Eficiencia Tecno-Económica del Diseño de una Instalación...

i | A G R A D E C I M I E N T O S

Equation Chapter 1 Section 1

Trabajo Fin de Máster Máster en Sistemas de Energía Eléctrica

Eficiencia Tecno-Económica del Diseño de una Instalación Fotovoltaica Conectada a Red

Dep. Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Autor: Carlos Pérez Rubio

Tutores: D. Manuel Burgos Payan

D. Juan Manuel Roldan Fernández

SEVILLA, 2018

EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018

ii | Í N D I C E

Trabajo Fin de Máster

Máster en Sistemas de Energía Eléctrica

Eficiencia Tecno-Económica del Diseño de una Instalación Fotovoltaica Conectada a Red

Autor:

Carlos Pérez Rubio

Tutores:

D. Manuel Burgos Payan

D. Juan Manuel Roldan Fernández

Dep. Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2018

EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018 Trabajo Fin de Máster: Eficiencia Tecno-Económica del Diseño de una Instalación

Fotovoltaica Conectada a Red

Autor: Carlos Pérez Rubio

Tutores: D. Manuel Burgos Payan / D. Juan Manuel Roldan Fernandez

El tribunal nombrado para juzgar el Trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocal/es:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

El Secretario del Tribunal

Fecha:


4 | A G R A D E C I M I E N T O S

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar, agradecer a mis padres por apoyarme en todo lo que hago, por

estar siempre a mi lado, tanto en los buenos como en los malos momentos, sin ellos,

no hubiese logrado mis objetivos en la vida.

Por otro lado, agradecer a mi hermano, que siempre esta ahí para todo, sea

cuando sea y esté donde esté.

También agradecer a esas personas que, aunque estén lejos de mí, hacen que

los sienta muy cerca, sí, son ellos, mis amigos de toda la vida.

Agradecer a todas las personas que he conocido en este año maravilloso en

Sevilla, en pocos meses, se han ganado un gran hueco en mi corazón.

A mis compañeros de clase, ya que junto a ellos he compartido muchos

momentos, y que con su apoyo y colaboración el máster se ha hecho más ameno.

Y, por último, a mis tutores de TFM, que han guiado en la realización del trabajo

y que sin su ayuda no hubiese sido posible.


5 | R E S U M E N

RESUMEN

Este Trabajo Fin de Máster se trata de un estudio eficiente tecno-económico del

diseño de una instalación fotovoltaica conectada a red cuya potencia nominal es de

23,256 MW. Los módulos fotovoltaicos irán situados sobre una estructura metálica

con una inclinación de 33º para generar la máxima energía posible. La instalación

estará situada en El Coronil, municipio de la provincia de Sevilla.

A partir de la superficie disponible, se ha logrado una configuración eficiente para

la instalación conectada a red, así mismo, se han estudiado diferentes criterios para

el diseño de las partes de la instalación, por ejemplo, el criterio económico en una

parte del cableado de la instalación.

Una vez diseñada la instalación, se ha realizado un análisis de rentabilidad de la

instalación. Dicho análisis se realizará a partir de un análisis de rentabilidad de la

inversión. Con éste se pretende determinar la viabilidad de llevar a cabo el proyecto

diseñado, que, en este caso, se concluye que, a partir de los diferentes ingresos y

costes de la instalación, la realización de la instalación es totalmente viable.


6 | A B S T R A C T

ABSTRACT

This Master's Thesis is an efficient techno-economic study of the design of a grid-

connected photovoltaic installation with a rated power of 23,256 MW. The photovoltaic

modules will be located on a metal structure with an inclination of 33º to generate the

maximum possible energy. The plant will be located in El Coronil, municipality of the

province of Seville.

From the available surface, an efficient configuration for the grid-connected

photovoltaic installation has been achieved, likewise, different criteria for the design of

the parts of the installation have been studied, for example, the economic criterion in

a part of the wiring of installation.

Once the installation has been designed, an analysis of the profitability of the

installation has been carried out. This analysis will be carried out based on an analysis

of the profitability of the investment. With this, it is intended to determine the viability

of carrying out the designed project, which, in this case, it is concluded that, from the

different revenues and costs of the installation, the realization of the installation is

totally viable.


7 | Í N D I C E

ÍNDICE


8 | Í N D I C E

ÍNDICE

ÍNDICE ................................................................................................................... 7

MEMORIA ............................................................................................................ 11

2.1. OBJETO Y ALCANCE ...................................................................................16

2.2. PROMOTOR ..................................................................................................16

2.3. PROYECTISTA ..............................................................................................16

2.4. Antecedentes .................................................................................................17

2.5. NORMAS Y REFERENCIAS ..........................................................................20

2.5.1. Disposiciones legales y normas aplicadas .............................................. 20

2.5.2. Programas de cálculo ............................................................................. 22

2.5.3. Bibliografía .............................................................................................. 22

2.6. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ..............................................................23

2.6.1. Definiciones ............................................................................................ 23

2.6.2. Abreviaturas............................................................................................ 26

2.7. REQUISITOS DE DISEÑO ............................................................................31

2.7.1. Datos de partida ..................................................................................... 31

2.7.2. Requisitos impuestos por la reglamentación y normativa ........................ 31

2.7.3. Situación y emplazamiento ..................................................................... 32

2.7.4. Datos meteorológicos ............................................................................. 32

2.8. ANÁLISIS DE SOLUCIONES .........................................................................34

2.9. RESULTADOS FINALES ...............................................................................35

2.9.1. Módulos fotovoltaicos ............................................................................. 35

2.9.2. Generador Fotovoltaico .......................................................................... 37

2.9.3. Centro de transformación/Inversor .......................................................... 38

2.9.4. Cableado ................................................................................................ 41

2.9.5. Puesta a tierra ........................................................................................ 43

2.9.6. Protecciones ........................................................................................... 45

2.10. PlANIFICACIÓN ...........................................................................................55

2.11. ORDEN DE PRIORIDAD ENTRE LOS DOCUMENTOS ..............................57

2.12. PRESUPUESTO ..........................................................................................57

2.13. CONCLUSIONES DE VIABILIDAD ..............................................................58


9 | Í N D I C E

ANEXOS .............................................................................................................. 59

ANEXO DE CÁLCULOS –ANEXO A: DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ..................................................................................................... 68

3.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ......................................................................69

3.2. INVERSOR ....................................................................................................70

3.2.1. Configuración inversores ........................................................................ 72

3.3. GENERADOR FOTOVOLTAICO ...................................................................73

3.4. DISEÑO Y CONFIGURACIÓN DE CABLEADO .............................................78

3.4.1. Ramas de módulos – Caja de conexión CC ............................................ 79

3.4.2. Caja de conexión CC – Inversor ............................................................. 85

3.4.3. Transformador – Subestación ................................................................. 89

3.4.4. CÁLCULO DE SECCIONES POR CRITERIO ECONÓMICO ................. 96

3.4.5. Resumen de cálculo de secciones ........................................................ 108

3.4.6. Selección de cableado .......................................................................... 110

3.5. DISEÑO DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS ..................................... 111

3.5.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Módulos Fotovoltaicos) ........................................................................................ 112

3.5.2. Interruptor seccionador en carga (Caja CC) .......................................... 117

3.5.3. Protección frente a sobretensiones ....................................................... 119

3.5.4. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Entrada inversor) .............................................................................................................. 123

3.5.5. Protecciones tramo de corriente alterna ................................................ 128

3.6. Puesta a tierra – Parte Corriente continua ................................................... 130

3.6.1. Toma de tierra ...................................................................................... 131

3.6.2. Conductores de protección ................................................................... 133

3.6.3. Borne principal de tierra ........................................................................ 134

3.6.4. Conductores de tierra ........................................................................... 135

3.6.5. Comprobación de la toma de tierra ....................................................... 135

ANEXO B: IRRADICACIÓN SOLAR Y ENERGIA GENERADA ............................. 139

3.7. IRRADIACIÓN SOLAR Y ENERGÍA GENERADA........................................ 140

3.7.1. Irradiación solar .................................................................................... 140

3.7.2. Cálculo de la energía generada ............................................................ 143

ANEXO C: ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN ......................... 153

3.8. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN ................................ 154


10 | Í N D I C E

3.8.1. Ingresos ................................................................................................ 154

3.8.2. Costes .................................................................................................. 156

3.8.3. Flujos de caja ........................................................................................ 167

3.8.4. PAYBACK, VAN Y TIR ......................................................................... 168

3.8.5. Conclusiones ........................................................................................ 169

PLANOS ............................................................................................................ 170

4.1. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO ............................................................... 172

4.2. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ................................................................. 173

4.3. SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO Y CANALIZACIÓN ............................ 174

4.4. ESQUEMA UNIFILAR .................................................................................. 175

MEDICIONES .................................................................................................... 176

5.1. MEDICIONES .............................................................................................. 179

PRESUPUESTO ................................................................................................ 185

6.1. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES .............................................................. 188

6.2. CUADRO DE PRECIOS DESCOMPUESTOS ............................................. 189

6.3. PRESUPUESTO .......................................................................................... 196

6.3.1. Presupuesto de Ejecución Material ....................................................... 196

6.3.2. Presupuesto de Contratación ................................................................ 201

6.4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO ............................................................... 202


11 | M E M O R I A

MEMORIA


12 | M E M O R I A

ÍNDICE

2. MEMORIA ............................................................................................................ 11

ÍNDICE ..................................................................................................................... 12

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................ 14

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. 15

2.1. OBJETO Y ALCANCE ...................................................................................16

2.2. PROMOTOR ..................................................................................................16

2.3. PROYECTISTA ..............................................................................................16

2.4. Antecedentes .................................................................................................17

2.5. NORMAS Y REFERENCIAS ..........................................................................20

2.5.1. Disposiciones legales y normas aplicadas .............................................. 20

2.5.2. Programas de cálculo ............................................................................. 22

2.5.3. Bibliografía .............................................................................................. 22

2.6. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ..............................................................23

2.6.1. Definiciones ............................................................................................ 23

2.6.2. Abreviaturas............................................................................................ 26

2.7. REQUISITOS DE DISEÑO ............................................................................31

2.7.1. Datos de partida ..................................................................................... 31

2.7.2. Requisitos impuestos por la reglamentación y normativa ........................ 31

2.7.3. Situación y emplazamiento ..................................................................... 32

2.7.4. Datos meteorológicos ............................................................................. 32

2.8. ANÁLISIS DE SOLUCIONES .........................................................................34

2.9. RESULTADOS FINALES ...............................................................................35

2.9.1. Módulos fotovoltaicos ............................................................................. 35

2.9.2. Generador Fotovoltaico .......................................................................... 37

2.9.3. Centro de transformación/Inversor .......................................................... 38

2.9.4. Cableado ................................................................................................ 41

2.9.4.1. Cableado de corriente continua ....................................................... 41

2.9.4.2. Cableado de corriente alterna ......................................................... 43

2.9.5. Puesta a tierra ........................................................................................ 43

2.9.6. Protecciones ........................................................................................... 45


13 | M E M O R I A

2.9.6.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades ..................... 45

2.9.6.1.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Módulos Fotovoltaicos) ........................................................................... 45

2.9.6.1.2. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Entrada inversor) .................................................................................... 47

2.9.6.2. Interruptor seccionador en carga (Caja CC) .................................... 49

2.9.6.3. Protección frente a sobretensiones ................................................. 50

2.9.6.3.1. Tramo de corriente continua ..................................................... 50

2.9.6.3.2. Tramo corriente continua (Inversor) .......................................... 51

2.9.6.4. Protecciones tramo de corriente alterna .......................................... 52

2.9.6.4.1. Protecciones inversor ............................................................... 52

2.9.6.4.2. Protecciones centro de transformación ..................................... 53

2.9.6.5. Protección contra contactos directos ............................................... 53

2.9.6.6. Protección contra contactos indirectos ............................................ 54

2.10. PlANIFICACIÓN ...........................................................................................55

2.11. ORDEN DE PRIORIDAD ENTRE LOS DOCUMENTOS ..............................57

2.12. PRESUPUESTO ..........................................................................................57

2.13. CONCLUSIONES DE VIABILIDAD ..............................................................58


14 | M E M O R I A

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. IRRADIACIÓN - TEMPERATURA MEDIA MENSUAL– AGENCIA ANDALUZA DE LA ENERGÍA ...................................................................33

Tabla 2. CARACTERÍSTICAS MÓDULO FOTOVOLTAICO CS6U-340M ................36 Tabla 3. CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO ......................37 Tabla 4. CARACTERÍSTICAS CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SMA UTILITY

POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200 ...............................39 Tabla 5. CARACTERÍSTICAS INVERSOR - SUNNS CENTRAL 2200 .....................39 Tabla 6. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR

SUNNY CENTRAL 2200, SMA ..................................................................40 Tabla 7. SELECCIÓN DE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE

PROTECCIÓN EN FUNCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE FASE .........44 Tabla 8. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN RAMAS CC ...46 Tabla 9. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR ...48 Tabla 9. RESUMEN INTERRUPTOR – SECCIONADOR – CAJA DE CONEXIÓN CC

..................................................................................................................49 Tabla 11. PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES CAJA DE CONEXIÓN CC

..................................................................................................................51 Tabla 12. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR

SUNNY CENTRAL 2200, SMA ..................................................................52


15 | M E M O R I A

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. CONFIGURACIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ...............................38 Figura 2. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN

................................................................................................................40 Figura 3. CURVA FUSIBLE A 1500 Vdc...................................................................47 Figura 4. CURVA FUSIBLE A 1000 Vdc...................................................................48 Figura 5. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN

................................................................................................................53


16 | M E M O R I A

2.1. OBJETO Y ALCANCE

El objeto del presente proyecto es determinar las condiciones técnicas, de

ejecución y económicas de una instalación fotovoltaica conectada a red lo más

eficiente posible, así como el análisis de viabilidad técnico-económico, atendiendo a

la legislación y normativa actual.

El presente proyecto pretende ilustrar el panorama fotovoltaico actual, el diseño

de la instalación fotovoltaica. De esta manera, se plasmará el desarrollo completo de

la solución final, desde la génesis del proyecto hasta el diseño final de la instalación

pasando por todas las partes implicadas, tanto técnicas como económicas.

Este documento pretende alcanzar la labor que ha desempeñado el alumno en

la elaboración y gestión de la oferta de un proyecto fotovoltaico llave en mano ubicado

en El Coronil (Sevilla).

Por último, la realización de este proyecto no tiene como alcance el diseño de la

subestación donde irá conectada la instalación fotovoltaica.

2.2. PROMOTOR

Se recibe el encargo de la redacción del presente proyecto desde la Universidad

de Sevilla para servir como Trabajo de Fin de Máster del Máster Universitario en

Sistemas de Energía Eléctrica de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla.

2.3. PROYECTISTA

El autor del presente proyecto es el graduado en Ingeniería Eléctrica, Carlos

Pérez Rubio, cuyos datos personales son los siguientes:

• Dirección: Calle Manuel Arellano, nº 40, Sevilla.

• DNI: 77370905-D

• Teléfono: 646747109

• E-mail: [email protected]


17 | M E M O R I A

2.4. Antecedentes

La demanda de energía eléctrica en la sociedad actual no cesa en su incremento

tanto en los países y comunidades desarrollados como en vías de desarrollo,

convirtiéndose en uno de los mayores problemas de la sociedad actual pues la

demanda crece más rápidamente que la oferta.

Actualmente los principales sistemas de generación de energía eléctrica (no

renovables) se basan en el consumo de recursos de la naturaleza cuyo ritmo de

recuperación es muy inferior al ritmo del consumo actual lo que añade al problema

energético actual el hecho de que los recursos se agotarán en un futuro no lejano. Así

se estima que las reservas petrolíferas y de gas natural no durarán más de dos

generaciones. Las alternativas a estos sistemas son la energía nuclear y el uso de las

reservas de carbón. Estos sistemas de generación de energía siguen siendo no

renovables y se agotarán en un futuro, aunque el horizonte es mucho mayor y las

reservas se estima durarán mucho más tiempo. Pero estas alternativas tienen graves

problemas medioambientales asociados a su explotación, tan graves que los países

desarrollados han alcanzado acuerdos para disminuir su uso con el objetivo de

minimizar el daño medioambiental causado por estas explotaciones.

La energía nuclear es actualmente el método más barato de generación de

energía eléctrica y el más bondadoso con el medio ambiente durante su explotación,

aunque los problemas asociados a la gestión de los residuos que genera y a la

seguridad de sus instalaciones la convierten en una solución inviable. Han sido

escasos los accidentes nucleares de gravedad conocidos y los niveles de seguridad

alcanzados en las instalaciones son cada vez mayores, pero aún el riesgo de un

escape radiactivo estará siempre asociado a estas instalaciones y sus consecuencias

serían del todo catastróficas como ya se ha podido comprobar lamentablemente.

Aunque los sistemas de seguridad mejoraran hasta el punto de eliminar el riesgo de

escape, no hay ninguna solución factible para el tratamiento de los residuos

radiactivos resultado de la explotación de estas instalaciones, que actualmente

simplemente se lanzan al mar o se entierran en vertederos nucleares. Durante muchos

años se ha investigado intensamente en el desarrollo de otras opciones de generación

de energía eléctrica mediante energía nuclear, siendo la fusión nuclear el más


18 | M E M O R I A

avanzado, sistema en el que se han invertido ingentes cantidades de dinero y en el

que aún no se ha obtenido un resultado positivo que confirme esta alternativa como

una realidad a medio plazo.

La otra alternativa, la utilización del carbón para la obtención de energía

eléctrica, conlleva a una elevada emisión de gases contaminantes, fundamentalmente

SO₂, CO₂ y NOx, demostrados como altamente nocivos para el medio ambiente. Uno

de los principales problemas medioambientales de nuestro siglo es el efecto

invernadero, creado principalmente por los altos niveles de emisiones de CO₂. Es por

ello que la Unión Europea se unió al tratado de Kyoto por el cual los países de la unión

europea se comprometen a disminuir significativamente sus emisiones de CO₂ por el

bien de la conservación de nuestro planeta, dejando esto poco margen de actuación

para incrementar las explotaciones de producción de energía eléctrica basados en el

carbón.

Todo esto hace de las energías renovables la verdadera alternativa al problema

energético actual. El nombre de renovables lo deben precisamente a emplear recursos

cuyo ritmo de renovación en la naturaleza es superior al ritmo de consumo,

resolviendo, por tanto, el problema del agotamiento de los recursos. Además, su

actuación en el medio ambiente es muy inferior a cualquiera de los sistemas no

renovables, con un nivel de emisiones de contaminantes muy bajos o nulos,

resolviendo de esta forma el problema medioambiental asociado.

De entre todas las energías renovables es además la solar, la de menor impacto

ambiental asociado y la de mayor materia prima disponible. La energía solar

fotovoltaica produce energía eléctrica a partir de la radiación solar incidente en la

superficie terrestre, siendo de esta forma la fuente de generación inagotable.

El impacto medioambiental provocado por las explotaciones fotovoltaicas es

mínimo, es importante tener en cuenta que no transforma ninguna materia prima, la

radiación solar que aprovecha para la generación de energía eléctrica incide en la

superficie terrestre diariamente y su aprovechamiento no afecta más que al suelo en

sombra bajo los paneles fotovoltaicos. Hay que tener presente el impacto visual

causado por los paneles fotovoltaicos y el impacto ambiental asociado al tendido


19 | M E M O R I A

eléctrico para ceder la energía producida a la red de distribución, impactos

ambientales estos similares a los provocados por cualquier otro medio de generación

de energía eléctrica si no menores.

Además de las ventajas ya mencionadas, la energía fotovoltaica cuenta con

otras grandes ventajas que hacen su aprovechamiento especialmente ventajoso en

nuestra comunidad:

• Los niveles de irradiación solar del sur de Europa la hacen especialmente

ventajosa para la instalación de este tipo de instalaciones.

• Las épocas en las que el consumo de energía, en nuestra zona, alcanza

valores pico coinciden con los momentos en los que estas instalaciones

producen sus picos energéticos.

La continua investigación en el sector y los últimos sistemas desarrollados han

hecho posible una disminución considerable del coste de fabricación de los paneles y

un incremento de su rendimiento. Por esto la energía fotovoltaica tiene un gran

potencial para contribuir a los objetivos sociales en la Unión Europea: calidad de vida,

salud, seguridad, desarrollo sostenible, conservación de la energía fósil, preservando

el medioambiente y los recursos naturales, así como el interés creciente por

establecer un sistema descentralizado para la producción de energía, reduciendo así

los costes debido al transporte de la energía. La tecnología de plantas solares

fotovoltaicas es de aplicación directa para conseguir estos objetivos.

Durante los últimos años, en el campo de la actividad fotovoltaica, los sistemas

de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor expansión ha

experimentado.

La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el desarrollo

de una ingeniería especifica que permite, por un lado, optimizar su diseño y

funcionamiento y, por otro, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico,

siempre cuidando la integración de los sistemas y respetando el entorno

arquitectónico y ambiental.


20 | M E M O R I A

Hay que destacar la gran fiabilidad y larga duración de los sistemas fotovoltaicos,

ya que los fabricantes garantizan que sus productos tengan una duración de veinte o

veinte y cinco años como mínimo. Por otro lado, no requieren apenas mantenimiento

y presentan una gran simplicidad y facilidad de instalación.

2.5. NORMAS Y REFERENCIAS

2.5.1. Disposiciones legales y normas aplicadas

• Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre (BOE nº 295 de

08/12/2011), por el que se regula la Conexión a Red de Instalaciones de

Producción de Energía Eléctrica de Pequeña Potencia. Así como la

Corrección de Errores del R.D. 1699/2011 de 11 de febrero (BOE nº 36

de 11/02/2012).

• Ley 24/2013, de 26 de diciembre (BOE nº 310 de 27/12/2013), del Sector Eléctrico.

• Real Decreto 413/2014, de 6 de junio (BOE nº 140 de 07/11/2014), por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de

fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

• Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código

Técnico de la Edificación y las exigencias básicas desarrolladas en su

Documento Básico DB – HE de Ahorro Energético (BOE nº 74 de

28/03/2006). Así como las correcciones posteriores del mismo.

• Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y sus Instrucciones

Técnicas Complementarias (BOE nº 224 de 18/09/2002).

• Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en

instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas

Complementarias ITC-RAT 01 a 23. (BOE nº 139 de 09/06/2014).

• Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red de

julio de 2011 (PCT- Rev.-julio. 2011).

• Normalización Nacional. Normas UNE, publicadas por AENOR.


21 | M E M O R I A

• Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen

disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de

construcción.

• Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de prevención de Riesgos Laborales.

• Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la

suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la

supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de

producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de

energía renovables y residuos.

• Decreto 9/2011, de 18 de enero, por el que se modifican diversas normas reguladoras de procedimientos administrativos de industria y energía, en

particular del decreto 50/2008 (BOJA nº 22 de 02/02/2011).

• Decreto 198/2008, de 19 de febrero, por el que se regulan los

procedimientos administrativos referidos a las instalaciones de energía

solar fotovoltaica emplazadas en la Comunidad Autónoma de Andalucía

(BOJA nº 44 de 04/03/2008).

• Resolución de 23 de febrero de 2005 de la Consejería de Innovación,

Ciencia y Empresa de la Junta de Andalucía, por el que se establecen

Normas Complementarias para la Conexión de determinadas

Instalaciones Generadoras de Energía Eléctrica en Régimen Especial y

agrupaciones de las mismas a las Redes de Distribución en Baja Tensión

(BOJA nº 57 de 22/03/2005).

• Normas Particulares y Condiciones Técnicas y de Seguridad de la

Empresa Distribuidora de Energía Eléctrica ENDESA Distribución S.L.U.

(BOJA nº 109 de 07/06/2005). Así como las correcciones posteriores del

mismo

• Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica

(BOE nº 310 de 27/12/2000). Así como las posteriores aclaraciones y

modificaciones del mismo.


22 | M E M O R I A

• Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para

la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo

eléctrico.

• Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

• IEEE guide for safety in AC substation grounding - IEEE Std 80-2000.

2.5.2. Programas de cálculo

Para la realización del diseño y cálculo del sistema fotovoltaico del presente

proyecto se han utilizado los siguientes programas:

• PVsyst

• AutoCAD 2016

• Microsoft Office Excel 2016

• Presto 8.8

• Microsoft Office Project 2016

2.5.3. Bibliografía

• Fotovoltaica, E. S. (2011). Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. Instituto para la Diversificación y Ahorro

de la Energía (IDAE).

• AENOR, D.L. (2002). Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión

(REBT).

• de Cos Castillo, M. (1995). Teoría general del proyecto: Dirección de

proyectos. Síntesis.

• De la Casa Hernández, J. (2008). Instalaciones eléctricas. Editorial: Jaén:

Universidad, D.L.

• De la Casa Hernández, J. (2016-2017). Apuntes de la asignatura

Tecnología eléctrica de los sistemas fotovoltaicos. Universidad de Jaén.

• Gómez Vidal, P. (2016-2017). Apuntes de la asignatura Tecnología

eléctrica de los sistemas fotovoltaicos. Universidad de Jaén.


23 | M E M O R I A

• Almonacid Puche, G. (2016-2017). Apuntes de la asignatura Instalaciones

fotovoltaicas. Universidad de Jaén.

• Hontoria García, L. (2016-2017). Apuntes de la asignatura Instalaciones

fotovoltaicas. Universidad de Jaén.

• Gutiérrez García, M.A. (2016-2017). Apuntes de la asignatura Proyectos.

Universidad de Jaén. 2016-2017.

• Muñoz Cerón, E. (2016-2017). Apuntes de la asignatura Proyectos.

Universidad de Jaén.

• Burgos Payan, M. Mauricio, J.M. Riquelme Santos, J.M. Serrano

González, J. Villa Jaén, Antonio de la. (2017-2018). Apuntes de la

asignatura Generación Eléctrica Renovable. Universidad de Sevilla.

Enlaces World Wide Web (WWW)

• http://www.idae.es/

• https://www.canadiansolar.com/

• https://www.aenor.es

• http://www.boe.es

• http://www.juntadeandalucia.es/eboja.html

• https://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php

• https://www.sma.de/es.html

• https://autosolar.es/

2.6. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS

Todas las definiciones y abreviaturas quedan detalladas en cada uno de los

documentos que componen dicho proyecto. A pesar de ello, se describirán a

continuación:

2.6.1. Definiciones

• Célula solar o fotovoltaica: Dispositivo que transforma la radiación solar

en energía eléctrica.

http://www.idae.es/

https://www.canadiansolar.com/

https://www.aenor.es/

http://www.boe.es/

http://www.juntadeandalucia.es/eboja.html

https://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php

https://www.sma.de/es.html

https://autosolar.es/


24 | M E M O R I A

• Cerramiento: Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la

construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanquidad y

aislamiento térmico.

• Condiciones Estándar de Medida (CEM): Son unas determinadas condiciones de irradiancia y temperatura de célula solar, utilizadas

universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares

y definidas del modo siguiente:

Irradiancia solar 1000 W/m2.

Distribución espectral AM 1,5 G.

Temperatura de célula 25 °C.

• Elementos de sombreado: Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a

la construcción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los

rayos solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada.

• Generador fotovoltaico: Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

• Instalaciones fotovoltaicas: Aquellas que disponen de módulos

fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía

eléctrica, sin ningún paso intermedio.

• Instalaciones fotovoltaicas interconectadas o sistemas fotovoltaicos conectados a la red: Aquellas que disponen de conexión física con las

redes de transporte o distribución de energía eléctrica del sistema, ya sea

directamente o a través de la red de un consumidor.

• Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica

(revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a

elementos constructivos convencionales.

• Interruptor automático de la interconexión: Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de interconexión.

• Interruptor general: Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

• Inversor: Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente alterna.


25 | M E M O R I A

• Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y

a lo largo de un cierto periodo de tiempo. Se mide en kWh/m2.

• Irradiancia: Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía

incidente en una superficie por unidad de tiempo. Se mide en kW/m2.

• Línea y punto de conexión y medida: Es la línea eléctrica mediante la cual

se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la

empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto

de conexión y medida.

• Módulo o panel fotovoltaico: Conjunto de células solares directamente

interconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que

las protegen de los efectos de la intemperie.

• Potencia nominal del generador: Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos en condiciones estándar de medida (CEM (o STC)).

• Potencia pico: potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.

• Radiación solar: Energía procedente del sol en forma de ondas

electromagnéticas. En este contexto se engloban los conceptos de

irradiancia e irradiación.

• Rama fotovoltaica: Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del

generador.

• Revestimiento: Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la

envolvente de una construcción arquitectónica.

• Superposición: Cuando se colocan los módulos fotovoltaicos paralelos a

la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad, energética y

arquitectónica, no se considerará integración arquitectónica. No se

aceptarán, dentro del concepto de superposición, módulos horizontales.

• TONC: Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la

temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al

módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5

G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento, de 1

m/s.


26 | M E M O R I A

2.6.2. Abreviaturas

• α (grados sexagesimales): Orientación del generador fotovoltaico.

• β (grados sexagesimales): Inclinación del generador fotovoltaico.

• βIMOD,SC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la intensidad de

cortocircuito.

• βVMOD,OC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la tensión en abierto.

• ρ (Ω∙m): Resistividad del terreno.

• σ (m/(Ω∙mm2)): Conductividad térmica.

• ɸ (grados sexagesimales): Latitud donde se ubica la instalación.

• γs (grados sexagesimales): Ángulo critico en el solsticio de invierno.

• ΔpE: Incremento anual del precio de la energía.

• ΔVCC-INVERSOR (V): Caída de tensión producida desde caja de conexión

hasta el inversor.

• ΔVTRANS-SUBES (V): Caída de tensión producida desde Transformador

hasta subestación.

• ΔVmax (V): Máxima caída de tensión.

• ΔVrama (V): Caída de tensión producida en las ramas del generador

fotovoltaico.

• A (m2): Área cubierta por la malla.

• A (€): Inversión inicial.

• a (€): Término amortizativo.

• adim: Adimensional, sin unidades de medida.

• b (m): Longitud del módulo de la instalación.

• BAIT (€): Beneficio antes de intereses e impuestos.

• BAT (€): Beneficio antes de impuestos.

• B.I. (€): Beneficio Industrial.

• C0 (€): Cantidad nominal del préstamo.

• CA (adim): Corriente alterna.

• CC (adim): Corriente continua.

• CL (€): Coste de instalación de la línea.

• CEP (€): Coste anual de las pérdidas.


27 | M E M O R I A

• cos α (adim): Factor de potencia del inversor.

• deq: Tasa de descuento equivalente.

• E (W/m2): Irradiancia.

• EPI (adim): Equipos de Protección Individual.

• EFV (kWh): Energía producida por el generador fotovoltaico.

• Fs (adim): Factor de dimensionado.

• Fs (adim): Factor de seguridad.

• FV (adim): Fotovoltaico.

• G.G. (€): Gastos Generales.

• GPERIODO, MENSUAL (α,β) (Wh/(m2·mes)): Irradiación mensual de los

diferentes periodos tarifarios sobre la superficie del generador

fotovoltaico.

• h (m): Profundidad de la malla.

• i (adim): Tipo de interés del préstamo.

• i (adim): Año de estudio.

• I2 (A): Corriente que asegura la actuación del dispositivo para un tiempo largo.

• IB (A): Corriente para la que se ha diseñado el circuito sin aplicación de factores de corrección.

• IB ΔV (A): Intensidad de diseño para el criterio de máxima caída de tensión.

• IB Iz (A): Intensidad de diseño para el criterio de intensidad máxima

admisible.

• IB Iz (Corregida) (A): Intensidad de diseño para el criterio de intensidad

máxima admisible aplicándole factores de corrección.

