eficiencia tecno-económica del diseño de una instalación...
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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:
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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.
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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.
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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.
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7 | Í N D I C E
ÍNDICE
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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
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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
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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
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11 | M E M O R I A
MEMORIA
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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
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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
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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
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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
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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]
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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• 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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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• 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.
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• 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.
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• 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.
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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.
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• 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.
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• 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
fotovoltaico para condiciones estándar de medida.
• 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).
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• 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
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• 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
fotovoltaico para condiciones estándar de medida.
• VN (V): Intensidad asignada del interruptor automático e interruptor
seccionador.
• Wp (Wh): Pérdidas anuales de energía por efecto Joule.
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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.
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• 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
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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.
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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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
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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.
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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
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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.
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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:
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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:
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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
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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:
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Figura 4. CURVA FUSIBLE A 1000 Vdc
MODELO FUSIBLE FUSBLE (315 A) (1500 V)
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
INTENSIDAD NOMINAL (185 mm2)
𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 612
𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 887,4
UBICACIÓN INVERSOR
Tabla 9. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR
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Estos fusibles además tienen un poder de corte de corrientes de cortocircuito de
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)
TENSIÓN NOMINAL 𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉
1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉
INTENSIDAD NOMINAL
𝐼𝐼 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ≥ 1,25 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑
315 𝐴𝐴 ≥ 284,4 𝐴𝐴
UBICACIÓN CAJA DE CONEXIÓN CC
Tabla 10. RESUMEN INTERRUPTOR – SECCIONADOR – CAJA DE CONEXIÓN CC
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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.
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• 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
UBICACIÓN CAJA DE CONEXIÓN CC
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.
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Tabla 12. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR SUNNY CENTRAL 2200, SMA
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
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.
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Figura 5. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN
2.9.6.4.2. Protecciones centro de transformación
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:
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.
2.9.6.5. 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.
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• 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.
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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
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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
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59 | A N E X O S
ANEXOS
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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
3.4.2.1. Criterio de máxima intensidad admisible ......................................... 85
3.4.2.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida ................................ 86
3.4.2.3. Selección de secciones ................................................................... 88
3.4.3. Transformador – Subestación ................................................................. 89
3.4.3.1. Criterio de máxima intensidad admisible ......................................... 90
3.4.3.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida ................................ 94
3.4.3.3. Selección de secciones ................................................................... 95
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
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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
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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
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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
– 70 mm2 ............................................................................................... 104 Tabla 21. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN
– 95 mm2 ............................................................................................... 105 Tabla 22. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN
– 120 mm2 ............................................................................................. 106
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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
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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
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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
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68 | A N E X O S
ANEXO DE CÁLCULOS –
ANEXO A: DISEÑO DE LA
INSTALACIÓN
FOTOVOLTAICA
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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:
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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).
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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
estándar de medida.
- 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
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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
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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.
- Tc (ºC): Temperatura de trabajo de la célula.
- 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.
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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
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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.
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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:
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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.
- IMOD,SC,STC: Intensidad de cortocircuito del módulo bajo condiciones
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:
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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:
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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.
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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
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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
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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.
3.4.2.1. Criterio de máxima intensidad admisible
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
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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.
𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧
𝐹𝐹𝑝𝑝𝑇𝑇𝑚𝑚𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛
𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =284,4
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.
3.4.2.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida
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:
- IB ΔV: Intensidad de diseño para el criterio de máxima caída de
tensión.
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- 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
Así mismo, se establecerá en voltios la caída máxima de tensión con la siguiente
fórmula:
∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 =1,2655
100 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑃𝑃𝑃𝑃 =1,2655
100 ∙ 19 ∙ 37,90 = 9,1128 𝑉𝑉
Una vez determinado todos los valores necesarios, solo se necesita saber la
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
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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)
3.4.2.3. Selección de secciones
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
Es decir, se tendrá una caída de tensión real de:
∆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.
