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PROYECTO FIN DE CARRERA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 1.890KW DE POTENCIA NOMINAL SOBRE SUELO BASADO EN LA TECNOLOGÍA DE PELÍCULA FINA
ALUMNA: REYES BUZÓN DÍAZ TUTOR: FERNANDO MANZANARES JAPÓN DEPARTAMENTO: INGENIERÍA DEL DISEÑO
RELACIÓN DE DOCUMENTOS:
1. PROYECTO DE GENERACIÓN 2. PROYECTO DE EXTENSIÓN 3. PLIEGO DE CONDICIONES 4. ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD
PROYECTO DE GENERACIÓN
RELACIÓN DE DOCUMENTOS:
1. MEMORIA DESCRIPTIVA 2. MEMORIA DE CÁLCULO 3. MEDICIONES 4. PRESUPUESTO 5. ANEXOS 6. PLANOS
PROYECTO FIN DE CARRERA: PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 1.890 KWn SOBRE SUELO
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PROYECTO FIN DE CARRERA: PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 1.890 KWn SOBRE SUELO
INDICE 1.
Objeto del Proyecto .............................................................. 6
2.
Introducción ........................................................................ 6
2.1.
Inicios de la energía solar fotovoltaica ................................................... 6
2.2.
Actualidad de la energía solar fotovoltaica ............................................. 7
2.3.
Planta fotovoltaica ................................................................................. 8
2.4.
Célula fotovoltaica ................................................................................. 8
2.4.1.
Parámetros............................................................................................ 9
2.4.2.
Condiciones de medida .......................................................................... 9
3.
Procedimiento legal para la conexión a red y la puesta en marcha de la planta............................................................ 10
3.1.
Pasos a seguir en la tramitación de instalaciones fotovoltaicas tipo II ............................................................................................. 11
4.
Normas y Referencias ......................................................... 16
5.
Situación de la planta ......................................................... 20
6.
Irradiación solar sobre el terreno .......................................... 20
7.
Tecnología......................................................................... 21
7.1.
Módulos fotovoltaicos .......................................................................... 21
7.1.1.
Tipos de células ................................................................................... 21
7.1.1.1.
Las cuatro generaciones de células fotovoltaicas.................................. 21
7.1.1.2.
Material absorbente de luz................................................................... 22
7.1.2.
Solución adoptada ............................................................................... 24
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7.1.3.
Módulos fotovoltaicos de película delgada ............................................ 25
7.1.3.1.
Introducción ........................................................................................ 25
7.1.3.2.
Descripción ......................................................................................... 26
7.1.3.3.
Ventajas .............................................................................................. 27
7.1.3.4.
Inconvenientes .................................................................................... 28
7.1.4.
Módulo fotovoltaico a instalar .............................................................. 29
7.2.
Sistemas de seguimiento ..................................................................... 30
7.2.1.
Elección de la tecnología...................................................................... 31
7.2.2.
Estructuras Soporte ............................................................................. 31
7.3.
Inversores ........................................................................................... 31
7.3.1.
Configuraciones posibles ..................................................................... 32
7.3.2.
Elección de la tecnología...................................................................... 33
7.3.3.
Inversores a instalar............................................................................ 33
8.
Diseño de los generadores................................................... 34
8.1.
Estudio de la distancia entre filas de módulos ...................................... 36
8.2.
Disposición de los elementos en la planta solar.................................... 37
8.3.
Obra Civil ............................................................................................ 38
9.
Estudio energético.............................................................. 39
9.1.
Energía captada por el generador ........................................................ 40
9.2.
Producción estimada anual bruta ......................................................... 40
9.3.
Cálculo del Performance Ratio ............................................................. 41
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9.4.
Producción estimada anual neta .......................................................... 44
10.
Instalación eléctrica............................................................ 44
10.1.
Cableado .............................................................................................. 44
10.1.1.
Corriente Continua ................................................................................. 45
10.1.1.1.
Desde cada subgenerador hasta el cuadro de conexiones .................... 46
10.1.1.2.
Desde el cuadro de conexiones hasta entrada al inversor .................... 47
10.1.2.
Corriente Alterna ................................................................................. 47
10.1.2.1.
Desde la salida de cada módulo del inversor hasta el cuadro de BT ....................................................................................................... 47
10.1.2.2.
Desde el cuadro de BT hasta el Centro de Transformación ................... 48
10.2.
Protecciones eléctricas ........................................................................ 48
10.2.1.
Corriente Continua .............................................................................. 48
10.2.1.1.
Protecciones contra contactos directos e indirectos .............................. 48
10.2.1.2.
Protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones ...................... 49
10.2.2.
Corriente Alterna ................................................................................. 51
10.2.2.1.
Protecciones contra contactos directos e indirectos .............................. 51
10.2.2.2.
Protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones ...................... 51
10.3.
Servicios Auxiliares ............................................................................. 52
10.4.
Puesta a tierra ..................................................................................... 52
11.
Edificios prefabricados ........................................................ 52
11.1.
Edificios de inversores ......................................................................... 52
11.2.
Centros de Transformación .................................................................. 53 PROYECTO DE GENERACIÓN
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11.2.1.
Reglamentación ................................................................................... 53
11.2.2.
Instalación .......................................................................................... 56
11.2.2.1.
Obra civil ............................................................................................. 56
11.2.2.2.
Instalación eléctrica............................................................................. 60
12.
Terreno y estructuras soporte .............................................. 67
12.1.
Preparación del terreno ....................................................................... 67
12.2.
Estructuras soporte ............................................................................. 68
12.2.1.
Cimentación de las estructuras ............................................................ 68
13.
Cerramientos..................................................................... 68
14.
Otras Instalaciones............................................................. 69
14.1.
Alumbrado .......................................................................................... 69
14.2.
Sistema de alarma y antirrobo............................................................. 69
14.3.
Comunicaciones .................................................................................. 70
15.
Balance Medioambiental ...................................................... 70
15.1.
Aspectos tecnológicos .......................................................................... 70
15.2.
Aspectos medioambientales ................................................................. 71
15.2.1.
Fase de fabricación .............................................................................. 71
15.2.2.
Fase de instalación .............................................................................. 71
15.2.3.
Fase de explotación ............................................................................. 72
15.3.
Otros aspectos .................................................................................... 73
15.4.
Emisiones de CO2 evitadas .................................................................. 73
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15.5.
