que aunque pueda parecer un tiempo
elevado, al estar el conductor dimensionado para soportar indefinidamente una intensidad
mayor, se considera correcto este fusible.
6.2.1.3 Cálculo de los fusibles de las cajas SSBC (7 Strings)
Se seleccionarán fusibles del tipo NH de talla 1C (los que admite la caja), con
poder de corte de 20 kA. En este caso, la intensidad máxima de cortocircuito sería la
suma de todas las intensidades de los ramales en paralelo, menos la agrupación de 6
Strings, es decir, C//6> = (26 − 7) · 6,648 = 126,3. Se cumple por tanto que:
CQ = 20 · 10 ≫ 126,3
La intensidad admisible Iz del conductor de 70mm2 es de 151,72 A.
La intensidad nominal del fusible, In, será:
46,53 ≤ C ≤ 151,72 (1)
Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · 151,72 → C = ,·,w, =137,5 A (2)
Dentro de este rango (46,53 – 137,5 A) seleccionamos un fusible de In = 63 A.
Viendo la curva característica de este fusible vemos que para una corriente de
cortocircuito de unos 120 A es de unos 30 segundos, superior lógicamente al del fusible
de 50 A. Sin embargo, dado que el cable está dimensionado para soportar una intensidad
superior indefinidamente, optamos por este fusible y no por el de 50 A, ya que a la larga
este fusible podría deteriorarse prematuramente por problemas de sobrecalentamiento y
provocar fallo en la generación de energía.
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6.2.1.4 Cálculo de los fusibles de las CGP
Dado que las cajas generales de protección han de cumplir con la Norma NNL
0010 de ENDESA, se instalarán cajas tipo CGP-7-250 equipadas con fusibles
normalizados de tamaño 1. Puesto que la intensidad de salida de los inversores es de 193
A en valor nominal, se seleccionarán los fusibles de protección de intensidad nominal
inmediatamente superior a la de los inversores, que en este caso es de 250 A.
En este caso, el poder de corte ha de ser superior a la máxima intensidad de
cortocircuito, que será el valor máximo entre la definida por la potencia del transformador
(630 kVA) y la definida por Endesa (16 kA). Luego:
C// = √· = 1,21 kA PdC > 16 kA
Consultando la ficha técnica del fabricante, vemos que el poder de corte de los
fusibles es de 100kA, superior al mínimo establecido, por tanto, este criterio se cumple.
La intensidad admisible Iz del conductor de 240 mm2 es de 511,56 A.
Veamos si el fusible de 250 A es adecuado:
193 ≤ 250 ≤ 511,56 → A- (1)
Cw = 1,6 · C ≤ 1,45 · C → C ≤ ,·,, =463,6 A Cumple (2)
Luego el fusible seleccionado de 250A es adecuado.
6.2.1.5 Resultado de cálculo de los fusibles
En la siguiente tabla se muestra, a modo de resumen, los fusibles que se van a
utilizar en las cajas de conexión, así como la potencia consumida por cada tipo, a fin de
obtener el rendimiento final de la instalación solar fotovoltaica.
Caja de conexión Tipo de fusible In fusible IZ conductor (A)
Potencia disipada (W)
Entrada SSM CH 10 gPV calibre 10x38 10 A 38,56 1,06
Entrada SMBC 6 Strings NH DC 1000V, talla 1C 50 A 151,72 11
Entrada SMBC 7 Strings NH DC 1000V, talla 1C 63 A 151,72 13,5
Fusibles de las CGP HRC-4 500V, talla 1 250 A 511,56 27,2 Tabla 6.1. Fusibles usados en la instalación solar
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6.2.2. Protección mediante interruptores automáticos
La misión de estos es detectar situaciones anormales de funcionamiento en la
instalación, tales como sobrecargas y cortocircuitos.
Constan de:
• Un relé térmico, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por este es
algo superior a la nominal, lo cual provoca calentamientos en los cables cuando el
tiempo en el que circula esta corriente es elevado. Esta intensidad excesiva es
detectada por el relé, que en función del valor de esta hace que dispare en un
tiempo que viene establecido por su curva de funcionamiento.
• Un relé magnético, que abre el circuito cuando la intensidad que circula por la línea
es varias veces superior a la nominal, el tiempo de disparo ha de ser menor a un
segundo, y la intensidad de disparo depende de la curva característica del
interruptor. Estas están normalizadas (UNE 60898).
Los interruptores seleccionados tendrán curva C (5In< Id<10In)
6.2.2.1 Interruptores automáticos de CC
Los interruptores automáticos que se instalarán en el circuito de corriente continua
son especiales para instalaciones fotovoltaicas y están especialmente diseñados para
soportar tensiones elevadas (hasta 1000V). En el lado de CC, se instalarán interruptores
automáticos a la salida de las cajas SMBC.
Los interruptores automáticos a instalar son de la casa EATON MOELLER NZMN2-
A200. El poder de corte de los mismos es de 70 kA (Ver hoja de características en el
Anejo 1).
A la salida de las cajas de conexión SMBC los parámetros de cálculo,
correspondiente a las situaciones más desfavorables en cada caso son:
• Imax = 172,85 A
• Vmax = 830,5 V
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La intensidad máxima de cortocircuito a la salida de una caja vale (N-1)·Imax siendo
N el número de cajas SMBC.
En este caso, C//6> = 172,85 · (5 − 1) = 691,4.Se cumple por tanto que:
CQ(701) > C//6>(691,4) Donde IPC es el poder de corte del interruptor automático e C//6> es la máxima
intensidad de cortocircuito prevista en este punto.