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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 > 𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝)
612 𝐴𝐴 > 406,2857 𝐴𝐴
Para la sección de 240 mm2:
736 𝐴𝐴 > 𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝)
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.
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90 | A N E X O S
3.4.3.1. Criterio de máxima intensidad admisible
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
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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
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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
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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.
𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧
𝐹𝐹𝑝𝑝𝑇𝑇𝑚𝑚𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠 𝑇𝑇𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑇𝑇𝑇𝑇𝑠𝑠ó𝑛𝑛
𝐼𝐼𝐵𝐵 𝐼𝐼𝑧𝑧(𝐷𝐷𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑑𝑑𝑝𝑝) =79,38566
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)
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3.4.3.2. Criterio de máxima caída de tensión permitida
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:
- IB ΔV: Intensidad de diseño para el criterio de máxima caída de
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
Así mismo, se establecerá en voltios la caída máxima de tensión con la siguiente
fórmula:
∆𝑉𝑉𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 =1,5100 ∙ 𝑉𝑉𝑆𝑆𝑅𝑅𝑀𝑀𝑁𝑁𝑆𝑆 =
1,5100 ∙ 20.000 = 300 𝑉𝑉
Una vez determinado todos los valores necesarios, solo se necesita saber la
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.
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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)
3.4.3.3. Selección de secciones
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
Es decir, se tendrá una caída de tensión real de:
∆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 %
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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:
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- 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:
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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.
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- 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:
CT MÁXIMA LONGITUD DE CT A SUBESTACIÓN (m)
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
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CT MÁXIMA LONGITUD DE CT A SUBESTACIÓN (m)
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
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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
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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.
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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 €
AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠
(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN
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 €
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Tabla 32. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN – 70 mm2
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 €
AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠
(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN
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 €
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AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠
(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN
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 €
Tabla 33. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN – 95 mm2
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 €
AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠
(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN
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 €
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AÑO 𝐷𝐷𝐼𝐼𝑀𝑀 ∙(𝑠𝑠 + ∆𝑝𝑝𝐼𝐼)𝑠𝑠
(1 + 𝑠𝑠)𝑠𝑠 VAN
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 €
Tabla 34. VALOR ACTUAL NETO - TRAMO TRANSFORMADOR – SUBESTACIÓN – 120 mm2
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
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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:
- IMOD,SC,STC: Intensidad de cortocircuito del módulo bajo condiciones
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.
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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:
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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.
- VMOD,OC,STC: Tensión en circuito abierto del módulo en condiciones
estándar de medida.
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
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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.
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 41. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN RAMAS CC
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116 | A N E X O S
Figura 11. 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.
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)
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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).
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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 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑
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.
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MODELO INTERRUPTOR - SECCIONADOR
INTERRUPTOR-SECCIONADOR (2P) (315 A) (1000 V)
TENSIÓN NOMINAL 𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉
1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉
INTENSIDAD NOMINAL
𝐼𝐼 𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ≥ 1,25 ∙ 𝐼𝐼𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑆𝑆𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑠𝑠𝑝𝑝𝑑𝑑𝑠𝑠𝑑𝑑𝑑𝑑
315 𝐴𝐴 ≥ 284,4 𝐴𝐴
UBICACIÓN CAJA DE CONEXIÓN CC
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.
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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)
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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
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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.
- Tc (ºC): Temperatura de trabajo de la célula.
- VMOD,OC,STC: Tensión en circuito abierto del módulo en condiciones
estándar de medida.
- 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
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CORRIENTE DE DESCARGA NOMINAL
𝐼𝐼𝑁𝑁 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴
20 𝑘𝑘𝐴𝐴 ≥ 5 𝑘𝑘𝐴𝐴
CORRIENTE MÁXIMA DE DESCARGA NOMINAL 𝐼𝐼𝑚𝑚𝑠𝑠𝑚𝑚 = 40 𝑘𝑘𝐴𝐴
UBICACIÓN CAJA DE CONEXIÓN CC
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.
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- 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.