Evaluación medioambiental de la instalación........................................ 75
15.6.
Conclusiones ....................................................................................... 75
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1.
Objeto del Proyecto
El objeto del presente proyecto es el diseño y cálculo de la instalación de producción de energía eléctrica de origen solar fotovoltaica sobre suelo, denominada “Pilares”, de potencia 1.890 kW nominales y conectada a la red propiedad de Endesa Distribución. Se establecerá la tecnología, la orientación e inclinación de los módulos fotovoltaicos, la distribución de los elementos que configuran la planta y el sistema de evacuación de la energía producida necesarios para generar el máximo de energía posible según criterios económicos y las condiciones existentes en el emplazamiento. La energía generada se verterá a la red de Alta Tensión por medio de una línea de doble circuito conectada a la red de Endesa Distribución Eléctrica, que se diseña en este proyecto. El proyecto estará formado por las memorias, cálculos, planos, presupuestos y demás documentos necesarios para la instalación de la planta solar fotovoltaica diseñada.
2.
Introducción
2.1.
Inicios de la energía solar fotovoltaica
Los sistemas fotovoltaicos de conexión a red se desarrollaron para centrales fotovoltaicas de gran tamaño, ya que se pensó que podrían en un futuro resolver en algunas zonas ciertos problemas existentes en la generación y distribución de energía convencional. Tras examinar que dichas centrales trabajaban correctamente y, en la medida que avanzó el mercado de la electrónica, se comenzaron a diseñar sistemas de menor envergadura, sistemas más pequeños y manejables con la finalidad de ser instalados a modo de pequeñas centrales domésticas. Sistemas solares totalmente adaptables a viviendas dotadas de acometida convencional de suministro eléctrico. La primera central fotovoltaica conectada a la red en Europa (9,3 kWp. 13/05/1982 Lugano School of Engineering) se construye para estudiar los efectos de seguridad eléctrica que pudieran darse cuando se conecta una instalación de este tipo a la red pública. A finales de 1998 existían más de 30.000 instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica repartidas por todo el mundo.
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2.2.
Actualidad de la energía solar fotovoltaica
Dentro de las energías renovales, la energía solar fotovoltaica es una de las que más rápidamente ha crecido en España en los últimos años debido, tanto a las altas tasas de radiación, como a la fortaleza del sector y al sistema de primas establecido. Las consecuencias de la popularizacíón de esta energía son positivas: reducción de emisiones de CO2, mayor autosuficiencia energética, compensación de la balanza comercial… la industria que está creciendo en este sector puede aportar mucha riqueza, empleo, inversiones industriales e, incluso, ser un foco de atracción de capital exterior. Durante los últimos años, en el campo de la actividad fotovoltaica, la aplicación que mayor expansión ha experimentado ha sido la de los sistemas de conexión a la red eléctrica. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el desarrollo de una ingeniería específica la cual permite, por un lado, optimizar diseño y funcionamiento, y por otro, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, cuidando en todo momento la integración de los sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental. La distribución de la potencia fotovoltaica conectada a la red en España no está repartida de manera equitativa y en los últimos años las regiones más ricas en recurso solar, Castilla-La Mancha, Andalucía y Extremadura, comenzaron a liderar este ránking, en detrimento de otras autonomías, como Navarra, que se situaban en los primeros puestos anteriormente. Según cifras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en enero de 2009, la potencia fotovoltaica conectada a red en el territorio español ascendía a 3.207 megavatios, frente a los 767 de un año antes y los 165 de enero de 2007. Por número de instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red, en enero de 2007 había 10.449; en enero de 2008, 21.061; y en enero de 2009, 48.579. Esto significa que, en el último año, el número de instalaciones creció el 136,6 por ciento y en los dos últimos ejercicios el 364,9 por ciento. A partir de Octubre de 2009 entra en vigor una nueva normativa que disminuye las primas aportadas por el gobierno a la generación solar fotovoltaica. Lo peor de la nueva regulación es que limita el mercado mediante pre-registos y esta limitación supone una gran desventaja para todas las empresas españolas del sector frente a otros mercados, como el alemán, que actualmente lidera el sector con empresas situadas a lo largo de toda la cadena de valor.
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2.3.
Planta fotovoltaica
Las instalaciones fotovoltaica producen electricidad a partir de la energía proveniente del sol y se dividen en dos grupos atendiendo a su finalidad: • Instalaciones aisladas de la red: cubren la demanda de puntos de consumo lejanos a la red o complementan a la energía tradicional eléctrica. Se clasifican a su vez en instalaciones aisladas con baterías o sin baterías. • Instalaciones conectadas a red: venden la energía generada y vertida a la red. Pueden estar situadas sobre el terreno o en tejado. Se denominan plantas solares fotovoltaicas aquellas instalaciones conectadas a red, de gran tamaño (mayores que 100kWp) y sobre el terreno.
2.4.
Célula fotovoltaica
Una célula fotovoltaica es un dispositivo electrónico que permite transformar la energía luminosa en energía eléctrica mediante el efecto fotoeléctrico. Están formadas por semiconductores cuyos átomos son muy sensibles a la energía de los fotones de la radiación solar incidente. Una célula solar clásica se conforma por la unión de un semiconductor tipo p (+) y un semiconductor tipo n (-) y dos electrodos metálicos, todo ello encapsulado para protegerlo de las condiciones ambiente restándole el mínimo posible de pérdidas de la radiación solar incidente. En la cara anterior se encuentra el semiconductor tipo n, dopado negativamente con fósforo y en la cara posterior el semiconductor tipo p dopado negativamente con boro, cuando los fotones procedentes del sol inciden sobre la cara anterior rompen los enlaces existentes creando un flujo de electrones entre las dos caras de la célula cerrándose el circuito a través de los electrodos metálicos de la célula. El tipo de corriente eléctrica que proporcionan es corriente continua Los módulos fotovoltaicos consisten en una red de células solares conectadas en serie para aumentar la tensión de salida hasta el valor deseado a la vez que se conectan varias redes en paralelo para aumentar la corriente eléctrica que es capaz de proporcionar el dispositivo.
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2.4.1.
Parámetros
La curva I-V de una célula fotovoltaica representa los pares de valores de tensión e intensidad en los que puede encontrarse funcionando la célula en máximo rendimiento.