• IDAE (adim): Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía.

• IDC,MAX (A): Intensidad máxima de entrada al inversor.

• Idin (A): Intensidad límite dinámica.

• IGFV,SC,STC (A): Intensidad de cortocircuito del generador fotovoltaica para condiciones estándar de medida.

• Imáxima defecto (A): Intensidad máxima de defecto a tierra, es decir, sensibilidad del interruptor diferencial.


28 | M E M O R I A

• IMOD,MPP,STC (A): Corriente del punto de máxima potencia del módulo

fotovoltaico para condiciones estándar de medida.

• IMOD,SC(Tc=+70ºC) (A): Intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico para

una temperatura de la célula de 70 ºC.

• IMOD,SC,STC (A): Intensidad de cortocircuito del módulo bajo condiciones

estándar.

• IMPP,PVG (A): Intensidad del punto de máxima potencia del generador


• IN (A): Corriente asignada del fusible.

• IN (A): Corriente de descarga nominal, que es el valor de cresta de la corriente a través del dispositivo.

• IN INVERSOR (A): Intensidad nominal del inversor central de la instalación fotovoltaica.

• If: Corriente que garantiza el funcionamiento efectivo de la protección.

• Ip (A): Intensidad nominal primaria.

• Is (A): Intensidad nominal secundaria.

• Iter (A): Intensidad límite térmica.

• IEficaz: Intensidad eficaz que dependerá de la intensidad que circule por los

conductores en cada instante.

• IZ (A): Corriente admisible del circuito que será la intensidad máxima

inversa que soportan los módulos.

• Ii (A): Intensidad en la hora i que dependerá de la energía que se produce

en ese instante, se calculará mediante el cociente entre la energía y la

tensión del tramo a estudiar.

• I.V.A. (adim): impuesto sobre el valor añadido.

• k: Constante propia del conductor de cobre a la temperatura máxima del

servicio.

• K (adim): Tasa de actualización.

• LRAMA: Longitud desde rama hasta caja de conexión de corriente continua.

• LCC-INVERSOR (m): Longitud del conductor (Desde caja de conexión hasta inversor).


29 | M E M O R I A

• LTRANS-SUBES (m): Longitud del cable (Desde el transformador hasta la subestación).

• L (m): Longitud conductores de malla.

• n (años): Plazo para devolver el préstamo.

• n (años): Vida útil del proyecto.

• Nºmódulos serie (adim): Número de módulos en serie del generador fotovoltaico.

• Nºramas paralelo (adim): Número de ramas de módulos en paralelo del generador fotovoltaico.

• pL(€/m): Coste por unidad de longitud.

• PBT (años): Pay Back Time.

• PEM (€): Presupuesto de ejecución material.

• PGFV,M,STC (Wp): Potencia nominal del generador fotovoltaico en

condiciones estándar de medida (STC).

• PINV,CC (Wp): Potencia nominal de entrada del inversor.

• PMOD,M,STC (Wp): Potencia nominal del módulo fotovoltaico en condiciones estándar.

• PN INVERSOR (Wp): Potencia nominal del inversor.

• Ppm (W): Valor medio anual de las pérdidas por efecto Joule.

• pElectricidad(€/kWh): Precio medio anual del mercado libre.

• PR (adim): Performance ratio o factor de rendimiento del sistema.

• PYMES (adim): Pequeñas y Medianas Empresas.

• Qi (€): Flujo de caja correspondiente al año i.

• RMALLA: Resistencia de puesta a tierra obtenida con la malla instalada.

• RCABLE (Ω): Resistencia de tierra del cable enterrado.

• RD (adim): Real Decreto.

• Riso (Ω): Resistencia de aislamiento.

• RMAX-TIERRA (Ω): Resistencia máxima de puesta a tierra.

• RTIERRA (Ω): Resistencia de puesta a tierra.

• R(Ω): Resistencia del conductor a estudiar.

• S (m2): Sección del cableado.

• t: tiempo que debe poderse soportar la intensidad máxima. 5 segundos


30 | M E M O R I A

• T(h): Periodo total de funcionamiento que al considerar el dimensionado

con la intensidad eficaz.

• Tamb (ºC): Temperatura ambiente.

• Tc (ºC): Temperatura de trabajo de la célula.

• Tensión límite MPPT (V): Tensión límite inferior del punto de máxima

potencia.

• ti (h): Diferencia de tiempo del estudio de la intensidad, que siempre será

de una hora.

• TIR (adim): Tasa Interna de Rentabilidad.

• TONC (ºC): Temperatura de operación nominal de la célula según el fabricante.

• Uc (V): Tensión máxima de servicio permanente.

• Up (kV): Nivel de protección de la protección de sobretensiones.

• VAN (€): Valor Actual Neto.

• VDC,Fusible: Tensión asignada mínima del fusible.

• VGFV,OC,STC (V): Tensión en circuito abierto del generador fotovoltaica para

condiciones estándar de medida.

• VINV,AC (V): Tensión nominal a la salida del inversor.

• VLÍMITE (V): Máxima tensión de contacto directo.

• VMOD,mpp(Tc=70ºC) (V): Tensión del punto de máxima potencia para una

temperatura de célula de 70 ºC.

• VMOD,OC(Tc=-10ºC) (V): Tensión en circuito abierto del módulo fotovoltaico

para una temperatura de la célula de -10 ºC.

• VMOD,OC,STC (V): Tensión en circuito abierto del módulo en condiciones

estándar de medida.

• VMPP,PVG (V): Tensión del punto de máxima potencia del generador


• VN (V): Intensidad asignada del interruptor automático e interruptor

seccionador.

• Wp (Wh): Pérdidas anuales de energía por efecto Joule.


31 | M E M O R I A

2.7. REQUISITOS DE DISEÑO

En este capítulo de la memoria, se describen las bases y datos de partida que

han hecho falta para la realización del proyecto.

2.7.1. Datos de partida

Los datos de partida para la realización del proyecto son las dimensiones del

terreno donde se ha realizado el estudio tecno-económico de la instalación fotovoltaica

conecta a red. El área del terreno donde se va a ubicar la instalación es de 3106221,3

m2, con una longitud de 2784,6 m y una anchura de 1115,5 m.

2.7.2. Requisitos impuestos por la reglamentación y normativa

Para el diseño y cálculo del sistema fotovoltaico que se ocupa, se ha tenido en

cuenta la actual y vigente reglamentación y normativa española, en especial los

siguientes reglamentos y normativas:

• Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre (BOE nº 295 de 08/12/2011), por el que se regula la Conexión a Red de Instalaciones de

Producción de Energía Eléctrica de Pequeña Potencia. Así como la

Corrección de Errores del R.D. 1699/2011 de 11 de febrero (BOE nº 36

de 11/02/2012).

• Real Decreto 413/2014, de 6 de junio (BOE nº140 de 07/11/2014), por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de

fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

• Ley 24/2013, de 26 de diciembre (BOE nº 310 de 27/12/2013), del Sector Eléctrico.

• Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red de julio de 2011 (PCT- Rev.-julio. 2011).

• Normalización Nacional. Normas UNE, publicadas por AENOR.


32 | M E M O R I A

• Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el

Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y sus Instrucciones

Técnicas Complementarias (BOE nº 224 de 18/09/2002).

• Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en

instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas

Complementarias ITC-RAT 01 a 23. (BOE nº 139 de 09/06/2014).

• IEEE guide for safety in AC substation grounding - IEEE Std 80-2000.

2.7.3. Situación y emplazamiento

La instalación fotovoltaica conectada a red se ubicará en El Coronil, municipio

de la provincia de Sevilla. Las coordenadas del emplazamiento serán las siguientes:

• Latitud: 37°05'58,4" Norte.

• Longitud: 5°37'19,9" Oeste.

• Coordenadas UTM:

Coordenada X: 266959,259 m.

Coordenada Y: 4109201,524 m.

En el documento de Planos, concretamente en el plano número 1, se pueden

apreciar tanto la situación como el emplazamiento de la instalación.

2.7.4. Datos meteorológicos

Los datos meteorológicos necesarios, para el diseño y desarrollo de la

instalación fotovoltaica que se proyecta, son los de irradiación y temperatura ambiente

principalmente. Estos datos han sido consultados en la Agencia Andaluza de la

Energía, cuya página web es la siguiente:

http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php



33 | M E M O R I A

Para obtener los datos, se debe saber la latitud donde se encuentra la

instalación, la longitud, la inclinación de los módulos fotovoltaicos que será de 33º y la

orientación que es de 0º.

A partir de dichos datos, la Agencia Andaluza de la Energía proporcionará la

irradiación horaria de cada día a lo largo del año y la temperatura ambiente media

mensual de todos los meses.

A continuación, se representará, por un lado, una tabla con la irradiación

mensual, por otro lado, una tabla con las temperaturas ambiente medias de cada

mes del año.

MES IRRADIACIÓN (Wh/m2) TEMPERATURA MEDIA (ºC)

ENERO 124194 10,5 FEBRERO 144189 10,2

MARZO 175554 13,3 ABRIL 193420 16,4 MAYO 208518 20,2 JUNIO 216490 24 JULIO 227428 27

AGOSTO 225191 27,5 SEPTIEMBRE 191595 23,4

OCTUBRE 155917 19,6 NOVIEMBRE 127241 14,1 DICIEMBRE 105656 11,4

TOTAL 2095393

Tabla 1. IRRADIACIÓN - TEMPERATURA MEDIA MENSUAL– AGENCIA ANDALUZA DE LA ENERGÍA

De los datos de temperatura, aparte de los indicados en la tabla, se deberá

conocer la temperatura mínima y máxima más extrema, ya que éstas influyen en la

temperatura de las células y concretamente en la tensión del generador fotovoltaico,

tanto la de circuito abierto, como la del punto de máxima potencia. Se ha tomado como

valor mínimo de cálculo una temperatura de las células de -10 °C y como valor máximo

de cálculo una temperatura de las células de 70 °C.


34 | M E M O R I A

2.8. ANÁLISIS DE SOLUCIONES

Para llegar al resultado final de la instalación fotovoltaica diseñada, se ha tenido

que realizar una serie de estudios previos que daban una serie de alternativas.

A partir de la superficie disponible, se ha realizado el estudio de la instalación

fotovoltaica, se ha tenido que analizar el número de módulos en serie y las ramas en

paralelo, que a partir de esa configuración se ha configurado el inversor a elegir y

cuantos harían falta.

Se ha estudiado el dimensionado de la instalación con 9 y 10 inversores para

determinar que configuración es más beneficiosa, para resolver dicha duda, se

recurrirá al programa PVSYST que se encarga de simular la producción de la

instalación.

No hay mucha diferencia entre las dos configuraciones, por ello se determinará

la configuración con mayor factor de rendimiento (PR) que en este caso será la

configuración de 10 inversores.

Por otro lado, a partir de la superficie, el generador fotovoltaico se va a dividir en

10 subgeneradores con un centro de transformación para cada subgenerador. Así

mismo, el inversor es el componente que marcará la configuración debido a que cada

subgenerador deberá cumplir el rango de tensiones e intensidades de entrada del

inversor con el objetivo de no dañarlo. Con esta condición, cada subgenerador estará

formado por 6.840 módulos, 360 ramas en paralelo de 19 módulos en serie.

Por otro lado, los subgeneradores se dividirán dependiendo de las strings

disponibles en la caja de conexión de corriente continua, en este caso, las entradas

son de 24 ramas en paralelo. Por ello, cada subgenerador se dividirá en 24 ramas

paralelo de 19 módulos en serie, es decir, por cada subgenerador habrá 15 caja de

conexión.

Otro aspecto importante que se ha analizado en este estudio es el cálculo de

secciones por criterio económico (Anexo A – 3.4.4), se ha estudiado el dimensionado


35 | M E M O R I A

de las secciones del tramo desde el transformador hasta la subestación mediante el

criterio económico.

Se ha realizado un estudio económico, usando el criterio del Valor Actual Neto

(VAN) teniendo en cuenta, aproximadamente, la inversión que supone la instalación

del cableado de los tramos a estudiar, las pérdidas por efecto Joule, dependiendo de

la sección a instalar, así como el coste que supone dichas pérdidas. A partir de todos

estos criterios, se concluye que para el tramo estudiado no es viable el aumento de

sección ya que no se produce un VAN menor, se concluye que para ese tramo la

sección es de 50 mm2.

2.9. RESULTADOS FINALES

A continuación, se describen las características definitorias de los elementos

empleados en el proyecto, éstos dependerán de la solución adoptada en el apartado

anterior.

2.9.1. Módulos fotovoltaicos

Los módulos fotovoltaicos a emplear en el presente proyecto tendrán

características similares a las del modelo CS6U-340M del fabricante CanadianSolar,

que emplea tecnología de células de silicio monocristalino.

Los módulos instalados tendrán las siguientes características:

CS6U-340M

Características Eléctricas: Comportamiento en STC: Irradiancia 1000 W/m2, temperatura de la célula 25ºC, AM 1,5

POTENCIA NOMINAL (Pmax) (Wp) 340

TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO (VOC)(V) 46,20

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO (ISC)(A) 9,48

TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (Vmpp)(V) 37,90

CORRIENTE EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (Impp)(A) 8,97

EFICIENCIA (%) 17,49

TOLERANCIA DE POTENCIA (%) ±5


36 | M E M O R I A

CS6U-340M

Características de Operación:

TENSIÓN MÁXMA DEL SISTEMA (V) 1500

LÍMITE DE CORRIENTE INVERSA (A) 15 TEMPERATURA DE OPERACIÓN NOMINAL DE LA CÉLULA

(TONC)(ºC) 43,0 ± 2ºC

TEMPERATURA DE OPERACIÓN (ºC) -40ºC a 85ºC

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE Pmax (%/K) -0,410

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE VOC (%/K) -0,310

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE ISC (%/K) 0,050

Características Mecánicas:

TIPO CÉLULA SOLAR SILICIO MONOCRISTALINO

NÚMERO DE CÉLULAS 72 CÉLULAS EN CONFIGURACIÓN 6 x 12

DIMENSIONES 1.960 x 992 x 40

PESO 22

VIDRIO ALTA TRANSMISIVIDAD,

MICROESTRUCTURADO Y TEMPLADO DE 3,2 mm

MARCO ALUMINIO ANODIZADO Y TOMA DE TIERRA

MÁXIMA CARGA ADMISIBLE (Pa) 5400

CAJA DE CONEXIÓN IP68 CON 3 DIODOS BYPASS

CABLES Y CONECTOR CABLE SOLAR DE 1,16 m Y

SECCIÓN 4 mm2. CONECTOR MC4 O COMPATIBLE

Tabla 2. CARACTERÍSTICAS MÓDULO FOTOVOLTAICO CS6U-340M

El principal motivo de la elección de este módulo fotovoltaico es debido a que

con la tecnología de silicio monocristalino se consigue una buena relación

rendimiento-precio de coste de instalación y de mantenimiento, ya que se trata de una

de las tecnologías fotovoltaicas que mayor madurez tecnológica posee en la

actualidad.

El conexionado entre los módulos fotovoltaicos se realizará mediante el empleo

de cableado con conectores tipo multicontact MC4 o similar, que ya incorporan los

módulos directamente desde fábrica.


37 | M E M O R I A

Los módulos fotovoltaicos se instalarán de forma que el aire pueda circular

libremente a su alrededor, ya que así se conseguirá disminuir la temperatura de

trabajo de las células y por tanto mejorar el rendimiento de los módulos fotovoltaicos.

Esto se conseguirá al disponer los módulos fotovoltaicos sobre una estructura

metálica diseñada para tal fin.

2.9.2. Generador Fotovoltaico

El generador fotovoltaico se va a dividir en 10 subgeneradores con un centro de

transformación para cada subgenerador.

Cada subgenerador tiene una configuración 360 x 19, es decir, se configura con

360 ramas paralelo de 19 módulos fotovoltaicos, CS6U-340M, en serie cada rama. Se

tiene un total de 6.840 módulos fotovoltaicos y una potencia total por cada

subgenerador de 2,3256 MWp.

Por otro lado, los subgeneradores se dividirán dependiendo de las strings

disponibles en la caja de conexión de corriente continua, en este caso, las entradas

son de 24 ramas en paralelo. Por ello, cada subgenerador se dividirá en 24 ramas

paralelo de 19 módulos en serie, es decir, por cada subgenerador habrá 15 caja de

conexión.

El generador está orientado al sur, es decir, α=0º y tiene una inclinación de

β=33º.

Las principales características del generador fotovoltaico son las siguientes:

Tabla 3. CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

MÓDULOS SERIE RAMAS PARALELO MÓDULOS TOTALES

19 360 6840 CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

POTENCIA GENERADOR

FOTOVOLTAICO (Wp)

TENSIÓN MÁXIMA EN CIRCUITO ABIERTO DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO (V)

TENSIÓN MÍNIMA MPPT DEL

GENERADOR FOTOVOLTAICO (V)

INTENSIDAD MÁXIMA DE

CORTOCIRCUITO DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO (A) 2325600 973,0 619,6 3489,6


38 | M E M O R I A

Figura 1. CONFIGURACIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

Por último, se debe calcular la potencia total de la instalación fotovoltaica

conectada a red, que será la suma de potencia de cada subgenerador:

𝑃𝑃GFV,M,STC = 10 ∙ 2,3256 = 23,256 𝑀𝑀𝑀𝑀

La instalación fotovoltaica tendrá una potencia de 23,256 MW.

2.9.3. Centro de transformación/Inversor

El inversor elegido para este proyecto tendrá características similares al modelo

Sunns Central 2200 de SMA. Este inversor es capaz de generar hasta 2,2 MW de

potencia activa con factor de potencia la unidad si se encuentra a 25ºC. Se trata de

un inversor outdoor (IP54) con hasta 24 entradas en DC.

En grandes proyectos conectados a red, como éste, los inversores suelen

agruparse en grandes centros de transformación para reducir las pérdidas de

transporte. Esto se consigue elevando la tensión de salida del inversor mediante un

transformador y las protecciones de media tensión adecuadas a la estación. En este

caso, se elevará la tensión del transformador hasta 20 kV para formar un anillo con

todos los inversores del parque hasta el punto de entrega en la subestación.

Esta configuración se representa en el siguiente diagrama.


39 | M E M O R I A

Tabla 4. CARACTERÍSTICAS CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SMA UTILITY POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200

Tabla 5. CARACTERÍSTICAS INVERSOR - SUNNS CENTRAL 2200

Por ello, para este proyecto se instalará un centro de transformación donde irá

el inversor, el transformador y las protecciones que tendrá características similares al

Sma Utility Power System Medium Voltage Block 2200. Las características son las

siguientes:

Así mismo, las características del inversor instalado serán las siguientes:


40 | M E M O R I A

Tabla 6. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR SUNNY CENTRAL 2200, SMA

Figura 2. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN

El inversor para cada subgenerador tendrá los siguientes elementos de

protección:

• Un interruptor seccionador de corte en carga con accionamiento manual.

Permitirá el corte del subgenerador para labores de mantenimiento, al

mismo tiempo que protegerá frente a sobrecargas.

• Un fusible dimensionado a la tensión nominal de funcionamiento del inversor.

• Un descargador de sobretensiones para las tres fases más el neutro.

Estas variables no se deberán dimensionar, sino que vienen establecidas por el

fabricante. Tal y como se puede comprobar en la hoja de especificaciones del inversor.

Se puede observar que las protecciones constan de un interruptor seccionador,

un descargador de sobretensiones para el tramo de corriente alterna y un fusible de

protección tarado a la corriente nominal del inversor.

Las protecciones de media tensión también las dimensionará el fabricante del

centro de transformación y las incluye en una celda de media tensión dentro de la

estación de conversión y transformación. Según el siguiente esquema:


41 | M E M O R I A

Para el dimensionado de la celda de media tensión, el fabricante pedirá las

siguientes variables:

Poder de corte (PdC) a tener en cuenta. Este debe estar en función de la

corriente de cortocircuito máxima.

Corriente máxima de la línea de media tensión.

Tensión de diseño de la Media Tensión. 22kV.

Para las que dimensiona una celda 2LP con:

• Interruptor automático tripolar de corte en vacío (Vn=22kV, In=630 A, Icc= 20kA).

• Relé de protección 3F + N (50‐51/50N‐51N).

• Varios transformadores de intensidad para tomar medidas.

2.9.4. Cableado

2.9.4.1. Cableado de corriente continua

Los cables de la parte de continua serán cables diseñados para condiciones

severas y de larga duración (superiores a 25 años), adecuados para equipos de

aislamiento clase II, resistentes a temperaturas extremas (entre -40 ºC y +90 ºC) como

a la intemperie y diseñados para una temperatura máxima en el conductor de 120 ºC.

Serán de alta seguridad (AS), es decir, no propagadores de llama, ni fuego y de baja

emisión de humos y gases corrosivos.

Los conductores serán de cobre y la sección determinada en el capítulo 3.4 del

Anexo A será la adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos elevados.

Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores seleccionados

tienen la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5 % en toda

la parte de corriente continua de la instalación.

Los cables deberán indicar el fabricante o marca comercial, la designación del

cable, la sección del mismo, la tensión asignada y las dos últimas cifras del año de


42 | M E M O R I A

fabricación. La grabación deberá ser legible y cumplir las especificaciones de la norma

UNE 21027.

La tensión asignada de los cables es de 1,8 kV D.C. Los cables empleados son

los siguientes:

• Conexionado entre los módulos fotovoltaicos con las cajas de conexión

de CC: Se empleará el cable designado ZZ-F (AS) 1,8 kV DC. Dichos

conductores se componen de:

Conductor de cobre estañado clase 5 para servicio móvil (-F).

Aislamiento de elastómero termoestable libre de halógenos (Z).

Cubierta de elastómero termoestable libre de halógenos (Z).

Norma: UNE-EN 50618; TÜV 2 Pfg 1169/08.2007.

Sección nominal empleada: 6 mm2.

Tipo montaje: Superficial sobre estructura solar y sobre suelo.

• Conexionado entre cajas de conexión CC y centro de transformación: Se empleará el cable designado XZ1FA3Z-K (AS) 1,8 kV DC. Dichos

conductores se componen de:

Conductor de cobre clase 5 para servicio fijo (-K).

Aislamiento de polietileno reticulado XLPE (X).

Asiento de armadura de poliolefina libre de halógenos (Z1).

Armadura de fleje corrugado de AL (FA3).

Cubierta de elastómero termoestable libre de halógenos (Z).

Norma: UNE-EN 50618.

Sección nominal empleada: 185 y 240 mm2.

Tipo montaje: En suelo.

En la parte de continua se utilizará el siguiente código de colores:

• Polo positivo: color rojo.

• Polo negativo: color negro.

• Protección: amarillo-verde.


43 | M E M O R I A

2.9.4.2. Cableado de corriente alterna

Los cables serán diseñados para resistir temperaturas extremas (entre -15 ºC y

+90 ºC). Cable de Media Tensión de aluminio, con aislamiento de XLPE, libre de

halógenos con pantalla longitudinal de fleje de aluminio.

Los cables a emplear son los X-VOLT RH5Z1 AL 18-30 kV, cuyas características

principales son las siguientes:

• Conductor de aluminio clase 2, según UNE-EN 60228 e IEC 60228.

• Aislamiento de Polietileno reticulado (XLPE), en catenaria de atmósfera seca, mediante proceso de triple extrusión.

• Pantalla semiconductora interna de material semiconductor termoestable aplicado sobre el conductor.

• Pantalla semiconductora externa de material semiconductor aplicado sobre el aislamiento. Pelable.

• Protección al agua, cinta semiconductora para obturación del agua (water blocking).

• Pantalla metálica, fleje longitudinal de aluminio con copolímero adherido a la cubierta.

• Cubierta exterior, Poliolefina libre de halógenos, de color rojo.

• Norma: UNE 211620.

• Sección nominal empleada: 50 mm2.

• Tipo montaje: Directamente enterrado.

2.9.5. Puesta a tierra

Con objeto de proporcionar una protección de las personas contra contactos

directos e indirectos del sistema fotovoltaico, se dispondrá de una configuración

flotante del generador fotovoltaico proyectado, es decir, la red de corriente continua

del generador fotovoltaico se encuentra aislada de tierra y existe una tierra de

protección a la que se unirán las masas metálicas del sistema, así como los

dispositivos de protección frente a sobretensiones.


44 | M E M O R I A

Se dispondrá una conexión equipotencial a tierra a la que se unirán todas las

partes metálicas de los componentes del sistema fotovoltaico. Esta red de tierra tendrá

los objetivos siguientes:

La protección de las personas frente a contactos indirectos, al impedir que

las masas adquieran potencial en el caso de defectos de aislamiento.

Permitir la correcta actuación de los limitadores de corriente y

sobretensión de la protección interna.

Al mismo tiempo, se cumplirá el artículo 15 del RD 1699/2011 y la ITC BT-40,

por lo que el electrodo de puesta a tierra de la instalación será independiente del

electrodo del neutro del transformador, así como también se dispondrá de una

separación galvánica entre la parte de corriente alterna y la de continua en la

instalación, que se logrará a través del transformador existente del inversor.

Los conductores de protección discurrirán por los mismos tramos de corriente

continua de la instalación y serán del mismo tipo y modelo que los empleados en sus

respectivos tramos.

La determinación de la sección de los conductores de protección se podrá

encontrar en el capítulo 3.6.2 del Anexo A y serán los siguientes:

TRAMO SECCIÓN DE LOS

CONDUCTORES DE FASE (mm2)

SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN (mm2)

CONEXIÓN DE LAS MASAS

METÁLICAS DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO

6 6

CAJA DE CONEXIÓN (CC)

2x120 70

185 120

INVERSOR 50 25

Tabla 7. SELECCIÓN DE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN EN FUNCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE FASE


45 | M E M O R I A

Para esta instalación se utilizará, según el capítulo 3.6.4 y 3.6.1 del Anexo A, un

conductor de tierra de cobre desnudo de 35 mm2 de sección nominal con una longitud

de 10 m hasta la unión con el electrodo de tierra y una toma de tierra basada en una

malla aprovechando las zanjas de los conductores de las instalaciones además de

diferentes zanjas transversales para la creación de la malla. La zanja tendrá una

profundidad de 1,25 m.

Las longitudes de los conductores que crean la malla serán las siguientes:

• En sentido longitudinal: 2664,27 m

• En sentido transversal: 993,87 m

• Longitud Total: 3658 m

• Área cubierta por la malla: 220639 m2

2.9.6. Protecciones

2.9.6.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades

2.9.6.1.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Módulos Fotovoltaicos)

Con objeto de evitar que se produzcan sobreintensidades en las ramas del

generador fotovoltaico se dispondrán fusibles como elementos de protección.

Para una adecuada elección de los dispositivos de protección de la red DC hay

que tener en cuenta respecto a la red AC:

• Dificultad de extinción del arco al no existir paso por cero de la intensidad.

• Valores elevados de tensión cercanos a los 1000 V.

• Corriente de defecto débiles al ser las corrientes de cortocircuito de los módulos del orden de la magnitud de las corrientes en el punto máximo

de potencia.

El fusible es un elemento que establece la conexión entre dos partes de un

mismo circuito. Este elemento posee un bajo punto de fusión, por lo que, si la


46 | M E M O R I A

intensidad supera la nominal, se establece una temperatura de equilibrio por encima

de su temperatura de fusión y el fusible funde.

Cada zona de protección debe estar equipada con dos fusibles uno colocado en

la polaridad positiva y otro en la polaridad negativa.

Serán de tipo gG según la norma UNE-EN 60269. Fusibles de rango completo,

fusible limitador de corriente, que actúa tanto en presencia de corrientes de

cortocircuito como en sobrecargas, fusible de uso general.

Se instalará un fusible, por polo, de intensidad nominal de 12 A, cuya tensión

nominal de servicio de 1500 VDC.

MODELO FUSIBLE FUSBLE (12 A) (1500 V)

TENSIÓN NOMINAL 𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉

1500 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉 𝑉𝑉

INTENSIDAD NOMINAL

𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 11,85 ≤ 12 ≤ 15

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 21,75

UBICACIÓN CAJA DE CONEXIÓN CC

Tabla 8. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN RAMAS CC


47 | M E M O R I A

Figura 3. CURVA FUSIBLE A 1500 Vdc

Estos fusibles además tienen un poder de corte de corrientes de cortocircuito de

10 kA. El objetivo de los fusibles colocados en las series del campo fotovoltaico es

proteger frente a cortocircuitos.

2.9.6.1.2. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Entrada inversor)

A partir de este punto, el dimensionado del centro de transformación forma parte

del fabricante, quién suministra e integra las protecciones, el inversor y transformador

dentro del centro de transformación.

Se instalará un fusible, por polo, de intensidad nominal de 315 A, cuya tensión

nominal de servicio de 1000 VDC. A continuación, se justificará el cumplimiento de las

condiciones establecidas del fusible seleccionado:


48 | M E M O R I A



TENSIÓN NOMINAL

𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉

1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉 𝑉𝑉

INTENSIDAD NOMINAL (240 mm2)

𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 736

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 1067,2



𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 887,4

UBICACIÓN INVERSOR

Tabla 9. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR


49 | M E M O R I A


30 kA. El objetivo de los fusibles es también proteger frente a cortocircuitos.

2.9.6.2. Interruptor seccionador en carga (Caja CC)

Este interruptor de control se suele accionar manualmente y es un dispositivo no

automático de dos posiciones (abierto/cerrado). Se utiliza para cerrar y abrir circuitos

cargados en condiciones normales de circuitos, sin defectos. Por lo tanto, no

proporciona ninguna protección a los circuitos que controla.

La norma IEC 60947‐3 define:

• La frecuencia de funcionamiento del interruptor (600 ciclos de

apertura/cierre por hora, como máximo).

• La resistencia mecánica y eléctrica (por lo general menor que la de un

contactor).

• El régimen de conexión y desconexión de corriente para situaciones

normales y poco frecuentes.

Pese a que el interruptor seccionador no se diseña para proteger sino para

maniobrar. Su dimensionado debe estar en consonancia con los fusibles de la entrada

del inversor. Como éstos, se dimensionan a 315 A, el interruptor seccionador será de

la misma corriente nominal o superior.

Se instalará un interruptor-seccionador con las siguientes características:

MODELO INTERRUPTOR - SECCIONADOR

INTERRUPTOR-SECCIONADOR (2P) (315 A) (1000 V)


1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉

INTENSIDAD NOMINAL

𝐼𝐼 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ≥ 1,25 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑

315 𝐴𝐴 ≥ 284,4 𝐴𝐴


Tabla 10. RESUMEN INTERRUPTOR – SECCIONADOR – CAJA DE CONEXIÓN CC


50 | M E M O R I A

2.9.6.3. Protección frente a sobretensiones

Para la protección frente a sobretensiones se utilizará un sistema interno de

protección, con el objeto de reducir y evitar los efectos de las sobretensiones

originadas por la descarga del rayo y los campos electromagnéticos asociados, así

como las sobretensiones transmitidas por las líneas de conexión.

El sistema interno de protección empleado consistirá en las siguientes medidas:

Conexión equipotencial: se basa en conseguir la equipotencialidad de las

tierras utilizando un único electrodo de puesta a tierra para toda la

instalación. Esto evita que, ante una descarga del rayo, aparezcan

diferencias de potencial entre los distintos elementos del sistema.

Instalación de descargadores de sobretensión: encargados de limitar el

valor de las sobretensiones que se pueden presentar en la instalación.

Los dispositivos de protección que se van a diseñar deben reducir las

sobretensiones limitándolas a valores que sean admisibles por los dispositivos que

quedan bajo su protección, según se indica en la ITC-BT-23.