Para la selección del interruptor automático, se tendrá en cuenta la siguiente condición:
In> Imax (siendo In la intensidad nominal de diseño del interruptor automático).
El interruptor automático EATON MOELLER NZMN2-200 tiene las siguientes
características.
• In = 200 A.
• Ie (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 1,05In – 1,3In.
• Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 10In.
• VCCnom = 1000V.
Viendo la curva característica del interruptor automático se ve que para la máxima
corriente de cortocircuito prevista, el relé térmico es capaz de cortar el suministro de
energía en un tiempo inferior a un segundo. Por tanto damos la protección seleccionada
por válida.
6.2.2.2 Interruptores automáticos de CA
En el tramo de CA, las tensiones que se tienen son más reducidas, por tanto los
interruptores automáticos que se pueden usar en este tramo son más comerciales, hay
por tanto más variedad donde elegir. En el lado de CA, se dispondrán interruptores
automáticos a la salida de los inversores.
Dichos interruptores serán de la marca HAGER. El poder de corte de los mismos
es de 40 kA (Ver hoja de características en el Anejo 1).
Para la selección del interruptor automático concreto, se tendrá en cuenta la siguiente condición:
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• In> In,s (siendo In la intensidad nominal de diseño del interruptor automático).
A la salida de los inversores los parámetros de cálculo son:
• Tensión de salida en CA VS,I (V): 300 V
• IN de salida, IN,S (A): 193 A
Se ha seleccionado por tanto el interruptor automático HAGER tipo HNB200H con
las siguientes características.
• In = 200 A.
• Ie (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 0,63In – 1,3In.
• Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 13In.
• VCA,nom = 380/415V.
La intensidad máxima de cortocircuito (C//6>)prevista viene dada por la potencia del
transformador instalado, obteniéndose mediante la siguiente expresión:
C//6>() = )T5(E) · 100√3 · r · //
Donde:
• S. Potencia aparente del transformador (VA)
• Ecc. Tensión de cortocircuito del transformador, definida por el fabricante (6%)
La intensidad máxima de cortocircuito en el lado de BT será:
C//6>() = 630 · 10√3 · 300 · 6 = 20,2071
Se cumple por tanto que:
CQy(401) > C//6>(20,2071) Siendo IPdC es el poder de corte del interruptor automático definido anteriormente.
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Viendo la curva característica del interruptor automático (consultar el Anejo 1) se ve
que para la máxima corriente de cortocircuito prevista, se produciría la apertura del
circuito por disparo magnético en un tiempo inferior a 0,1 segundos. Por tanto el
interruptor seleccionado protegerá correctamente a la instalación.
6.2.3. Protección mediante interruptores diferenciales
. Los dispositivos de protección diferencial están diseñados para interrumpir el
circuito en caso de que se detecte una corriente de fuga superior a un valor nominal
establecido, es decir la sensibilidad del interruptor. Esta ha de ser lo suficientemente
elevada de forma que se eviten en la medida de lo posible desconexiones indeseadas
debidas a armónicos, pequeñas descargas atmosféricas sin mayor importancia,
electricidad estática, etc. Pero también suficiente para que se garantice la seguridad tanto
de los equipos como de las personas.
El interruptor diferencial seleccionado HAGER, tipo HBB251H (In 250 A) tiene la
característica de poder regular la sensibilidad desde 30mA hasta valores de 1A, de forma
que podamos ajustar el disparo del mismo a fin de garantizar la seguridad y evitar falsas
alarmas. La normativa vigente dice que la sensibilidad ha de ser regulada a 300 mA. En
base a este valor ha sido calculada la resistencia de la toma de tierra de la instalación,
aunque ha sido tenido en cuenta el máximo valor (1A) a la hora de dimensionar la
resistencia de la toma de tierra.
Como se ve en el plano del esquema unifilar de la instalación, se colocará un
interruptor diferencial a la salida de cada inversor.
6.2.4. Interruptores seccionadores
Los interruptores-seccionadores son dispositivos capaces de cerrar, interrumpir
corrientes en condiciones nominales e incluso condiciones de sobrecarga en servicio, y
condiciones de cortocircuito durante tiempos especificados por el fabricante. Deben tener
la característica del seccionador, es decir, deben de ser capaces de mantener aislada la
instalación eléctrica, según unas especificaciones. Debe observarse con claridad la
posición de abierto y cerrado, así como evitar maniobras involuntarias a fin de garantizar
la seguridad del operario y de la instalación.
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Al ser únicamente elementos de maniobra, en su selección se tendrá en cuenta,
además de su tamaño, robustez, clase de aislamiento, etc. la intensidad nominal de
diseño. En la siguiente tabla se muestran los interruptores-seccionadores que se han
seleccionado.
Interruptor-Seccionador Ubicación Características
EATON MOELLER P-SOL60 Cajas SSM In = 63 A, Protección clase II, tensión nominal hasta
1000VCC, bipolar
EATON MOELLER N2-4-200-S1-DC Cajas SMBC In = 200 A, Protección clase II, tensión nominal
hasta 1000VCC, bipolar
HAGER HA354 Salida CGP-
BT In = 250A, pantalla de protección, mando
bloqueable, tripolar Tabla 6.2. Interruptores-seccionadores seleccionados en la instalación solar
6.3. PROTECCIONES EN EL LADO DE MT
El presente apartado pretende dimensionar las protecciones a emplear en los
recintos de Media Tensión, esto es, tanto el Centro de Transformación particular como el
Centro de Seccionamiento. Para ello habrá que calcular las intensidades máximas
previstas de cortocircuito, tensiones máximas, etc.