Los valores característicos de la curva son los siguientes: • Tensión de circuito abierto (Voc): máximo valor de tensión en extremos de la célula. Se da cuando esta no está conectada a ninguna carga. • Corriente de cortocircuito (Isc): máximo valor de corriente que circula por una célula fotovoltaica. Se da cuando la célula está en cortocircuito. • Punto de máxima potencia "PMP" (PM): Es el producto entre el valor de tensión máxima (VM) e intensidad máxima (IM) para los que la potencia entregada a una carga es máxima. En este punto de la curva la pendiente es la unidad.
2.4.2.
Condiciones de medida
Para poder comparar distintas células entre sí se determinan unas condiciones de medida de referencia para las curvas características. Fijadas en la norma ICE 60904 se las denomina condiciones estándar de referencia (STC, CEM) y son las que siguen: • Irradiancia: E = 1000 W/m2 • Temperatura de la célula: 25ºC±2º • Espectro de la radiación fijado con una masa de aire: AM = 1,5 A la potencia máxima en condiciones estándar de medida se la denomina potencia pico y su unidad es el Vatio pico Wp.
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3.
Procedimiento legal para la conexión a red y la puesta en marcha de la planta Legislación básica regulatoria del procedimiento: • Decreto 50/2008, 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. • Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. • Instrucción de 20 de junio de 2007, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, sobre la aplicación de determinados aspectos del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. • Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de
producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. Las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de distribución o transporte eléctrico están sujetas a autorización administrativa para: • La construcción, la autorización y la aprobación de proyectos fotovoltaicos con sus respectivos tipos: Tipo I: Instalaciones que estén ubicadas en cubiertas o fachadas. o
Tipo I.1: Potencia ≤ 20kW
o
Tipo I.2: Potencia > 20kW
Tipo II: Todas las demás instalaciones. Aquellas instalaciones, con potencia mayor de 10 kW, tienen la necesidad de redacción de proyecto y aquellas con potencia menor de 10kW sólo es necesario la memoria técnica de diseño. • La explotación, que comprende la puesta en servicio de la instalación.
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• La modificación sustancial, incluida la ampliación. • La transmisión de la titularidad de la instalación. • El cierre de la instalación. • Y, en su caso, a la declaración en concreto de utilidad pública.
Pasos a seguir en la tramitación de instalaciones fotovoltaicas tipo II
3.1.
1) 2)
3) 4)
Predefinición del proyecto. Información sobre Zonas Eléctricas De Evacuación (ZEDE) así como de la conexión a la red en la Delegación Provincial de la Consejería de Innovación Ciencia y Empresa (DP CICE) y en la compañía eléctrica correspondiente. Definición del proyecto. Aval: Efectuar el depósito en la Caja Provincial de Depósitos y presentar el resguardo en la DP CICE, teniendo el aval la cuantía estipulada según el tipo de instalación: •
Tipo II: 500 €/kW de potencia a instalar (RD 1578/2008 Art.9.1.*, RD 661/2007 y RD 1955/2000).
5)
Solicitar punto de acceso y condiciones de conexión a la compañía eléctrica. (RD 1663/2000 y Título IV del RD 1955/2000).
6)
Solicitud de inclusión en el régimen especial en la Delegación Provincial de la Consejería competente en materia de energía (DP CICE). Art. 6 y 7 RD 661/2007. Junto con la solicitud habrá de incluirse (art. 7.1 RD 50/2008):
a) Resguardo original acreditativo de haber depositado en la Caja Provincial de Depósitos de la DP CICE el aval de 500 €/kW de potencia a instalar. (se recupera con el Acta de puesta en servicio: art. 7.6 del Decreto 50/2008, disposición final 2ª del RD 661 y art. 2 y 5 de la instrucción 20 de junio). b) Fotocopias compulsadas de: • Contrato de suministro de los módulos fotovoltaicos. • Documentación que acredite la disponibilidad de los terrenos donde va a realizarse la instalación (contrato de arrendamiento, registro de propiedad, derecho de superficie, contrato de compraventa). 7)
Autorización Ambiental. En el caso de instalaciones en terrenos no urbanizables son exigibles una serie de trámites ambientales que, según el tamaño de esta, será:
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• Instalaciones que ocupan una superficie superior a 2 Has.: AUTORIZACIÓN AMBIENTAL UNIFICADA (AAU), a emitir por la Delegación Provincial de la Consejería de Medio Ambiente. Es necesario para la autorización administrativa de la instalación. 8)
Solicitud Informe sobre Compatibilidad Urbanística y Presentación de Proyecto de Actuación para el caso de instalaciones en terrenos no urbanizables y que se exige por parte del Ayuntamiento.(Art. 12, Ley 2/2007 de Fomento de las Energías Renovables y del Ahorro y Eficiencia Energética en Andalucía).
9)
Solicitud de Autorización Administrativa y aprobación de proyecto o memoria técnica de diseño (Art. 11 Decreto 50/2008, Art. 5 RD 661/2007 y Art. 8 instrucción 20 de junio) en la DP CICE. Se deberá adjuntar: • El proyecto o memoria técnica de diseño, que incluirá las instalaciones de conexión. • Punto de conexión otorgado por la empresa distribuidora a la que vaya a conectarse. • Autorización o informe favorable del órgano ambiental competente, AAU, de acuerdo con la normativa ambiental aplicable (principalmente Ley 7/2007 de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental, GICA) • Relación de administraciones públicas, organismos, empresas de servicio público o de servicios de interés general con bienes o servicios afectados por la instalación generadora. • Conformidad u oposición a la ejecución de la instalación de las entidades y empresas relacionadas anteriormente, y alegaciones que considere en defensa de sus derechos el propio solicitante. • Informe sobre compatibilidad urbanística emitida por el Ayuntamiento o Ayuntamientos en cuyo municipio se pretenda la actuación, así como de un anexo conteniendo la documentación relativa al planeamiento urbanístico de aplicación y el análisis de su cumplimiento.