Para asegurar la protección de la instalación fotovoltaica frente a sobretensiones

se equipará la instalación con dispositivos de categoría III.

Al ser los descargadores de tipo 2, la conexión entre los dispositivos de

protección y tierra se tendrá que realizar, como mínimo, con un conductor de cobre de

sección 6 mm2, y se realizará entre los dispositivos y el borne de entrada de tierra de

la instalación interior.

2.9.6.3.1. Tramo de corriente continua

En la parte de corriente continua se deben proteger los componentes del

generador fotovoltaico y el inversor.

Se dispondrá para la protección de sobretensiones, descargadores con las

siguientes características:

• Tipo 2 según la norma UNE-EN 61643-11.


51 | M E M O R I A

• Tensión máxima de servicio permanente: Uc > VGFV,OC,MAX.

• Corriente nominal de descarga: IN ≥ 5 kA.

• Nivel de protección: Up ≤ 4 kV.

A partir de las características determinadas, se elegirá el siguiente descargador

ubicado en la caja de conexión CC:

MODELO DESCARGADOR PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN (CLASE II) (3 kV) (1000 V) (20 kA)

NIVEL DE PROTECCIÓN 𝑈𝑈𝑝𝑝 ≤ 4 𝑘𝑘𝑉𝑉

3 𝑘𝑘𝑉𝑉 ≤ 4 𝑘𝑘𝑉𝑉

TENSIÓN EN RÉGIMEN PERMANTENTE MÁXIMO

𝑈𝑈𝑠𝑠 ≥ 973,0413 𝑉𝑉

1000 𝑉𝑉 ≥ 973,0413 V

CORRIENTE DE DESCARGA NOMINAL

𝐼𝐼𝑁𝑁 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴

20 𝑘𝑘𝐴𝐴 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴

CORRIENTE MÁXIMA DE DESCARGA NOMINAL 𝐼𝐼𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 = 40 𝑘𝑘𝐴𝐴


Tabla 11. PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES CAJA DE CONEXIÓN CC

2.9.6.3.2. Tramo corriente continua (Inversor)

Al disponer de una distancia mayor de 10 m entre la caja de conexión CC y el

inversor, se instalará un segundo descargador de sobretensión en el propio inversor

con las mismas características que el dispositivo descrito en la tabla 11. El inversor

de la instalación es apto para las condiciones de ésta, debido a la disposición de

descargadores tipo 2.


52 | M E M O R I A


2.9.6.4. Protecciones tramo de corriente alterna

Estas protecciones serán instaladas según el fabricante del centro de

transformación, dimensionarán las protecciones del inversor en función de los

parámetros de entrada.

2.9.6.4.1. Protecciones inversor

El inversor que se instalará para cada subgenerador tendrá los siguientes

elementos de protección:

• Un interruptor seccionador de corte en carga con accionamiento manual.

Permitirá el corte del subgenerador para labores de mantenimiento, al


• Un fusible dimensionado a la tensión nominal de funcionamiento del

inversor.








53 | M E M O R I A


2.9.6.4.2. Protecciones centro de transformación











• Interruptor automático tripolar de corte en vacío (Vn=22kV, In=630 A, Icc= 20kA).


• Varios transformadores de intensidad para tomar medidas.

2.9.6.5. Protección contra contactos directos

La protección principal contra contactos directos se logrará mediante la

aplicación de medidas para impedir el contacto de las personas con las partes activas

de la instalación. Siendo estas medidas las siguientes:

• Recubrimiento de las partes activas con material aislante.

• Interposición de barreras o envolventes.


54 | M E M O R I A

• Interposición de obstáculos.

• Puesta fuera de alcance por alejamiento.

La protección auxiliar consistirá en:

A. Parte de corriente continua:

El inversor dispondrá de un controlador de aislamiento de la parte de corriente

continua, con el objeto de que si la resistencia de aislamiento de la instalación

disminuye por debajo de los valores de seguridad desconectará el inversor y accionará

una alarma. Como norma general, el valor de ajuste de la resistencia de aislamiento

será mayor o igual a 10 veces la tensión de circuito abierto del generador.

B. Parte de corriente alterna:

Se dispondrá de un dispositivo de corriente diferencial residual ajustable de

sensibilidad ente 30 y 300 mA, asociado al interruptor general de salida AC.

2.9.6.6. Protección contra contactos indirectos

Las dos protecciones contra contactos indirectos a utilizar serán las siguientes:

• Protección por corte automático de la alimentación para evitar tensiones

peligrosas.

Se tendrá en cuenta que en esta parte de la instalación no se contará con un

dispositivo de corte por corriente diferencial residual, la única forma de limitar el valor

de la intensidad de defecto será mantener la resistencia de aislamiento (Riso), sea

mayor o igual que 10 veces la tensión de generación (VGFV,OC,STC).

Así mismo, el inversor seleccionado dispondrá de un controlador de aislamiento

de la parte de corriente continua, con el objeto de que si la resistencia de aislamiento

de la instalación disminuye por debajo de los valores de seguridad desconectará el

inversor y accionará una alarma.

• Protección por el empleo de materiales de clase II o aislamiento

equivalente.


55 | M E M O R I A

Se emplearán en la instalación materiales de clase II o aislamiento equivalente

(módulos, cajas, cables, inversor, etc.).

A. Parte de corriente alterna:

El corte automático de la instalación se realizará mediante el empleo de un

dispositivo de corriente diferencial residual de sensibilidad ajustable de 30 – 300 mA.

2.10. PlANIFICACIÓN

A continuación, se expone la planificación de la instalación fotovoltaica

proyectada. Para ello se han estudiado las diferentes tareas a realizar para la

consecución del proyecto, así como la duración y relación entre las mismas,

obteniendo el correspondiente DIAGRAMA DE GANTT, con objeto de que se consigan

las mínimas pérdidas posibles en el proceso de instalación y sirva como documento

base para el director de obra asignado al proyecto.

Id Nombre de tarea Duración Comienzo Fin Predecesoras

1 GENERADORFOTOVOLTAICO

260 días lun 03/09/18 lun 09/09/19

2 INSTALACIÓN DEESTRUCTURA SOLAR

214 días lun 03/09/18 vie 05/07/19

3 INSTALACIÓN MÓDULOSFOTOVOLTAICOS

260 días lun 03/09/18 lun 09/09/19 2CC

4 CABLEADO 385 días lun 03/09/18 lun 02/03/20

5 INSTALACIÓN CABLEADO DEINTERCONEXIÓN DEMÓDULOS A CAJA DE

CONEXIÓN CC

135 días lun 03/09/18 lun 18/03/19 3CC

6 INSTALACIÓN CABLEADO DECAJA DE CONEXIÓN CC A

CENTRO DETRANSFORMACIÓN

250 días mar 19/03/19 lun 02/03/20 9CC

7 INSTALACIÓN CABLEADODIRECTAMENTE ENTERRADO

DE CENTRO DETRANSFORMACIÓN A

SUBESTACIÓN

225 días mar 19/03/19 lun 27/01/20 9CC

8 CAJAS DE CONEXIÓN 38 días mar 19/03/19 jue 09/05/19

9 INSTALACIÓN CAJA DECONEXIÓN CC

38 días mar 19/03/19 jue 09/05/19 5

10 PUESTA A TIERRA 290 días mar 19/03/19 lun 27/04/20

11 INSTALACIÓN TOMA DETIERRA

100 días mar 19/03/19 lun 05/08/19 7CC

12 INSTALACIÓN CONDUCTORESDE PROTECCIÓN Y TIERRA

190 días mar 06/08/19 lun 27/04/20 11

13 CENTROS DETRANSFORMACIÓN

15 días mar 28/04/20 lun 18/05/20

14 INSTALACIÓN DE CENTROSDE TRANSFORMACIÓN

15 días mar 28/04/20 lun 18/05/20 12

15 VERIFICACIÓN, PUESTA ENMARCHA Y RECEPCIÓN DE

LA OBRA

34 días mar 19/05/20 vie 03/07/20

16 VERIFICACIÓN 14 días mar 19/05/20 vie 05/06/20 14

17 PUESTA EN MARCHA 6 días lun 08/06/20 lun 15/06/20 16

18 RECEPCIÓN DE LA OBRA 14 días mar 16/06/20 vie 03/07/20 17

S2 S1 S2 S1 S2 S1 S2 S12018 2019 2020 2021

Tarea

División

Hito

Resumen

Resumen del proyecto

Tarea inactiva

Hito inactivo

Resumen inactivo

Tarea manual

solo duración

Informe de resumen manual

Resumen manual

solo el comienzo

solo fin

Tareas externas

Hito externo

Fecha límite

Progreso

Progreso manual

Página 1

Proyecto: TFMFecha: mar 19/06/18

EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIOFECHA: JULIO 2018

56 | MEMORIA


57 | M E M O R I A

2.11. ORDEN DE PRIORIDAD ENTRE LOS DOCUMENTOS

Ante posibles discrepancias que pudiesen aparecer entre los distintos

documentos básicos que conforman el presente proyecto, se estable el siguiente

orden de prioridad de los mismos:

1. Presupuesto

2. Planos

3. Pliego de condiciones

4. Memoria

5. Anexos

2.12. PRESUPUESTO

El Presupuesto de Ejecución Material del presente proyecto asciende a la

referida cantidad de QUINCE MILLONES CINCUENTA MIL NOVECIENTOS

SESENTA Y SIETE EUROS con SETENTA Y UN CÉNTIMOS (15.050.967,71 €) y el

Presupuesto de Contratación con I.V.A. a la cantidad de VEINTIUN MILLONES

SEISCIENTOS SETENTA Y UN MIL OCHOCIENTOS OCHENTA Y OCHO EUROS

con CUARENTA CÉNTIMOS (21.671.888,40 €), según el resumen que se adjunta:

CAPÍTULO RESUMEN EUROS C00

GENERADOR FOTOVOLTAICO.........................................................................

11.886.552,00

C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.................................................................. 2.338.329,70

C02 CAJAS DE CONEXIÓN CC................................................................................. 135.585,00

C03 CABLEADO.......................................................................................................... 531.279,97

C04 PUESTA A TIERRA............................................................................................. 156.084,65

C05 CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL - OBRA CIVIL..................................... 3.136,39

TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 15.050.967,71

13,00 % Gastos generales ....................... 1.956.625,80 6,00 % Beneficio industrial....................... 903.058,06

SUMA DE G.G. y B.I…………………… 2.859.683,86

21,00 % I.V.A…………………………. 3.761.236,83

TOTAL PRESUPUESTO CONTRATA 17.910.651,57

TOTAL PRESUPUESTO GENERAL 21.671.888,40


58 | M E M O R I A

2.13. CONCLUSIONES DE VIABILIDAD

Una vez realizado el análisis de rentabilidad de la instalación (Anexo C), se

concluye que, a partir de los diferentes ingresos y costes de la instalación, la

realización de la instalación es totalmente viable ya que se obtiene un VAN positivo,

el plazo de recuperación simple se conseguirá a los 13 años y la TIR es de un 7,26 %

que será adecuada para la viabilidad de la instalación.

Sevilla, julio de 2018

Fdo.: Carlos Pérez Rubio Graduado en Ingeniería Eléctrica


59 | A N E X O S

ANEXOS


61 | A N E X O S

ÍNDICE

3. ANEXOS .............................................................................................................. 59

ÍNDICE ..................................................................................................................... 61

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................ 64

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................. 67

ANEXO DE CÁLCULOS –ANEXO A: DISEÑO DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ..................................................................................................... 68

3.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ......................................................................69

3.2. INVERSOR ....................................................................................................70

3.2.1. Configuración inversores ........................................................................ 72

3.3. GENERADOR FOTOVOLTAICO ...................................................................73

3.4. DISEÑO Y CONFIGURACIÓN DE CABLEADO .............................................78

3.4.1. Ramas de módulos – Caja de conexión CC ............................................ 79

3.4.1.1. Criterio de máxima intensidad admisible ......................................... 80

3.4.1.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida ................................ 83

3.4.1.3. Selección de secciones ................................................................... 84

3.4.2. Caja de conexión CC – Inversor ............................................................. 85




3.4.3. Transformador – Subestación ................................................................. 89




3.4.3.4. Sección del neutro .......................................................................... 96

3.4.4. CÁLCULO DE SECCIONES POR CRITERIO ECONÓMICO ................. 96

3.4.4.1. Transformador – Subestación ......................................................... 99

3.4.5. Resumen de cálculo de secciones ........................................................ 108

3.4.6. Selección de cableado .......................................................................... 110

3.5. DISEÑO DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS ..................................... 111

3.5.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Módulos Fotovoltaicos) ........................................................................................ 112


62 | A N E X O S

3.5.2. Interruptor seccionador en carga (Caja CC) .......................................... 117

3.5.3. Protección frente a sobretensiones ....................................................... 119

3.5.3.1. Tramo corriente continua (Caja Conexión CC) .............................. 120

3.5.3.2. Tramo corriente continua (Inversor) .............................................. 123

3.5.4. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Entrada inversor) .............................................................................................................. 123

3.5.5. Protecciones tramo de corriente alterna ................................................ 128

3.5.5.1. Protecciones inversor ...................................................................... 52

3.5.5.2. Protecciones centro de transformación ........................................... 53

3.6. Puesta a tierra – Parte Corriente continua ................................................... 130

3.6.1. Toma de tierra ...................................................................................... 131

3.6.2. Conductores de protección ................................................................... 133

3.6.3. Borne principal de tierra ........................................................................ 134

3.6.4. Conductores de tierra ........................................................................... 135

3.6.5. Comprobación de la toma de tierra ....................................................... 135

ANEXO B: IRRADICACIÓN SOLAR Y ENERGIA GENERADA ............................. 139

3.7. IRRADIACIÓN SOLAR Y ENERGÍA GENERADA........................................ 140

3.7.1. Irradiación solar .................................................................................... 140

3.7.2. Cálculo de la energía generada ............................................................ 143

3.7.2.1. Performance Ratio ........................................................................ 143

3.7.2.1.1. Cálculo de las pérdidas por inclinación y orientación .............. 144

3.7.2.1.2. Cálculo de las pérdidas por sombras ...................................... 145

3.7.2.1.3. Dependencia de la eficiencia con la temperatura .................... 146

3.7.2.1.4. Pérdidas por cableado ............................................................ 148

3.7.2.1.5. Pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad ................. 148

3.7.2.1.6. Pérdidas por errores en el seguimiento del punto máximo ...... 148

3.7.2.1.7. Pérdidas por reflectancia ........................................................ 149

3.7.2.1.8. Eficiencia inversor ................................................................... 149

3.7.2.1.9. Pérdidas por explotación y mantenimiento .............................. 149

3.7.2.1.10. Performance Ratio mensual .................................................... 149

3.7.2.2. Energía generada ......................................................................... 151

ANEXO C: ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN ......................... 153

3.8. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN ................................ 154


63 | A N E X O S

3.8.1. Ingresos ................................................................................................ 154

3.8.2. Costes .................................................................................................. 156

3.8.2.1. Inversión inicial .............................................................................. 156

3.8.2.2. Costes de explotación ................................................................... 157

3.8.2.3. Financiación de la inversion .......................................................... 159

3.8.2.4. Cuenta de explotación ................................................................... 162

3.8.2.4.1. Subvenciones ......................................................................... 162

3.8.2.4.2. Resultados extraordinarios ..................................................... 162

3.8.2.4.3. Resultado financiero ............................................................... 163

3.8.2.4.4. Impuestos sobre beneficios .................................................... 163

3.8.2.4.5. Flujos de caja o rendimiento neto ........................................... 163

3.8.2.5. Rentabilidad .................................................................................. 163

3.8.2.5.1. Plazo de recuperación (Pay Back Time) ................................. 163

3.8.2.5.2. Valor Actual Neto (VAN) ......................................................... 164

3.8.2.5.3. Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) ......................................... 165

3.8.3. Flujos de caja ........................................................................................ 167

3.8.4. PAYBACK, VAN Y TIR ......................................................................... 168

3.8.5. Conclusiones ........................................................................................ 169


64 | A N E X O S

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. CARACTERÍSTICAS MÓDULO FOTOVOLTAICO CS6U-340M ................70 Tabla 2. CARACTERÍSTICAS CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SMA UTILITY

POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200 ...............................71 Tabla 3. CARACTERÍSTICAS INVERSOR - SUNNS CENTRAL 2200 .....................72 Tabla 4. CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO ......................77 Tabla 5. FACTORES DE REDUCCIÓN POR AGRUPAMIENTO DE VARIOS

CIRCUITOS O DE VARIOS CABLES MULTICONDUCTORES .................81 Tabla 6. INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE EN CABLES ELÉCTRICOS PARA

CONEXIONADO DE PLACAS O PANELES FOTOVOLTAICOS ...............82 Tabla 7. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN

ADMISIBLE (RAMAS MÓDULOS - CAJA DE CONEXIÓN CC) .................84 Tabla 8. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN

ADMISIBLE (CAJA DE CONEXIÓN CC - INVERSOR) ..............................88 Tabla 9. TEMPERATURA MÁXIMA ADMISIBLE ASIGNADA AL CONDUCTOR .....91 Tabla 10. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA TEMPERATURA DEL TERRENO

DISTINTO A 25 ºC .....................................................................................91 Tabla 11. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA RESISTIVIDAD TÉRMICA DEL

TERRENO DISTINTA A 1 K∙m/W ............................................................91 Tabla 12. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA DIFERENTES PROFUNDIDADES

DE INSTALACIÓN ...................................................................................92 Tabla 13. FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPACIÓN DE CABLES .........92 Tabla 14. INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE, PARA CABLES CON

CONDUCTORES DE ALUMINIO EN INSTALACIÓN ENTERRADA (SERVICIO PERMANENTE) ...................................................................93

Tabla 15. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN ADMISIBLE (CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SUBESTACIÓN) ......95

Tabla 16. PRECIOS CONDUCTORES AC (AL-XLPE) .............................................99 Tabla 17. LONGITUD TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN ................ 100 Tabla 18. RESISTENCIAS SECCIONES TRAMO TRANSFORMADOR –

SUBESTACIÓN ..................................................................................... 100 Tabla 19. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN

– 50 mm2 ............................................................................................... 102 Tabla 20. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN



– 120 mm2 ............................................................................................. 106


65 | A N E X O S

Tabla 23. ESTUDIO ECONÓMICO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN .............................................................................................................. 107

Tabla 24. RESUMEN SECCIONES - CRITERIO DE MÁXIMA INTENSIDAD ADMISIBLE ........................................................................................... 108

Tabla 25. RESUMEN SECCIONES - CRITERIO MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN PERMITIDA ........................................................................................... 109

Tabla 26. RESUMEN SECCIONES ELEGIDAS ..................................................... 109 Tabla 27. SELECCIÓN DEL CABLEADO POR TRAMOS ...................................... 110 Tabla 28. CORRIENTE QUE GARANTIZA EL FUNCIONAMIENTO EFECTIVO DE

LA PROTECCIÓN ................................................................................. 115 Tabla 29. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN RAMAS CC ............................................................................................................................... 115 Tabla 30. RESUMEN INTERRUPTOR – SECCIONADOR – CAJA DE CONEXIÓN

CC ......................................................................................................... 119 Tabla 31. NIVEL DE TENSIÓN SOPOTADA A IMPULSOS SEGÚN LA TENSIÓN

NOMINAL DE LA INSTALACIÓN (ITC-BT-23)....................................... 120 Tabla 32. CORRIENTE DE DESCARGA NOMINAL EN kA EN FUNCIÓN DEL

SISTEMA DE ALIMENTACIÓN Y DEL TIPO DE CONEXIÓN ............... 121 Tabla 33. TIPOS DE DISPOSITIVOS DE SOBRETENSIÓN - UNE-EN 61643-11 . 121 Tabla 34. PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES CAJA DE CONEXIÓN CC

.............................................................................................................. 123 Tabla 35. CORRIENTE QUE GARANTIZA EL FUNCIONAMIENTO EFECTIVO DE

LA PROTECCIÓN ................................................................................. 125 Tabla 36. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR126 Tabla 37. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR

SUNNY CENTRAL 2200, SMA .............................................................. 128 Tabla 38. RELACIÓN ENTRE LAS SECCIONES DE LOS CONDUCTORES DE

PROTECCIÓN Y LOS DE FASE ........................................................... 133 Tabla 39. SELECCIÓN DE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE

PROTECCIÓN EN FUNCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE FASE ..... 134 Tabla 40. SECCIONES MÍNIMAS CONVENCIONALES DE LOS CONDUCTORES

DE TIERRA ........................................................................................... 135 Tabla 41. IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL .......................................................... 141 Tabla 42. IRRADIACIÓN MENSUAL Y TOTAL ...................................................... 142 Tabla 43. TEMPERATURA MEDIA MENSUAL, TEMPERATURA CÉLULA Y

PÉRDIDAS POR TEMPERATURA ........................................................ 147 Tabla 44. RENDIMIENTOS Y PR MENSUAL ......................................................... 150 Tabla 45. ENERGÍA GENERADA MENSUAL Y ANUAL ........................................ 151 Tabla 46. BALANCES Y RESULTADOS PRINCIPALES - SIMULACIÓN............... 152 Tabla 47. PRECIO MEDIO MENSUAL MERCADO LIBRE (€/kWh) ....................... 154 Tabla 48. INGRESOS MENSUALES Y ANUALES (€)............................................ 155 Tabla 49. INGRESOS DE EXPLOTACIÓN ............................................................ 156 Tabla 50. COSTES DE EXPLOTACIÓN - PRIMER AÑO SIN INFLACCIÓN .......... 158


66 | A N E X O S

Tabla 51. INVERSIÓN INICIAL Y COSTES DE EXPLOTACIÓN A LO LARGO DE LA VIDA ÚTIL ............................................................................................. 158

Tabla 52. FINANCIACIÓN DE LA INVERSIÓN INICIAL ......................................... 161 Tabla 53. FLUJOS DE CAJA .................................................................................. 167 Tabla 54. TIR, VAN Y PLAZO DE RECUPERACIÓN ............................................. 168 Tabla 55. PAYBACK Y CÁLCULO DEL VAN ......................................................... 168


67 | A N E X O S

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. CONFIGURACIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ...............................38 Figura 2. ENERGÍA PRODUCIDA Y FACTOR DE RENDIMIENTO PARA 9

INVERSORES ...........................................................................................72 Figura 3. ENERGÍA PRODUCIDA Y FACTOR DE RENDIMIENTO PARA 10

INVERSORES ...........................................................................................73 Figura 4. CONEXIÓN ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ................................79 Figura 5. CONEXIONADO DE LOS MÓDULOS A TRESBOLILLO ..........................80 Figura 6. CURVA FUSIBLE A 1500 Vdc...................................................................47 Figura 7. CURVA FUSIBLE A 1000 Vdc...................................................................48 Figura 8. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN

..................................................................................................................40 Figura 9. RECOMENDACIONES - INSTALACIÓN PUESTA A TIERRA ................ 131 Figura 10. IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL ........................................................ 141 Figura 11. IRRADIACIÓN MENSUAL ..................................................................... 142 Figura 12. DISTANCIA DE SEPACIÓN ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ... 146 Figura 13. PAYBACK SIMPLE ............................................................................... 168 Figura 14. VAN ....................................................................................................... 168


68 | A N E X O S

ANEXO DE CÁLCULOS –

ANEXO A: DISEÑO DE LA

INSTALACIÓN

FOTOVOLTAICA


69 | A N E X O S

3.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Los módulos fotovoltaicos a emplear en el presente proyecto tendrán

características similares a las del modelo CS6U-340M del fabricante CanadianSolar,

que emplea tecnología de células de silicio monocristalino.

Los módulos instalados tendrán las siguientes características:

CS6U-340M

Características Eléctricas: Comportamiento en STC: Irradiancia 1000 W/m2, temperatura de la célula 25ºC, AM 1,5

POTENCIA NOMINAL (Pmax) (Wp) 340

TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO (VOC)(V) 46,20

CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO (ISC)(A) 9,48

TENSIÓN EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (Vmpp)(V) 37,90

CORRIENTE EN EL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (Impp)(A) 8,97

EFICIENCIA (%) 17,49

TOLERANCIA DE POTENCIA (%) ±5

Características de Operación:

TENSIÓN MÁXMA DEL SISTEMA (V) 1500

LÍMITE DE CORRIENTE INVERSA (A) 15

TEMPERATURA DE OPERACIÓN NOMINAL DE LA CÉLULA (TONC)(ºC) 43,0 ± 2ºC

TEMPERATURA DE OPERACIÓN (ºC) -40ºC a 85ºC

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE Pmax (%/K) -0,410

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE VOC (%/K) -0,310

COEFICIENTE DE TEMPERATURA DE ISC (%/K) 0,050

Características Mecánicas:

TIPO CÉLULA SOLAR SILICIO MONOCRISTALINO

NÚMERO DE CÉLULAS 72 CÉLULAS EN CONFIGURACIÓN 6 x 12

DIMENSIONES 1.960 x 992 x 40


70 | A N E X O S

CS6U-340M

PESO 22

VIDRIO ALTA TRANSMISIVIDAD,

MICROESTRUCTURADO Y TEMPLADO DE 3,2 mm

MARCO ALUMINIO ANODIZADO Y TOMA DE TIERRA

MÁXIMA CARGA ADMISIBLE (Pa) 5400

CAJA DE CONEXIÓN IP68 CON 3 DIODOS BYPASS

CABLES Y CONECTOR CABLE SOLAR DE 1,16 m Y

SECCIÓN 4 mm2. CONECTOR MC4 O COMPATIBLE

Tabla 13. CARACTERÍSTICAS MÓDULO FOTOVOLTAICO CS6U-340M

3.2. INVERSOR

El inversor elegido para este proyecto tendrá características similares al modelo

Sunns Central 2200 de SMA. Este inversor es capaz de generar hasta 2,2 MW de

potencia activa con factor de potencia la unidad si se encuentra a 25ºC. Se trata de

un inversor outdoor (IP54) con hasta 24 entradas en DC.

En grandes proyectos conectados a red, como éste, los inversores suelen

agruparse en grandes centros de transformación para reducir las pérdidas de

transporte. Esto se consigue elevando la tensión de salida del inversor mediante un

transformador y las protecciones de media tensión adecuadas a la estación. En este

caso, se elevará la tensión del transformador hasta 20 kV para formar un anillo con

todos los inversores del parque hasta el punto de entrega en la subestación.

Esta configuración se representa en el siguiente diagrama.


71 | A N E X O S

Tabla 14. CARACTERÍSTICAS CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SMA UTILITY POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200

Figura 6. CONFIGURACIÓN INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

Por ello, para este proyecto se instalará un centro de transformación donde irá

el inversor, el transformador y las protecciones que tendrá características similares al

Sma Utility Power System Medium Voltage Block 2200. Las características son las

siguientes:


72 | A N E X O S

Figura 7. ENERGÍA PRODUCIDA Y FACTOR DE RENDIMIENTO PARA 9 INVERSORES

Tabla 15. CARACTERÍSTICAS INVERSOR - SUNNS CENTRAL 2200

Así mismo, las características del inversor instalado serán las siguientes:

3.2.1. Configuración inversores

Se ha estudiado el dimensionado de la instalación con 9 y 10 inversores para

determinar que configuración es más beneficiosa, para resolver dicha duda, se

recurrirá al programa PVSYST que se encarga de simular la producción de la

instalación.

Una vez simulado los dos casos, se llega a la conclusión que la configuración de

10 inversores tiene menos pérdidas totales, es decir mayor Performance Ratio (PR).


73 | A N E X O S

Figura 8. ENERGÍA PRODUCIDA Y FACTOR DE RENDIMIENTO PARA 10 INVERSORES

En estas simulaciones se evalúan las pérdidas por potencia activa debidas a la

irradiación, temperatura, cableado, inversores, módulos y el resto del sistema.

No hay mucha diferencia entre las dos configuraciones, por ello se determinará

la configuración con mayor factor de rendimiento (PR) que en este caso será la

configuración de 10 inversores.

3.3. GENERADOR FOTOVOLTAICO

El generador fotovoltaico se va a dividir en 10 subgeneradores con un centro de

transformación para cada subgenerador.

A continuación, se determinará cómo irán conectados los módulos de cada

subgenerador, cuantos módulos en serie y ramas en paralelo, para ello el inversor es

el componente que marcará la configuración debido a que cada subgenerador deberá

cumplir el rango de tensiones e intensidades de entrada del inversor con el objetivo

de no dañarlo.

La situación más peligrosa se podrá dar en un día muy frio de invierno, debido a

que a bajas temperaturas el valor de la tensión en circuito abierto del subgenerador

fotovoltaico aumenta y se puede producir una desconexión del inversor a


74 | A N E X O S

consecuencia de que a la entrada de éste se podrá generar una tensión superior a la

que está en condiciones de soportar.

Por ello, se aplicará un criterio para el diseño del generador donde se

considerará la temperatura de la célula de -10 ºC para determinar el máximo número

de módulos en serie que soportaría el inversor y viene dado por:

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂) = 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ [1 + 𝛽𝛽𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 ∙ (𝑇𝑇𝑇𝑇 − 25)] (1)

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂) = 46,2 ∙ 1 +−0,31

100 ∙ (−10 − 25) = 51,2127 𝑉𝑉

Donde:

- VMOD,OC(Tc=-10ºC): Tensión en circuito abierto del módulo fotovoltaico

para una temperatura de la célula de -10ºC.

- Tc (ºC): Temperatura de trabajo de la célula.

- VMOD,OC,STC: Tensión en circuito abierto del módulo en condiciones


- βVMOD,OC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la tensión en abierto.

A partir de la tensión en circuito abierto para la temperatura considerada y la

tensión máxima DC del inversor:

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚á𝑥𝑥𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 𝑇𝑇𝑠𝑠𝑛𝑛𝑑𝑑𝑠𝑠ó𝑛𝑛 𝑚𝑚á𝑥𝑥𝑠𝑠𝑚𝑚𝑝𝑝 𝐷𝐷𝐷𝐷𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂)

(2)

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚á𝑥𝑥𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 1000

51,2127 = 19,52 = 19

Por otro lado, a altas temperaturas, los valores tanto de la tensión de circuito

abierto como la del punto de máxima potencia disminuyen. Si ésta última desciende

por debajo del límite inferior del margen de tensión para el cual el inversor busca el

punto de máxima potencia, éste no es capaz de extraer del subgenerador fotovoltaico

toda la potencia posible e incluso puede que el inversor se detenga.

Para que dicha condición no ocurra, se establecerá un criterio donde se

considerará que la temperatura de la célula pudiese aumentar hasta 70 ºC, en donde


75 | A N E X O S

con dicha temperatura se garantiza un número mínimo de módulos en serie, se

calculará primordialmente la tensión del punto de máxima potencia para la

temperatura descrito mediante la ecuación 1.

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑚𝑚𝑝𝑝𝑝𝑝(𝑆𝑆𝐶𝐶= +70º𝑂𝑂) = 37,9 ∙ 1 +−0,31

100 ∙ (70 − 25) = 32,61295 𝑉𝑉

Con la tensión del punto de máxima potencia para 70 ºC y sabiendo el límite de

tensión del punto de máxima potencia del inversor, se puede calcular el número

mínimo de módulos que se pueden instalar en serie.

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚í𝑛𝑛𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 𝑇𝑇𝑠𝑠𝑛𝑛𝑑𝑑𝑠𝑠ó𝑛𝑛 𝑑𝑑í𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚𝑠𝑠 𝑀𝑀𝑃𝑃𝑃𝑃𝑇𝑇𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑚𝑚𝑝𝑝𝑝𝑝(𝑆𝑆𝐶𝐶= +70º𝑂𝑂)

(3)

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚í𝑛𝑛𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 570

32,61295 = 17,47 = 18

Donde:

- VMOD,mpp(Tc=70ºC): Tensión del punto de máxima potencia para una

temperatura de célula de 70 ºC.