- VMOD,OC,STC: Tensión en circuito abierto del módulo en condiciones
estándar de medida.
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
Para la sección 185 mm2:
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:
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Tabla 47. CORRIENTE QUE GARANTIZA EL FUNCIONAMIENTO EFECTIVO DE LA PROTECCIÓN
Para la sección 240 mm2:
284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 736
1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 1067,2
Para la sección 185 mm2:
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:
MODELO FUSIBLE FUSBLE (315 A) (1500 V)
TENSIÓN NOMINAL
𝑉𝑉𝑁𝑁 = 1,1 ∙ 𝑁𝑁º𝑚𝑚ó𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑑𝑑𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠𝑠 ∙ 𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀𝑀,𝑀𝑀𝑂𝑂,𝑆𝑆𝑆𝑆𝑂𝑂 = 965,58 𝑉𝑉
1000 𝑉𝑉 ≥ 965,58 𝑉𝑉 𝑉𝑉
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Figura 12. CURVA FUSIBLE A 1000 Vdc
INTENSIDAD NOMINAL (240 mm2)
𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 736
𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 1067,2
INTENSIDAD NOMINAL (185 mm2)
𝐼𝐼𝐵𝐵 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 𝐼𝐼𝑍𝑍 284,4 ≤ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 612
𝐼𝐼𝑓𝑓 ≤ 1,45 ∙ 𝐼𝐼𝑍𝑍 1,6 ∙ 𝐼𝐼𝑁𝑁 ≤ 887,4
UBICACIÓN INVERSOR
Tabla 48. RESUMEN PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS EN INVERSOR
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Estos fusibles además tienen un poder de corte de corrientes de cortocircuito de
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.
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Tabla 49. HOJA DE ESPECIFACIONES DE PROTECCIONES DEL INVERSOR SUNNY CENTRAL 2200, SMA
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
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.
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Figura 13. DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE CONVERSIÓN Y TRANSFORMACIÓN
3.5.5.2. Protecciones centro de transformación
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:
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 intesidad para tomar medidas.
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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
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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)
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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.
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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.
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ANEXO B: IRRADICACIÓN
SOLAR Y ENERGIA
GENERADA
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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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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).
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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.
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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:
- Tc (ºC): Temperatura de trabajo de la célula.
- βVMOD,OC (ºC/%): Coeficiente de temperatura de la tensión en abierto
que será de -0,31 ºC/%.
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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:
http://www.agenciaandaluzadelaenergia.es/Radiacion/radiacion1.php
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
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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.
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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.
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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
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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
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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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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ANEXO C: ANÁLISIS DE
RENTABILIDAD DE LA
INSTALACIÓN
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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)
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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:
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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:
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• 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:
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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
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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 €
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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La fórmula para obtener el VAN es la siguiente:
𝑉𝑉𝐴𝐴𝑁𝑁 = −𝐴𝐴 + 𝑄𝑄𝑠𝑠
(1 + 𝑘𝑘)𝑠𝑠
𝑠𝑠
𝑠𝑠=1
(35)
Donde:
- A: Inversión inicial.
- VAN: Valor Actual Neto.
- i: Año de estudio.
- Qi: Flujo de caja correspondiente al año i.
- 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.
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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:
- A: Inversión inicial.
- TIR: Tasa Interna de Rentabilidad.
- i: Año de estudio.
- Qi: Flujo de caja correspondiente al año i.
- 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 %.
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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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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.