6.3.1. Intensidad nominal máxima
6.3.1.1 En el lado de BT
La intensidad máxima prevista en el lado de BT del transformador trifásico viene
definida mediante la siguiente expresión:
C//6>() = )T5(E)√3 · r → C//6> 630 · 1000√3 · 300 = 1212,5
6.3.1.2 En el lado de MT
Se obtuvo en el apartado 5.2.1. y vale 30,31 A
6.3.2. Intensidades de cortocircuito
6.3.2.1 Cortocircuito en el lado de BT
Se ha obtenido en el apartado 6.2.2.2 y vale 20,207 kA
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6.3.2.2 Cortocircuito en el lado de MT
Viene fijado por ENDESA distribución y vale 16 kA.
6.3.3. Dimensionado del embarrado de las celdas de MT
Las celdas prefabricadas han sido sometidas a ensayos para certificar los valores
indicados en las placas de características, por lo que no es necesario justificarlo mediante
cálculos teóricos ni hipótesis adicionales, por tanto nos atenemos a las especificaciones
del fabricante ya indicadas en la Memoria Descriptiva del presente Proyecto.
6.3.4. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos
El transformador se encuentra protegido en el lado de BT gracias a los
interruptores magnetotérmicos colocados, así como los fusibles de los CGP de BT.
En el lado de MT, se ha dispuesto una celda de protección del tipo PM, equipada
con un interruptor-fusibles asociados, tal y como se describe en el apartado 13.2.2.3. de la
Memoria Descriptiva, esta celda es idéntica a la que se ha colocado en el recinto de
protección y medida del CS, por tanto los fusibles de protección, al ser las tensiones e
intensidades previstas idénticas, serán idénticos en ambos locales (CT y CS).
Los fusibles de protección se han seleccionado conforme a la tabla que suministra
el fabricante tanto del transformador como de las celdas (Schneider Electric)
Tabla 6.3. Selección de fusibles de MT en función de la potencia y tensión de servicio del transformador
De la misma se ve como para una tensión nominal de servicio de 15 kV y una
potencia nominal de 630 kVA, el fusible a emplear será de 50 A.
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CAPÍTULO 7.
DISEÑO Y CÁLCULO DE LA PUESTA A
TIERRA DE LA INSTALACIÓN SOLAR
7.1. DATOS PREVIOS
Según el informe geotécnico realizado en su día por la empresa PROSER para
TUSSAM (ver Anejo 3), se ha encontrado un suelo formado por arcilla marrón con
nódulos calizos, desde la cota aproximada de –0,60m (medidos a partir de la superficie
libre) hasta la cota aproximada de -2,60m, lo que nos da un espesor de 2 metros.
Se trata pues, de un terreno de buena resistividad, (50 Ω·m según la ITC-BT-18,
para terrenos de naturaleza arcillosa).
Las tensiones de contacto provocadas por las intensidades de defecto no han de
superar los 24V (valor límite de contacto para locales húmedos).
7.2. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL TERRENO
Al ser la intensidad de defecto considerada en la protección diferencial de 300
mA, para las redes de distribución con esquema tipo TT se ha de cumplir la siguiente
condición:
RA·Ia≤U
Donde:
• RA. Suma de resistencias de la toma de tierra y de los conductores de protección
de masas.
• Ia. Corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de
protección (corriente diferencial asignada al interruptor diferencial, 0,3-1A variable).
• U. Tensión de contacto límite convencional, 24V.
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Aplicando la fórmula anterior, se tiene que RA vale, para Ia = 300mA:
= rC = 24
0,3 = 80
Y para Ia = 1A:
= rC = 24
1 = 24
7.3. CÁLCULO DE LA TOMA DE TIERRA
Los cálculos que siguen son idénticos tanto para la tierra de masas de la
instalación como para la tierra de los neutros de los inversores.
Siguiendo distintas recomendaciones para tomas de tierra, y para evitar cálculos
engorrosos de valores de la resistencia total de los conductores de protección, se
considerará que el valor máximo de la resistencia de tierra, RT, ha de ser menor a 15 Ω.
7.3.1. Picas de tierra
Para cumplir que RT sea igual a 15 Ω, es necesario colocar electrodos de tierra.
Dadas las características del terreno, se colocarán picas de acero con protección
catódica, de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud, en cumplimiento con la Norma GE
NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).
El número de picas a instalar viene dado por la ecuación:
= s
Siendo ρ la resistividad del terreno descrita en el apartado anterior.
El número de picas a instalar es por tanto:
= 502 · 15 1,67 → 2
Siguiendo las recomendaciones de UNESA para el cálculo de tomas de tierra, se
instalarán 2 picas, enterradas a una profundidad de 0,8m en línea recta y separadas 3 m
(Código de configuración 8/22).
La resistencia Kr de esta configuración es de 0,194 Ω/( Ω·m)
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La resistencia de la toma de tierra viene dada por la siguiente expresión:
+() = 1T · s
Sustituyendo valores tenemos un valor de:
+() = 0,194 · 50 = 9,7Ω
Que es inferior al mínimo que habíamos impuesto de 15 Ω, luego la solución adoptada es correcta.