- Tensión límite MPPT: Tensión límite inferior del punto de máxima

potencia.

A partir de las condiciones determinadas anteriormente, se debe instalar entre

18 y 19 módulos en serie, se instalarán 19 módulos en serie para tener un margen de

seguridad y poder cumplir las condiciones.

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 19

Una vez se ha establecido el número de módulos conectados en serie, se ha de

determinar el número de ramas de módulos en paralelo que pueden conectarse para

cumplir las condiciones que permitan el correcto funcionamiento.

Para determinar el número de ramas de módulos que pueden conectarse en

paralelo, se ha de tener en cuenta la condición de que la máxima corriente del

generador fotovoltaico sea inferior a la máxima corriente de entrada al inversor. Se va

a establecer la condición más severa que se producirá a altas temperaturas de trabajo


76 | A N E X O S

de la célula donde la intensidad de cortocircuito como la del punto de máxima potencia

aumentan, dicha temperatura será de 70 ºC, la intensidad de cortocircuito para esa

temperatura se calculará con la siguiente ecuación:

𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= +70º𝑂𝑂) = 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ [1 + 𝛽𝛽𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ (𝑇𝑇𝑇𝑇 − 25)] (4)

𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= +70º𝑂𝑂) = 9,48 ∙ 1 +0,05100 ∙ (70 − 25) = 9,6933 𝐴𝐴

Donde:

- IMOD,SC(Tc=+70ºC): Intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico

para una temperatura de la célula de 70 ºC.


- IMOD,SC,STC: Intensidad de cortocircuito del módulo bajo condiciones

estándar.

- βIMOD,SC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la intensidad de

cortocircuito.

A partir de la intensidad de cortocircuito máxima del módulo se puede calcular el

número máximo de ramas en paralelo con la condición de que dichos módulos no

podrán superar la intensidad máxima de entrada del inversor:

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚á𝑥𝑥𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 = 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀

𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= +70º𝑂𝑂) (5)

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑚𝑚á𝑥𝑥𝑠𝑠𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 = 3600

9,6933 = 371,39 = 371

Donde:

- IMOD,SC(Tc=+70ºC): Intensidad de cortocircuito del módulo fotovoltaico

para una temperatura de la célula de 70 ºC.

- IDC,MAX: Intensidad máxima de entrada al inversor.

A partir de las condiciones determinadas anteriormente, se instalarán 360

módulos en serie para tener un margen de seguridad y poder cumplir las condiciones.


77 | A N E X O S

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 = 360

Por lo que se concluye que el número total de módulos y la configuración del

subgenerador fotovoltaico será de:

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑚𝑚𝑑𝑑𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑛𝑛𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑑𝑑𝑠𝑠 = 𝑁𝑁º 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑁𝑁º 𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑

𝑁𝑁ú𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑚𝑚𝑑𝑑𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑛𝑛𝑠𝑠𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑑𝑑𝑠𝑠 = 19 ∙ 360 = 6840

Quedando una potencia total del subgenerador fotovoltaico a instalar en

condiciones estándar de medida de:

𝑃𝑃SGFV,M,STC = 6840 ∙ 340 = 2,3256 𝑀𝑀𝑀𝑀

Determinada la configuración del subgenerador fotovoltaico, a continuación, se

mostrarán las diferentes características del mismo donde se verificará el correcto

acoplamiento entre el subgenerador fotovoltaico y el inversor debido a que cumplen

las siguientes condiciones:

• La máxima tensión del generador fotovoltaico debe ser inferior a la máxima tensión de entrada del inversor.

• La mínima tensión del generador fotovoltaico debe ser mayor a la mínima tensión de funcionamiento del generador del punto de máxima potencia

del inversor.

• La máxima intensidad del generador fotovoltaico debe ser inferior a la

máxima corriente de entrada del inversor.

Tabla 16. CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

MÓDULOS SERIE RAMAS PARALELO MÓDULOS TOTALES

19 360 6840 CARACTERÍSTICAS SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO

POTENCIA GENERADOR

FOTOVOLTAICO (Wp)

TENSIÓN MÁXIMA EN CIRCUITO ABIERTO DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO (V)

TENSIÓN MÍNIMA MPPT DEL

GENERADOR FOTOVOLTAICO (V)

INTENSIDAD MÁXIMA DE

CORTOCIRCUITO DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO (A) 2325600 973,0 619,6 3489,6


78 | A N E X O S

Por último, se debe calcular la potencia total de la instalación fotovoltaica

conectada a red, que será la suma de potencia de cada subgenerador:

𝑃𝑃GFV,M,STC = 10 ∙ 2,3256 = 23,256 𝑀𝑀𝑀𝑀

La instalación fotovoltaica tendrá una potencia de 23,256 MW.

3.4. DISEÑO Y CONFIGURACIÓN DE CABLEADO

Para el diseño ideal de la sección del cableado, se analizará tramo a tramo

siguiendo los dos criterios utilizados para la sección del mismo, y serán:

• Criterio de máxima intensidad admisible del conductor:

Se tendrá en cuenta lo indicado en la UNE 20460-7-712 donde se especifica

que, a la temperatura de trabajo, el conductor de cada rama debe soportar 1,25 veces

la intensidad de cortocircuito en condiciones estándar del módulo. Así mismo, se

tendrá en cuenta lo descrito en la ITC-BT 40 en el punto 5, donde se indica que los

cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al

125 % de la máxima intensidad del generador.

• Criterio de máxima caída de tensión permitida:

Se tendrá en cuenta lo especificado en el Pliego de Condiciones Técnicas de

Instalaciones Conectadas a Red del IDAE, la sección de los conductores debe

asegurar que la caída de tensión en condiciones estándar en la parte de continua no

supere el 1,5 %. Para la parte de alterna, la caída de tensión entre el generador y el

punto de interconexión a la Red de Distribución Pública o a la Instalación Interior, no

será superior al 1,5 %, para la intensidad nominal.


79 | A N E X O S

Figura 9. CONEXIÓN ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

El cableado de la instalación fotovoltaica estará dividido en diez subgeneradores,

y cada subgenerador en diferentes partes.

Cada subgenerador tendrá 360 ramas en paralelo y 19 módulos en serie, se ha

dividido el subgenerador en 15 partes, obteniendo así generadores de 24 ramas en

paralelo con 19 ramas en serie cada rama.

Las 24 ramas en paralelo se conectarán a una caja de conexión de corriente

continua y los conductores de salida irán directamente conectados al inversor ubicado

en cada centro de transformación. Por último, los conductores de salida de cada

inversor irán directamente a la subestación.

3.4.1. Ramas de módulos – Caja de conexión CC

En este tramo de cableado se incluye el conductor existente entre módulos

fotovoltaicos, así como el que se instala desde el final de cada rama hasta la caja de

conexión de corriente continua.

Para conectar el cableado entre módulos que forman una rama, se empleará el

conector MC4 incorporado al módulo, de longitud 1,16 m y 4 mm2 de sección, como

se muestra en la siguiente figura:


80 | A N E X O S

Figura 10. CONEXIONADO DE LOS MÓDULOS A TRESBOLILLO

Éstos se interconectan a tresbolillo para ahorrar metros de cableado en el retorno

de las series tal y como se muestra en la siguiente figura:

3.4.1.1. Criterio de máxima intensidad admisible

Se dimensionará primero mediante el criterio de intensidad máxima admisible

descrito anteriormente. Teniendo en cuenta lo indicado previamente en la norma UNE

20460-7-712, la intensidad de diseño mediante este criterio será la siguiente:

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 (6)

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ 9,48 = 11,85 𝐴𝐴

Donde:

- IB Iz: Intensidad de diseño para el criterio de intensidad máxima

admisible.


estándar.

La intensidad calculada habrá que corregirla mediante un factor de corrección

por agrupación de cables, (24 conductores), mediante la Tabla B.52.17 de la norma

UNE-HD 60364-5-52, a continuación, se mostrarán dichos valores:

http://www.aenor.es/aenor/normas/normas/fichanorma.asp?tipo=N&codigo=N0054027&pdf=


81 | A N E X O S

Tabla 17. FACTORES DE REDUCCIÓN POR AGRUPAMIENTO DE VARIOS CIRCUITOS O DE VARIOS CABLES MULTICONDUCTORES

Se aplicará un factor de corrección por agrupamiento de varios circuitos de 0,7

debido a que el tramo se instalará con una única capa sobre suelo, con ello la

intensidad de diseño por intensidad máxima admisible será:

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧

𝐹𝐹𝑝𝑝𝑇𝑇𝑚𝑚𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛 (7)

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =11,85

0,7 = 16,92 𝐴𝐴

Para elegir la sección correspondiente dependiendo de la intensidad calculada,

se deberá mirar en la Tabla A.3 de la norma UNE-EN 50618 representada a

continuación:


82 | A N E X O S

Tabla 18. INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE EN CABLES ELÉCTRICOS PARA CONEXIONADO DE PLACAS O PANELES FOTOVOLTAICOS

Las condiciones de referencia de esta tabla han sido:

• Temperatura máxima del cable de 120 ºC.

• Temperatura ambiente de 60 ºC.

Como ya se ha comentado, la instalación de este tramo se hará sobre superficie

(suelo) al aire, por ello, para una intensidad de 16,92 A se seleccionará una sección

de 2,5 mm2 debido a que la sección del conductor en este tramo debe ser entre 2,5

mm2 y 35 mm2 según la norma UNE-EN 50618. La sección seleccionada es capaz de

soportar hasta 39 A en este tipo de instalación.


83 | A N E X O S

3.4.1.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida

Por otro lado, se debe dimensionar la sección de este tramo también por el

criterio de máxima caída de tensión admisible.

La caída de tensión máxima comentada previamente según el Pliego de

Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE es de 1,5 % en la

parte de continua, es decir para este tramo. Así mismo, se debe especificar que según

el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE y la

norma UNE-EN 50618 los conductores deben ser de cobre clase 5 para todo el tramo

de corriente continua.

La expresión que permite determinar la sección del cableado para este tramo es

la siguiente:

𝑆𝑆 =2 ∙ 𝐿𝐿𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 ∙ 𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥𝜎𝜎 ∙ ∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚

(8)

Donde:

- IB ΔV: Intensidad de diseño para el criterio de máxima caída de

tensión.

- LRAMA: Longitud desde rama hasta caja de conexión de corriente

continua.

- σ (m/(Ω∙mm2)): Conductividad que para el caso del cobre a 90 ºC es

de 44 m/(Ω∙mm2).

- ΔVmax: Máxima caída de tensión para el tramo correspondiente.

Faltaría por determinar la intensidad de diseño para este criterio, que para el

tramo que se está estudiando es la siguiente:

𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥 = 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 8,97𝐴𝐴

Así mismo, se establecerá en voltios la caída máxima de tensión con la siguiente

fórmula:

∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 =1,5100 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑃𝑃𝑃𝑃 =

1,5100 ∙ 19 ∙ 37,90 = 10,802 𝑉𝑉


84 | A N E X O S

Una vez determinado todos los valores necesarios, solo se necesita saber la

longitud de la rama, que variará según donde se encuentre ésta, como se indica en el

plano número 2. Como es lógico a mayor longitud, mayor sección. En la tabla siguiente

se mostrarán las diferentes longitudes dependiendo de la rama de módulos.

SECCIÓN CALCULADA

MÁXIMA LONGITUD DE RAMA A CAJA DE

CONEXIÓN (m) SECCIÓN

CALCULADA (mm2) SECCIÓN ELEGIDA

(mm2)

SR1 24,853 0,94 2,5 SR2 22,893 0,86 2,5 SR3 15,933 0,60 2,5 SR4 13,973 0,53 2,5 SR5 7,013 0,26 2,5 SR6 5,053 0,19 2,5 SR7 5,053 0,19 2,5 SR8 7,013 0,26 2,5 SR9 13,973 0,53 2,5 SR10 15,933 0,60 2,5 SR11 22,893 0,86 2,5 SR12 24,853 0,94 2,5

Tabla 19. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN ADMISIBLE (RAMAS MÓDULOS - CAJA DE CONEXIÓN CC)

La sección determinada por criterio de máxima caída de tensión admisible para

las ramas de módulos es de 2,5 mm2.

3.4.1.3. Selección de secciones

Por último, una vez realizado los dos criterios se debe seleccionar una sección

según éstos. Se elegirá una sección de 6 mm2 para todas las ramas debido a que es

preferible económicamente al unificar las secciones y por tanto hab´ra facilidad de

suministro de montaje, así mismo, se producirá una caída de tensión inferior para el

dimensionado de las posteriores secciones.

Luego la caída de tensión real que como máximo se tendrá en cada rama será

según la ecuación 8 de:

∆𝑉𝑉𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 =2 ∙ 24,853 ∙ 8,97

44 ∙ 6 = 1,688874 𝑉𝑉


85 | A N E X O S

Es decir, se tendrá una caída de tensión real de:

∆𝑉𝑉𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 =1,68887419 ∙ 37,90 ∙ 100 = 0,234533 %

También, aunque es lógico que cumple, se debe comprobar si cumple la sección

de 6 mm2 por intensidad máxima admisible.

67 𝐴𝐴 > 𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝)

67 𝐴𝐴 > 16,92 𝐴𝐴

3.4.2. Caja de conexión CC – Inversor

En este tramo se dispone de una sola caja de conexión de corriente continua,

donde parte una línea hacia el inversor del centro de transformación de cada

subgenerador.

La caja de conexión de corriente continua (CC), dispone de 24 ramas en paralelo

con 19 módulos en serie por cada rama. Cada caja de conexión de corriente continua

estará situada dependiendo de la parte del subgenerador, como se ha comentado,

cada subgenerador tendrá 15 subgeneradores y cada uno de ellos tendrá una caja de

conexión de corriente continua especifica que cada una irá conectada al inversor del

centro de transformación del subgenerador correspondiente.

Los conductores de la caja de conexión hasta el inversor irán directamente sobre

el suelo.


En este caso, el tramo deberá soportar 1,25 veces la intensidad de cortocircuito

del subgenerador fotovoltaico, por lo que la intensidad de diseño para el criterio de

intensidad máxima admisible será la siguiente:

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ 𝑁𝑁º𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ 24 ∙ 9,48 = 284,4 𝐴𝐴


86 | A N E X O S

La intensidad calculada habrá que corregirla mediante un factor de corrección

por agrupación de cables (15 circuitos), mediante la Tabla B.52.17 de la norma UNE-

HD 60364-5-52.


𝐹𝐹𝑝𝑝𝑇𝑇𝑚𝑚𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛


0,7 = 406,2857 𝐴𝐴

Para elegir la sección correspondiente dependiendo de la intensidad calculada,

se deberá mirar en la Tabla A.3 de la norma UNE-EN 50618. La sección mínima del

conductor según la norma UNE-EN 50618 deberá ser entre 16 y 300 mm2.

Como ya se ha comentado, la instalación de este tramo se hará sobre superficie

(suelo) al aire, por ello, para una intensidad de 406,2857 A se seleccionará una

sección de 120 mm2. La sección seleccionada es capaz de soportar hasta 464 A en

este tipo de instalación.


Según el Pliego de Condiciones Técnicas e Instalaciones Conectadas a Red del

IDAE, la sección de los conductores debe asegurar que la caída de tensión en

condiciones estándar en la parte de continua no superará el 1,5 %. Por lo que para

este tramo se va a imponer la caída de tensión que nos restará al tramo anterior, y

que será un máximo del 1,2655 %.

Así que para calcular la sección por máxima caída de tensión admisible se

utilizará la ecuación 8:

𝑆𝑆 =2 ∙ 𝐿𝐿𝑂𝑂𝑂𝑂−𝐼𝐼𝑁𝑁𝑃𝑃𝐼𝐼𝑅𝑅𝑆𝑆𝑀𝑀𝑅𝑅 ∙ 𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥

𝜎𝜎 ∙ ∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚

Donde:


tensión.




87 | A N E X O S

- LCC-INVERSOR: Longitud del conductor (Desde caja de conexión hasta

inversor).

- σ (m/(Ω∙mm2)): Conductividad térmica que para el caso del cobre a

90 ºC es de 44 m/(Ω∙mm2).

- ΔVmax: Máxima caída de tensión para el tramo correspondiente que

es de 1,2655 %.

Se debe determinar la intensidad de diseño para este criterio que para el tramo

que se está estudiando es la siguiente:

𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥 = 𝑁𝑁º𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 24 ∙ 8,97 = 215,28 𝐴𝐴


fórmula:

∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 =1,2655

100 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑃𝑃𝑃𝑃 =1,2655

100 ∙ 19 ∙ 37,90 = 9,1128 𝑉𝑉


longitud desde la caja de conexión de corriente continua hasta el inversor que

dependerá de la ubicación de dicha caja ya que habrá 15 cajas de conexión para cada

subgenerador. Como es lógico a mayor longitud, mayor sección. En la tabla siguiente

se mostrarán las diferentes longitudes dependiendo de que parte del subgenerador

se estudia.

CC SUBGENERADOR

MÁXIMA LONGITUD DE CAJA DE CONEXIÓN -

INVERSOR (m) SECCIÓN CALCULADA

(mm2) SECCIÓN

ELEGIDA (mm2)

1 179,084 192,31 240

2 137,424 147,57 185,0 3 95,764 102,83 185,0 4 56,124 60,27 185,0 5 56,124 60,27 185,0 6 95,764 102,83 185,0 7 137,424 147,57 185,0 8 179,084 192,31 240 9 140,550 150,93 185,0


88 | A N E X O S

CC SUBGENERADOR

MÁXIMA LONGITUD DE CAJA DE CONEXIÓN -

INVERSOR (m) SECCIÓN CALCULADA

(mm2) SECCIÓN

ELEGIDA (mm2)

10 98,890 106,19 185,0 11 58,930 63,28 185,0 12 58,930 63,28 185,0 13 183,853 197,43 240 14 142,193 152,69 185,0 15 100,533 107,96 185,0

Tabla 20. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN ADMISIBLE (CAJA DE CONEXIÓN CC - INVERSOR)


Concluyendo la realización de los dos criterios se debe seleccionar la sección

más grande según éstos. Se elegirán las secciones establecidas en la tabla anterior,

es decir, una sección de 185 mm2 menos para las partes 1, 8 y 13 de cada

subgenerador que tendrán una sección de 240 mm2.

Luego la caída de tensión real que como máximo se tendrá en el circuito se

produce en la parte 13 del subgenerador que según la ecuación 8 será de:

∆𝑉𝑉𝑂𝑂𝑂𝑂−𝐼𝐼𝑁𝑁𝑃𝑃𝐼𝐼𝑅𝑅𝑆𝑆𝑀𝑀𝑅𝑅 =2 ∙ 183,853 ∙ 215,28

44 ∙ 240 = 7,496188 𝑉𝑉


∆𝑉𝑉𝑂𝑂𝑂𝑂−𝐼𝐼𝑁𝑁𝑃𝑃𝐼𝐼𝑅𝑅𝑆𝑆𝑀𝑀𝑅𝑅 =7,49318819 ∙ 37,90 ∙ 100 = 1,04099 %

Por tanto, en la parte de corriente continua de la instalación fotovoltaica se tendrá

como máximo una caída de tensión de:

∆𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 = 0,234533 + 1,04099 = 1,27552567 % < 1,5 %

Como se observa, es menor que la caída de tensión máxima impuesta por el

Pliego de Condiciones Técnicas e Instalaciones Conectadas a Red del IDAE.


89 | A N E X O S

También, aunque es lógico que cumple, se debe comprobar si cumple la sección

de 185 mm2 y 240 mm2 por intensidad máxima admisible.

Para la sección de 185 mm2:


612 𝐴𝐴 > 406,2857 𝐴𝐴

Para la sección de 240 mm2:


736 𝐴𝐴 > 406,2857 𝐴𝐴

3.4.3. Transformador – Subestación

Una vez dimensionado los conducotes de la parte de corriente continua, se va a

realizar el dimensionado de la sección para el tramo de corriente alterna. Se ha

comentado, que cada subgenerador tiene un centro de transformación que integra

celdas de protección, un inversor y un transformador elevador a 20 kV.

A continuación, se realizará el dimensionado desde el transformador hasta la

subestación correspondiente.

Este tramo discurre directamente enterrado cuya descripción aparece la ITC-

LAT 06. Para dimensionar este tramo de cableado se tendrá en cuenta, por lo tanto,

dicha instrucción técnica. Se aplicarán los mismos criterios que los puntos anteriores.


90 | A N E X O S


En este caso el tramo deberá soportar 1,25 veces la intensidad nominal de salida

del inversor, dicha intensidad nominal vendrá dada por la siguiente expresión:

𝐼𝐼𝑁𝑁𝐼𝐼𝐼𝐼𝛥𝛥𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼(𝐴𝐴) =𝑃𝑃𝑁𝑁 𝐼𝐼𝑁𝑁𝑃𝑃𝐼𝐼𝑅𝑅𝑆𝑆𝑀𝑀𝑅𝑅

√3 ∙ 20.000 (9)

𝐼𝐼𝑁𝑁𝐼𝐼𝐼𝐼𝛥𝛥𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼(𝐴𝐴) =2.200.000√3 ∙ 20.000

= 63,508529 𝐴𝐴

Donde:

- PN INVERSOR: Potencia nominal del inversor central de la instalación

fotovoltaica.

Con la intensidad nominal del inversor se podrá determinarla intensidad de

diseño mediante la ecuación 6:

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁𝐼𝐼𝐼𝐼𝛥𝛥𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 = 1,25 ∙ 63,508529 = 79,385662 𝐴𝐴

Al estar el tramo estudiado instalado directamente enterrado, hay que tener en

cuenta las características de la instalación para aplicar diferentes factores de

corrección a la intensidad de diseño previamente calculada.

Las características de la instalación de este tramo son las siguientes:

• Temperatura del terreno: 35 ºC.

• Resistividad térmica del terreno: 1 K∙m/W.

• Unipolar.

• Profundidad de instalación: 1,25 m.

A partir de las características expuestas, se tendrá que aplicar diferentes factores

de corrección.

Al tener una temperatura del terreno diferente de 25 ºC, se debe aplicar un factor

de corrección según el punto 6.1.2.2.1 de la ITC-LAT 06, dicho factor dependerá de la


91 | A N E X O S

temperatura del terreno, que en este caso es de 35 ºC y de la temperatura de servicio,

que al tener el conductor un aislamiento de policloruro de vinilo (XLPE), según la Tabla

5 del apartado 6.1.1, su temperatura de servicio es de 90 ºC.

El factor de corrección para temperatura del terreno de 35 ºC, teniendo en cuenta

que la temperatura de servicio es de 90 ºC, es de 0,92 según la Tabla 10.

Por otro lado, no se aplicará factor de corrección por resistividad térmica del

terreno debido a que ésta es de 1 K∙m/W y según el punto 6.1.2.2.2 de la ITC-LAT 06

se deberá aplicar factores de corrección para terrenos con una resistividad térmica

distinta de 1 K∙m/W como se observa en la tabla siguiente:

Tabla 21. TEMPERATURA MÁXIMA ADMISIBLE ASIGNADA AL CONDUCTOR

Tabla 22. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA TEMPERATURA DEL TERRENO DISTINTO A 25 ºC

Tabla 23. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA RESISTIVIDAD TÉRMICA DEL TERRENO DISTINTA A 1 K∙m/W


92 | A N E X O S

Tabla 25. FACTORES DE CORRECCIÓN POR AGRUPACIÓN DE CABLES

También según el apartado 6.1.2.2.4 de la ITC-LAT 06 se debe aplicar un factor

de corrección para profundidades de instalación distintas a 1,00 m, en el caso de esta

instalación la profundidad es de 1,25 m por ello el factor que se debe aplicar se

encontrará en la siguiente tabla:

El factor de corrección para una profundidad de 1,25 m, según la tabla anterior,

es de 0,98.

Por último, habrá que corregir la intensidad mediante un factor de corrección por

agrupación de cables, como máximo se agruparán 4 ternas de cables unipolares, por

ello, según el apartado 6.1.2.2.3 de la ITC-LAT 06 se debe aplicar la siguiente tabla

con los diferentes factores de corrección.

Tabla 24. FACTORES DE CORRECCIÓN PARA DIFERENTES PROFUNDIDADES DE INSTALACIÓN


93 | A N E X O S

Al estar los cables en contacto, se debe aplicar un factor de corrección de 0,58.

Una vez obtenido los diferentes factores de corrección para este tramo, se debe

corregir la intensidad de diseño para el criterio de intensidad máxima admisible

mediante la ecuación 7.


𝐹𝐹𝑝𝑝𝑇𝑇𝑚𝑚𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛


0,98 ∙ 0,58 ∙ 1 ∙ 0,92 = 151,81 𝐴𝐴

A partir de la intensidad de diseño corregida, se podrá determinar la sección del

conductor teniendo en cuenta que éste será de aluminio con un aislamiento de

polietileno reticulado (XLPE) y será una terna de cables unipolares. Mediante la Tabla

13 del apartado 6.1.3.1 de la ITC-LAT 06, que se mostrará a continuación, se obtendrá

la sección que soporte la intensidad de diseño calculada.

Se seleccionará una sección de 50 mm2 debido a que dicha sección podrá

aguantar una intensidad de 170 A, mayor que la intensidad de diseño corregida.

Tabla 26. INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE, PARA CABLES CON CONDUCTORES DE ALUMINIO EN INSTALACIÓN

ENTERRADA (SERVICIO PERMANENTE)


94 | A N E X O S


En este caso se debe tener en cuenta que el inversor es trifásico con un factor

de potencia la unidad. Se impone, una caída de tensión máxima del 1,5 %.

La expresión que permite determinar la sección del cableado para este tramo es

la siguiente:

𝑆𝑆 =√3 ∙ 𝐿𝐿𝑆𝑆𝑅𝑅𝑀𝑀𝑁𝑁𝑆𝑆−𝑆𝑆𝑆𝑆𝐵𝐵𝐼𝐼𝑆𝑆 ∙ 𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥 ∙ 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑑𝑑 𝛼𝛼

𝜎𝜎 ∙ ∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 (10)

Donde:


tensión.

- LTRRANS-SUBES: Longitud del cable (Desde el transformador hasta la

subestación).

- σ (m/(Ω∙mm2)): Conductividad que para el caso del aluminio a 90 ºC

es de 27,38 m/(Ω∙mm2).

- ΔVmax: Máxima caída de tensión para el tramo correspondiente.

Faltaría por determinar la intensidad de diseño para este criterio, que para el

tramo que se está estudiando es la siguiente:

𝐼𝐼𝐵𝐵𝛥𝛥𝛥𝛥 = 𝐼𝐼𝑁𝑁𝐼𝐼𝐼𝐼𝛥𝛥𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼 = 63,508529 𝐴𝐴


fórmula:

∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 =1,5100 ∙ 𝑉𝑉𝑆𝑆𝑅𝑅𝑀𝑀𝑁𝑁𝑆𝑆 =

1,5100 ∙ 20.000 = 300 𝑉𝑉


longitud desde el transformador hasta la subestación que dependerá de la ubicación

del centro de transformación de cada subgenerador ya que habrá 10 subgeneradores.

Como es lógico a mayor longitud, mayor sección. En la tabla siguiente se mostrarán

las diferentes longitudes dependiendo del centro de transformación que se estudia.


95 | A N E X O S

CT MÁXIMA LONGITUD DE CT A SUBESTACIÓN (m)

SECCIÓN CALCULADA

(mm2) SECCIÓN ELEGIDA

(mm2)

1 228,116 3,05 25,0 2 572,856 7,67 25,0 3 917,726 12,29 25,0 4 228,116 3,05 25,0 5 572,856 7,67 25,0 6 917,726 12,29 25,0 7 457,872 6,13 25,0 8 802,612 10,75 25,0 9 1147,482 15,37 25,0

10 113,132 1,52 25,0

Tabla 27. SECCIONES POR CRITERIO DE MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN ADMISIBLE (CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SUBESTACIÓN)


Concluyendo la realización de los dos criterios se debe seleccionar la sección

más grande según éstos. Se elegirá la sección de 50 mm2 para dicho tramo según el

criterio de máxima intensidad admisible.

Luego la caída de tensión real que como máximo se tendrá en cada circuito será

según la ecuación 10 de:

∆𝑉𝑉𝐼𝐼𝑆𝑆𝑅𝑅𝑀𝑀𝑁𝑁𝑆𝑆−𝑆𝑆𝑆𝑆𝐵𝐵𝐼𝐼𝑆𝑆 =√3 ∙ 1147,482 ∙ 63,508529 ∙ 1

27,38 ∙ 50 = 92,2 𝑉𝑉


∆𝑉𝑉𝑆𝑆𝑅𝑅𝑀𝑀𝑁𝑁𝑆𝑆−𝑆𝑆𝑆𝑆𝐵𝐵𝐼𝐼𝑆𝑆 =92,2

20.000 ∙ 100 = 0,461 %

Por tanto, en la parte de corriente alterna de la instalación fotovoltaica se tendrá

como máximo una caída de tensión de:

∆𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 = 0,461% < 1,5 %


96 | A N E X O S

3.4.3.4. Sección del neutro

La sección del conductor del neutro depende del número de conductores con

que se haga la distribución. Al tener dicho tramo una terna de tres conductores, la

sección del neutro será igual a la de los conductores de fase, es decir de 50 mm2.

3.4.4. CÁLCULO DE SECCIONES POR CRITERIO ECONÓMICO

En este apartado se va a realizar el dimensionado de las secciones del tramo

desde el transformador hasta la subestación mediante el criterio económico.

Se va a realizar un estudio económico, usando el criterio del Valor Actual Neto

(VAN) teniendo en cuenta, aproximadamente, la inversión que supone la instalación

del cableado de los tramos a estudiar, las pérdidas por efecto Joule, dependiendo de

la sección a instalar, así como el coste que supone dichas pérdidas.

El coste de adquisición e instalación de la línea puede obtenerse a partir del

coste por unidad de longitud, pL, y la longitud de la línea, L:

𝐷𝐷𝐿𝐿𝑆𝑆𝐼𝐼𝐸𝐸𝑠𝑠𝐸𝐸𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 = 𝐿𝐿 ∙ 𝑝𝑝𝐿𝐿𝑆𝑆𝐼𝐼𝐸𝐸𝑠𝑠𝐸𝐸𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 (11)

Donde:

- CL (€): Coste de instalación de la línea.

- L (m): Longitud de la línea.

- pL(€/m): Coste por unidad de longitud.

Las pérdidas anuales de energía por efecto Joule pueden calcularse como:

𝑀𝑀𝑝𝑝 = 3 ∙ 𝑅𝑅𝑆𝑆𝐼𝐼𝐸𝐸𝑠𝑠𝐸𝐸𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝐿𝐿 ∙ 𝐼𝐼𝐼𝐼𝑓𝑓𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝐸𝐸2 ∙ 𝑇𝑇

(12)

Donde:


97 | A N E X O S

- Wp (Wh): Pérdidas anuales de energía por efecto Joule.

- R(Ω): Resistencia del conductor a estudiar.

- IEficaz: Intensidad eficaz que dependerá de la intensidad que circule

por los conductores en cada instante.

- T(h): Periodo total de funcionamiento que al considerar el

dimensionado con la intensidad eficaz, dicho periodo serán las 8760

horas del año.