10) Obtención de la Licencia de obras del proyecto de instalación al órgano competente. 11) Solicitud de Inscripción en el Registro de Preasignación de Retribución, para un proyecto de instalación. Se realizará utilizando el modelo recogido como ANEXO I en el RD1578/2008:
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Se presentará copia autentificada de la documentación establecida en el ANEXO II del RD 1578/2008 y se cumplirán las condiciones y plazos indicados a continuación: • La documentación necesaria aportar, de forma conjunta con la solicitud de inscripción en el registro de preasignación será la siguiente: a) Autorización administrativa de la instalación, otorgada por el órgano competente, y concesión del acceso y conexión a la red de transporte o distribución correspondiente. b) Licencia de obras del proyecto de instalación, otorgado por el órgano competente. c) Resguardo original acreditativo de haber depositado en la Caja Provincial de Depósitos de la DP CICE un aval con la cuantía estipulada según el tipo de instalación.
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d) Inscripción definitiva en el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial dependiente del órgano competente. • La solicitud deberá de presentarse en el Registro Administrativo de la sede del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, vía telemática a través de la página web del mismo, www.mityc.es, de forma presencial, o ante cualquiera de los lugares a que se refiere el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común. • La solicitud deberá ser presentada en el plazo establecido en el anexo III RD 1578/2008, correspondiente a la convocatoria en la que se desee inscribir: • Convocatoria 1er trimestre del año: Presentación de la solicitud: entre el 1 de agosto del año anterior y el 31 de octubre del año anterior al de la convocatoria, ambos inclusive. Publicación del resultado del procedimiento de preasignación de retribución: antes del 1 de enero del mismo año. • Convocatoria 2º trimestre del año: Presentación de la solicitud: entre el 1 de noviembre y el 31 de enero del año anterior al de la convocatoria, ambos inclusive. Publicación del resultado del procedimiento de preasignación de retribución: antes del 1 de abril. Convocatoria 3er trimestre del año: Presentación de la solicitud: entre el 1 de febrero y el 30 de abril, ambos inclusive. Publicación del resultado del procedimiento de preasignación de retribución: antes del 1 de julio. Convocatoria 4º trimestre del año: Presentación de la solicitud: entre el 1 de mayo y el 31 de julio, ambos inclusive. Publicación del resultado del procedimiento de preasignación de retribución: antes del 1 de octubre. • Cuando las fechas previstas en el apartado anterior sean no hábiles a efectos administrativos se tomará el primer día posterior hábil. • La solicitud presentada será válida para convocatorias sucesivas, en tanto en cuanto un proyecto o instalación no esté inscrito en el Registro de preasignación de retribución, bien por no cumplir los requisitos exigidos o bien por haber quedado cubierto el cupo de potencia. Recibidas las solicitudes y cerrado el plazo de presentación, la Dirección General de Política Energética y Minas procederá a ordenarlas cronológicamente,
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considerando, para cada una de ellos, la última fecha de los documentos a que hace referencia el anexo II del RD 1578/2008. Una vez ordenadas se procederá a la asignación de retribución empezando por las fechas más antiguas y hasta que sea cubierto el cupo de potencia previsto para esa convocatoria en cada tipología. La cobertura de cada cupo se hará por exceso, es decir, la última solicitud que sea aceptada será aquella para la cual su no consideración supondría la no cobertura del cupo previsto. En caso de igualdad de fecha para varias solicitudes, éstas se ordenarán, considerando como fecha preferente, por este orden: • La de autorización administrativa. • La de licencia de obras • La de depósito del aval En caso de igualdad, tendrá preferencia el proyecto de menor potencia. Cuando el exceso respecto del cupo previsto supere el 50 por ciento del mismo, el exceso de potencia respecto de la última solicitud cuya no consideración supondría la no cobertura del cupo, se detraerá de las solicitudes con igualdad de fechas, proporcionalmente a la potencia de cada solicitud. 12) Contrato (técnico / tipo) con la compañía distribuidora.(Art.11 y 16 RD 661/2007). 13) Solicitud de Puesta en Servicio y Acta de puesta en servicio provisional para pruebas de la instalación ante la DP CICE (Art.11 RD 661/2007). 14) Solicitud de Inscripción Previa y Acta de puesta en servicio de la instalación en la DP CICE (Art. 11,12 y 14 RD 661/2007, Art. 12 Decreto 50/2008). 15) Certificado del encargado de lectura. (Art.12 RD 661/2007). 16) Inscripción definitiva en el registro de instalaciones de régimen especial en la DP CICE (art.12 RD 661/2007, art. 4 Instrucción 20 de junio y art. 13 Decreto 50/2008). La solicitud de inscripción definitiva puede solicitarse simultáneamente con la puesta en servicio de la instalación. 17) Facturación a tarifa FV (desde primer día del mes siguiente a la fecha del Acta de puesta en servicio, pero debe esperarse a tener la Inscripción definitiva). (Art.14)
Entidades con los que contactar: • Caja General Provincial de Depósitos de la Consejería de Economía y Hacienda (Aval o garantía para acceso a red y resguardo acreditativo de constitución) • Empresa distribuidora o transportista de electricidad (punto de acceso y conexión, contrato, certificado emitido por encargado de lectura).
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• Delegaciones Provinciales de la Consejería de Medioambiente (emisión de informes medioambientales: “Autorización Ambiental Unificada” en instalaciones en suelo no urbano con más de 2 Has de extensión). • Delegaciones Provinciales de Obras Públicas y Transportes (emisión de informe de adecuación territorial y urbana en suelos no urbanizables). • Delegaciones Provinciales de la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa (Solicitud de inclusión en el registro de productores en régimen especial, autorizaciones y acta de puesta en marcha, solicitud de inscripción previa y definitiva en registro de productores en régimen especial). • Ayuntamientos (licencia de obras municipal).
4.
Normas y Referencias
Se tendrá en cuenta toda la normativa aplicable en la definición del proyecto y de este modo cumplir las condiciones técnicas y legales necesarias para la obtención de las autorizaciones necesarias para la puesta en servicio de la planta y el posterior contrato de compraventa de energía con la compañía eléctrica correspondiente. La normativa y reglamentación aplicable es la que sigue: • Real Decreto 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial. • Instrucción de 20 de junio de 2007, de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, sobre la aplicación de determinados aspectos del RD 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. • Real Decreto 1578/2008, de 26 de Septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología. • Decreto 50/2008, 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. • Real Decreto 436/2004, de 12 de Marzo, por el que se establece la metodología para actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial.