7.3.2. Conductores de tierra
Las picas de tierra irán unidas por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de
sección, cumpliendo así con las exigencias mínimas del apartado 3.4. de la ITC-BT-18.
7.3.3. Conductores de protección
Las secciones de los conductores de protección que se instalarán para unir las
masas metálicas de la instalación dependen de las secciones de los conductores
principales de la instalación, estas se recogen en la tabla 2 de la ITC-BT-18.
Los conductores de protección empleados serán de cobre de 0,6/1kV y aislamiento
XLPE de color identificativo amarillo-verde. La sección de los mismos depende de la
sección de los conductores de fase y se definen en la siguiente tabla:
Masa a conectar Sección de conductor de fase (mm2)
Sección del conductor de protección (mm2)
Paneles solares (marco
y estructura soporte 6 6
Sunny String Monitor
(SSM) 70 35
Sunny Main Box
Cabinet (SMBC) 240 120
Envolvente metálica
inversor y armarios de
protección
240 120
Tabla 7.1. Sección adoptada para los conductores de protección
7.3.4. Conductores de equipotencialidad
Se emplearán conductores rígidos de cobre, de 50 mm2 de sección, aislamiento de
XLPE y color identificativo amarillo-verde.
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Se conectarán a la red de equipotencialidad formada en la sala de inversores, que
será independiente de la sala de transformador y celdas de MT, a fin de no transferir
defectos de una sala a otra. No se conectarán a esta red las puertas de acceso y rejillas
para evitar que estas queden bajo tensión ante cualquier defecto producido.
7.3.5. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas del CT
Para evitar que durante la evacuación de un defecto a tierra en el CT, las masas de
la instalación solar puedan quedar sometidas a tensiones de contacto peligrosas, habrá
que separar estas una distancia mínima que viene definida por la siguiente expresión:
D(-) = ρ · I2 · π · U
Donde:
• Id. Intensidad de defecto a tierra, para el lado de MT, definido por ENDESA (300A),
ver apartado 6.3.
• U= 1200V, para sistemas de distribución TT.
• ρ. Resistividad del terreno (50 Ω·m)
La distancia mínima será:
D(-) = 50 · 3002 · π · 1200 = 1,98m
Sin embargo, se adoptará una separación mínima de 15 m, por ser la resistividad
del terreno < 100 Ω·m, según prescripciones del apartado 11 de la ITC-BT-18.
La separación obtenida de 2 m será tenida en cuenta a la hora de instalar la toma
de tierra de masas y la de los neutros de los inversores.
Los detalles constructivos de la toma de tierra se pueden consultar en los planos
correspondientes.
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CAPÍTULO 8.
DISEÑO DE LA PUESTA A TIERRA DEL
CT Y DEL CS
8.1. GENERALIDADES
Las puestas a tierra del CT y del CS se calcularán siguiendo las prescripciones de
la Norma MIE-RAT-13 (Instalaciones de puesta a tierra) y la Recomendación UNESA:
Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de
transformación de tercera categoría.
Los cálculos que siguen se efectuarán considerando una tensión de servicio de 20
kV, que es la que prevé ENDESA normalizar en un futuro próximo. Este valor de tensión
es el más desfavorable a efectos de cálculo.
8.2. INVESTIGACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SUELO
Atendiendo al informe geotécnico realizado en su día para TUSSAM (ver Anejo 3),
el terreno donde se implantará el CT es un suelo arcilloso de buena resistividad.
Tomaremos 50 Ω·m como valor de resistividad del terreno de acuerdo a las
prescripciones de la normativa vigente al efecto.
8.3. CORRIENTE MÁXIMA DE DEFECTO A TIERRA Y TIEMPO MÁXIMO DE ELIMINACIÓN DEL DEFECTO
ENDESA establece, en sus Normas Particulares editadas en el 2005 y corregidas
por la D.G de Industria, Energía y Minas en Marzo de 2006, en el apartado 3.3 del
Capítulo 1 de dichas Normas, que el tiempo máximo de desconexión (t) será de 1s como
máximo.
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La corriente máxima de defecto se puede calcular, conociendo la impedancia de la
puesta a tierra del neutro de la red de MT (dato que proporciona la compañía y vale 40 Ω)
y la tensión de servicio de la red (20 kV).
Cy = E√3 · = 20000
√3 · 40 = 288,67
No obstante, tomaremos el valor que ENDESA, en el apartado 3.2. de sus Normas
Particulares citadas anteriormente fija en 300 A.
8.4. CÁLCULO DE LAS TENSIONES MÁXIMAS ADMISIBLES
Estas se calcularán según las prescripciones de la MIE-RAT-13 y la recomendación
UNESA citada anteriormente según las siguientes expresiones
8.5. TENSIÓN MÁXIMA APLICABLE AL CUERPO HUMANO
E =
Donde:
• VCA. Máxima tensión de contacto (V)
• K = 78,5 y n = 0,118 para 0,9s < t ≤ 3s
• t. Duración de la falta, en segundos
• El valor máximo de VCA será:
E = 78,51, = 78,5E
8.6. TENSIÓN MÁXIMA DE PASO EN EL EXTERIOR.
Se calcula mediante la siguiente expresión:
EQ = 10 · ¡1 + 6 · s1000¢
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Donde:
• Vp. Tensión máxima de paso que no puede ser superada.
• ρs. Resistividad superficial del terreno sobre la que se apoyan los pies (50Ω·m).
El resto de parámetros ya se han definido en el apartado anterior.