Para el cálculo de la intensidad eficaz se utilizará la siguiente ecuación:

𝐼𝐼𝐼𝐼𝑓𝑓𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝐸𝐸 = ∑ 𝐼𝐼𝑠𝑠2 ∙ 𝑚𝑚𝑠𝑠8760𝑠𝑠=1

8760

(13)

Donde:

- Ii (A): Intensidad en la hora i que dependerá de la energía que se

produce en ese instante, dicha enería horaria de detallará en el

Anexo B, se calculará mediante el cociente entre la energía y la

tensión del tramo a estudiar.

- ti (h): Diferencia de tiempo del estudio de la intensidad, que siempre

será de una hora.

Por otro lado, el valor medio anual de las pérdidas por efecto Joule en las líneas

resuta:

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑚𝑚 =𝑀𝑀𝑝𝑝

𝑇𝑇

(14)

Donde:

- Ppm (W): Valor medio anual de las pérdidas por efecto Joule.

De esta forma, el coste anual de las pérdidas de la instalación resulta:


98 | A N E X O S

𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 = 𝑀𝑀𝑝𝑝 ∙ 𝑝𝑝𝐼𝐼𝐸𝐸𝑠𝑠𝑠𝑠𝐸𝐸𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠

Donde:

- CEP (€): Coste anual de las pérdidas.

- pElectricidad(€/kWh): Precio medio anual del mercado libre.

Para calcular el el coste de la inversión más el valor actualizado neto de las

pérdidas durante los N = 25 años de vida de la instalación es preciso calcular la tasa

de descuento equivalente considerando el interés calculatorio, i, y efecto del

incremento anual del precio de la energía, ΔpE:

𝑑𝑑𝑠𝑠𝑒𝑒 = 𝑠𝑠 − ∆𝑝𝑝𝐼𝐼1 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼

(15)

Donde:

- deq: Tasa de descuento equivalente.

- i: Interés calculatorio.

- ΔpE: Incremento anual del precio de la energía.

Para el estudio, se va a establecer un interés calculatorio del 4% y del incremento

anual del precio de la energía de 3%, obteniendo así un descuento equivalente de:

𝑑𝑑𝑠𝑠𝑒𝑒 = 0,04 − 0,03

1 + 0,03 = 9,708737 ∙ 10−3

Con la tasa de descuento equivalente resultante, deq, el coste de la inversión más

el valor actualizado neto de las pérdidas durante los N = 25 años de vida de la

instalación, resulta:

𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁(𝐷𝐷𝐿𝐿) = −𝐷𝐷𝐿𝐿 −𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠

(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠

𝑁𝑁

𝑠𝑠=1

(16)

Donde:

- VAN: Valor Actual Neto.


99 | A N E X O S

- i: Interés calculatorio.

- ΔpE: Incremento anual del precio de la energía.

- CEP (€): Coste anual de las pérdidas.

- CL (€): Coste de adquisición e instalación de la línea.

- N: Años de vida de la instalación.

3.4.4.1. Transformador – Subestación

En primer lugar, se debe determinar el coste de instalación de la línea del tramo

a estudiar según la sección que se va a instalar.

PRECIOS CONDUCTORES AC (AL-XLPE)

Secciones Precios (€/m) Coste de la instalación (€/m) Coste TOTAL (€/m)

50,0 0,9940 17,49 18,4840 70,0 1,4560 17,71 19,1660 95,0 1,6240 17,97 19,5940

120,0 2,1560 18,24 20,3960

Tabla 28. PRECIOS CONDUCTORES AC (AL-XLPE)

La sección seleccionada para dicho tramo según los apartados anteriores es de

50 mm2. Se va a realizar una comparación económica para estudiar si es viable la

instalación con secciones superiores, se estudiarán las secciones de 70, 95 y 120

mm2.

Así mismo, se debe saber la longitud de conductor que se va a instalar:


1 3x228,116 2 3x572,856 3 3x917,726 4 3x228,116 5 3x572,856 6 3x917,726 7 3x457,872 8 3x802,612 9 3x1147,482

10 3x113,132


100 | A N E X O S


TOTAL 17875,5

Tabla 29. LONGITUD TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN

Una vez determinado los precios y la longitud del tramo, se va a calcular los

datos necesarios para realizar el estudio económico.

En primer lugar, se debe determinar el Valor Actual Neto del tramo con la sección

seleccionada por los criterios de máxima intensidad admisible y máxima caída de

tensión.

Para dicha sección, se va a calcular el coste de la instalación de la línea, las

pérdidas anuales de energía por efecto Joule, el valor medio anual de las pérdidas por

efecto Joule, el coste anual de las pérdidas y el VAN

𝐷𝐷𝐿𝐿(50) = 17.875,5 ∙ 18,484 = 330.410,25 €

Para el cálculo de las pérdidas anuales de energía por efecto Joule, hará falta la

resistencia del conductor que dependerá de la sección elegida, dichas resistencias

serán las siguientes:

Secciones Resistencias (Ω/Km)

50,0 0,730 70,0 0,522 95,0 0,384

120,0 0,304

Tabla 30. RESISTENCIAS SECCIONES TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN

A continuación, se va a calcular la intensidad eficaz para este tramo, teniendo

en cuenta que se tiene los datos de la irradiación por horas de todo el año, se podrá

calcular la energía que circula por el tramo que se esta estudiando.

Para este tramo se deberá tener en cuenta que cada subgenerador tiene una

potencia de 2,3256 MW, a partir de dicha potencia, se calculará la energía para cada


101 | A N E X O S

hora del día de todos los días del año. Ya sabiendo la energía hora a hora, se podrá

calcular la intensidad que circula en cada instante de la siguiente forma:

𝐼𝐼𝑠𝑠 =𝑀𝑀

√3 ∙ 20.000

Donde:

- W: Energía producida hora a hora.

Ya calculada la intensidad en cada instante de tiempo, se calculará la intensidad

eficaz para ddichos tramo, con la siguiente expresión:

𝐼𝐼𝐼𝐼𝑓𝑓𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝐸𝐸 = ∑ 𝐼𝐼𝑠𝑠2 ∙ 𝑚𝑚𝑠𝑠8760𝑠𝑠=1

8760 = 4.035.167,068760 = 21,4624 𝐴𝐴

A partir de dicha intensidad se podrán calcular todos los datos necesarios para el calculo del VAN:

𝑀𝑀𝑝𝑝 =3 ∙ 0,730 ∙ 17,8755 ∙ 21,46242 ∙ 8760

106 = 158,1 𝑀𝑀𝑀𝑀ℎ

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑚𝑚 =158,18760 = 0,01804 𝑀𝑀𝑀𝑀

Con el precio medio anual del mercado libre, el coste anual de las pérdidas de

la instalación resulta:

𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 = 158,1 ∙ 0,0397 ∙ 103 = 6.268,35 €

Con la tasa de descuento equivalente resultante, deq, el coste de la inversión más

el valor actualizado neto de las pérdidas durante los N = 25 años de vida de la

instalación, resulta:

𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁 = −𝐷𝐷𝐿𝐿 −𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠

(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠

𝑁𝑁

𝑠𝑠=1


102 | A N E X O S

AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠

(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN

1 6.208,08 € -336.618,33 € 2 6.148,38 € -336.558,64 € 3 6.089,26 € -336.499,52 € 4 6.030,71 € -336.440,97 € 5 5.972,72 € -336.382,98 € 6 5.915,29 € -336.325,55 € 7 5.858,42 € -336.268,67 € 8 5.802,09 € -336.212,34 € 9 5.746,30 € -336.156,55 €

10 5.691,04 € -336.101,30 € 11 5.636,32 € -336.046,58 € 12 5.582,13 € -335.992,38 € 13 5.528,45 € -335.938,71 € 14 5.475,29 € -335.885,55 € 15 5.422,65 € -335.832,90 € 16 5.370,51 € -335.780,76 € 17 5.318,87 € -335.729,12 € 18 5.267,72 € -335.677,98 € 19 5.217,07 € -335.627,33 € 20 5.166,91 € -335.577,16 € 21 5.117,23 € -335.527,48 € 22 5.068,02 € -335.478,28 € 23 5.019,29 € -335.429,55 € 24 4.971,03 € -335.381,28 € 25 4.923,23 € -335.333,49 €

Tabla 31. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN – 50 mm2

𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁(50) = −335.333,49 €

Ya determinado el Valor Actual Neto del tramo con la sección seleccionada por

los criterios de máxima intensidad admisible y máxima caída de tensión. Se va a

calcular posteriomente el VAN para las secciones superiores de 70, 95 y 120 mm2.

Para 70 mm2, se va a calcular el coste de la instalación de la línea, las pérdidas

anuales de energía por efecto Joule, el valor medio anual de las pérdidas por efecto

Joule, el coste anual de las pérdidas y el VAN.


103 | A N E X O S

𝐷𝐷𝐿𝐿(70) = 17875,5 ∙ 19,166 = 342.601,833 €

𝑀𝑀𝑝𝑝 =3 ∙ 0,522 ∙ 17,8755 ∙ 21,46242 ∙ 8760

106= 112,9 𝑀𝑀𝑀𝑀ℎ

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑚𝑚 =112,98760 = 0,01289 𝑀𝑀𝑀𝑀

𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 = 112,9 ∙ 0,0397 ∙ 103 = 4.477,39 €



1 4.434,34 € -347.035,67 € 2 4.391,70 € -346.993,03 € 3 4.349,47 € -346.950,80 € 4 4.307,65 € -346.908,98 € 5 4.266,23 € -346.867,56 € 6 4.225,21 € -346.826,54 € 7 4.184,58 € -346.785,91 € 8 4.144,35 € -346.745,67 € 9 4.104,50 € -346.705,82 €

10 4.065,03 € -346.666,36 € 11 4.025,94 € -346.627,27 € 12 3.987,23 € -346.588,56 € 13 3.948,89 € -346.550,22 € 14 3.910,92 € -346.512,25 € 15 3.873,32 € -346.474,65 € 16 3.836,08 € -346.437,40 € 17 3.799,19 € -346.400,52 € 18 3.762,66 € -346.363,99 € 19 3.726,48 € -346.327,81 € 20 3.690,65 € -346.291,98 € 21 3.655,16 € -346.256,49 € 22 3.620,02 € -346.221,34 € 23 3.585,21 € -346.186,54 € 24 3.550,74 € -346.152,06 € 25 3.516,59 € -346.117,92 €


104 | A N E X O S


𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁(70) = −346.117,92 €

Para 95 mm2, se va a calcular el coste de la instalación de la línea, las pérdidas

anuales de energía por efecto Joule, el valor medio anual de las pérdidas por efecto

Joule, el coste anual de las pérdidas y el VAN.

𝐷𝐷𝐿𝐿(95) = 17875,5 ∙ 19,594 = 350.252,03 €

𝑀𝑀𝑝𝑝 =3 ∙ 0,384 ∙ 17,8755 ∙ 21,46242 ∙ 8760

106= 83,2 𝑀𝑀𝑀𝑀ℎ

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑚𝑚 =83,28760 = 0,0095 𝑀𝑀𝑀𝑀

𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 = 83,2 ∙ 0,0397 ∙ 103 = 3.299,13 €



1 3.267,41 € -353.519,44 € 2 3.235,99 € -353.488,02 € 3 3.204,88 € -353.456,91 € 4 3.174,06 € -353.426,09 € 5 3.143,54 € -353.395,57 € 6 3.113,31 € -353.365,34 € 7 3.083,38 € -353.335,41 € 8 3.053,73 € -353.305,76 € 9 3.024,37 € -353.276,40 €

10 2.995,29 € -353.247,32 € 11 2.966,49 € -353.218,52 € 12 2.937,96 € -353.189,99 € 13 2.909,71 € -353.161,74 € 14 2.881,73 € -353.133,76 € 15 2.854,02 € -353.106,05 € 16 2.826,58 € -353.078,61 €


105 | A N E X O S



17 2.799,40 € -353.051,43 € 18 2.772,49 € -353.024,52 € 19 2.745,83 € -352.997,86 € 20 2.719,43 € -352.971,46 € 21 2.693,28 € -352.945,31 € 22 2.667,38 € -352.919,41 € 23 2.641,73 € -352.893,76 € 24 2.616,33 € -352.868,36 € 25 2.591,17 € -352.843,20 €


𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁(95) = −352.843,20 €

Pr último, para 120 mm2, se va a calcular el coste de la instalación de la línea,

las pérdidas anuales de energía por efecto Joule, el valor medio anual de las pérdidas

por efecto Joule, el coste anual de las pérdidas y el VAN.

𝐷𝐷𝐿𝐿(120) = 17875,5 ∙ 20,396 = 364.588,16 €

𝑀𝑀𝑝𝑝 =3 ∙ 0,304 ∙ 17,8755 ∙ 21,46242 ∙ 8760

106 = 65,9 𝑀𝑀𝑀𝑀ℎ

𝑃𝑃𝑝𝑝𝑚𝑚 =65,98760 = 0,00752 𝑀𝑀𝑀𝑀

𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 = 65.9 ∙ 0,0397 ∙ 103 = 2.611,81 €



1 2.586,70 € -367.174,86 € 2 2.561,83 € -367.149,99 € 3 2.537,19 € -367.125,35 € 4 2.512,80 € -367.100,96 € 5 2.488,64 € -367.076,79 € 6 2.464,71 € -367.052,87 €


106 | A N E X O S



7 2.441,01 € -367.029,17 € 8 2.417,54 € -367.005,70 € 9 2.394,29 € -366.982,45 €

10 2.371,27 € -366.959,43 € 11 2.348,47 € -366.936,63 € 12 2.325,89 € -366.914,05 € 13 2.303,52 € -366.891,68 € 14 2.281,37 € -366.869,53 € 15 2.259,44 € -366.847,60 € 16 2.237,71 € -366.825,87 € 17 2.216,19 € -366.804,35 € 18 2.194,89 € -366.783,04 € 19 2.173,78 € -366.761,94 € 20 2.152,88 € -366.741,04 € 21 2.132,18 € -366.720,34 € 22 2.111,68 € -366.699,84 € 23 2.091,37 € -366.679,53 € 24 2.071,26 € -366.659,42 € 25 2.051,35 € -366.639,51 €


𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁(120) = −366.639,51 €

Ya calculado los diferentes datos para realizar el estudio económico, se van a

comparar éstos para analizar si es viable aumentar la sección o no.

50 70 95 120

Coste de la Inversión 330.410,25 € 342.601,33 € 350.252,03 € 364.588,16 €

Pérdida de Energía (MWh) 158,06542 112,90387 83,19233 65,86059


107 | A N E X O S

50 70 95 120

Valor medio anual de las pérdidas por efecto Joule

(MW)

0,01289 0,01289 0,00950 0,00752

Coste Total de Pérdidas (€) 6.268,35 € 4.477,39 € 3.299,13 € 2.611,81 €

VAN -335.333,49 € -346.117,92 € -352.843,20 € -366.639,51 €

Tabla 35. ESTUDIO ECONÓMICO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN

Se observa que, si se aumenta la sección, el coste de la instalación será mayor,

habrá menos pérdidas y por ello se ahorrará más dinero al aumentar la sección. La

sección que hace que el Valor Actal Neto sea más grande es la de 50 mm2, que es la

sección determinada por los criterios anteriores, por ello en este caso no es viable el

dimensionado de este tramo mediante el criterio económico.


108 | A N E X O S

3.4.5. Resumen de cálculo de secciones

A modo resumen, se muestra la siguiente tabla de valores de las secciones

previamente calculadas:

TRAMO CRITERIO MÁXIMA INTENSIDAD ADMISBLE

IB Iz (A) SECCIÓN (mm2) INTENSIDAD ADMISIBLE

(IZ)(A)

RAMAS MÓDULOS - CAJAS CONEXIONES CC 16,93 2,5 39

CAJAS CONEXIONES CC - INVERSOR 406,29 120 464

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN -

SUBESTACIÓN 151,81 50 170

Tabla 36. RESUMEN SECCIONES - CRITERIO DE MÁXIMA INTENSIDAD ADMISIBLE

TRAMO CRITERIO MÁXIMA CAIDA DE TENSIÓN (CDT) PERMITIDA

CDT MAX (%) SECCIÓN CALCULADA (mm2)

SECCIÓN ADOPTADA

(mm2)

RAMAS MÓDULOS - CAJAS CONEXIONES CC 1,5 0,94 2,5

CAJAS CONEXIONES CC - INVERSOR 1,2655

PARTE 1-8-13 240

197,43

DEMÁS PARTES

185

152,69

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN -

SUBESTACIÓN 1,5 15,37 16,00


109 | A N E X O S

Tabla 37. RESUMEN SECCIONES - CRITERIO MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN PERMITIDA

TRAMO SECCIÓN ELEGIDA (mm2)

INTENSIDAD ADMISIBLE

(IZ)(A) CDT REAL

(%) CDT MAX

PERMITIDA (%)

RAMAS MÓDULOS - CAJAS CONEXIONES CC 6 67 0,23

CAJAS CONEXIONES CC - INVERSOR

PARTE 1-8-13 736

1,04

240

DEMÁS PARTES

612

185

CDT TOTAL REAL PARTE CONTINUA 1,28 ≤ 1,5 CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN - SUBESTACIÓN

50 170 0,461

CDT TOTAL REAL PARTE ALTERNA 0,461 ≤ 1,5

Tabla 38. RESUMEN SECCIONES ELEGIDAS


110 | A N E X O S

3.4.6. Selección de cableado

A continuación, se expone una tabla con las diferentes características del cableado seleccionado para cada tramo:

TRAMO SECCIÓN NOMINAL(mm2)

TIPO DE CONDUCTOR AISLAMIENTO MONTAJE TIPO DE CONDUCTOR

SELECCIONADO

RAMAS MÓDULOS - CAJAS CONEXIONES CC 6 COBRE XLPE SOBRE SUELO ZZ - F (AS) 1,8 kV DC

CAJAS CONEXIONES CC - INVERSOR 185 - 240 COBRE XLPE SOBRE SUELO XZ1FA3Z - K(AS) 1,8 kV DC

CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SUBESTACIÓN 50 ALUMINIO XLPE DIRECTAMENTE

ENTERRADO X-VOLT RH5Z1 AL 18-30

kV

Tabla 39. SELECCIÓN DEL CABLEADO POR TRAMOS


111 | A N E X O S

3.5. DISEÑO DE LAS PROTECCIONES ELÉCTRICAS

En este apartado se va a dimensionar las diferentes protecciones necesarias en

la instalación fotovoltaica a instalar.

Posteriormente se va a comentar las diferentes faltas que se pueden producir en

este tipo de instalaciones.

• Cortocircuito: es la conexión voluntaria o accidental de dos puntos de un

circuito entre los que hay una diferencia de potencial. Estas averías se

tienen que eliminar en un tiempo inferior a los 5 segundos. Para poder

considerar que una instalación cuenta con una correcta protección contra

cortocircuitos es preciso que el dispositivo de protección cumpla las

siguientes condiciones:

- El poder de corte del dispositivo de protección debe ser igual o

mayor que la intensidad de cortocircuito máxima precisa en su

punto de instalación.

- El tiempo de corte de la corriente de corto, no debe ser superior al

tiempo que los conductores tardan en alcanzar su temperatura

límite admisible.

- La energía de paso I2t es menor que la energía máxima admisible

del cable.

• Sobreintensidad o sobrecarga: es una intensidad superior a la nominal y

puede producir a su tiempo una sobrecarga o un cortocircuito. Se entiende

por sobrecarga un aumento de corriente que sobrepasa la corriente

nominal.

• Contacto indirecto: contacto de personas con las masas de los equipos y

que puntualmente se encuentran con tensión por alguna falla.

• Sobretensiones: tensiones superiores al valor máximo que pueden existir

entre dos puntos de una instalación eléctrica. Se instalan descargadores

de sobretensiones para evitarlas. En un parque fotovoltaico, las

sobretensiones se atribuyen la mayoría de las veces a descargas

atmosféricas.


112 | A N E X O S

3.5.1. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Módulos Fotovoltaicos)

En primer lugar, se va a estudiar la necesidad o no de la instalación de

protecciones contra sobrecargas y sobreintensidades en las ramas de los módulos.

Para ello, si se dimensiona los conductores según la norma UNE 20460-7-712, es

decir, que soporten dichos conductores una intensidad de 1,25 veces la intensidad de

cortocircuito en el punto de cada conductor, se podría suprimir la protección frente a

sobrecargas.

Al tener 24 ramas en paralelo hasta la caja de conexión CC, la intensidad para

dimensionar los conductores de las ramas, sin medidas de protección, sería del orden

de:

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ (𝑁𝑁º𝑠𝑠𝑝𝑝𝑚𝑚𝑝𝑝𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑 − 1) ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 (17)

𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧 = 1,25 ∙ (24 − 1) ∙ 9,48 = 272,55 𝐴𝐴

Donde:


estándar.

Por lo que se debe dimensionar conductores de una gran sección en cada una

de las distintas ramas del generador fotovoltaico para poder suprimir las protecciones

contra sobrecargas, lo cual sería antieconómico.

El principal factor que no permite la supresión de las protecciones frente a

sobrecargas y sobreintensidades será el posible daño en los módulos fotovoltaicos ya

que la máxima intensidad inversa que soportan los módulos es de 15 A que es muy

inferior a la intensidad de cortocircuito que se tendrá en la rama previamente

calculada. Habitualmente se deja un margen de seguridad por lo que se podría

suponer que en realidad resisten hasta 20 A.


113 | A N E X O S

Si se une lo descrito y las ventajas que supone dichas protecciones para

posteriores mantenimientos y averías, se justifica la necesidad de disponer

protecciones frente a sobrecargas y sobreintensidades.

La medida de protección para dicho tramo será mediante instalación de fusibles.

Para una adecuada elección de los dispositivos de protección de la red DC hay que

tener en cuenta respecto a la red AC:

• Dificultad de extinción del arco al no existir paso por cero de la intensidad.

• Valores elevados de tensión cercanos a los 1000 V.

• Corriente de defecto débiles al ser las corrientes de cortocircuito de los

módulos del orden de la magnitud de las corrientes en el punto máximo

de potencia.

El fusible es un elemento que establece la conexión entre dos partes de un

mismo circuito. Este elemento posee un bajo punto de fusión, por lo que, si la

intensidad supera la nominal, se establece una temperatura de equilibrio por encima

de su temperatura de fusión y el fusible funde.

Cada zona de protección debe estar equipada con dos fusibles uno colocado en

la polaridad positiva y otro en la polaridad negativa.

Serán de tipo gG según la norma UNE-EN 60269. Fusibles de rango completo,

fusible limitador de corriente, que actúa tanto en presencia de corrientes de

cortocircuito como en sobrecargas, fusible de uso general.

La tensión asignada mínima del fusible, VDC,fusible , debe ser mayor a 1,1 veces la

tensión máxima a circuito abierto del generador.

En la ITC‐BT‐22 se detalla la protección contra sobrecargas en las instalaciones

de baja tensión. En ésta se hace referencia a un conjunto de normas que aplican para

este punto. Según la norma UNE-EN 60269, todo dispositivo de protección frente a

sobrecargas debe cumplir con las siguientes condiciones:


114 | A N E X O S

𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 (18) 𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 (19)

Donde:

- IB: Corriente para la que se ha diseñado el circuito sin aplicación de

factores de corrección.

- IZ: Corriente admisible del circuito que será la intensidad máxima

inversa que soportan los módulos.

- IN: Corriente asignada del fusible.

- If: Corriente que garantiza el funcionamiento efectivo de la protección.

Esta desigualdad expresa que los cables eléctricos pueden soportar sobrecargas

transitorias sin deteriorarse de hasta un 145% de la intensidad máxima admisible.

Descritas las características necesarias del fusible a instalar, se debe determinar

los valores mínimos y máximos para su elección, es decir, su intensidad y tensión

nominal.

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑂𝑂,𝐹𝐹𝐹𝐹𝑠𝑠𝑠𝑠𝐹𝐹𝐸𝐸𝑠𝑠 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 (20)

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑂𝑂,𝐹𝐹𝐹𝐹𝑠𝑠𝑠𝑠𝐹𝐹𝐸𝐸𝑠𝑠 = 1,1 ∙ 19 ∙ 46,20 = 965,58 𝑉𝑉

Donde:

- VDC,Fusible: Tensión asignada mínima del fusible.



Por otro lado, para la determinación de la intensidad nominal del interruptor

magnetotérmico, se debe cumplir que:

11,85 𝐴𝐴 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 15 𝐴𝐴

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 21,75 𝐴𝐴


115 | A N E X O S

Tabla 40. CORRIENTE QUE GARANTIZA EL FUNCIONAMIENTO EFECTIVO DE LA PROTECCIÓN

La corriente que garantiza el funcionamiento efectivo de la protección se

establecerá en función de la intensidad nominal del fusible según la siguiente tabla:

Con las características previas, se seleccionará un fusible, por polo, de

intensidad nominal de 12 A, cuya tensión nominal de servicio de 1500 VDC. A

continuación, se justificará el cumplimiento de las condiciones establecidas del fusible

seleccionado mediante las ecuaciones 18,19 y 20.



1500 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉 𝑉𝑉

INTENSIDAD NOMINAL

𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 11,85 ≤ 12 ≤ 15

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 21,75


Tabla 41. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN RAMAS CC


116 | A N E X O S



10 kA. El objetivo de los fusibles colocados en las series del campo fotovoltaico es

proteger frente a cortocircuitos.

La norma IEC 60364 describe que la limitación de intensidad de los conductores

(k2S2) deberá ser superior a la energía de paso (I2t) que figure en el dispositivo de

protección:

√𝑚𝑚 = 𝑘𝑘 ∙𝑆𝑆𝑑𝑑 → 𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑚𝑚𝑠𝑠𝑛𝑛𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑚𝑚𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛) ≤ 𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑇𝑇𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠)

𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑇𝑇𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠) = 𝑘𝑘2 ∙ 𝑆𝑆2

(21)


117 | A N E X O S

Donde:

- k: Constante propia del conductor de cobre a la temperatura máxima

del servicio.

- S: Sección del conductor.

- I: Intensidad máxima admisible.

- t: tiempo que debe poderse soportar la intensidad máxima. 5

segundos

Para una sección de 4 mm2, que es la que hay que tener en cuenta debido a que

los módulos van conectados entre sí a partir de un conductor de dicha sección, y una

k=143 ya que el aislante es polietileno reticulado (XLPE).

Se determinará una intensidad máxima admisible durante un cortocircuito de 5

segundos de 255,80 A. El fusible determinado, para t=5 s con 50 A ya funde.

Se debe recalcar que las condiciones descritas anteriormente difícilmente se

darán en las ramas. Es importante saber que el fusible se dimensiona para no fundirse

en condiciones nominales y sí, para condiciones de cortocircuito, pero difícilmente lo

hará pues la corriente de cortocircuito es sensiblemente superior a la intensidad en el

punto de máxima potencia. En concreto la corriente de cortocircuito del módulo es de

Isc= 9.48 A bastante inferior a la corriente nominal del fusible.

3.5.2. Interruptor seccionador en carga (Caja CC)

Este interruptor de control se suele accionar manualmente y es un dispositivo no

automático de dos posiciones (abierto/cerrado). Se utiliza para cerrar y abrir circuitos

cargados en condiciones normales de circuitos, sin defectos. Por lo tanto, no

proporciona ninguna protección a los circuitos que controla.

La norma IEC 60947‐3 define:

• La frecuencia de funcionamiento del interruptor (600 ciclos de apertura/cierre por hora, como máximo).


118 | A N E X O S

• La resistencia mecánica y eléctrica (por lo general menor que la de un contactor).

• El régimen de conexión y desconexión de corriente para situaciones normales y poco frecuentes.

Pese a que el interruptor seccionador no se diseña para proteger sino para

maniobrar. Su dimensionado debe estar en consonancia con los fusibles de la entrada

del inversor. Como éstos, se dimensionan a 315 A, el interruptor seccionador será de

la misma corriente nominal o superior.

Además, se debe cerciorar de la posibilidad de abrir el circuito en caso de

cortocircuito. De este modo, la intensidad y tensión nominal para la que se dimensiona

es:


𝐼𝐼 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ≥ 1,25 ∙ 9,48 ∙ 24 = 284,4 𝐴𝐴

𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 1,1 ∙ 19 ∙ 46,20 = 965,58 𝑉𝑉

(22)

Se seleccionará el interruptor-seccionador de 4 polos e intensidad nominal de

315 A, este dispositivo de protección tendrá un aislamiento de 1000 Vdc. A

continuación, se justificará el cumplimiento de las condiciones establecidas del

interruptor-seccionador seleccionado.

1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉

315 𝐴𝐴 ≥ 284,4 𝐴𝐴

Se observa que el dispositivo de protección cumple las condiciones establecidas.

A continuación, se mostrará una tabla con las diferentes características del interruptor-

seccionador.


119 | A N E X O S

MODELO INTERRUPTOR - SECCIONADOR

INTERRUPTOR-SECCIONADOR (2P) (315 A) (1000 V)


1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉

INTENSIDAD NOMINAL


315 𝐴𝐴 ≥ 284,4 𝐴𝐴


Tabla 42. RESUMEN INTERRUPTOR – SECCIONADOR – CAJA DE CONEXIÓN CC

3.5.3. Protección frente a sobretensiones

Para la protección frente a sobretensiones se utilizará un sistema interno de

protección, con el objeto de reducir y evitar los efectos de las sobretensiones

originadas por la descarga del rayo y los campos electromagnéticos asociados, así

como las sobretensiones transmitidas por las líneas de conexión.

El sistema interno de protección empleado consistirá en las siguientes medidas:

Conexión equipotencial: se basa en conseguir la equipotencialidad de las

tierras utilizando un único electrodo de puesta a tierra para toda la

instalación. Esto evita que, ante una descarga del rayo, aparezcan

diferencias de potencial entre los distintos elementos del sistema.

Instalación de descargadores de sobretensión: encargados de limitar el

valor de las sobretensiones que se pueden presentar en la instalación.

Los dispositivos de protección que se van a diseñar deben reducir las

sobretensiones limitándolas a valores que sean admisibles por los dispositivos que

quedan bajo su protección, según se indica en la ITC-BT-23.

En esta instrucción técnica se distingue 4 categorías diferentes, indicando en

cada caso el nivel de tensión soportada a impulsos (1,2/50), en kV, según la tensión

nominal de la instalación.


120 | A N E X O S

Para asegurar la protección de la instalación fotovoltaica frente a sobretensiones

se equipará la instalación con dispositivos de categoría III, dicha categoría se aplica a

los equipos y materiales que forman parte de la instalación eléctrica fija y a otros

equipos para los cuales se requiere un alto nivel de fiabilidad. Se utilizan para eliminar

sobretensiones inducidas no asociadas a corrientes de impacto directo de rayos, así

mismo, irán destinados a la entrada de los cuadros de distribución y cuando el impacto

directo del rayo es poco probable.

3.5.3.1. Tramo corriente continua (Caja Conexión CC)

En la parte de corriente continua se deben proteger los componentes del

generador fotovoltaico y el inversor.

Se dispondrá para la protección de sobretensiones, descargadores con las

siguientes características:

• El nivel de protección (Up) debe ser inferior a 4 kV. Esto se debe a que los

equipos instalados corresponden a la categoría de sobretensión III.

• La tensión máxima de servicio permanente (Uc) debe ser superior a la tensión máxima permanente que puede aplicarse al dispositivo de

protección.

• La corriente nominal de descarga (IN), que es el valor de cresta de la

corriente a través del dispositivo con una forma de onda de 8/20, debe ser

superior a 5 kA según la Tabla 534.3 de la norma UNE HD 60364-5-534,

debido a que el tipo de conexión es de tipo 1 ya que proporciona un modo

de protección entre cada conductor activo y PE y el sistema de

alimentación para este tramo es monofásico.