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• Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico. • 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. • Real Decreto 385/2002 de 26 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1999 de 26 de Diciembre por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía • Orden Ministerial de 12 de Abril de 1999, por las que se dictan las Instrucciones Técnicas Complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica • Decreto 299/2003 de 4 de Noviembre por el que se regula el procedimiento de reconocimiento de la Condición de Instalación de Producción de Energía Eléctrica en Régimen Especial y la creación del Registro Autonómico de las instalaciones acogidas a dicho Régimen. • Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de Seguridad y Salud en las obras de construcción. • Real Decreto 614/2000, de 8 de junio, por el que se establecen disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico • Ley 21/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales • Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. • Orden del 6 de Julio de 1984, por el que se aprueban las instrucciones técnicas complementarias del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. • Orden de 18 de Octubre de 1984, complementaria a la anterior. • Orden de 5 de Septiembre de 1985 sobre condiciones técnicas a verificar por las unidades de generación eléctrica conectadas a red. • Real Decreto 842/2002,de 2 de Agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias. • Reglamentos y normas de instalaciones eléctricas en Baja Tensión dictadas por la Junta de Andalucía.
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• Código Técnico de la Edificación, RD 314/2006 de 17 de Marzo y guías de aplicación. • Norma Básica NBE-CPI-96 “Condiciones de protección contra incendios en los edificios”. • Legislación medioambiental de aplicación tanto de ámbito nacional como autonómico. • Condiciones técnicas y normas de la empresa distribuidora Endesa Distribución, en especial el capítulo VIII “Normas particulares y condiciones técnicas de seguridad 2005 y Marzo 2006”. • Orden de 26 de Marzo de 2007 de la Consejería de Innovación Ciencia y Empresa en la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas. BOJA num. 80 de Abril de 2007 y la corrección de errores de esta orden incluida en el BOJA num. 98 de 18 de Mayo de 2007 en la que se incluyen las instrucciones técnicas complementarias. • Normas UNE y CEI Aplicables a componentes de las instalaciones fotovoltaicas: o
UNE 206001 EX:97. Módulos fotovoltaicos. Criterios ecológicos.
o
UNE-EN 60891:94. Procedimiento de corrección con la temperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivos fotovoltaicos de silicio cristalino.
o
UNE-EN 60904-1:94. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1: medida de la característica I-V de los módulos fotovoltaicos.
o
UNE-EN 60904-2:98. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 2: requisitos de células solares de referencia.
o
UNE-EN 60904-3:94. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 3: fundamentos de medida de dispositivos solares fotovoltaicos de uso terrestre con datos de irradiancia espectral de referencia.
o
UNE-EN60904-5:96. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 5: determinación de la temperatura de la célula equivalente (tce) de dispositivos fotovoltaicos por el método de la tensión de circuito abierto.
o
UNE-EN60904-6:97. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 6: requisitos para los módulos fotovoltaicos de referencia.
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o
UNE-EN 60904-6/A1:98. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 6: requisitos para los módulos fotovoltaicos de referencia.
o
UNE-EN 60904-7:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 7: cálculo del error introducido por desacoplo espectral en las medidas de un dispositivo fotovoltaico.
o
UNE EN 60904-8:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 8: medida de la respuesta espectral de un dispositivo fotovoltaico.
o
UNE-EN60904-10:99. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 10: métodos de medida de la linealidad.
o
UNE-EN 61173:98. Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos productores de energía. Guía.
o
UNE-EN 61194:97. Parámetros características fotovoltaicos autónomos UNE-EN 61215:97.
o
UNE-EN 61345:99. Ensayo ultravioleta para módulos fotovoltaicos.
o
UNE-EN 61646:1997. Módulos fotovoltaicos de lámina delgada para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación de tipo.
o
UNE- EN 61725:98. Expresión analítica para los perfiles solares diarios.
o
UNE-EN 61727:96. Sistemas fotovoltaicos. Características de la interfaz de conexión a la red eléctrica.
o
UNE-EN 61724:2000. Monitorización de sistemas fotovoltaicos. Guías para la medida, el intercambio de datos y el análisis.
o
UNE-EN 61701:2000. Ensayo de corrosión por niebla salina de módulos fotovoltaicos.
o
UNE-EN 61721:2000. Susceptibilidad de un módulo fotovoltaico al daño por impacto accidental (resistencia al ensayo de impacto).
o
UNE-EN 61683:2001. Sistemas fotovoltaicos. Acondicionadores de potencia. Procedimiento para la medida del rendimiento.
PROYECTO DE GENERACIÓN
MEMORIA DESCRIPTIVA
de
los
sistemas
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5.
Situación de la planta
La planta solar fotovoltaica será instalada en los terrenos pertenecientes a la finca “Pilares” situada en el término municipal de El Arahal, Sevilla. Ver plano nº 1. Ubicación exacta del terreno: • Dirección: Carretera de El Coronil a las Alcabalas, El Arahal, Sevilla • Coordenadas: o
Geográficas:
o
UTM:
Latitud: 37º4’42.13’’N
X: 271839.39,
Longitud: 5º33’59.68’’W
Y: 4106715.47,
Huso: 30
La finca tiene una superficie total muy amplia, ocuparemos el área necesaria para la instalación de nuestra planta en la zona situada al sur del cortijo existente. Dicha área queda delimitada por cuatro vértices cuyas coordenadas UTM son las que siguen: Vértice A:
X: 271565,26
Y: 4106605,13
Huso:30
Vértice B:
X: 272004,42
Y: 4106606,56
Huso: 30
Vértice C:
X: 272003,16
Y: 4106405,98
Huso: 30
Vértice D:
X: 271563,62
Y: 4106403,65
Huso: 30
Las condiciones del terreno son altamente positivas ya que este no presenta desniveles, se encuentra localizado en una zona de alta irradiancia y los terrenos colindantes se encuentran destinados al cultivo de trigo o girasol por lo que no existen riesgos de sombras sobre las placas solares.
6.
Irradiación solar sobre el terreno
Los valores de radiación global sobre el terreno se obtendrán del documento “Corrección de errores de la Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas (BOJA núm. 80, de 24.11.2007)”, de la CONSEJERÍA DE INNOVACIÓN, CIENCIA Y EMPRESA. PROYECTO DE GENERACIÓN
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Dichos valores se encuentran registrados en el ANEXO II: DATOS CLIMÁTICOS DE ANDALUCÍA RADIACIÓN GLOBAL DIARIA MEDIANA MENSUAL (Wh/m2·día), en las tablas correspondientes a la provincia de Sevilla, para una orientación Sur de los módulos La radiación global sobre suelo horizontal será: Irradiación Global, Sevilla, Orientación Sur, Inclinación 0º (kWh/m2 día) Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
2,33
3,10
4,52
5,44
6,51
6,95
7,05
6,33
5,04
3,59
2,62
2,06
7.