Conocidos todos los datos, la tensión máxima de paso que no se puede superar es:
EQ = 10 · 78,5 ¡1 + 6 · 501000¢ = 1020,5E
8.7. TENSIÓN MÁXIMA DE PASO EN EL ACCESO
En el acceso, se considera que una persona tiene un pie fuera del local y uno
dentro, por lo que habrá que considerar la resistividad tanto del terreno exterior como la
del interior de los locales (hormigón).
Se calcula mediante la siguiente expresión:
EQ(//) = 10 · £1 + 3 · s + 3 · s′1000 ¥
Donde:
• Vp(acc). Tensión máxima de paso en el acceso aplicable al CT y CS que no puede
ser superada.
• ρ’s. Resistividad superficial del hormigón (3000 Ω·m).
El resto de parámetros ya se han definido anteriormente.
Conocidos todos los datos, la tensión máxima de paso que no se puede superar es:
EQ = 10 · 78,5 ¡1 + 3 · 50 + 3 · 30001000 ¢ = 7967,75E
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8.8. TENSIÓN MÁXIMA DE CONTACTO
Se calcula mediante la siguiente expresión:
E/ = ¡1 +
1,5 · s1000 ¢
Donde:
• Vc. Tensión máxima de contacto que no puede ser superada.
El resto de parámetros ya se han definido en apartados anteriores.
Conocidos todos los datos, la tensión máxima de contacto que no se puede superar
será:
E/ = 78,5 ¡1 + 1,5 · 501000 ¢ = 84,4E
8.9. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
8.9.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra
8.9.1.1 Tierra de protección
Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en
tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica
del CT, carcasa del transformador, y celdas de MT), que puedan estarlo a causa de
averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a
tensiones de contacto peligrosas.
Para esta puesta a tierra se ha optado por el código de configuración 20-30/8/42,
definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA y se trata de:
Rectángulo de 2 x 3 m, formado por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de
sección, y 4 picas de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud. El conjunto estará enterrado a
0,8 m de profundidad. Las picas serán de acero con protección catódica, en cumplimiento
con la Norma GE NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).
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En la siguiente tabla se ve más clara la configuración adoptada, así como los
parámetros característicos de esta configuración:
Configuración Lp (m)
Resistencia kr
Tensión de paso kp
Tensión de contacto ext kc = kp(acc)
Código de la configuración
2 0,116 0,0201 0,0611 20-30/8/42
Tabla 8.1. Parámetros característicos de la puesta a tierra seleccionada
• kr, Ω/(Ω·m)
• kp, kc = kp(acc), V/(Ω·m)(A)
Con esta configuración, la longitud del conductor de tierra será de 2·2 + 2·3 = 10 m.
EL CT se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre, con aislamiento
XLPE de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de
protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.
El piso del CT estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de
diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este
mallazo a parte de ejercer como armadura de tracción y reparto de las tensiones del piso,
servirá como red equipotencial, por lo que se conectará como mínimo en dos puntos
preferentemente opuestos a la puesta a tierra de protección del CT. Con esta disposición
se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión,
de forma eventual, esté sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el
riesgo inherente a la tensión de contacto y de paso interior.
El fabricante de la caseta prefabricada la diseña y construye de acuerdo a las
prescripciones de la normativa vigente (aportando certificados de calidad que lo
demuestran) de forma que su interior sea una superficie equipotencial.
Sin embargo, las puertas y rejillas del CT NO se conectaran a tierra, ni tendrán
contacto con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a
defectos o averías.
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Con estas prescripciones, no será necesario el cálculo de las tensiones de paso y
contacto en el interior de la instalación, puesto que su valor será prácticamente nulo.
8.9.1.2 Tierra de servicio
Se conectará a esta toma de tierra el neutro del transformador.
Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida
en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42).
Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre con
aislamiento XLPE, de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de
grado de protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.
8.9.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras
Se calcularán ambos sistemas de tierra siguiendo las recomendaciones de UNESA.
Las expresiones a usar serán las siguientes:
8.9.2.1 Cálculo de la resistencia de tierra
Se calcula según la siguiente expresión:
+() = 1T · s
Como se deduce a partir de la fórmula anterior, esta depende directamente del valor Kr,
que es función de la configuración de toma de tierra seleccionada, por lo que a menor
valor de Kr (aumento de longitud de picas, número de estas o dimensiones del rectángulo)
menor es la resistencia de la toma de tierra.
8.9.2.2 Cálculo de la máxima intensidad de defecto a tierra
C′y() = r√3 · ¦( + +)w + w
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Donde:
• I’d. Intensidad máxima de defecto a tierra prevista en el CT (A).
• U. Tensión compuesta de servicio en la red (20000 V).
• Rn. Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red (Ω).
• Rt. Resistencia de la puesta a tierra de protección del centro, (Ω).
• Xn. Reactancia de la puesta a tierra del neutro de la red, (Ω).
Los valores de Rn y Xn son característicos de la red, y valen 40 Ω y 0 Ω
respectivamente.
8.9.2.3 Cálculo de la máxima tensión de paso prevista
Esta se calcula según la siguiente expresión:
E§(E) = 1 · s · C′y
De donde también deducimos que a menor valor de Kp (aumento de longitud de
picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de paso
prevista.
8.9.2.4 Cálculo de la máxima tensión de contacto prevista
Se calculará usando la siguiente fórmula
E′/ = 1/ · s · C′y
Donde nuevamente deducimos que a menor valor de Kc (aumento de longitud de
picas, número de estas o dimensiones del rectángulo) menor será la tensión de contacto
prevista.