Tabla 43. NIVEL DE TENSIÓN SOPOTADA A IMPULSOS SEGÚN LA TENSIÓN NOMINAL DE LA INSTALACIÓN (ITC-BT-23)


121 | A N E X O S

Hay tres tipos de dispositivos de sobretensión, según la norma UNE-EN 61643-

11 que se mostrarán a continuación:

En general, se podrá logar la protección de la instalación mediante dispositivos

de tipo 2 que protegen contra los efectos del rayo, pero no directamente, al ser poco

probable su impacto en la zona de la instalación, y contra sobretensiones debidas a

conmutación. Las características de sobretensión del dispositivo tipo 2 se muestran

en la tabla previa.

Al ser los descargadores de tipo 2, la conexión entre el dispositivo de protección

y tierra se tendrá que realizar, como mínimo, con un conductor de cobre de sección 6

mm2, y se realizará entre el dispositivo y el borne de entrada de tierra, según lo

descrito en el apartado 534.4.10 de la norma UNE HD 60364-5-534.

La tensión nominal de los descargadores se obtendrá en base a la máxima

tensión de circuito abierto del subgenerador fotovoltaico, que se obtendrá a una

temperatura de funcionamiento de la célula de -10 ºC. Se determinará mediante la

ecuación número 1:

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂) = 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ [1 + 𝛽𝛽𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 ∙ (𝑇𝑇𝑇𝑇 − 25)]

Tabla 45. TIPOS DE DISPOSITIVOS DE SOBRETENSIÓN - UNE-EN 61643-11

Tabla 44. CORRIENTE DE DESCARGA NOMINAL EN kA EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN Y DEL TIPO DE CONEXIÓN


122 | A N E X O S

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂) = 46,20 ∙ 1 +−0,31

100 ∙ (−10 − 25) = 51,2127 𝑉𝑉

Donde:

- VMOD,OC(Tc=-10ºC): Tensión en circuito abierto del módulo fotovoltaico

para una temperatura de la célula de -10 ºC.




- βVMOD,OC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la tensión en abierto.

Con la tensión calculada, se obtendrá la máxima tensión de vacío del generador

fotovoltaico:

𝑉𝑉𝑆𝑆𝑆𝑆𝐵𝐵𝑃𝑃𝐹𝐹𝑃𝑃,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀 = 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 (𝑆𝑆𝐶𝐶= −10º𝑂𝑂) = 51,2127 ∙ 19 = 973,0413 𝑉𝑉

Con la máxima tensión de vacío del generador fotovoltaico, se establecerá las

características que debe tener el descargador del tramo estudiado:

Uc ≥ 973,0413 V

Up ≤ 4 kV

IN ≥ 5 kA

A partir de las características determinadas, se elegirá el siguiente descargador

ubicado en la caja de conexión CC:

MODELO DESCARGADOR PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN (CLASE II) (3 kV) (1000 V) (20 kA)

NIVEL DE PROTECCIÓN 𝑈𝑈𝑝𝑝 ≤ 4 𝑘𝑘𝑉𝑉

3 𝑘𝑘𝑉𝑉 ≤ 4 𝑘𝑘𝑉𝑉

TENSIÓN EN RÉGIMEN PERMANTENTE MÁXIMO

𝑈𝑈𝑠𝑠 ≥ 973,0413 𝑉𝑉

1000 𝑉𝑉 ≥ 973,0413 V


123 | A N E X O S

CORRIENTE DE DESCARGA NOMINAL

𝐼𝐼𝑁𝑁 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴

20 𝑘𝑘𝐴𝐴 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴

CORRIENTE MÁXIMA DE DESCARGA NOMINAL 𝐼𝐼𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 = 40 𝑘𝑘𝐴𝐴


Tabla 46. PROTECCIÓN FRENTE A SOBRETENSIONES CAJA DE CONEXIÓN CC

3.5.3.2. Tramo corriente continua (Inversor)

Al disponer de una distancia mayor de 10 m entre la caja de conexión CC y el

inversor, se instalará un segundo descargador de sobretensión en el propio inversor

con las mismas características que el dispositivo descrito en la tabla 34. El inversor

de la instalación es apto para las condiciones de ésta, debido a la disposición de

descargadores tipo 2.

3.5.4. Protección frente a sobrecargas y sobreintensidades (Entrada inversor)

A partir de este punto, el dimensionado del centro de transformación forma parte

del fabricante, quién suministra e integra las protecciones, el inversor y transformador

dentro del centro de transformación. Como parte del diseño de la baja tensión, se

analizarán los criterios del fabricante para instalar los fusibles. Se utilizarán las

ecuaciones 18 y 19.

𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍

Donde:

- IB: Corriente para la que se ha diseñado el circuito sin aplicación de

factores de corrección.


124 | A N E X O S

- IZ: Corriente admisible del circuito que será la intensidad que soporta

el conductor.

- IN: Corriente asignada del fusible.

- If: Corriente que garantiza el funcionamiento efectivo de la protección.

Descritas las características necesarias del fusible a instalar, se debe determinar

los valores mínimos y máximos para su elección, es decir, su intensidad y tensión

nominal.

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑂𝑂,𝐹𝐹𝐹𝐹𝑠𝑠𝑠𝑠𝐹𝐹𝐸𝐸𝑠𝑠 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂

𝑉𝑉𝑀𝑀𝑂𝑂,𝐹𝐹𝐹𝐹𝑠𝑠𝑠𝑠𝐹𝐹𝐸𝐸𝑠𝑠 = 1,1 ∙ 19 ∙ 46,20 = 965,58 𝑉𝑉

Donde:

- VDC,Fusible: Tensión asignada mínima del fusible.



Se sabe que la intensidad de diseño del circuito sin factores de corrección es de

284,4 A, y la intensidad admisible para el circuito, cuya sección es de 240 mm2, es de

736 A y para el circuito de 185 mm2 es de 612 A, se establece que los fusibles deben

tener una intensidad entre los siguientes rangos:

Para la sección 240 mm2:

284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 736

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 736


284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 612

𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 612

La corriente que garantiza el funcionamiento efectivo de la protección se

establecerá en función de la intensidad nominal del fusible según la siguiente tabla:


125 | A N E X O S

Tabla 47. CORRIENTE QUE GARANTIZA EL FUNCIONAMIENTO EFECTIVO DE LA PROTECCIÓN


284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 736

1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 1067,2


284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 612

1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 887,4

Con las características previas, se seleccionará un fusible, por polo, de

intensidad nominal de 315 A, cuya tensión nominal de servicio de 1000 VDC. A

continuación, se justificará el cumplimiento de las condiciones establecidas del fusible

seleccionado:


TENSIÓN NOMINAL

𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉

1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉 𝑉𝑉


126 | A N E X O S




𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 1067,2



𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 887,4

UBICACIÓN INVERSOR

Tabla 48. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR


127 | A N E X O S


30 kA. El objetivo de los fusibles es también proteger frente a cortocircuitos.

La norma IEC 60364 describe que la limitación de intensidad de los conductores

(k2S2) deberá ser superior a la energía de paso (I2t) que figure en el dispositivo de

protección:

√𝑚𝑚 = 𝑘𝑘 ∙𝑆𝑆𝑑𝑑 → 𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑚𝑚𝑠𝑠𝑛𝑛𝑚𝑚𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑚𝑚𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛) ≤ 𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑇𝑇𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠)

𝐼𝐼2 ∙ 𝑚𝑚 (𝑇𝑇𝑝𝑝𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠) = 𝑘𝑘2 ∙ 𝑆𝑆2

Donde:

- k: Constante propia del conductor de cobre a la temperatura máxima

del servicio.

- S: Sección del conductor.

- I: Intensidad máxima admisible.

- t: tiempo que debe poderse soportar la intensidad máxima. 5

segundos.

Para una sección de 185 mm2 y 240 mm2, y una k=143 ya que el aislante es

polietileno reticulado (XLPE). Se determinará una intensidad máxima admisible

durante un cortocircuito de 5 segundos de:

𝐼𝐼2 ∙ 5 = 1432 ∙ 1852

𝐼𝐼 = 11831,035 𝐴𝐴

𝐼𝐼2 ∙ 5 = 1432 ∙ 2402

𝐼𝐼 = 15348,37 𝐴𝐴

El fusible escogido, para t=5 segundos, funde a unos 1400 A por lo que el cable

está más que protegido.


128 | A N E X O S


3.5.5. Protecciones tramo de corriente alterna

Estas protecciones serán instaladas según el fabricante del centro de

transformación, dimensionarán las protecciones del inversor en función de los

parámetros de entrada.

3.5.5.1. Protecciones inversor

El inversor que se instalará para cada subgenerador tendrá los siguientes

elementos de protección:

• Un interruptor seccionador de corte en carga con accionamiento manual. Permitirá el corte del subgenerador para labores de mantenimiento, al


• Un fusible dimensionado a la tensión nominal de funcionamiento del

inversor.








129 | A N E X O S


3.5.5.2. Protecciones centro de transformación











• Interruptor automático tripolar de corte en vacío (Vn=22kV, In=630 A, Icc=

20kA).


• Varios transformadores de intesidad para tomar medidas.


130 | A N E X O S

3.6. Puesta a tierra – Parte Corriente continua

Con objeto de proporcionar una protección de las personas contra contactos

directos e indirectos del sistema fotovoltaico, se dispondrá de una configuración

flotante del generador fotovoltaico proyectado, es decir, la red de corriente continua

del generador fotovoltaico se encuentra aislada de tierra y existe una tierra de

protección a la que se unirán las masas metálicas del sistema, así como los

dispositivos de protección frente a sobretensiones.

Se dispondrá una conexión equipotencial a tierra a la que se unirán todas las

partes metálicas de los componentes del sistema fotovoltaico. Esta red de tierra tendrá

los objetivos siguientes:

La protección de las personas frente a contactos indirectos, al impedir que

las masas adquieran potencial en el caso de defectos de aislamiento.

Permitir la correcta actuación de los limitadores de corriente y

sobretensión de la protección interna.

Al mismo tiempo, se cumplirá el artículo 15 del RD 1699/2011 y la ITC BT-40,

por lo que el electrodo de puesta a tierra de la instalación será independiente del

electrodo del neutro del transformador, así como también se dispondrá de una

separación galvánica entre la parte de corriente alterna y la de continua en la

instalación, que se logrará a través del transformador existente del inversor.


131 | A N E X O S

A continuación, se representará un esquema con las diferentes

recomendaciones para la conexión al electrodo de puesta a tierra:

La puesta a tierra, para la instalación estudiada, estará formada por los

siguientes componentes:

• Toma de tierra.

• Conductor de protección.

• Borne principal de tierra.

• Conductor de tierra.

3.6.1. Toma de tierra

Para la elección de la toma de tierra se seguirá lo especificado en la ITC-BT-15,

donde se dice que para la toma de tierra se pueden utilizar electrodos formados por:

- Barras, tubos.

- Pletinas, conductores desnudos.

- Placas; anillos o mallas metálicas constituidos por los elementos

anteriores o sus combinaciones.

Figura 14. RECOMENDACIONES - INSTALACIÓN PUESTA A TIERRA


132 | A N E X O S

- Armaduras de hormigón enterradas; con excepción de las armaduras

pretensadas.

- Otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas.

El tipo y la profundidad de enterramiento de las tomas de tierra deben ser tales

que la posible pérdida de humedad del suelo, la presencia del hielo u otros efectos

climáticos, no aumenten la resistencia de la toma de tierra por encima del valor

previsto. La profundidad nunca será inferior a 0,50 m.

Los materiales utilizados y la realización de las tomas de tierra deben ser tales

que no se vea afectada la resistencia mecánica y eléctrica por efecto de la corrosión

de forma que comprometa las características del diseño de la instalación.

Las canalizaciones metálicas de otros servicios (agua, líquidos o gases

inflamables, calefacción central, etc.) no deben ser utilizadas como tomas de tierra por

razones de seguridad.

Las envolventes de plomo y otras envolventes de cables que no sean

susceptibles de deterioro debido a una corrosión excesiva pueden ser utilizadas como

toma de tierra, previa autorización del propietario, tomando las precauciones debidas

para que el usuario de la instalación eléctrica sea advertido de los cambios del cable

que podría afectar a sus características de puesta a tierra.

Para la instalación, se utilizará como electrodo de tierra, una malla aprovechando

las zanjas de los conductores de las instalaciones además de diferentes zanjas

transversales para la creación de la malla. La zanja tendrá una profundidad de 1,25

m.

Las longitudes de los conductores que crean la malla serán las siguientes:

• En sentido longitudinal: 2664,27 m

• En sentido transversal: 993,87 m

• Longitud Total: 3658 m

• Área cubierta por la malla: 220639 m2


133 | A N E X O S

3.6.2. Conductores de protección

Los conductores de protección sirven para unir eléctricamente las masas de una

instalación a ciertos elementos con el fin de asegurar la protección contra contactos

indirectos.

En el circuito de conexión a tierra, los conductores de protección unirán las

masas al conductor de tierra.

La sección de los conductores de protección será la indicada en la Tabla 2 de la

ITC-BT-18 del REBT, o se obtendrá por cálculo conforme a lo indicado en la norma

UNE-HD 60364-5-54 apartado 543.1.1.

Si la aplicación de la tabla conduce a valores no normalizados, se han de utilizar

conductores que tengan la sección normalizada superior más próxima.

Los valores de la tabla previa solo son válidos en el caso de que los conductores

de protección hayan sido fabricados del mismo material que los conductores activos.

De no ser así, las secciones de los conductores de protección se determinarán de

forma que presenten una conductividad equivalente a la que resulta aplicando la Tabla

38.

Tabla 50. RELACIÓN ENTRE LAS SECCIONES DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN Y LOS DE FASE


134 | A N E X O S

Así se dispondrá los siguientes conductores de protección:

TRAMO SECCIÓN DE LOS

CONDUCTORES DE FASE (mm2)

SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN (mm2)

CONEXIÓN DE LAS MASAS

METÁLICAS DEL GENERADOR

FOTOVOLTAICO

6 6

CAJA DE CONEXIÓN (CC)

2x120 70

185 120

INVERSOR 50 25

Tabla 51. SELECCIÓN DE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN EN FUNCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE FASE

3.6.3. Borne principal de tierra

también llamado barra de equipotencialidad, en toda instalación de puesta a

tierra debe preverse un borne principal de tierra, al cual deben unirse los conductores

siguientes:

• Los conductores de tierra.

• Los conductores de protección.

• Los conductores de unión equipotencial principal.

• Los conductores de puesta a tierra funcional, si son necesarios.

Debe preverse sobre los conductores de tierra y en lugar accesible, un

dispositivo que permita medir la resistencia de la toma de tierra correspondiente. Este

dispositivo puede estar combinado con el borne principal de tierra, debe ser

desmontable necesariamente por medio de un útil, tiene que ser mecánicamente

seguro y debe asegurar la continuidad eléctrica.


135 | A N E X O S

3.6.4. Conductores de tierra

Según la ITC-BT-18 las secciones mínimas convencionales de los conductores

de tierra o líneas de enlace con el electrodo de puesta a tierra son los siguientes:

Durante la ejecución de las uniones entre conductores de tierra y electrodo de

tierra debe extremarse el cuidado para que resulten eléctricamente correctas.

Debe cuidarse, en especial, que las conexiones, no dañen ni a los conductores

ni a los electrodos de tierra.

Para esta instalación, al no estar el conductor de tierra protegido contra la

corrosión y al ser de cobre, se debería de seleccionar una sección de 25 mm2, pero

es aconsejable la utilización de un conductor de tierra de cobre desnudo de 35 mm2

de sección nominal con una longitud de 10 m hasta la unión con el electrodo de tierra.

3.6.5. Comprobación de la toma de tierra

El personal técnicamente competente efectuará la comprobación de la

instalación de puesta a tierra, al menos anualmente, en la época en la que el terreno

esté más seco. Para ello, se medirá la resistencia de tierra, y se repararán con carácter

urgente los defectos que se encuentren. La malla y los conductores de enlace hasta

el punto de puesta a tierra se pondrán al descubierto para su examen, al menos una

vez cada cinco años.

Según la ITC-BT 18 del REBT, el electrodo se dimensionará de forma que su

resistencia de tierra, en cualquier circunstancia previsible, no sea superior al valor

especificado para ella, en cada caso.

Tabla 52. SECCIONES MÍNIMAS CONVENCIONALES DE LOS CONDUCTORES DE TIERRA


136 | A N E X O S

Se obliga a garantizar que nunca se supere, en la parte de corriente alterna, los

24 V de tensión de contacto, ya que se considera el local o emplazamiento conductor.

Por ello, en la parte AC se tendrá una intensidad máxima de defecto a tierra de

0,3 A, es decir, la limitada por el interruptor diferencial del inversor, por lo que se

cumplirá que la máxima resistencia de puesta a tierra:

𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀−𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀 =𝑉𝑉𝐿𝐿𝐼𝐼𝑀𝑀𝐼𝐼𝑆𝑆𝐼𝐼

𝐼𝐼𝑚𝑚á𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚𝑠𝑠 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑓𝑓𝑠𝑠𝑠𝑠𝐸𝐸𝑠𝑠=

240,3 = 80 𝛺𝛺 (23)

Donde:

- RMAX-TIERRA: Resistencia máxima de puesta a tierra.

- VLÍMITE: Máxima tensión de contacto directo.

- Imáxima defecto: Intensidad máxima de defecto a tierra, es decir,

sensibilidad del interruptor diferencial.

Se debe establecer la condición de que, la resistencia de puesta a tierra de la

instalación sea inferior a la máxima calculada. Así mismo, según el apartado 3.1 de la

Guía BT-26 referente al REBT, la resistencia a tierra debe ser inferior a 15 Ω para

edificios con pararrayos y de 37 Ω para edificios sin pararrayos, como en la instalación

proyectada.

Teniendo en cuenta que la instalación se encuentra en una zona de tipo arena

arcillosa, la resistividad según la Tabla 3 de la ITC-BT-18 será de entre 50 a 500 Ω·m,

se establecerá para el dimensionado una resistividad de 250 Ω·m.

Con ello, se tendrá que la resistencia de puesta a tierra obtenida por la malla

instaladasegún ITC MIE RAT-13, será de:

𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝐿𝐿𝐿𝐿𝑀𝑀 = 𝜌𝜌 ∙

⎝

⎜⎛1𝐿𝐿 +

1√20 ∙ 𝐴𝐴

∙

⎝

⎛1 +1

1 + ℎ ∙ 20𝐴𝐴 ⎠

⎞

⎠

⎟⎞

(24)


137 | A N E X O S

Donde:

- RMALLA: Resistencia de puesta a tierra obtenida con la malla instalada.

- ρ (Ω∙m): Resistividad del terreno.

- L (m): Longitud conductores de malla.

- h (m): Profundidad de la malla.

- A (m2): Area cubierta por la malla.

𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝐿𝐿𝐿𝐿𝑀𝑀 = 250 ∙

⎝

⎜⎛ 1

3658 +1

√20 ∙ 220639∙

⎝

⎛1 +1

1 + 1,25 ∙ 20220639⎠

⎞

⎠

⎟⎞

𝑅𝑅𝑀𝑀𝑀𝑀𝐿𝐿𝐿𝐿𝑀𝑀 = 0,3049639 Ω

Si se tiene además que el tramo de conductor enterrado es de 2664,27 m, se

tendrá una resistencia de tierra del cable de:

𝑅𝑅𝑂𝑂𝑀𝑀𝐵𝐵𝐿𝐿𝐼𝐼 =2 ∙ 𝜌𝜌𝐿𝐿 =

2 ∙ 2502664,27 = 0,187668 𝛺𝛺 (25)

Donde:

- RCABLE: Resistencia de tierra del cable enterrado.

- L: Longitud del tramo enterrado.

Siendo la resistencia total de puesta a tierra de:

1𝑅𝑅𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀

=1

0,3049639 +1

0,187668

𝑅𝑅𝑆𝑆𝐼𝐼𝐼𝐼𝑅𝑅𝑅𝑅𝑀𝑀 = 0,1161759 Ω

Como se observa es inferior a 37 Ω impuesta por la Guía BT-26 referente al

REBT.


138 | A N E X O S

Por otra parte, al tener diversos centros de transformación se ha de cumplir que

la tierra del sistema fotovoltaico guarde una distancia mínima de separación con

respecto a la puesta a tierra de los neutros de dichos transformadores. Por lo tanto, la

distancia entre los electrodos de la puesta a tierra y cualquiera de los electrodos de

puesta a tierra de los neutros de dichos transformadores deberá ser mayor o igual a:

𝐷𝐷 =𝐼𝐼𝑠𝑠 ∙ 𝜌𝜌

2 ∙ 𝜋𝜋 ∙ 𝑈𝑈 (26)

Donde:

- D: Distancia entre electrodos (m).

- ρ (Ω∙m): Resistividad del terreno.

- Id: Intensidad de defecto a tierra para el lado de alta tensión (A), que

según indicaciones de la compañía distribuidora de la zona será de

300 A.

- U: 1200 V para sistemas de distribución TT, siempre que el tiempo

de eliminación del defecto en la instalación de alta tensión sea menor

o igual a 5 segundos.

Luego la distancia mínima será:

𝐷𝐷 =300 ∙ 250

2 ∙ 𝜋𝜋 ∙ 1200 = 9,947183 𝑚𝑚

En este caso se guardará una distancia superior a los 9,947183 m calculados

anteriormente.


139 | A N E X O S

ANEXO B: IRRADICACIÓN

SOLAR Y ENERGIA

GENERADA


140 | A N E X O S

3.7. IRRADIACIÓN SOLAR Y ENERGÍA GENERADA

3.7.1. Irradiación solar

En primer lugar, para calcular la energía generada que produce la instalación

fotovoltaica a lo largo del año, es necesario saber la irradiación solar en cada

momento.

Sabiendo que los módulos fotovoltaicos irán instalados en estructuras solares,

cuya inclinación es de 33º y que la orientación de dicha cubierta está dirigida

directamente al sur, es decir, el azimut será de 0º.

Con dichos datos, se podrá obtener la irradiación por horas de todo el año en la

página web de la Agencia Andaluza de la Energía que es la siguiente:

• http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php

Para obtener los datos, se debe saber la latitud, 37°05'58" Norte, donde se

encuentra la instalación, la longitud, 5°37'19" Oeste, la inclinación ya comentada que

será de 33º y la orientación que es de 0º.

A partir de dichos datos, la Agencia Andaluza de la Energía proporcionará la

irradiación horaria de cada día a lo largo del año.

A continuación, se representará en dos tablas y en dos gráficos, la irradiación

media mensual y la radiación mensual de todos los meses del año para la ubicación

comentada.



141 | A N E X O S

0,00

1000,00

2000,00

3000,00

4000,00

5000,00

6000,00

7000,00

8000,00

IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL (Wh/m2)

IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL (Wh/m2)

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 4006,26 4972,04 5663,03 6447,32 6726,38 7216,34 7336,37 7264,23 6386,51 5029,56 4241,38 3408,27

Tabla 53. IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL

Figura 15. IRRADIACIÓN MEDIA MENSUAL


142 | A N E X O S

0

50000

100000

150000

200000

250000

IRRADIACIÓN MENSUAL (Wh/m2)

IRRADIACIÓN MENSUAL Y TOTAL (Wh/m2)

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE 124194 144189 175554 193420 208518 216490 227428 225191 191595 155917 127241 105656

TOTAL

2095393

Tabla 54. IRRADIACIÓN MENSUAL Y TOTAL

Figura 16. IRRADIACIÓN MENSUAL


143 | A N E X O S

3.7.2. Cálculo de la energía generada

Para determinar la generación de energía anual de la instalación fotovoltaica, se

necesitará los datos descritos a continuación:

• Irradiación solar en el plano correspondiente a los módulos fotovoltaicos,

es decir, en la localidad de El Coronil, orientación sur (α=0º) e inclinación

de β=33º.

• La potencia nominal del generador fotovoltaico que se ha detallado en el Anexo A, y será de 23,256 MW.

• Factor de rendimiento del sistema o Performance Ratio (PR) que dependerá del mes.

Así, la energía producida por el generador fotovoltaico vendrá determinada por

la siguiente ecuación:

𝐸𝐸𝐹𝐹𝑃𝑃(𝑘𝑘𝑀𝑀ℎ) = 𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹𝑃𝑃,𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝐺𝐺𝑀𝑀𝐼𝐼𝑅𝑅𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝐼𝐼𝑁𝑁𝑆𝑆𝑆𝑆𝑀𝑀𝐿𝐿(𝛼𝛼,𝛽𝛽) ∙ 𝑃𝑃𝑅𝑅 (27)

Donde:

- PGFV,M,STC: Potencia nominal del generador fotovoltaico en

condiciones estándar de medida (STC).

- GPERIODO, MENSUAL (α,β): Irradiación mensual sobre la superficie del

generador fotovoltaico, GPERIODO, MENSUAL (0 º,33 º), dichos valores se

podrán encontrar en el apartado 3.8.1.

- PR: Performance ratio o factor de rendimiento del sistema.

- EFV: Energía producida por el generador fotovoltaico.

3.7.2.1. Performance Ratio

El Performance Ratio (PR) es el factor de rendimiento global del sistema en el

que se tienen en cuenta las pérdidas energéticas asociadas a los rendimientos de

conversión de corriente continua a alterna, de seguimiento del punto de máxima

potencia del inversor y el hecho de que el rendimiento de las células solares en la

realidad es inferior al que indica el valor de su potencia nominal, debido a que el valor

de la temperatura de operación suele ser superior a los 25 ºC.


144 | A N E X O S

El valor de la temperatura de la célula dependerá de la temperatura media diaria

de cada mes, por lo que se tendrá un PR en los diferentes meses del año y, por

consiguiente, una variación de generación de energía.

Para hallar la eficiencia del generador en condiciones reales de trabajo, el Pliego

de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red de julio de 2011 (PCT-

Rev.-julio. 2011) especifica que se debe tener en cuenta:

• La dependencia de la eficiencia con la temperatura.

• La eficiencia del cableado.

• Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad.

• Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.

• La eficiencia energética del inversor.

• Otros

3.7.2.1.1. Cálculo de las pérdidas por inclinación y orientación

El objetivo de este apartado es calcular las pérdidas por inclinación y orientación

de los módulos, en este caso, los módulos van instalados en una estructura fija cuya

inclinación será de 33º, igualmente con la orientación sucede lo mismo, el azimut no

se podrá variar y será de 0º.

Por ello, para determinar las pérdidas por inclinación y orientación se establecen

dos fórmulas dependiendo de la inclinación de los módulos a instalar.

Para 15º< β < 90º

𝑃𝑃é𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝𝑑𝑑(%) = 100 ∙ [1,2 ∙ 10−4 ∙ (𝛽𝛽 − 𝜙𝜙 + 10)2 + 3,5 ∙ 10−5 ∙ 𝛼𝛼2] (28)

Donde:

- β: Inclinación del generador fotovoltaico (β = 33º).

- ɸ: Latitud donde se ubica la instalación (ɸ = 37,099º).

- α: Orientación del generador fotovoltaico (α = 0º).


145 | A N E X O S

Para β ≤ 15º

𝑃𝑃é𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝𝑑𝑑(%) = 100 ∙ [1,2 ∙ 10−4 ∙ (𝛽𝛽 − 𝜙𝜙 + 10)2] (29)

Donde:

- β: Inclinación del generador fotovoltaico.

- ɸ: Latitud donde se ubica la instalación.

En este caso la inclinación es de 33º, la orientación de 0º y la latitud donde se va

a realizar la instalación es de 37,099º. Con dichos datos las pérdidas por orientación

e inclinación son las siguientes:

𝑃𝑃é𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝𝑑𝑑(%) = 100 ∙ [1,2 ∙ 10−4 ∙ (33 − 37,099 + 10)2 + 3,5 ∙ 10−5 ∙ 02]

𝑃𝑃é𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝𝑑𝑑(%) = 0,417861 %

3.7.2.1.2. Cálculo de las pérdidas por sombras

El procedimiento para determinar las pérdidas por sombras se basa en la

comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el

diagrama de trayectorias del sol.

En este caso, se despreciarán las pérdidas por sombras dada a la ausencia de

obstáculos cercanos que puedan originar dichas sombras.

Además, se ha dimensionado el generador fotovoltaico teniendo en cuenta las

sombras de los propios modulos fotovoltaicos para evitar la generación de sombras

entre ellos. Para ello, se debe definir uan distancia mínima de separación entre ramas

de módulos, y será la siguiente:

𝑆𝑆𝑑𝑑𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑝𝑝 = 𝑠𝑠 ∙sin(𝛾𝛾𝑠𝑠 + 𝛽𝛽)

sin(𝛾𝛾𝑠𝑠) (30)

Donde:

- β: Inclinación del generador fotovoltaico.


146 | A N E X O S

Figura 17. DISTANCIA DE SEPACIÓN ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

- b: Longitud del módulo de la instalación.

- γs: Ángulo critico en el solsticio de invierno.

𝑆𝑆𝑑𝑑𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠𝑝𝑝 = 3,92 ∙sin(29,4 + 33)

sin(29,4) = 7,7076 𝑚𝑚

𝑑𝑑𝑚𝑚𝑠𝑠𝑠𝑠 = 7,7076 − 3,92 ∙ sin 33 = 4,941 𝑚𝑚

3.7.2.1.3. Dependencia de la eficiencia con la temperatura

Las pérdidas descritas en la siguiente tabla representan las pérdidas medias

mensuales debidas al efecto de la temperatura de las células fotovoltaicas.

𝑃𝑃é𝑠𝑠𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝𝑑𝑑, 𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚𝑝𝑝(%) = 100 ∙ [1 + 𝛽𝛽𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂 ∙ (𝑇𝑇𝑇𝑇 − 25)] (31)

Donde:


- βVMOD,OC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la tensión en abierto

que será de -0,31 ºC/%.


147 | A N E X O S

Por otro lado, la temperatura de la célula se puede calcular con la siguiente

fórmula:

𝑇𝑇𝑇𝑇 = 𝑇𝑇𝑠𝑠𝑚𝑚𝐹𝐹 + (𝑇𝑇𝑇𝑇𝑁𝑁𝐷𝐷 − 20) ∙𝐸𝐸

800 (32)

Donde:

- TONC (ºC): Temperatura de operación nominal de la célula según el

fabricante, que será de 43 ºC.

- Tamb (ºC): Temperatura ambiente.

- E (W/m2): Irradiancia (1000 W/m2).

Descritos los parámetros anteriores, se podrá calcular las pérdidas por

temperatura con las fórmulas 31 y 32, lo único que quedará es determinar la

temperatura ambiente media mensual de todos los meses, a través de la página web

de la Agencia Andaluza de la Energía que es la siguiente:


MES TEMPERATURA MEDIA (ºC)

TEMPERATURA CÉLULA (ºC)

PERDIDAS POR TEMPERATURA (%)

ENERO 10,5 39,25 4,4175

FEBRERO 10,2 38,95 4,3245

MARZO 13,3 42,05 5,2855

ABRIL 16,4 45,15 6,2465

MAYO 20,2 48,95 7,4245

JUNIO 24 52,75 8,6025

JULIO 27 55,75 9,5325

AGOSTO 27,5 56,25 9,6875

SEPTIEMBRE 23,4 52,15 8,4165

OCTUBRE 19,6 48,35 7,2385

NOVIEMBRE 14,1 42,85 5,5335

DICIEMBRE 11,4 40,15 4,6965

Tabla 55. TEMPERATURA MEDIA MENSUAL, TEMPERATURA CÉLULA Y PÉRDIDAS POR TEMPERATURA



148 | A N E X O S

3.7.2.1.4. Pérdidas por cableado

Tanto en la zona de corriente continua como en la de corriente alterna de la

instalación se producen una serie de pérdidas energéticas originadas por las caídas

de tensión cuando una corriente circula por un conductor de sección determinadas.