Tecnología
7.1.
Módulos fotovoltaicos
7.1.1.
Tipos de células
7.1.1.1.
Las cuatro generaciones de células fotovoltaicas
La primera generación de células fotovoltaicas consistían en una gran superficie de cristal simple. Una simple capa con unión diodo p-n, capaz de generar energía eléctrica a partir de fuentes de luz con longitudes de onda similares a las que llegan a la superficie de la Tierra provenientes del Sol. Estas células están fabricadas, usualmente, usando un proceso de difusión con obleas de silicio. Esta primera generación (conocida también como células solares basadas en oblea) son la tecnología dominante en la producción comercial. La segunda generación de materiales fotovoltaicos se basan en el uso de depósitos epitaxiales muy delgados de semiconductores sobre obleas con concentradores. Hay dos clases de células fotovoltaicas epitaxiales: las espaciales y las terrestres. Las células espaciales, usualmente tienen eficiencias más altas, pero tienen un costo por vatio más alto. En las terrestres la película delgada se ha desarrollado usando procesos de bajo coste, pero tienen una eficiencia más bajas y, por razones evidentes, se cuestionan para aplicaciones espaciales. Las predicciones antes de la llegada de la tecnología de película delgada apuntaban a una considerable reducción de costos para estas células solares, reducción que ya se ha producido. Actualmente hay un gran número de tecnologías de materiales semiconductores bajo investigación para la producción en masa. Teóricamente, una ventaja de la tecnología de película delgada es su masa reducida, muy apropiada para módulos sobre materiales muy ligeros o flexibles, incluso materiales de origen textil. PROYECTO DE GENERACIÓN
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La tercera generación de células fotovoltaicas que se están proponiendo en la actualidad son muy diferentes de los dispositivos semiconductores de las generaciones anteriores, ya que realmente no presentan la tradicional unión p-n para separar los portadores de carga fotogenerados. Para aplicaciones espaciales se están estudiando dispositivos de huecos cuánticos (puntos cuánticos, cuerdas cuánticas, etc.) y dispositivos que incorporan nanotubos de carbono, con un potencial muy alto de eficiencia. Para aplicaciones terrestres, se encuentran en fase de investigación dispositivos que incluyen células fotoelectroquímicas, células solares de polímeros, células solares de nanocristales y células solares de tintas sensibilizadas. Una hipotética cuarta generación de células solares consistiría en una tecnología fotovoltaica compuesta en las que se mezclan conjuntamente nanopartículas con polímeros para fabricar una capa simple multiespectral. Posteriormente, varias capas delgadas multiespectrales se podrían apilar para fabricar las células solares multiespectrales definitivas. Células que son más eficientes y baratas. Basadas en esta idea y la tecnología multiunión, se han usado en las misiones de Marte que ha llevado a cabo la NASA. La primera capa es la que convierte los diferentes tipos de luz, la segunda es para la conversión de energía y la última es una capa para el espectro infrarrojo. De esta manera se convierte algo del calor en energía aprovechable. El resultado es una excelente célula solar compuesta. La investigación de base para esta generación se está supervisando y dirigiendo por parte de la DARPA (Defense Advanced Research Projects Agency) para determinar si esta tecnología es viable o no.
7.1.1.2.
Material absorbente de luz
Atendiendo al material absorbente de luz con el que se conforman las células se distinguen tres grupos: • Materiales gruesos (bulk): suelen fabricarse a partir de barras (generalmente de silicio) cortadas en rodajas u obleas y tratadas químicamente de forma distinta por cada cara. El silicio cristalino es el material más utilizado en la fabricación de células solares. El silicio en grueso puede clasificarse en varias categorías en función de la cristalinidad y el tamaño de los cristales de los que se pueden obtener lingotes, tiras u obleas. o
Silicio monocristalino: es el que se suele obtener a través del proceso Czochralski. La red cristalina es la misma en todo el material y tiene muy pocas imperfecciones pero las células de este material suelen ser más caras y las obleas resultantes de cortar los lingotes en finas rebanadas no suelen cubrir todo el módulo fotovoltaico, quedando las
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esquinas de cada célula sin material. Dentro de los materiales gruesos es el que proporciona la mayor eficiencia, entre un 15 y un 18%. o
Silicio policristalino: Se fabrican cortando obleas a partir de lingotes cilíndricos cortados longitudinalmente como cuadrados. Las células obtenidas son más baratas que las obtenidas a partir de un único cristal, pero menos eficientes (13-15%).
o
Tiras de silicio: se obtienen tiras delgadas a partir del silicio fundido, también tienen una estructura policristalina. Estas células aún tienen menos eficiencia que las policristalinas, pero se ahorra más en el proceso de fabricación ya que no se desperdicia tanto material al no necesitar la solidificación en lingotes.
• Materiales de película delgada (thin-films): este tipo de célula solar se puede aplicar como película a substratos del bajo costo tales como cristal o plástico. o
Silicio amorfo: no existe red cristalina y se obtiene un rendimiento inferior a los de composición cristalina (5-8%), pero además de ser de bajo coste es un material muy absorbente, por lo que basta una fina capa para captar la radiación solar.
o
CIS: Diseleniuro de cobre e indio, puede tener hasta un 11% de eficiencia, pero es costosa.
o
CIGS: están basados en el cobre, el indio, el galio y el selenio. Los productos químicos se mezclan para formar una película delgada con hasta el 14%, o según algunos informes, 16.5% de eficacia. Utiliza una clase más complicada de reacción química que el silicio. Se utilizan los CIGS para conseguir una eficacia mejor al concentrar la luz con espejos.
o
Telurio de cadmio (CdTe): es también menos eficiente que el silicio, aunque más barato de fabricar.
o
Multi-unión de arseniuro de galio: son células altamente eficientes que han sido concebidas para ser utilizadas en aplicaciones especiales como los satélites, vehículos de exploración espacial, etc. que requieren un alto rendimiento. Estas células multiunión constan de múltiples películas delgadas cada una constituida por un semiconductor diferente. Una célula de triple unión, por ejemplo, podría estar compuesta por GaAs, Ge y GaInP2.