8.9.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas
En este apartado se va a comprobar si se cumple que la tensión máxima de paso y
contacto previstas son menores a las admisibles, aplicando las formulas definidas
anteriormente, con los parámetros característicos de las tomas de tierra definidos en los
apartados 6.5. y 6.6.
La siguiente tabla muestra los resultados de los cálculos efectuados, para ambas
tomas de tierra (protección y servicio).
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Toma de tierra Rt I’d (A) V’p (V) V’c (V) ¿I’d < Id? ¿V’p < Vp? ¿V’c < Vp(acc)?
Protección 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI
Servicio 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI
Tabla 8.2. Comprobación de las tomas de tierra diseñadas para el CT
A la vista de los resultados obtenidos, damos ambas tomas de tierra diseñadas
para el CT por válidas.
8.9.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación
Ambas tomas de tierra (protección y servicio) han de estar separadas, para
garantizar que cuando se produce un defecto en una de ellas, no se alcancen tensiones
elevadas en la otra. La separación mínima entre las tomas de tierra se calcula mediante la
siguiente expresión:
o6(-) = C′y · s2000 · ¨
Sustituyendo los distintos valores en la fórmula anterior, tenemos que:
o6(-) = 252,12 · 502000 · ¨ = 1,98m
Por lo que ambas tomas de tierra se separarán una distancia mínima de 2 m.
8.9.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo
No se considera necesaria corrección alguna del sistema definido inicialmente. Sin
embargo, si al medir la resistencia de las tomas de tierra durante la ejecución de las
mismas, el valor resultara elevado y se puedan dar tensiones de contacto superiores a las
admisibles, se podrán modificar estas (previa autorización del Director de Obra),
añadiendo picas por ejemplo (pasar de la configuración 20-30/8/42, con 4 picas a la
configuración 20-30/8/82 con 8 picas) o usando picas más largas.
En la documentación gráfica de este Proyecto se pueden consultar los detalles
constructivos de las tomas de tierra diseñadas.
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8.10. CENTRO DE SECCIONAMIENTO
8.10.1. Diseño preliminar de la instalación de tierra
8.10.1.1 Tierra de protección
Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en
tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica
de las caseta prefabricada, y carcasas de celdas de MT), que puedan estarlo a causa de
averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a
tensiones de contacto peligrosas.
Para esta puesta a tierra se ha optado también por el código de configuración 20-
30/8/42, definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA idéntica a la instalada
en el CT, por lo que los parámetros característicos de esta puesta a tierra no cambian y
se pueden consultar en el apartado 6.9.1.1.
EL CS se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado de
0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7
como mínimo, contra daños mecánicos.
El piso del CS estará constituido por un mallazo electrosoldado con redondos de
diámetro no inferior a 4 mm, formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m, al igual
que el del CT, ya que ambas casetas son del mismo tipo (varían en dimensiones) y
fabricante.
Las puertas y rejillas del CS NO se conectaran a tierra, ni tendrán contacto con
masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o
averías.
8.10.1.2 Tierra de servicio
Se conectarán a esta toma de tierra los circuitos de baja tensión de los
transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.
Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida
en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42).
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Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado
de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7
como mínimo, contra daños mecánicos.
8.10.2. Cálculo de los parámetros de los sistemas de tierras
Se calcularán siguiendo las mismas prescripciones y fórmulas definidas en el
apartado 6.9.2.
8.10.3. Comprobación de las tomas de tierras diseñadas
Las comprobaciones a realizar son idénticas a las descritas en el apartado 6.9.3.
por ser las tomas de tierra (protección y servicio) idénticas, arrojando los mismos
resultados de cálculo, que se muestran en la siguiente tabla:
Toma de tierra Rt I’d (A) V’p (V) V’c (V) ¿I’d < Id? ¿V’p < Vp? ¿V’c < Vp(acc)?
Protección 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI
Servicio 5,8 252,12 252,38 770,38 SI SI SI
Tabla 8.3. Comprobación de las tomas de tierra diseñadas para el CS
A la vista de los resultados obtenidos, damos ambas tomas de tierra diseñadas
para el CS por válidas.
8.10.4. Investigación de las tensiones transferibles al exterior de la instalación
Debido a que los parámetros de cálculo de la distancia mínima de separación para
las tomas de tierra diseñadas no cambia, se separarán estas una distancia mínima de 2m.
8.10.5. Corrección y ajuste del diseño inicial estableciendo el definitivo
No se considera necesaria corrección alguna del sistema definido inicialmente. Sin
embargo, al igual que en lo prescrito para las tomas de tierra del CT, si al medir la
resistencia de las tomas de tierra durante la ejecución de las mismas, el valor resultara
elevado y se puedan dar tensiones de contacto superiores a las admisibles, se podrán
modificar estas (previa autorización del Director de Obra).
En la documentación gráfica de este Proyecto se pueden consultar los detalles
constructivos de las tomas de tierra diseñadas.
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CAPÍTULO 9.
DISEÑO DE LA VENTILACIÓN DE LOS
EQUIPOS
9.1. EQUIPOS DE LA CASETA DE INVERSORES Y CT
La elección del lugar apropiado de la caseta para los inversores y CT es
fundamental a la hora de determinar la eficiencia energética de la instalación como la
seguridad de la misma.