Estas pérdidas se van a reducir mediante un correcto dimensionado, hay que

tener en cuenta las recomendaciones recogidas en el Pliego de Condiciones Técnicas

del IDAE para instalaciones fotovoltaicas. Estas pérdidas eléctricas recogen aquellas

que se producen en el conexionado entre módulos y de éstos con los demás

componentes de la instalación fotovoltaica, así como de la instalación eléctrica. El

pliego de condiciones técnicas indica que la caída de tensión no podrá superar el 3 %

(1,5 % para los conductores de la parte de corriente alterna y 1,5 % para la parte de

corriente continua). Luego la estimación de las pérdidas eléctricas será del 3 %.

3.7.2.1.5. Pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad

Los módulos fotovoltaicos obtenidos de un proceso de fabricación no son todos

idénticos, sino que su potencia nominal referida a las condiciones estándar de medida

presenta un determina dispersión. En este caso para esta instalación, se usarán

módulos cuya dispersión de parámetros es de un ±3 %.

Una vez instalado los módulos fotovoltaicos al aire libre, es inevitable que la

suciedad se deposite en dichos módulos, para ello se estimará unas perdidas por

suciedad de un 2 %.

3.7.2.1.6. Pérdidas por errores en el seguimiento del punto máximo

El inversor fotovoltaico estará conectado directamente al generador, con un

dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia del generador.

Éste cambia con las condiciones ambientales, esto provocará saltos en la curva

Intensidad–Tensión de la célula y por tanto del generador.


149 | A N E X O S

Sin embargo, los inversores actuales realizan todo lo posible para que este tipo

de pérdidas se vean minimizadas, con ello los valores típicos de dichas pérdidas son

de 1 %.

3.7.2.1.7. Pérdidas por reflectancia

Según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones solares fotovoltaicas

conectadas a red pueden oscilar entre un 2 % y un 6 %. El acabado superficial de las

células tiene influencia sobre este coeficiente, presentando mayores pérdidas en

aquellas células con capas anti reflexivas que las que están texturizadas. También la

estacionalidad influye en este parámetro, aumentando las pérdidas en invierno, así

como con la latitud.

Se tomará un 2 % de pérdidas por reflectancia debido a la instalación y situación

de los módulos.

3.7.2.1.8. Eficiencia inversor

El funcionamiento de los inversores fotovoltaicos se define mediante una curva

de rendimiento en función de cuál sea la potencia de operación. El rendimiento

europeo para el inversor seleccionado, Sunns Central 2200, es del 98,4 %.

3.7.2.1.9. Pérdidas por explotación y mantenimiento

Durante la operación de un generador fotovoltaico es necesario realizar una serie

de trabajos relacionados con el mantenimiento preventivo de la instalación. Estos

trabajos pueden traer consigo en algún caso la parada de elementos clave en la

generación de energía. Del mismo modo, se van a producir averías de funcionamiento

en equipos, de manera que cuanto mayor sea el tiempo de sustitución o reparación

de los equipos, mayor será su incidencia sobre la producción eléctrica.

Se considerará unas pérdidas del 3 %.

3.7.2.1.10. Performance Ratio mensual

Una vez calculado todas las pérdidas posibles de la instalación es hora de

calcular su rendimiento medio mensual, para así estimar la producción de energía

posteriormente. A continuación, se mostrará una tabla con los diferentes rendimientos

descritos y el PR mensual.


150 | A N E X O S

MES RENDIMIENTO

POR TEMPERATURA

(%)

RENDIMIENTO INCLINACIÓN Y ORIENTACIÓN

(%)

RENDIMIENTO POR SOMBRAS

(%) RENDIMIENTO CABLEADO (%)

RENDIMIENTO POR SUCIEDAD

(%)

RENDIMIENTO DISPERSIÓN DE PARÁMETROS

(%)

RENDIMIENTO SEGUIMIENTO

DEL PUNTO MÁXIMO DE

POTENCIA (%)

RENDIMIENTO INVERSOR (%)

RENDIMIENTO POR

EXPLOTACIÓN Y MANTENIMIENTO

(%)

PERDIDAS POR REFLECTANCIA

(%) PERFORMANCE

RATIO (PR)

ENERO 95,5825 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,829338345

FEBRERO 95,6755 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,830145276

MARZO 94,7145 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,821806991

ABRIL 93,7535 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,813468706

MAYO 92,5755 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,803247582

JUNIO 91,3975 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,793026458

JULIO 90,4675 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,78495715

AGOSTO 90,3125 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,783612265

SEPTIEMBRE 91,5835 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,794640319

OCTUBRE 92,7615 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,804861443

NOVIEMBRE 94,4665 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,819655175

DICIEMBRE 95,3035 99,58221656 100 97 98 97 99 98,4 97 98 0,826917553

Tabla 56. RENDIMIENTOS Y PR MENSUAL


151 | A N E X O S

3.7.2.2. Energía generada

Una vez determinado el Performance Ratio y la irradición mensual, se procederá

a calcular la energía generada en cada mes, mediante la ecuación

𝐸𝐸𝐹𝐹𝑃𝑃(𝑘𝑘𝑀𝑀ℎ) = 𝑃𝑃𝑃𝑃𝐹𝐹𝑃𝑃,𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝐺𝐺𝑀𝑀𝐼𝐼𝑅𝑅𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝐼𝐼𝑁𝑁𝑆𝑆𝑆𝑆𝑀𝑀𝐿𝐿(𝛼𝛼,𝛽𝛽) ∙ 𝑃𝑃𝑅𝑅

A partir de esta ecuación, se determina la energía generada en cada mes y la

total anual, que será la siguiente:

MES GENERACIÓN (MWh)

ENERO 2395,34

FEBRERO 2783,69

MARZO 3355,18

ABRIL 3659,12

MAYO 3895,18

JUNIO 3992,65

JUNIO 4151,68

AGOSTO 4103,81

SEPTIEMBE 3540,71

OCTUBRE 2918,42

NOVIEMBRE 2425,46

DICIENMBRE 2031,85

TOTAL 39253,11

Tabla 57. ENERGÍA GENERADA MENSUAL Y ANUAL

Para calcular la intensidad instantánea, en el diseño del cableado mediante

criterio económico, hará falta la energía que se genera hora a hora de todos los días

del més, dicha energía, al disponer la irradiación horaria de la Agencia Andaluza de la

Energía, se podrá calcular con la ecuación anterior. Para el tramo estudiado tramo se


152 | A N E X O S

Tabla 58. BALANCES Y RESULTADOS PRINCIPALES - SIMULACIÓN

deberá tener en cuenta que cada subgenerador tiene una potencia de 2,3256 MW, a

partir de dicha potencia, se calculará la energía para cada hora del día de todos los

días del año.

A partir de estos datos, se puede realizar una comparación con las simulaciones

que se ha realizado de la instalación con el programa Pvsyst, que ha dado los

siguientes resultados:

Se observa que, en la simulación, la enegría generada es mayor al considerar

un Performace Ratio mayor ya que se han considerado menos pérdidas. Hay una

diferencia de un 10% más de energía en la simulación.

Para los estudios previos, se va a considerar la energía generada calculada

como dato para éstos.


153 | A N E X O S

ANEXO C: ANÁLISIS DE

RENTABILIDAD DE LA

INSTALACIÓN


154 | A N E X O S

3.8. ANÁLISIS DE RENTABILIDAD DE LA INSTALACIÓN

En este apartado se va a proceder al análisis económico detallado de la

instalación fotovoltaica que se proyecta. Dicho análisis se realizará a partir de un

análisis de rentabilidad de la inversión. Con éste se pretende determinar la viabilidad

de llevar a cabo el proyecto diseñado, mediante criterios como son el plazo de

recuperación (Pay Back Time), el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de

Rentabilidad (TIR).

Se van a realizar diferentes análisis de rentabilidad, de una duración de 25 años.

A continuación, se va a describir el estudio que se va a realizar.

3.8.1. Ingresos

El cálculo de los ingresos de explotación se realizará multiplicando la producción

estimada, calculada anteriormente en el Anexo B, por el precio del mercado libre, que

serán aproximadamente los siguientes:

PRECIO MEDIO MENSUAL MERCADO LIBRE (€/kWh)

ENERO 0,0365

FEBRERO 0,0275

MARZO 0,0278

ABRIL 0,0241

MAYO 0,0258

JUNIO 0,0389

JULIO 0,0405

AGOSTO 0,0412

SEPTIEMBRE 0,0436

OCTUBRE 0,0528

NOVIEMBRE 0,0561

DICIEMBRE 0,0610

Tabla 59. PRECIO MEDIO MENSUAL MERCADO LIBRE (€/kWh)


155 | A N E X O S

A partir de dichos precios, se podrá calcular los ingresos mensuales y anuales:

INGRESOS MENSUALES Y ANUALES (€)

MES ENERGÍA (MWh) INGRESOS (€)

ENERO 2395,34 87.501,88

FEBRERO 2783,69 76.551,60

MARZO 3355,18 93.273,95

ABRIL 3659,12 88.221,28

MAYO 3895,18 100.378,75

JUNIO 3992,65 155.314,05

JULIO 4151,68 168.267,69

AGOSTO 4103,81 168.912,91

SEPTIEMBRE 3540,71 154.339,67

OCTUBRE 2918,42 154.180,28

NOVIEMBRE 2425,46 136.141,23

DICIEMBRE 2031,85 124.004,09

ANUAL 39253,11 1.507.087,37

Tabla 60. INGRESOS MENSUALES Y ANUALES (€)

El precio del kWh generado se calculará dividiendo los ingresos por la potencia

instalada, dicho precio será:

𝑃𝑃𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑘𝑘𝑀𝑀ℎ 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑛𝑛𝑠𝑠𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑑𝑑 = 1.507.087,37

39.253,11 ∙ 103 = 0,038394 €𝑘𝑘𝑀𝑀ℎ

Este precio aumentará cada año dependiendo del Índice del Precio al

Consumidor (IPC), que expresa el crecimiento de los precios de los bienes de

consumo durante un período determinado. Se fijará este en un valor medio anual de

un 3 %, es decir, cada año aumentará el precio del kWh un 3 %.

Además, se considerará unas pérdidas de producción estimadas por año del 0,5

% acumulable durante los 25 años.

A continuación, se representarán los ingresos de explotación a lo largo de los 25

años:


156 | A N E X O S

AÑO PRODUCCIÓN DE

ENERGÍA ESTIMADA (MWh)

PRECIO ESTIMADO (€/kWh) INGRESOS EXPLOTACIÓN (€)

0 0 0,03839 0,00 € 1 39253 0,03955 1.552.299,99 € 2 39057 0,04073 1.590.874,65 € 3 38862 0,04195 1.630.407,88 € 4 38667 0,04321 1.670.923,52 € 5 38474 0,04451 1.712.445,97 € 6 38282 0,04584 1.755.000,25 € 7 38090 0,04722 1.798.612,01 € 8 37900 0,04864 1.843.307,52 € 9 37710 0,05010 1.889.113,71 €

10 37522 0,05160 1.936.058,18 € 11 37334 0,05315 1.984.169,23 € 12 37147 0,05474 2.033.475,84 € 13 36962 0,05638 2.084.007,71 € 14 36777 0,05807 2.135.795,30 € 15 36593 0,05982 2.188.869,82 € 16 36410 0,06161 2.243.263,23 € 17 36228 0,06346 2.299.008,32 € 18 36047 0,06536 2.356.138,68 € 19 35867 0,06732 2.414.688,72 € 20 35687 0,06934 2.474.693,74 € 21 35509 0,07142 2.536.189,88 € 22 35331 0,07357 2.599.214,20 € 23 35155 0,07577 2.663.804,67 € 24 34979 0,07805 2.730.000,22 € 25 34804 0,08039 2.797.840,72 €

Tabla 61. INGRESOS DE EXPLOTACIÓN

3.8.2. Costes

3.8.2.1. Inversión inicial

En este apartado se desglosan los costes iniciales para la puesta en marcha de

la instalación, entre los que se incluyen:


157 | A N E X O S

• Presupuesto de ejecución material (PEM):

Este coste se estimará a través de los precios simples y las unidades de obra

que tenga la instalación, este coste se podrá observar detalladamente en el

presupuesto de la instalación y tendrá un valor de 15.050.967,71 €.

• Presupuesto de ejecución por contrata:

En este presupuesto se incluye tanto el PEM como el beneficio industrial, que

será de un 6 % del PEM, y los gastos generales, que serán de un 13 % del PEM.

Dicha suma será la inversión inicial de la instalación, es decir, la cantidad de

dinero que hace falta para poner en marcha la instalación el primer año. Para la

inversión inicial del análisis de rentabilidad no se incluirá el I.V.A. (21 %). La inversión

inicial tendrá un valor de 17.910.651,57 €.

• Presupuesto total:

Es el resultado de la suma del presupuesto de ejecución por contrata y del I.V.A.

(21 %) afectado a este presupuesto y tendrá un valor de 21.671.888,4 €.

3.8.2.2. Costes de explotación

Se consideran dos costes derivados de la explotación de la instalación:

• Costes de mantenimiento: Para el mantenimiento de la instalación se

fijará un coste de un 0,5 % del presupuesto de ejecución material.

• Costes de seguros y tributos: Se dedicará un 0,5 % de la inversión inicial.

Estos costes irán aumentando cada año debido a la inflación, que se puede

identificar como la tasa de variación del nivel general de precios o disminución del

poder adquisitivo del dinero. Tendrá un valor del 1,5 %, es decir, cada año estos costes

aumentarán su valor un 1,5 %.

A continuación, se representarán una serie de tablas, con los diferentes costes

descritos anteriormente, a lo largo de los 25 años estudiados y serán los siguientes:


158 | A N E X O S

MANTENIMIENTO ANUAL (€) 0,50 % 75.254,84

COSTE DE SEGUROS Y TRIBUTOS (€) 0,50 % 89.553,26

Tabla 62. COSTES DE EXPLOTACIÓN - PRIMER AÑO SIN INFLACCIÓN

AÑO GASTOS DE EXPLOTACIÓN (€) INVERSIÓN INICIAL (€)

0 0,00 17.910.651,57

1 164.808,10 0

2 167.280,22 0

3 169.789,42 0

4 172.336,26 0

5 174.921,31 0

6 177.545,13 0

7 180.208,30 0

8 182.911,43 0

9 185.655,10 0

10 188.439,93 0

11 191.266,52 0

12 194.135,52 0

13 197.047,55 0

14 200.003,27 0

15 203.003,32 0

16 206.048,37 0

17 209.139,09 0

18 212.276,18 0

19 215.460,32 0

20 218.692,23 0

21 221.972,61 0

22 225.302,20 0

23 228.681,73 0

24 232.111,96 0

25 235.593,64 0

Tabla 63. INVERSIÓN INICIAL Y COSTES DE EXPLOTACIÓN A LO LARGO DE LA VIDA ÚTIL


159 | A N E X O S

3.8.2.3. Financiación de la inversion

En este apartado se obtiene la cuota de amortización anual que hay que pagar

por el préstamo obtenido para llevar a cabo el proyecto, en el que se van a considerar

los siguientes datos:

• Como fondos propios se considera un 20 % del presupuesto final por lo

que se deberá financiar el 80 % de la inversión inicial.

• El interés del préstamo se fija en un 2 % (Euribor) más un diferencial del

1,5 % para estar del lado de la seguridad.

• Se considera una comisión de estudio y apertura del crédito del 1 % de

dicha inversión.

• El plazo para devolver el préstamo se fija en 10 años con 1 año de

carencia en su devolución.

El método de amortización elegido para el préstamo es el de términos

amortizativos constantes, también denominado método francés. Se trata del sistema

de cálculo de préstamos más utilizado, en el que la cuota se mantiene constante

durante toda la vida del préstamo, salvo que varíen sus condiciones de tipo de interés.

Para obtener el término amortizativo se utilizará la siguiente ecuación:

𝑝𝑝 =𝐷𝐷0 ∙ 𝑠𝑠

1 − (1 + 𝑠𝑠)−𝑠𝑠 (33)

Donde:

- a: Término amortizativo.

- C0: Cantidad nominal del préstamo.

- i: Tipo de interés del préstamo.

- n: Plazo para devolver el préstamo.

En el caso de esta instalación, el término amortizativo será de:

𝑝𝑝 =14.328.521 ∙ 0,035

1 − (1 + 0,035)−(10−1) = 1.883.426,88 €


160 | A N E X O S

La cuota anual a pagar es de 1.883.426,88 €, en los sucesivos años se observa

como la cuota de interés y la de amortización del principal tienen una relación inversa,

los intereses disminuyen mientras que se incrementa la amortización del principal.

A continuación, se mostrará una tabla con la financiación de la inversión inicial,

debido que para todos los casos será la misma.


161 | A N E X O S

AÑOS COMISIÓN DE APERTURA

TÉRMINO AMORTIZATIVO

INTERÉS DEL PERIODO

CUOTA DE AMORTIZACIÓN

TOTAL AMORTIZADO CAPITAL VIVO RESULTADOS

FINANCIEROS

- € € € € € € €

0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

1 143.285,21 0,00 0,00 0,00 0,00 14.328.521,26 143.285,21

2 0,00 € 1.883.426,88 501.498,24 1.381.928,63 1.381.928,63 12.946.592,62 501.498,24

3 0,00 € 1.883.426,88 453.130,74 1.430.296,14 2.812.224,77 11.516.296,48 453.130,74

4 0,00 € 1.883.426,88 403.070,38 1.480.356,50 4.292.581,27 10.035.939,98 403.070,38

5 0,00 € 1.883.426,88 351.257,90 1.532.168,98 5.824.750,25 8.503.771,00 351.257,90

6 0,00 € 1.883.426,88 297.631,99 1.585.794,89 7.410.545,15 6.917.976,11 297.631,99

7 0,00 € 1.883.426,88 242.129,16 1.641.297,71 9.051.842,86 5.276.678,39 242.129,16

8 0,00 € 1.883.426,88 184.683,74 1.698.743,13 10.750.586,00 3.577.935,26 184.683,74

9 0,00 € 1.883.426,88 125.227,73 1.758.199,14 12.508.785,14 1.819.736,11 125.227,73

10 0,00 € 1.883.426,88 63.690,76 1.819.736,11 14.328.521,26 0,00 63.690,76

Tabla 64. FINANCIACIÓN DE LA INVERSIÓN INICIAL


162 | A N E X O S

3.8.2.4. Cuenta de explotación

Contablemente, la cuenta de explotación es una cuenta anual que muestra el

resultado del ejercicio como diferencia de ingresos y gastos, es decir, es la

determinación detallada de los flujos de caja.

Dicha cuenta informa sobre cómo se ha generado dicho resultado. A través de

la cuenta de explotación se puede estudiar la rentabilidad del proyecto estudiado.

Una forma sencilla de representar el cálculo de los flujos de caja o rendimiento

neto de una inversión para cada uno de los años de duración, viene dado por los

siguientes ingresos y gastos:

+ Ingresos de explotación

− Costes de explotación

= Beneficio bruto

+ Subvenciones

± Resultados extraordinarios

= Beneficio antes de intereses e impuestos (BAIT)

± Resultado financiero

= Beneficio neto

− Inversión inicial

= Flujos de caja o Rendimiento neto

Se partirá la explicación desde las subvenciones debido a la explicación previa

de los demás ingresos y costes.

3.8.2.4.1. Subvenciones

No se tendrá en cuenta ninguna subvención porque actualmente es muy difícil

obtener ayudas sobre medios exteriores.

3.8.2.4.2. Resultados extraordinarios

En este estudio no se tendrá en cuenta ningún resultado extraordinario.


163 | A N E X O S

3.8.2.4.3. Resultado financiero

Al contar con una financiación ajena previamente explicada, el resultado

financiero del proyecto será un coste, ya que la parte más importante de este coste

será debido al pago de los intereses generados.

Solo se tendrá en cuenta los intereses por la tenencia de capital ajeno, no por

las cuotas de amortización de dicho capital.

3.8.2.4.4. Impuestos sobre beneficios

Se incluirán aquí, sólo los impuestos que gravan el beneficio de una empresa,

es decir, el Impuesto de Sociedades, para el caso de empresas regentadas por

trabajadores autónomos.

Las Pequeñas y Medianas Empresas (PYMES), que además cumplan una serie

de requisitos relacionados con el volumen de negocio o con la ampliación o

conservación de su plantilla de trabajadores pueden disponer de tipos impositivos

reducidos.

El impuesto de sociedades será del 25 % e irá afectado al beneficio anual de los

años estudiados.

3.8.2.4.5. Flujos de caja o rendimiento neto

A partir de los ingresos y costes explicados, se podrá determinar los beneficios

de la cuenta de explotación y, por último, se calculará los flujos de caja para establecer

diferentes criterios de rentabilidad y estudiar si es viable o no la instalación proyectada.

3.8.2.5. Rentabilidad

Una vez obtenido el balance económico anual, es decir, los flujos de caja, se

procede a obtener la rentabilidad de la instalación. Para ello se van a utilizar tres

criterios de evaluación.

3.8.2.5.1. Plazo de recuperación (Pay Back Time)

El plazo de recuperación de un proyecto de inversión expresado en años, es el

periodo de tiempo que se necesita para recuperar el desembolso inicial de la inversión.


164 | A N E X O S

El año de recuperación será aquel que cumpla la siguiente condición:

𝑄𝑄𝑠𝑠 =𝑀𝑀𝐵𝐵𝑆𝑆

𝑠𝑠=1

𝐴𝐴 (34)

Donde:

- A: Inversión inicial.

- PBT: Pay Back Time.

- i: Año de estudio.

- Qi: Flujo de caja correspondiente al año i.

Se trata de un criterio que resta importancia a los capitales futuros. Como primera

aproximación, para descartar proyectos, es un criterio válido, pero a la hora de

efectuarlo se debería ir más allá, calculando rentabilidades, actualizando capitales

futuros, etc.

Para la actualización de capitales futuros se establecerán los dos criterios

siguientes.

3.8.2.5.2. Valor Actual Neto (VAN)

Es uno de los criterios más sencillos para evaluar la rentabilidad de una inversión

teniendo en cuenta el valor temporal del dinero. Consiste en calcular el valor presente

de los flujos de caja futuros que genera el proyecto, descontando una tasa de

actualización que representa la tasa mínima a la que está dispuesta invertir sus

capitales una empresa, en este caso será del 4 %, y compararlos con el importe inicial

de la inversión.

Si el sumatorio de los flujos de caja actualizados en el horizonte temporal elegido

para evaluar el proyecto, resulta mayor que el valor de la inversión inicial, entonces el

proyecto está en situación de ser elegido, ya que será rentable en términos netos.

Después de esto habrá que evaluar, desde la situación del inversor, si interesa

realizar esta inversión o no, ya que entran en juego otro tipo de factores como son el

riesgo que el inversor está dispuesto a asumir, la liquidez que pretende, etc.


165 | A N E X O S

La fórmula para obtener el VAN es la siguiente:

𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁 = −𝐴𝐴 + 𝑄𝑄𝑠𝑠

(1 + 𝑘𝑘)𝑠𝑠

𝑠𝑠

𝑠𝑠=1

(35)

Donde:


- VAN: Valor Actual Neto.



- k: Tasa de actualización.

- n: Vida útil del proyecto.

Finalmente, se mostrarán los criterios de aceptación o rechazo como conclusión:

• Si VAN > 0: Inversión aceptable, es decir, produce beneficios.

• Si VAN < 0: Inversión inaceptable, es decir, produce pérdidas

• Si VAN = 0: Inversión indiferente, es decir, no genera ni beneficios ni

pérdidas.

La utilización de este criterio tiene la gran ventaja de la facilidad de cálculo, si se

compara con el criterio de la tasa interna de rentabilidad y tiene en cuenta el valor del

dinero en el tiempo.

Por otro lado, tiene el gran inconveniente de estimar el valor de la tasa de

descuento. Dicha estimación es laboriosa y difícil, sin embargo, se suele tomar como

tasa de descuento, la rentabilidad mínima exigida por parte del inversor y, en su

defecto, el coste del capital.

Además, no ayuda para elegir entre dos proyectos con el mismo VAN, pero con

diferentes costes iniciales de la inversión y periodos de duración.

3.8.2.5.3. Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)

La Tasa Interna de Rentabilidad se define como la tasa de interés que hace que

el VAN se haga cero para el total de la vida útil de la instalación.


166 | A N E X O S

Su valor como indicador de la rentabilidad radica en que permite compararlo con

otras inversiones completamente distintas.

Se calcula con la fórmula del VAN anterior, haciéndolo igual a cero, y

sustituyendo la tasa de descuento, k, por la incógnita, TIR; es decir:

0 = −𝐴𝐴 + 𝑄𝑄𝑠𝑠

(1 + 𝑇𝑇𝐼𝐼𝑅𝑅)𝑠𝑠

𝑠𝑠

𝑠𝑠=1

(36)

Donde:


- TIR: Tasa Interna de Rentabilidad.



- n: Vida útil del proyecto.

Será conveniente la ejecución del proyecto si la TIR resultante supera al valor

empleado como tasa de actualización (k), entendida ésta última como coste de capital

o bien como rentabilidad mínima exigida por el inversor. Se trata de una medida

relativa, puesto que se define en tanto por ciento o en tanto por uno.

Por último, las empresas dedicadas a la realización de proyectos e instalaciones

fotovoltaicas exigen que, para que el proyecto sea viable, la TIR tenga un valor

superior al 8 %.


167 | A N E X O S

3.8.3. Flujos de caja

AÑO INGRESOS EXPLOTACIÓN (€) GASTOS DE EXPLOTACIÓN (€) BENEFICIO BRUTO (€) GASTOS FINANCIEROS (€) BENEFICIO NETO (€) DESEMBOLSO INVERSIÓN (€)

FLUJOS DE CAJA CON CARGOS (€)

0 0,00 € 0,00 € 0,00 € 0,00 € 0,00 € 17.910.651,57 € -17.910.651,57 €

1 1.552.299,99 € 164.808,10 € 1.387.491,90 € 143.285,21 € 1.244.206,69 € 0,00 € 1.244.206,69 €

2 1.590.874,65 € 167.280,22 € 1.423.594,43 € 501.498,24 € 922.096,19 € 0,00 € 922.096,19 €

3 1.630.407,88 € 169.789,42 € 1.460.618,46 € 453.130,74 € 1.007.487,72 € 0,00 € 1.007.487,72 €

4 1.670.923,52 € 172.336,26 € 1.498.587,26 € 403.070,38 € 1.095.516,88 € 0,00 € 1.095.516,88 €

5 1.712.445,97 € 174.921,31 € 1.537.524,66 € 351.257,90 € 1.186.266,76 € 0,00 € 1.186.266,76 €

6 1.755.000,25 € 177.545,13 € 1.577.455,13 € 297.631,99 € 1.279.823,14 € 0,00 € 1.279.823,14 €

7 1.798.612,01 € 180.208,30 € 1.618.403,71 € 242.129,16 € 1.376.274,54 € 0,00 € 1.376.274,54 €

8 1.843.307,52 € 182.911,43 € 1.660.396,09 € 184.683,74 € 1.475.712,35 € 0,00 € 1.475.712,35 €

9 1.889.113,71 € 185.655,10 € 1.703.458,61 € 125.227,73 € 1.578.230,88 € 0,00 € 1.578.230,88 €

10 1.936.058,18 € 188.439,93 € 1.747.618,26 € 63.690,76 € 1.683.927,50 € 0,00 € 1.683.927,50 €

11 1.984.169,23 € 191.266,52 € 1.792.902,71 € 0,00 € 1.792.902,71 € 0,00 € 1.792.902,71 €

12 2.033.475,84 € 194.135,52 € 1.839.340,31 € 0,00 € 1.839.340,31 € 0,00 € 1.839.340,31 €

13 2.084.007,71 € 197.047,55 € 1.886.960,16 € 0,00 € 1.886.960,16 € 0,00 € 1.886.960,16 €

14 2.135.795,30 € 200.003,27 € 1.935.792,03 € 0,00 € 1.935.792,03 € 0,00 € 1.935.792,03 €

15 2.188.869,82 € 203.003,32 € 1.985.866,50 € 0,00 € 1.985.866,50 € 0,00 € 1.985.866,50 €

16 2.243.263,23 € 206.048,37 € 2.037.214,86 € 0,00 € 2.037.214,86 € 0,00 € 2.037.214,86 €

17 2.299.008,32 € 209.139,09 € 2.089.869,23 € 0,00 € 2.089.869,23 € 0,00 € 2.089.869,23 €

18 2.356.138,68 € 212.276,18 € 2.143.862,50 € 0,00 € 2.143.862,50 € 0,00 € 2.143.862,50 €

19 2.414.688,72 € 215.460,32 € 2.199.228,40 € 0,00 € 2.199.228,40 € 0,00 € 2.199.228,40 €

20 2.474.693,74 € 218.692,23 € 2.256.001,51 € 0,00 € 2.256.001,51 € 0,00 € 2.256.001,51 €

21 2.536.189,88 € 221.972,61 € 2.314.217,27 € 0,00 € 2.314.217,27 € 0,00 € 2.314.217,27 €

22 2.599.214,20 € 225.302,20 € 2.373.912,00 € 0,00 € 2.373.912,00 € 0,00 € 2.373.912,00 €

23 2.663.804,67 € 228.681,73 € 2.435.122,94 € 0,00 € 2.435.122,94 € 0,00 € 2.435.122,94 €

24 2.730.000,22 € 232.111,96 € 2.497.888,26 € 0,00 € 2.497.888,26 € 0,00 € 2.497.888,26 €

25 2.797.840,72 € 235.593,64 € 2.562.247,08 € 0,00 € 2.562.247,08 € 0,00 € 2.562.247,08 €

Tabla 65. FLUJOS DE CAJA


168 | A N E X O S

-20000000

-15000000

-10000000

-5000000

0

5000000

10000000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4 2 5

VAN

-20000000

-15000000

-10000000

-5000000

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

30000000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 1 9 2 0 2 1 2 2 2 3 2 4

PAYBACK SIMPLE

Figura 19. VAN

Figura 18. PAYBACK SIMPLE

3.8.4. PAYBACK, VAN Y TIR

AÑO PAYBACK (1+i)j Qj / (1+i)j VAN

0 - 100,00% -17910652 -17910652

1 -16666445 104,00% 1196353 -16714299

2 -15744349 108,16% 852530 -15861769

3 -14736861 112,49% 895653 -14966116

4 -13641344 116,99% 936452 -14029664

5 -12455077 121,67% 975025 -13054639

6 -11175254 126,53% 1011463 -12043176

7 -9798980 131,59% 1045856 -10997321

8 -8323267 136,86% 1078289 -9919032

9 -6745036 142,33% 1108844 -8810188

10 -5061109 148,02% 1137601 -7672587

11 -3268206 153,95% 1164635 -6507952

12 -1428866 160,10% 1148847 -5359105

13 458094 166,51% 1133259 -4225846

14 2393886 173,17% 1117872 -3107974

15 4379753 180,09% 1102681 -2005293

16 6416968 187,30% 1087686 -917607

17 8506837 194,79% 1072883 155276

18 10650699 202,58% 1058271 1213547

19 12849928 210,68% 1043847 2257394

20 15105929 219,11% 1029610 3287003

21 17420147 227,88% 1015556 4302560

22 19794059 236,99% 1001685 5304245

23 22229181 246,47% 987994 6292238

24 24727070 256,33% 974480 7266718

25 27289317 266,58% 961142 8227860

TIR 7,26 %

VAN 8227860

PLAZO DE RECUPERACIÓN 13

Tabla 66. TIR, VAN Y PLAZO DE RECUPERACIÓN

Tabla 67. PAYBACK Y CÁLCULO DEL VAN


169 | A N E X O S

3.8.5. Conclusiones

Una vez realizado el análisis de rentabilidad de la instalación, se concluye que,

a partir de los diferentes ingresos y costes de la instalación, la realización de la

instalación es totalmente viable ya que se obtiene un VAN positivo, el plazo de

recuperación simple se conseguirá a los 13 años y la TIR es de un 7,26 % que será

adecuada para la viabilidad de la instalación.