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Las células multiunión de GaAs son las células solares más eficientes hasta la fecha, alcanzando valores de hasta un 39%. También son las más costosas de producir. o
Concentradores solares fotovoltaicos: Curiosamente, y a pesar de su alto precio, las células multiunión forman parte de una de las tecnologías más prometedoras por su buena relación coste/eficiencia. En estos sistemas, la energía solar se concentra varios cientos de veces, lo que incrementa el rendimiento de la célula, permitiendo reducir el área de semiconductor requerida por vatio generado.
o
Dos áreas de la investigación de la película fina que han recibido mucha atención son las células solares de tinte y las células solares orgánicas o polímeros. El tinte sensibilizado de la célula solar usa un electrolito de yoduro entre dos electrodos, uno de los cuales tiene el dióxido de titanio y tinte. El tinte trabaja de modo semejante a la fotosíntesis de las plantas, y crea una corriente eléctrica a partir de la luz. Es barato y simple de hacer, pero se desgasta rápidamente, pues se degrada por efecto de la luz. La célula orgánica se hace con semiconductores, polímeros y compuestos orgánicos nanomoleculares. Este tipo de película fina también se degrada rápidamente por efecto de la luz.
Haciendo uso conjunto de materiales gruesos y de película delgada se obtienen las células híbridas (HIT). Están formadas por silicio cristalino y amorfo unidos a una película delgada sin dopar. El núcleo de la célula se compone de una oblea microcristalina cubierta por ambos lados de una capa de silicio amorfo. Tiene un rendimiento del 17,3%. • Puntos cuánticos (Quantum Dots): el tipo final de alternativa a la tecnología solar del silicio es el quántum y la nanotecnología. Los puntos de quantum son una clase de semiconductor de silicio nanocristalino con una alta eficiencia. Sin embargo, todavía está en la etapa de desarrollo de laboratorio. BP solar y CalTech están intentando desarrollar nanorods solares, las barras microscópicas de silicio que aumentarán el área superficial de las células solares para una eficacia económica mayor. Esta tecnología está también en la etapa de desarrollo.
7.1.2.
Solución adoptada
Para instalaciones de conexión a red solían emplearse células de silicio monocristalinas o policristalinas por ser las de mayor eficiencia transformando la energía solar en electricidad que verter a la red. El aspecto negativo de esta
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tecnología era el alto coste de adquisición, pero este gasto inicial se veía amortizado a la larga debido al alto precio de venta del kWh, gracias a las primas aportadas por el gobierno. A partir de Octubre de 2009 entra en vigor una nueva ley que disminuye un 30% aproximadamente estas primas por kWh generado en instalaciones conectadas a red, haciendo que el beneficio económico a obtener por la venta de energía generada disminuya considerablemente. Por otro lado la escasez mundial de silicio de grado solar ha impedido que el actual boom del sector fotovoltaico sea aún mayor. Esta situación ha propiciado que la tecnología de capa fina esté incrementando su cuota de mercado. Con esta tecnología, el material fotovoltaico se deposita sobre un sustrato (en este caso, vidrio) en condiciones de vacío. Así, la película fotoactiva representa sólo un 1% del módulo, recortando su coste de manera considerable. Además, los módulos de capa fina tienen una ventaja sobre módulos policristalinos: con luz difusa o en situaciones de menos intensidad de luz, como puede ser la puesta del sol, tiene un rendimiento mejor en comparación con placas convencionales. Por otro lado el proyecto que nos ocupa, de carácter docente, busca la innovación tecnológica que presenta la película delgada frente al los proyectos ya realizados con anterioridad en la ETSI con módulos de silicio monocristalino. Por todas estas razones se han seleccionado módulos fotovoltaicos de tecnología de película delgada (capa fina) para la planta fotovoltaica a diseñar. A continuación se incluye más información acerca de la tecnología seleccionada.
7.1.3.
Módulos fotovoltaicos de película delgada
7.1.3.1.
Introducción
La fabricación de módulos fotovoltaicos de capa delgada implica depositar capas extremadamente delgadas de materiales fotosensibles sobre cristal, metal o plásticos. Mientras que el material más común usado hasta ahora ha sido el silicio amorfo, las tecnologías más recientes usan materiales que no están basados en el silicio sino en materiales tales como el telururo de cadmio o los materiales multicapa compuestos de cobre, indio, galio y selenio (CIGS/CIS), que son los que poseen más estudios de desarrollo comercial en la actualidad, aunque aún no han alcanzado plenamente el circuito comercial.
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Uno de los motivos principales que condujeron al avance de las tecnologías de capa delgada fue la escasez de silicio policristalino que comenzó en abril de 2004. En 2006, por primera vez, más de la mitad de la producción de silicio policristalino fue para la industria fotovoltaica en vez de para chips de computadora. Aunque el thin film no es tan eficiente en convertir la luz del sol a electricidad, cuesta actualmente menos y su flexibilidad física lo hace más versátil que las células solares tradicionales. Liderado por Estados Unidos, el thin film creció desde el 4% del mercado en 2003 al 7% en 2006. Se espera que la disponibilidad de silicio policristalino se iguale a la demanda antes de 2010, pero no antes de que la capa delgada alcance el 20% del mercado. Para el thin film fotovoltaico, se espera que los costes de producción alcancen la cantidad de 1US$ por vatio en 2010, punto en el cual la fotovoltaica solar llegará a ser competitiva con la generación de electricidad con carbón. Con la actual preocupación por el incremento de los precios del petróleo y el cambio climático fomentando el ímpetu político para difundir la energía renovable, la electricidad solar se postula para tomar una posición prominente en la economía global de la energía.
7.1.3.2.