Respecto a la longitud de conductores, minimizarla supone el empleo menores
secciones y menores pérdidas por efecto Joule, lo cual aumenta el rendimiento global de
la instalación.
En cuanto a la seguridad de la instalación, el papel de la ventilación es fundamental
ya disipará el calor generado por los equipos y garantizará el correcto funcionamiento de
estos. Lógicamente disminuirán los fallos de inyección de energía a red (por fallo de
alguno de estos elementos a causa de alcanzar temperaturas elevadas). Disminuye
también notablemente el riesgo de incendio, entre otros.
Consultando los planos correspondientes se ve que el emplazamiento para la
caseta de inversores y CT no dispone de edificios colindantes en altura, y que la nave del
edificio de taller está lo suficientemente separada como para no suponer un impedimento
a la entrara de aire por las distintas rejillas de la caseta.
9.1.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local
Dadas las dimensiones de las distintas salas y consultando los planos
correspondientes del local, vemos que los huecos previstos para ventilación natural así
como la superficie de cada sala son:
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Sala Hueco total para
ventilación natural (m2)
Superficie de la sala (m
2)
% de huecos referidos a la superficie de la sala
Inversores 1.2 23,01 5,2%
Transformador 1,2 4,44 27%
Celdas de MT 1.2 4,32 27.8%
Tabla 9.1. Huecos previstos para ventilación en la caseta de inversores y CT
Nota: la superficie prevista para ventilación es la neta, es decir, se ha descontado
la superficie que obturan las rejillas de ventilación (20% del total).
9.1.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos
9.1.2.1 Inversores
Cada inversor dispone de una serie de ventiladores que aspiran el aire fresco por
su parte inferior y lo expulsan por su parte exterior, de forma que así se disipa el calor
generado en su interior.
Consultando la ficha técnica de los inversores, el consumo necesario de aire
fresco de estos equipos es de 2300 m3/h.
9.1.2.2 Transformador
El transformador (de refrigeración a base de resina seca) carece de ventilación
propia, por tanto depende exclusivamente de la ventilación exterior.
El caudal de aire de ventilación requerido en la sala del transformador se calcula
mediante unas expresiones que utiliza el fabricante y que mostramos a continuación.
) = 0,18 · .√[ ;)§ = 1,10 · )
Donde:
• S. Superficie del orificio de entrada del aire
• S’. Superficie del orificio de salida del aire
• P. suma de pérdidas en vacío (P0) y las pérdidas debidas a la carga del
transformador (Pcc) expresadas en kW a 120 ºC.
• H. Diferencia de altura entre los dos orificios expresada en metros.
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Consultando la ficha técnica del transformador en cuestión (ver documentación
técnica del equipo en el Anejo 1), obtenemos el valor de los parámetros y por tanto la
superficie de ventilación necesaria.
) = 0,18 · (1,65 + 7,8)1,5 = 1,39-w; )§ = 1,10 · 1,39 = 1,53-w
Dado que las rejillas obturan un 20% del paso de aire, la superficie de ventilación
(SV) será:
)ª = )0,8 = 1,75-w; )S§ = 1,91-w
No obstante, será necesario el uso de ventilación forzada, por ser mayor el hueco
necesario para ventilación que el provisto en la caseta. Así lo recomienda el fabricante
(caso de locales pequeños, o en caso de que se alcancen temperaturas superiores a los
20 ºC). El caudal de aire recomendado en este caso es:
Q(m3/h) = 360·PQ = 360·(1,65+7,8)=3400 m3/h ≃3500 m3/h
9.1.2.3 Celdas de MT
Para la sala de celdas de MT, siguiendo las prescripciones del fabricante y del
CTE-DB-HS3 (Salubridad, calidad del aire interior), el caudal necesario es de 0,7 l·m2/s
(donde la superficie a tener en cuenta es la de la sala).
En este caso, el caudal de aire necesario es de:
Q(m3/h) = 3,6·0,7·4,32= m3/h ≃10,89 m3/h
Conocida el área del hueco de ventilación, y estimando una velocidad mínima del
aire de 0,05 m/s obtenemos el caudal estimado por ventilación natural
« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ
Al ser el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al mínimo
necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.
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9.1.2.4 Tabla resumen
En cada sala independientemente, será necesario usar ventilación forzada siempre
que él % neto de huecos previstos para ventilación sea inferior a un 10% del total de
superficie de la sala, o cuando así lo prescriba el fabricante (caso del transformador al
trabajar a temperaturas mayores de 20 ºC).
Los resultados de necesidades de ventilación obtenidos de los apartados anteriores
se muestran en la siguiente tabla.
Sala Caudal requerido por
equipo (m3/h)
Nº de equipos
Caudal necesario en la sala (m3/h)
Ventilación forzada
Inversor 2300 5 1150012000* SÍ
Transformador 3500 1 3500 SÍ
Celdas de MT -- -- 3,02 NO
Tabla 9.2. Caudales necesarios para la ventilación de los distintos equipos
* Se ha redondeado a 12000 m3/h para así asegurar la ventilación de los cuadros
de protección y cajas de conexión SMBC).
9.1.3. Soluciones de ventilación forzada adoptadas
Independientemente del sistema de ventilación natural provisto de rejillas en los
distintos lugares de la caseta de inversores y CT, se instalará un sistema de ventilación
forzada que asegure el correcto funcionamiento de los equipos en las sala de inversores y
en la sala del transformador, no siendo necesario en la sala de celdas de MT, tal y como
se deduce de los apartados anteriores.