170 | P L A N O S

PLANOS


171 | P L A N O S

ÍNDICE

4. PLANOS ............................................................................................................ 170

4.1. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO ............................................................... 172

4.2. INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ................................................................. 173

4.3. SUBGENERADOR FOTOVOLTAICO Y CANALIZACIÓN ............................ 174

4.4. ESQUEMA UNIFILAR .................................................................................. 175

LEYENDA

CONDUCTOR 50 mm2 Cumalla puesta a tierra parque fotovoltaico

CINTA DE SEÑALIZACIÓN

TIERRA DE LA EXCAVACIÓNcompactado mecánico

CABLE X-VOLT RH5Z1 Al 4x50 mm2

TIERRA DE EXCAVACIÓNcompactado manual

TIERRA VEGETAL

Canalización Transformador - Subestación

LEYENDA


176 | M E D I C I O N E S

MEDICIONES



ÍNDICE

5. MEDICIONES .................................................................................................... 176

5.1. MEDICIONES .............................................................................................. 179



5.1. MEDICIONES CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD

CAPÍTULO C00 GENERADOR FOTOVOLTAICO

00.000 Ud MÓDULO FOTOVOLTAICO CS6U-340M

Ud. Módulo fotovoltaico de silicio monocristalino, marca CanadiaSolar, modelo CS64-340M. Potencia nominal 340 Wp con tolerancia de ± 3%, cuyas características eléctricas principales Voc=46,20 Vcc, Vmmp=37,90 Vcc, Isc=9,48 A, Immp=8,97 A. Compuesto por 72 células en disposición 6 x 12, con vidrio de alta transmisividad, texturado y templado de 3,2 mm de espesor, marco de aluminio anodizado y dotado de toma de tierra, caja de conexión IP68 con 3 diodos bypass. Conexión mediante multicontact, con cable solar de 1,16 m y sección 4 mm², y conductores unipolares Exzhellent Solar ZZ-F (AS) 1,8 kV DC de 6 mm² de sección nominal. Las dimensiones del módulo serán de 1960 x 992 x 40 mm y se incluye parte proporcional de accesorios necesarios para su montaje. Módulos con certificado CE y fabricado con materiales reciclables. Completamente montado, probado y funcionando.

CAJA DE CONEXIÓN CC1 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC2 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC3 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC4 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC5 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC6 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC7 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC8 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC9 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC10 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC11 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC12 456 456,00

CAJA DE CONEXIÓN CC13 456 456,00

CAJA DE CONEXIÓN CC14 456 456,00

CAJA DE CONEXIÓN CC15 456 456,00 6.840,00

00.001 Ud ESTRUCTURA

Ud. Estructura cubierta plana diseñada para instalar módulos fotovoltaicos en vertical con una inclinación de 33º. El sistema de soporte incluye toda la perfilería, tornillería y accesorios necesarios para la fijación de los módulos fotovoltaicos y de la fijación al suelo. Todos los materiales están fabricados íntegramente en aluminio de alta calidad, mientras que la tornillería y accesorios son de acero inoxidable. El sistema de fijación de los módulos fotovoltaicos se realiza mediante grapas intermedias y finales. La tornillería es desmontable, con sistema autoblocante mecánico y con arandela de presión. Estructura con certificado CE y fabricado con materiales reciclables. La estructura está diseñada para poder soportar cargas de nieve hasta 2000 N/m2 y una carga de viento de 29 m/s. Completamente montado, probado y funcionando.

CAJA DE CONEXIÓN CC1 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC2 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC3 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC4 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC5 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC6 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC7 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC8 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC9 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC10 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC11 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC12 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC13 456 456,00



CAJA DE CONEXIÓN CC14 456 456,00 CAJA DE CONEXIÓN CC15 456 456,00 6.840,00

CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD CAPÍTULO C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

01.000 Ud UTILITY POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200

Ud. Centro de transformación compuesto por transformador e inversor (Sunns Central 2200). El transformador optimizado para emplazamientos en exteriores es el compañero perfecto para el inversor Sunny Central. La conexión de barra colectora entre el inversor y el transformador viene incluida de serie. El transformador de media tensión se puede ampliar por módulos añadiendo la instalación de distribución de media tensión, el depósito de aceite y el transformador seguidor. El inversor y el bloque de media tensión se montan sobre una plataforma adecuada, se comprueban y se entregan como una unidad lista para funcionar llave en mano. De este modo se minimizan los trabajos in situ. Todos los componentes han sido homologados. Vida útil mínima de 25 años. El inversor Sunns Central 2200 con una potencia 2200 kVA permite planificar la planta de manera eficaz. Dispone de un transformador integrado y espacio adicional para instalar los equipos del cliente. El Sunny Central está optimizado para colocarlo en el exterior. El sistema de refrigeración por aire OptiCool(tm) asegura el funcionamiento libre de fallos incluso a temperaturas ambiente extremas. Además, cuenta con una protección eficaz contra la entrada de partículas de polvo. El Sunny Central es el componente principal del Utility Power System. Avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), capaz de soportar huecos de tensión. Con marcado CE. El inversor irá equipado con las protecciones internas siguientes: • Aislamiento galvánico entre las partes DC y AC. • Polarizaciones inversas. • Cortocircuitos y sobrecargas a la salida AC. • Fallos de aislamiento. • Anti-isla con desconexión automática. • Seccionador DC. • Fusibles DC. • Seccionador Magnetotérmico AC. • Descargadores de sobretensiones DC y AC tipo 2. • Protección de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85

Un). • Protección contra sobretemperaturas. • Controlador de aislamiento de la parte de corriente continua. El inversor cumple con lo indicado en el CTE DB-HE 5 y con todos los requisitos exigidos por el RD 1699/2011. Con grado de protección contra agentes externos IP20, según lo definido para este grado de protección en la norma IEC60529. Totalmente instalado, conexionado y comprobado.

SUBGENERADOR 1 1 1,00 SUBGENERADOR 2 1 1,00 SUBGENERADOR 3 1 1,00 SUBGENERADOR 4 1 1,00 SUBGENERADOR 5 1 1,00 SUBGENERADOR 6 1 1,00 SUBGENERADOR 7 1 1,00 SUBGENERADOR 8 1 1,00 SUBGENERADOR 9 1 1,00 SUBGENERADOR 10 1 1,00 10,00



CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD CAPÍTULO C02 CAJAS DE CONEXIÓN 02.000 Ud CAJA DE CONEXIÓN CC

Ud. Suministro e instalación de Caja de Conexión de Corriente Continua (CC) apta para la entrada y protección de 24 ramas de generación fotovoltaica, con una tensión máxima de 1000 V y una intensidad de entrada de 12,5 A y de salida de 300 A. Fabricada por una envolvente de doble aislamiento según UNE-EN 61439-1, de material higroscópico autoextinguible, de elevada resistencia a la polución y a la corrosión, con tapa transparente de policarbonato. Equipado con: • Fusible (1 P) (12 A) (1500 V) por cada polo de cada rama de módulos fotovoltaicos. • Interruptor-Seccionador (2 P) (315 A) (1000 V). • Protector de sobretensión (CLASE II) (3 kV) (1000 V) (20 kA). Conforme a las normas UNE 20460-7-712, UNE 2460-7-712, UNE-EN 61643-11 y UNE-EN 60439-1. Con grado de protección IP 54. De dimensiones 550 x 650 x 260 mm. Totalmente instalado, conexionado y comprobado.

SUBGENERADOR 1 15 15,00 SUBGENERADOR 2 15 15,00 SUBGENERADOR 3 15 15,00 SUBGENERADOR 4 15 15,00 SUBGENERADOR 5 15 15,00 SUBGENERADOR 6 15 15,00 SUBGENERADOR 7 15 15,00 SUBGENERADOR 8 15 15,00 SUBGENERADOR 9 15 15,00 SUBGENERADOR 10 15 15,00 150,00

CAPÍTULO C03 CABLEADO 03.000 ml CABLE MÓDULOS - CAJA DE CONEXIÓN CC

ml. Suministro e instalación de cables de interconexión entre módulos y caja de conexión de corriente continua, ejecutada con conductores unipolares Exzhellent Solar ZZ-F (AS) 1,8 kV DC de 6 mm² de sección nominal, en montaje superficial sobre suelo. Incluso montaje de conectores MC4 macho-hembra y elementos de sujeción a la cubierta mediante bridas y abrazaderas. Totalmente terminada la unidad de longitud ejecutada y conexionado.

RAMA 1 150 24,85 3.727,50 RAMA 2 150 22,89 3.433,50 RAMA 3 150 15,93 2.389,50 RAMA 4 150 13,97 2.095,50 RAMA 5 150 7,01 1.051,50 RAMA 6 150 5,05 757,50 RAMA 7 150 5,05 757,50 RAMA 8 150 7,01 1.051,50 RAMA 9 150 13,97 2.095,50 RAMA 10 150 15,93 2.389,50 RAMA 11 150 22,89 3.433,50 RAMA 12 150 24,85 3.727,50 RAMA 13 150 24,85 3.727,50 RAMA 14 150 22,89 3.433,50 RAMA 15 150 15,93 2.389,50 RAMA 16 150 13,97 2.095,50



RAMA 17 150 7,01 1.051,50 RAMA 18 150 5,05 757,50 RAMA 19 150 5,05 757,50 RAMA 20 150 7,01 1.051,50 RAMA 21 150 13,97 2.095,50 RAMA 22 150 15,93 2.389,50 RAMA 23 150 22,89 3.433,50 RAMA 24 150 24,85 3.727,50

53.820,00

CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD

03.001 ml CABLE CAJA DE CONEXIÓN - INVERSOR 185 mm2

ml. Suministro e instalación de cables de interconexión entre caja de conexión de corriente continua e inversor, ejecutada con conductores unipolares Exzhellent Solar X1FA3Z-K(AS) 1,8 kV DC de 185 mm² de sección nominal. Instalación directamente sobre superficie. Totalmente terminada la unidad de longitud ejecutada y conexionada. Incluso parte proporcional de soportes y otros accesorios necesarios.

CC2 - INVERSOR 10 137,42 1.374,20

CC3 - INVERSOR 10 95,76 957,60

CC4 - INVERSOR 10 56,12 561,20

CC5 - INVERSOR 10 56,12 561,20

CC6 - INVERSOR 10 95,76 957,60

CC7 - INVERSOR 10 137,42 1.374,20

CC9 - INVERSOR 10 140,55 1.405,50

CC10 - INVERSOR 10 98,89 988,90

CC11 - INVERSOR 10 58,93 58930

CC12 - INVERSOR 10 58,93 589,30

CC14 - INVERSOR 10 142,19 1.421,90

CC15 - INVERSOR 10 100,53 1.005,30 11.786,20



CC2 - INVERSOR 10 179,08 1.790,80

CC8 - INVERSOR 10 179,08 1.790,80

CC13 - INVERSOR 10 183,86 1.838,60 5.420,20




03.003 ml CABLE CENTRO DE TRANSFORMACIÓN - SUBESTACIÓN

ml. Suministro e instalación de cables de interconexión entre centro de transformación y subestación, ejecutada con conductores unipolares X-VOLT RH5Z1 AL 18/30 kV AC de 50 mm² de sección nominal. Dichos conductores irán directamente enterrados, a una profundidad de 1,25 m. Conductor de aluminio clase 2, según UNE-EN 60228 e IEC 60228. Material semiconductor termoestable aplicado sobre el conductor. Polietileno reticulado (XLPE), en catenaria de atmósfera seca, mediante proceso de triple extrusión. Totalmente terminada la unidad de longitud ejecutada y conexionado.

CT1 - SUBESTAICÓN 1 228,12 228,12

CT2 - SUBESTAICÓN 1 572,86 572,86

CT3 - SUBESTAICÓN 1 917,73 917,73

CT4 - SUBESTAICÓN 1 228,12 228,12

CT5 - SUBESTAICÓN 1 572,86 572,86

CT6 - SUBESTAICÓN 1 917,73 917,73

CT7 - SUBESTAICÓN 1 457,87 457,87

CT8 - SUBESTAICÓN 1 802,61 802,61

CT9 - SUBESTAICÓN 1 1.147,48 1.147,48

CT10 - SUBESTAICÓN 1 113,13 113,13 5.958,51

CAPÍTULO C04 PUESTA A TIERRA

04.000 ml CONDUCTOR PROTECCIÓN GENERADOR FOTOVOLTAICO

ml. Suministro e instalación de puesta a tierra de las masas metálicas del generador fotovoltaico, ejecutado con conductores de 6 mm². Incluso p/p de caja de conexión, terminales, etc.... Totalmente terminado, conexionado y comprobado.

MASA METÁLICAS GENERADOR FOTOVOLTAICO - CAJAS DE CONEXIÓN

10 15 24,00 15,00 54.000,00

54.000,00

04.001 ml CONDUCTOR PROTECCIÓN CAJA DE CONEXIÓN

ml. Suministro e instalación de puesta a tierra de las masas metálicas y descargadores de tensión de las líneas de interconexión entre la caja de conexión de corriente continua e inversor, ejecutado con conductores de 25 mm². Incluso p/p de caja de conexión, terminales, etc.... Totalmente terminado, conexionado y comprobado.

MASAS METÁLICAS -DESCARGADORES CC - INVERSOR

10 110,00 15,00 16.500,00

16.500,00

04.004 ml CONDUCTOR PROTECCIÓN INVERSOR

ml. Suministro e instalación de puesta a tierra de las masas metálicas y descargadores de tensión del inversor, ejecutado con conductores de 25 mm². Incluso p/p de caja de conexión, terminales, etc.... Totalmente terminado, conexionado y comprobado.

MASAS METÁLICAS – DESCARGADORES INVERSOR

10 8,00 80,00

80,00




04.002 ml CONDUCTOR DE TIERRA

ml. Suministro e instalación de conductor de tierra formado por cable rígido desnudo de cobre trenzado, de 35 mm² de sección. Incluso instalación de uniones realizadas con soldadura aluminotérmica, grapas y bornes de unión. Totalmente montado, conexionado y probado.

CONDUCTOR DE TIERRA 10 10,00 100,00 100,00

04.003 ml TOMA DE TIERRA - MALLA (TRANSVERSAL)

Ud. Suministro e instalación de toma de tierra compuesta por una malla aprovechando las zanjas de los conductores de las instalaciones además de diferentes zanjas transversales para la creación de la malla. La zanja tendrá una profundidad de 1,25 m. Totalmente montada, conexionada y probada por la empresa instaladora mediante las correspondientes pruebas de servicio.

TRAMO TRANSVERSAL DE LA MALLA 1 993,87 993,87 993,87

04.005 ml TOMA DE TIERRA - MALLA (LONGITUDINAL)


TRAMO LONGITUDINAL DE LA MALLA 1 2.664,27 2.664,27 2.664,27

CAPÍTULO C05 CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL - OBRA CIVIL

05.001 Ud CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL

Ud. Caseta prefabricada de hormigón armado cuy as dimensiones son 20 m de largo, 10 m de ancho y 2,5 m de altura. Utilización para la operación y control del parque fotovoltaico. Completamente montado, probado y funcionando.

CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL 1 1,00 1,00 1,00




185 | P R E S U P U E S T O

PRESUPUESTO



ÍNDICE

6. PRESUPUESTO ................................................................................................ 185

6.1. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES .............................................................. 188

6.2. CUADRO DE PRECIOS DESCOMPUESTOS ............................................. 189

6.3. PRESUPUESTO .......................................................................................... 196

6.3.1. Presupuesto de Ejecución Material ....................................................... 196

6.3.2. Presupuesto de Contratación ................................................................ 201

6.4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO ............................................................... 202



ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES ........................................................... 188



6.1. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES

CÓDIGO UD RESUMEN PRECIO (€)

MANO DE OBRA MO 001 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 MO 002 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 MO 003 h OFICIAL ALBAÑIL 18,37

MAQUINARIA

MQ 001 h CAMIÓN GRÚA 50,00 MQ 002 h MARTILLO ROMPEDOR MANUAL 3,62

PRECIOS SIMPLES

PS 00.001 Ud MÓDULO FOTOVOLTAICO CS64-340M 115,00 PS 00.002 Ud ESTRUCTURA SOLAR 20,00 PS 01.000 Ud UTILITY POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200 220.000,00 PS 02.000 Ud FUSIBLE (1 P) (12 A) (1500 V) 6,00

PS 02.001 Ud CAJA CON VENTANA PRECINTABLE, 24 STRINGS, IP54 (550x 650x 260 mm) 110,00

PS 02.002 Ud PROTECTOR DE SOBRETENSIÓN (CLASE II) (3 kV) (1000 V) (20 kA) 187,79

PS 02.003 Ud INTERRUPTOR-SECCIONADOR (2 P) (315 A) (1000 V) 150,00

PS 03.000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 6 mm² Cu 0,30 PS 03.001 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 185 mm² Cu 6,00 PS 03.002 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 240 mm² Cu 8,00 PS 03.003 ml CABLE X-VOLT RH5Z1 AL 1x 50 mm² 0,99

PS 04.005 ml CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO, UNIPOLAR DE SECCIÓN 1x 35 mm² 3,78

PS 04.006 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 120 mm² Cu 3,00 PS 04.008 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 25 mm² Cu 1,40

PS 05.001 Ud CASETA PREFABRICADA - OPERACIÓN Y CONTROL 2.400,00

Tabla 68. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES



6.2. CUADRO DE PRECIOS DESCOMPUESTOS CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE




MO 001 0,300 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 5,40

MO 002 0,300 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 3,90

MQ 001 0,150 h CAMIÓN GRÚA 50,00 7,50

PS 00.001 1,000 Ud MÓDULO FOTOVOLTAICO CS64-340M 115,00 115,00

% PEQ.MAT.G 1,000 % PEQUEÑO MATERIAL 131,80 1,32

% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 133,10 3,99

TOTAL PARTIDA ............................................................ 137,11

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de CIENTO TREINTA Y SIETE

EUROS con ONCE CÉNTIMOS.





MQ 001 0,150 h CAMIÓN GRÚA 50,00 7,50

PS 00.002 1,000 Ud ESTRUCTURA SOLAR 20,00 20,00

% PEQ.MAT.G 1,000 % PEQUEÑO MATERIAL 35,30 0,35


TOTAL PARTIDA ............................................................ 36,67

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TREINTA Y SEIS EUROS con

SESENTA Y SIETE CÉNTIMOS.



CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE

CAPÍTULO C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN


Ud. Centro de transformación compuesto por transformador e inversor (Sunns Central 2200). El transformador optimizado para emplazamientos en exteriores, es el compañero perfecto para el inversor Sunny Central. La conexión de barra colectora entre el inversor y el transformador viene incluida de serie. El transformador de media tensión se puede ampliar por módulos añadiendo la instalación de distribución de media tensión, el depósito de aceite y el transformador seguidor. El inversor y el bloque de media tensión se montan sobre una plataforma adecuada, se comprueban y se entregan como una unidad lista para funcionar llave en mano. De este modo se minimizan los trabajos in situ. Todos los componentes han sido homologados. Vida útil mínima de 25 años. El inversor Sunns Central 2200 con una potencia 2200 kVA permite planificar la planta de manera eficaz. Dispone de un transformador integrado y espacio adicional para instalar los equipos del cliente. El Sunny Central está optimizado para colocarlo en el exterior. El sistema de refrigeración por aire OptiCool(tm) asegura el funcionamiento libre de fallos incluso a temperaturas ambiente extremas. Además, cuenta con una protección eficaz contra la entrada de partículas de polvo. El Sunny Central es el componente principal del Utility Power System. Avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), capaz de soportar huecos de tensión. Con marcado CE. El inversor irá equipado con las protecciones internas siguientes: • Aislamiento galvánico entre las partes DC y AC. • Polarizaciones inversas. • Cortocircuitos y sobrecargas a la salida AC. • Fallos de aislamiento. • Anti-isla con desconexión automática. • Seccionador DC. • Fusibles DC. • Seccionador Magnetotérmico AC. • Descargadores de sobretensiones DC y AC tipo 2. • Protección de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85

Un). • Protección contra sobretemperaturas. • Controlador de aislamiento de la parte de corriente continua. El inversor cumple con lo indicado en el CTE DB-HE 5 y con todos los requisitos exigidos por el RD 1699/2011. Con grado de protección contra agentes externos IP20, según lo definido para este grado de protección en la norma IEC60529. Totalmente instalado, conexionado y comprobado.



MQ 001 2,000 h CAMIÓN GRÚA 50,00 100,00

PS 01.000 1,000 Ud UTILITY POWER SYSTEM MEDIUM VOLTAGE BLOCK 2200 220.000,00 220.000,00

% PEQ.MAT.I 3,000 % PEQUEÑO MATERIAL 220.410,00 6.612,30

% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 227.022,30 6.810,67

TOTAL PARTIDA ............................................................ 233.832,97

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DOSCIENTOS TREINTA Y TRES MIL OCHOCIENTOS TREINTA Y DOS EUROS con NOVENTA Y SIETE CÉNTIMOS.




CAPÍTULO C02 CAJAS DE CONEXIÓN

02.000 Ud CAJA DE CONEXIÓN CC




PS 02.000 48,000 Ud FUSIBLE (1 P) (12 A) (1500 V) 6,00 288,00

PS 02.001 1,000 Ud CAJA CON VENTANA PRECINTABLE, 24 STRINGS, IP54 (550x 650x 260 mm) 110,00 110,00

PS 02.003 1,000 Ud INTERRUPTOR-SECCIONADOR (2 P) (315 A) (1000 V). 150,00 150,00

PS 02.002 1,000 Ud PROTECTOR DE SOBRETENSIÓN (CLASE II) (3 kV) (1000 V) (20 kA) 187,79 187,79

% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 797,80 79,78


TOTAL PARTIDA ............................................................ 903,90

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de NOVECIENTOS TRES

EUROS con NOVENTA CÉNTIMOS.

CAPÍTULO C03 CABLEADO

03.000 ml CABLE MÓDULOS - CAJA DE CONEXIÓN CC




PS 03.000 2,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 6 mm² Cu 0,30 0,60

% PEQ.MAT.CA 2,000 % PEQUEÑO MATERIAL 1,20 0,02


TOTAL PARTIDA ............................................................ 1,28

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de UN EUROS con VEINTIOCHO

CÉNTIMOS.








PS 03.001 2,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 185 mm² Cu 6,00 12,00



TOTAL PARTIDA ............................................................ 18,87

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DIECIOCHO EUROS con

OCHENTA Y SIETE CÉNTIMOS.





PS 03.002 2,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 240 mm² Cu 8,00 16,00



TOTAL PARTIDA ............................................................ 23,40

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de VEINTITRES EUROS con

CUARENTA CÉNTIMOS.





MQ 002 0,300 h MARTILLO ROMPEDOR MANUAL 3,62 1,09

MO 003 0,300 h OFICIAL ALBAÑIL 18,37 5,51

PS 03.003 4,000 ml CABLE X-VOLT RH5Z1 AL 1x 50 mm² 0,99 3,96





TOTAL PARTIDA ............................................................ 18,99

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DIECIOCHO EUROS con

NOVENTA Y NUEVE CÉNTIMOS.










TOTAL PARTIDA ............................................................ 0,97

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de CERO EUROS con NOVENTA

Y SIETE CÉNTIMOS.








TOTAL PARTIDA ............................................................ 3,80

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TRES EUROS con OCHENTA

CÉNTIMOS.











TOTAL PARTIDA ............................................................ 2,12

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DOS EUROS con DOCE

CÉNTIMOS.




PS 04.005 1,000 ml CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO, UNIPOLAR DE SECCIÓN 1 x 35 mm² 3,78 3,78



TOTAL PARTIDA ............................................................ 6,32

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de SEIS EUROS con TREINTA

Y DOS CÉNTIMOS.





MQ 002 0,200 h MARTILLO ROMPEDOR MANUAL 3,62 0,72





TOTAL PARTIDA ............................................................ 31,98

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TREINTA Y UN EUROS con

NOVENTA Y OCHO CÉNTIMOS.










TOTAL PARTIDA ............................................................ 3,16

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TRES EUROS con DIECISEIS

CÉNTIMOS.





MQ 001 3,000 h CAMIÓN GRÚA 50,00 150,00


PS 05.001 1,000 Ud CASETA PREFABRICADA - OPERACIÓN Y CONTROL 2.400,00 2.400,00

% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 2.768,20 276,82

% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 3.045,00 91,35

TOTAL PARTIDA ............................................................ 3.136,39

Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TRES MIL CIENTO TREINTA

Y SEIS EUROS con TREINTA Y NUEVE CÉNTIMOS.



6.3. PRESUPUESTO

6.3.1. Presupuesto de Ejecución Material CÓDIGO RESUMEN CANTIDAD PRECIO IMPORTE




6.840,00 137,11 937.832,40



6.840,00 36,67 250.822,80

TOTAL CAPÍTULO C00 GENERADOR FOTOVOLTAICO.................................................................................... 11.886.552,00



CÓDIGO RESUMEN CANTIDAD PRECIO IMPORTE

CAPÍTULO C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN


Ud. Centro de transformación compuesto por transformador e inversor (Sunns Central 2200). El transformador optimizado para emplazamientos en exteriores es el compañero perfecto para el inversor Sunny Central. La conexión de barra colectora entre el inversor y el transformador viene incluida de serie. El transformador de media tensión se puede ampliar por módulos añadiendo la instalación de distribución de media tensión, el depósito de aceite y el transformador seguidor. El inversor y el bloque de media tensión se montan sobre una plataforma adecuada, se comprueban y se entregan como una unidad lista para funcionar llave en mano. De este modo se minimizan los trabajos in situ. Todos los componentes han sido homologados. Vida útil mínima de 25 años. El inversor Sunns Central 2200 con una potencia 2200 kVA permite planificar la planta de manera eficaz. Dispone de un transformador integrado y espacio adicional para instalar los equipos del cliente. El Sunny Central está optimizado para colocarlo en el exterior. El sistema de refrigeración por aire OptiCool(tm) asegura el funcionamiento libre de fallos incluso a temperaturas ambiente extremas. Además, cuenta con una protección eficaz contra la entrada de partículas de polvo. El Sunny Central es el componente principal del Utility Power System. Avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT), capaz de soportar huecos de tensión. Con marcado CE. El inversor irá equipado con las protecciones internas siguientes: • Aislamiento galvánico entre las partes DC y AC. • Polarizaciones inversas. • Cortocircuitos y sobrecargas a la salida AC. • Fallos de aislamiento. • Anti-isla con desconexión automática. • Seccionador DC. • Fusibles DC. • Seccionador Magnetotérmico AC. • Descargadores de sobretensiones DC y AC tipo 2. • Protección de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85

Un). • Protección contra sobretemperaturas. • Controlador de aislamiento de la parte de corriente continua.

El inversor cumple con lo indicado en el CTE DB-HE 5 y con todos los requisitos exigidos por el RD 1699/2011. Con grado de protección contra agentes externos IP20, según lo definido para este grado de protección en la norma IEC60529. Totalmente instalado, conexionado y comprobado.

10,00 233.832,97 2.338.329,70

TOTAL CAPÍTULO C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.............................................................................. 2.338.329,70




CAPÍTULO C02 CAJAS DE CONEXIÓN

02.000 Ud CAJA DE CONEXIÓN CC


150,00 903,90 135.585,00

TOTAL CAPÍTULO C02 CAJAS DE CONEXIÓN..................................................................................................... 135.585,00

CAPÍTULO C03 CABLEADO

03.000 ml CABLE MÓDULOS - CAJA DE CONEXIÓN CC


53.820,00 1,28 68.889,60



11.786,20 18,87 222.405,59



5.420,20 23,40 126,832,68






5.958,51 18,99 113.152,10

TOTAL CAPÍTULO C03 CABLEADO....................................................................................................................... 531.279,97




54.000,00 0,97 52.380,00



16.500,00 3,80 62.700,00



80,00 2,12 169,60



100,00 6,32 632,00



993,87 31,98 31.783,96






2.664,27 3,16 8.419,09

TOTAL CAPÍTULO C04 PUESTA A TIERRA........................................................................................................... 156.084,65




1,00 3.136,39 3.136,39

TOTAL CAPÍTULO C05 CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL - OBRA CIVIL...................................................... 3.136,39

TOTAL..................................................................................................................................15.050.967,71

Asciende el Presupuesto de Ejecución Material del presente proyecto asciende

a la referida cantidad de QUINCE MILLONES CINCUENTA MIL NOVECIENTOS

SESENTA Y SIETE EUROS con SETENTA Y UN CÉNTIMOS (15.050.967,71 €).



6.3.2. Presupuesto de Contratación

Se entiende que no hay ninguna contrata que por este precio pueda llevar a cabo

el objeto del proyecto, ya que, aparte de estos costes aplicables exclusivamente al

objeto proyectado, tendrá otros costes fijos no aplicables exclusivamente.

Se tendrá unos gastos generales necesarios para su funcionamiento: alquileres,

amortizaciones, etc. Y, además, se debe prever una cantidad que le suponga un

beneficio industrial para la contrata.

Estos dos conceptos se consideran porcentuales respecto al Presupuesto de

Ejecución Material y sumados a él se calcula el llamado Presupuesto de Contratación.

Se establecerá un 6,00 % de beneficio industrial y un 13,00 % de gastos

generales respecto al Presupuesto de Ejecución Material.

En el siguiente capítulo, se realizará un resumen del presupuesto, calculando el

beneficio industrial y los gastos generales dependiendo del Presupuesto de Ejecución

Material. Con dichos valores se calculará el Presupuesto de Contratación.

Por último, una vez calculado el Presupuesto de Contratación, para determinar

el Presupuesto General, se le debe aplicar el I.V.A., que es de un 21 %, al Presupuesto

de Contratación.



6.4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO

CAPÍTULO RESUMEN EUROS

C00

GENERADOR FOTOVOLTAICO.........................................................................

11.886.552,00

C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.................................................................. 2.338.329,70

C02 CAJAS DE CONEXIÓN CC................................................................................. 135.585,00

C03 CABLEADO.......................................................................................................... 531.279,97

C04 PUESTA A TIERRA............................................................................................. 156.084,65

C05 CASETA DE OPERACIÓN Y CONTROL - OBRA CIVIL..................................... 3.136,39

TOTAL EJECUCIÓN MATERIAL 15.050.967,71

13,00 % Gastos generales ....................... 1.956.625,80 6,00 % Beneficio industrial....................... 903.058,06

SUMA DE G.G. y B.I…………………… 2.859.683,86

21,00 % I.V.A…………………………. 3.761.236,83

TOTAL PRESUPUESTO CONTRATA 17.910.651,57

TOTAL PRESUPUESTO GENERAL 21.671.888,40

Asciende el presupuesto general a la expresada cantidad de VEINTIUN

MILLONES SEISCIENTOS SETENTA Y UN MIL OCHOCIENTOS OCHENTA Y

OCHO EUROS con CUARENTA CÉNTIMOS (21.671.888,40 €).



Eficiencia Tecno-Económica del Diseño de una Instalación...

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