Sevilla, julio de 2018
Fdo.: Carlos Pérez Rubio Graduado en Ingeniería Eléctrica
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170 | P L A N O S
PLANOS
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
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
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176 | M E D I C I O N E S
MEDICIONES
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
177 | M E D I C I O N E S
ÍNDICE
5. MEDICIONES .................................................................................................... 176
5.1. MEDICIONES .............................................................................................. 179
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
179 | M E D I C I O N E S
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
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180 | M E D I C I O N E S
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
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181 | M E D I C I O N E S
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
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182 | M E D I C I O N E S
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
03.002 ml CABLE CAJA DE CONEXIÓN - INVERSOR 240 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 240 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 10 179,08 1.790,80
CC8 - INVERSOR 10 179,08 1.790,80
CC13 - INVERSOR 10 183,86 1.838,60 5.420,20
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183 | M E D I C I O N E S
CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD
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
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184 | M E D I C I O N E S
CÓDIGO RESUMEN UDS LONGITUD ANCHURA ALTURA PARCIALES CANTIDAD
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)
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 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
Sevilla, julio de 2018
Fdo.: Carlos Pérez Rubio Graduado en Ingeniería Eléctrica
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185 | P R E S U P U E S T O
PRESUPUESTO
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186 | P R E S U P U E S T O
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
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. CUADRO DE PRECIOS SIMPLES ........................................................... 188
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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
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6.2. CUADRO DE PRECIOS DESCOMPUESTOS CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
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.
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.
MO 001 0,250 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 4,50
MO 002 0,250 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 3,25
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
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 35,60 1,07
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.
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CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
MO 001 10,000 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 180,00
MO 002 10,000 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 130,00
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.
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CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
MO 001 2,000 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 36,00
MO 002 2,000 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 26,00
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
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 877,60 26,33
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
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.
MO 001 0,020 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 0,36
MO 002 0,020 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 0,26
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
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 1,20 0,04
TOTAL PARTIDA ............................................................ 1,28
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de UN EUROS con VEINTIOCHO
CÉNTIMOS.
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CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
MO 001 0,150 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 2,70
MO 002 0,150 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 1,95
PS 03.001 2,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 185 mm² Cu 6,00 12,00
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 16,70 1,67
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 18,30 0,55
TOTAL PARTIDA ............................................................ 18,87
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DIECIOCHO EUROS con
OCHENTA Y SIETE CÉNTIMOS.
03.002 ml CABLE CAJA DE CONEXIÓN - INVERSOR 240 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 240 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.
MO 001 0,150 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 2,70
MO 002 0,150 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 1,95
PS 03.002 2,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR XZ1FA3Z-K(AS) 1x 240 mm² Cu 8,00 16,00
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 20,70 2,07
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 22,70 0,68
TOTAL PARTIDA ............................................................ 23,40
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de VEINTITRES EUROS con
CUARENTA CÉNTIMOS.
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.
MO 001 0,200 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 3,60
MO 002 0,200 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 2,60
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
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 16,80 1,68
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% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 18,40 0,55
TOTAL PARTIDA ............................................................ 18,99
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DIECIOCHO EUROS con
NOVENTA Y NUEVE CÉNTIMOS.
CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
MO 001 0,020 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 0,36
MO 002 0,020 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 0,26
PS 03.000 1,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 6 mm² Cu 0,30 0,30
% PEQ.MAT.CA 2,000 % PEQUEÑO MATERIAL 0,90 0,02
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 0,90 0,03
TOTAL PARTIDA ............................................................ 0,97
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de CERO EUROS con NOVENTA
Y SIETE CÉNTIMOS.
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.
MO 001 0,020 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 0,36
MO 002 0,020 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 0,26
PS 04.006 1,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 120 mm² Cu 3,00 3,00
% PEQ.MAT.CA 2,000 % PEQUEÑO MATERIAL 3,60 0,07
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 3,70 0,11
TOTAL PARTIDA ............................................................ 3,80
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TRES EUROS con OCHENTA
CÉNTIMOS.
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CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
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.
MO 001 0,020 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 0,36
MO 002 0,020 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 0,26
PS 04.008 1,000 ml CABLE EXZHELLENT SOLAR ZZ-F(AS) 1,8 kV 1x 25 mm² Cu 1,40 1,40
% PEQ.MAT 2,000 % PEQUEÑO MATERIAL 2,00 0,04
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 2,10 0,06
TOTAL PARTIDA ............................................................ 2,12
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de DOS EUROS con DOCE
CÉNTIMOS.