El sistema de ventilación constará de un extractor helicoidal (flujo axial) instalado
en la rejilla de salida de aire correspondiente (ver los planos correspondientes). Esta
configuración garantiza una pérdida de carga casi nula, por lo que el ventilador trabajará
en condiciones de chorro libre, entregando sus máximas prestaciones.
Los ventiladores serán de la marca S&P, serie compact, caracterizados por ser
robustos y duraderos. Los ventiladores instalados tienen motores monofásicos a 230V, y
grado de protección IP 65 y hélices de aluminio.
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INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA
Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
MEMORIA DE CÁLCULO
Cada sistema de ventilación forzada se dotará de termostatos de baja y de alta
para que el sistema se ponga en marcha al sobrepasar los 25ºC y pare al bajar de 20ºC.
Además dispondrán de variadores de frecuencia, de forma que se optimice el
consumo energético de estos aparatos cuando no sea necesario que trabajen al 100% de
su rendimiento, ahorrando en energía y minimizando la sonoridad.
9.1.3.1 Sala de inversores
Se dispondrá de un ventilador axial de 8 polos, HCBB 8/800H-X, de potencia
máxima 0,7kW y nivel sonoro máximo de 65 dB girando a 690 RPM.
A continuación se muestra la curva característica de este ventilador y su punto de
funcionamiento. Como se ve en la gráfica, el ventilador propuesto es capaz de mover
hasta un caudal de 15000m3/h, superior al necesario. Se ha escogido este y no el
inmediato inferior porque la diferencia de consumo es de tan solo 20W y el caudal
proporcionado del ventilador seleccionado es un 20% mayor.
Figura 9.1. Curva característica y punto de funcionamiento del ventilador de la sala de inversores
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PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW
SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE
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9.1.3.2 Sala del transformador
Se dispondrá de un ventilador axial de 8 polos, HCBB 8/500H-X, de potencia
máxima 0,16 kW y nivel sonoro máximo de 49 dB girando a 605 RPM.
A continuación se muestra la curva característica de este ventilador y su punto de
funcionamiento. El ventilador seleccionado es capaz de mover hasta un caudal de
4500m3/h, superior al demandado, y con un consumo energético mínimo.
Damos por finalizado por tanto el dimensionamiento de la instalación de ventilación
del local de inversores y CT.
Figura 9.2. Curva característica y punto de funcionamiento del ventilador de la sala del transformador
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Autor: Manuel Campos Fernández
Tutor: Fernando Delgado Ruíz
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9.2. CENTRO DE SECCIONAMIENTO
Se emplazará en la avenida de Andalucía, justo en el límite de la parcela de
TUSSAM con el vial, al lado del Centro de Seccionamiento existente (ver el plano
correspondiente) por ser este el punto de conexión que ENDESA prescribe para el
volcado de la energía generada a la red de distribución. Consultando los planos
correspondientes se ve que el emplazamiento no dispone de edificios colindantes en
altura, por lo que la ventilación natural está garantizada.
9.2.1. Huecos disponibles para ventilación natural en el local
Dadas las dimensiones de los distintos recintos y consultando los planos
correspondientes del local, vemos que los huecos previstos para ventilación natural así
como la superficie de cada sala son:
Recinto Hueco total para
ventilación natural (m
2)
Superficie de la sala (m
2)
% de huecos referidos a la superficie de la sala
Cliente 1,2 4,72 25,42%
Compañía 1,2 3,96 30,30%
Tabla 9.3. Huecos previstos para ventilación del Centro de Seccionamiento
Nota: la superficie prevista para ventilación es la neta, es decir, se ha descontado
la superficie que obturan las rejillas de ventilación (20% del total).
9.2.2. Necesidades de ventilación para el correcto funcionamiento de los equipos
9.2.2.1 Recinto del cliente
Siguiendo las prescripciones del fabricante de las celdas de MT instaladas y del
CTE-DB-HS3 (Salubridad, calidad del aire interior), el caudal necesario es de 0,7 l·m2/s
(donde la superficie a tener en cuenta es la del recinto).
En este caso, el caudal de aire necesario es de:
Q (m3/h) = 3,6·0,7·4,72= 11,89 m3/h
Conocida el área del hueco de ventilación, y estimando una velocidad mínima del
aire de 0,05 m/s obtenemos el caudal estimado por ventilación natural
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Tutor: Fernando Delgado Ruíz
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« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ
Al ser el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al mínimo
necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.
9.2.2.2 Recinto de la compañía distribuidora
En este caso, el caudal de aire necesario es de:
Q(m3/h) = 3,6·0,7·3,96= 9,98 m3/h
Conocida el área del hueco de ventilación, y estimando una velocidad mínima del
aire de 0,05 m/s obtenemos el caudal estimado por ventilación natural
« ¬-ℎ = E · · 3600 = 0,05 · 1,2 · 3600 = 216-/ℎ
Nuevamente el caudal de aire previsto por ventilación natural muy superior al
mínimo necesario, se concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada.
9.2.3. Soluciones de ventilación adoptadas
A la vista de los resultados que arrojan los cálculos efectuados anteriormente, se
concluye que no es necesario el uso de ventilación forzada en ninguno de los recintos del
Centro de Seccionamiento, bastando con las rejillas previstas para ventilación natural del
local.
En Sevilla, Abril de 2012
El autor del Proyecto.
Fdo. Manuel Campos Fernández