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.
MO 001 0,100 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 1,80
PS 04.005 1,000 ml CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO, UNIPOLAR DE SECCIÓN 1 x 35 mm² 3,78 3,78
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 5,60 0,56
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 6,10 0,18
TOTAL PARTIDA ............................................................ 6,32
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de SEIS EUROS con TREINTA
Y DOS CÉNTIMOS.
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.
MO 001 0,500 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 9,00
MO 002 0,500 h AYUDANTE ELECTRICISTA 13,00 6,50
MQ 002 0,200 h MARTILLO ROMPEDOR MANUAL 3,62 0,72
MO 003 0,600 h OFICIAL ALBAÑIL 18,37 11,02
PS 03.003 1,000 ml CABLE X-VOLT RH5Z1 AL 1x 50 mm² 0,99 0,99
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 28,20 2,82
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 31,10 0,93
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.
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195 | P R E S U P U E S T O
CÓDIGO CANTIDAD UD RESUMEN PRECIO SUBTOTAL IMPORTE
04.005 ml TOMA DE TIERRA - MALLA (LONGITUDINAL)
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.
MO 001 0,100 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 1,80
PS 03.003 1,000 ml CABLE X-VOLT RH5Z1 AL 1x 50 mm² 0,99 0,99
% PEQ.MAT 10,000 % PEQUEÑO MATERIAL 2,80 0,28
% CI 3,000 % COSTES INDIRECTOS (S/TOTAL) 3,10 0,09
TOTAL PARTIDA ............................................................ 3,16
Asciende el precio total de la partida a la mencionada cantidad de TRES EUROS con DIECISEIS
CÉNTIMOS.
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.
MO 001 6,000 h OFICIAL ESPECIALISTA ELECTRICIDAD 18,00 108,00
MQ 001 3,000 h CAMIÓN GRÚA 50,00 150,00
MO 003 6,000 h OFICIAL ALBAÑIL 18,37 110,22
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.
EFICIENCIA TECNO-ECONÓMICA DEL DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CONECTADA A RED AUTOR: CARLOS PÉREZ RUBIO FECHA: JULIO 2018
196 | P R E S U P U E S T O
6.3. PRESUPUESTO
6.3.1. Presupuesto de Ejecución Material CÓDIGO RESUMEN CANTIDAD PRECIO IMPORTE
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.
6.840,00 137,11 937.832,40
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.
6.840,00 36,67 250.822,80
TOTAL CAPÍTULO C00 GENERADOR FOTOVOLTAICO.................................................................................... 11.886.552,00
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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.
10,00 233.832,97 2.338.329,70
TOTAL CAPÍTULO C01 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.............................................................................. 2.338.329,70
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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.
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
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.
53.820,00 1,28 68.889,60
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.
11.786,20 18,87 222.405,59
03.002 ml CABLE CAJA DE CONEXIÓN - INVERSOR 240 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 240 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.
5.420,20 23,40 126,832,68
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CÓDIGO RESUMEN CANTIDAD PRECIO IMPORTE
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.
5.958,51 18,99 113.152,10
TOTAL CAPÍTULO C03 CABLEADO....................................................................................................................... 531.279,97
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.
54.000,00 0,97 52.380,00
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.
16.500,00 3,80 62.700,00
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.
80,00 2,12 169,60
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.
100,00 6,32 632,00
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.
993,87 31,98 31.783,96
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CÓDIGO RESUMEN CANTIDAD PRECIO IMPORTE
04.005 ml TOMA DE TIERRA - MALLA (LONGITUDINAL)
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.
2.664,27 3,16 8.419,09
TOTAL CAPÍTULO C04 PUESTA A TIERRA........................................................................................................... 156.084,65
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.
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 €).
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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.
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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 €).
Sevilla, julio de 2018
Fdo.: Carlos Pérez Rubio Graduado en Ingeniería Eléctrica