Descripción
Se trata del tipo de células con el proceso de fabricación más sencillo y barato, pero ofreciendo un menor rendimiento (6-8% y disminuyendo asintóticamente con el envejecimiento). Se construyen a base de evaporar sobre un cristal el material semiconductor o foto reactivo en una cámara de efluvios y colocando el par de electrodos en cada una de las unidades correspondientes. Se usaba en calculadoras y aparatos de bajo consumo. La obtención de celdas solares de bajo costo que puedan ser producidas masivamente sin que se produzca escasez de las materias primas necesarias, ha sido el objetivo del desarrollo de la tecnología de las celdas solares de silicio amorfo hidrogenado. En efecto, tanto el silicio como el hidrogeno son abundantes y la deposición de materiales amorfos se puede hacer por diversos procedimientos cuya principal característica es que la temperatura del proceso es relativamente baja y por lo tanto compatible con la utilización del vidrio como sustrato. Además del vidrio también se pueden emplear otros sustratos termolábiles como delgadas láminas metálicas o incluso plásticas. Dichas temperaturas oscilan entre unos 70-80 y unos 150-160 ºC, en función del material a depositar, el método de deposición y el vacío que se aplique (si lo hay). Las celdas solares basadas en el silicio amorfo son generalmente del tipo p-i-n, consistentes en dos capas dopadas, una tipo p y otra tipo n separadas por una capa sin dopar (intrínseca). Esta estructura permite que exista un campo eléctrico en la
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zona intrínseca que favorece el transporte de portadores y mejora la colección de corriente. Una de las propiedades que tiene el módulo amorfo es su flexibilidad por lo que tienen mayor facilidad de integración en el entorno, menos peso y menor cantidad de silicio. Dentro de los módulos thin film disponemos de diversos tipos de módulos según su materia prima. Nos centraremos en la tecnología de la célula de los módulos de Silicio microcristalino en tándem con amorfo. Dicha tecnología es la misma que la de los módulos cristalinos, sólo que se colocan varias células con distinta composición una sobre otra, de modo que la radiación que deja pasar una hacia abajo es captada por la siguiente. Así se aprovecha la distinta absorción del ancho de banda de cada material. Debido a que cada capa aprovecha sólo una parte del espectro electromagnético de la radiación solar, mediante la combinación de dos o tres tipos de materiales es posible aprovechar una mayor parte del mismo. Con este tipo de módulos se ha llegado a lograr rendimientos del 35%. Utilizan como materia prima silicio de buena calidad y pureza. Fabricantes principales: BP Solar, Siemens Solar, Kyocera, Solec, Sharp, Photowatt, Bayer, Sumitomo, ASE Américas, EvergreenSolar, AstroPower, EbaraSolar, Bayern, PacificSolar,, Kaneka.
7.1.3.3.
Ventajas
• Los procedimientos de depósito son integrables fácilmente en líneas de producción automatizadas en módulos completos, lo que simplifica la manufactura y reduce costos. Las células fotovoltaicas son depositadas directamente en el substrato que se emplee (vidrio, polímero o metal), factor que lo hace idóneo para la producción en masa. Esta característica los hace muy asequibles económicamente. • Mejor viabilidad económica cuando el presupuesto está demasiado ajustado. • En ambientes cálidos, su menor coeficiente de temperatura les permite perder menos potencia cuando ésta sube, lo que les permite aprovechar mejor la alta irradiación de los meses de verano respecto a un módulo cristalino. Esto es muy importante en el sur de España.
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• Pueden llegar a ser más productivo (kWh/ kWp) a pesar de ser menos eficiente (kWp/m2). • Les afecta menos la dispersión de la luz debido a suciedad, humedad ambiental y días nublados. • Salida de potencia de larga estabilidad. Los módulos de silicio amorfo mantienen su eficiencia inicial de conversión energética (una vez estabilizado) durante largos periodos, lo que los hace tremendamente estable.
7.1.3.4.
Inconvenientes
• Valores del rendimiento de conversión fotovoltaico sensiblemente inferiores a los de silicio. Esto se debe al hecho de que el material amorfo no tiene una ordenación cristalina extendida, sino únicamente un orden local. Esto hace que haya muchos enlaces no saturados y una importante concentración de defectos en banda prohibida que puede reducirse hidrogenando la película de material amorfo. Sin embargo, si bien puede doparse tipo n y tipo p, el tiempo de vida tiene valores muy bajos lo que hace que la recombinación sea muy elevada. • Degradación del rendimiento cuando la celda es expuesta a la radiación solar, problema que todavía no ha podido superarse completamente. La curva de degradación de las placas amorfas es diferente que la de las cristalinas, es lineal. La degradación de los módulos amorfos ronda un 15% en los dos primeros meses, pero posteriormente se estabiliza a los valores normalizados. Actualmente se puede hablar de una degradación del 0.3-0.6% anual. En el caso de los módulos policristalinos, esta degradación es más constante y aproximadamente igual al 0.8% anual. • Las placas amorfas tienen una variación de potencia importante durante los 2 o 3 primeros meses debido a la reagrupación de las partículas en la célula. No es extraño que al inicio del funcionamiento de la instalación se consigan mucho mas vatios que los previstos, aunque se estabiliza en unos meses. Ya existen inversores que integran un Control Automático de Potencia (CAP) diseñados específicamente para estas placas. • Necesidad de mayor espacio para las instalaciones sobre suelo.
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7.1.4.
Módulo fotovoltaico a instalar
El módulo fotovoltaico de capa fina seleccionado es del fabricante Sharp, de la Serie NA de 128 Wp de potencia. Como apuntamos en el apartado anterior los módulos de capa fina presentan una variación de potencia importante durante los primeros meses de funcionamiento que se tendrá en cuenta en el diseño de la instalación. • Especificaciones eléctricas principales del módulo elegido para Condiciones Estándar de Medida (CEM: 1000 W/m2; 25 ºC; AM 1,5). Valores iniciales: Potencia nominal .............................................................. 150,6 Wp Tensión en circuito abierto (Voc) ............................................. 60,80 V Corriente de cortocircuito (Isc) .................................................3,54 A Tensión en el punto de máxima potencia (Vpm)......................... 48,60 V Corriente en el punto de máxima potencia (Ipm) .........................3,10 A
• Especificaciones eléctricas principales del módulo elegido para Condiciones Estándar de Medida (CEM: 1000 W/m2; 25 ºC; AM 1,5). Valores nominales: Potencia nominal ................................................................. 128 Wp Tensión en circuito abierto (Voc) ............................................. 59,80 V Corriente de cortocircuito (Isc) ................................................3,45 A Tensión en el punto de máxima potencia (Vpm)......................... 45,40 V Corriente en el punto de máxima potencia (Ipm) .........................2,82 A
• Especificaciones mecánicas principales: Célula .....Célula tándem de silicio amorfo (α-Si) y microcristalino (μc-Si) Número y conexión de células .........................................180 en serie
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Dimensiones ................................................... 1409 x 1009 x 46 mm Área .................................................................................. 1,42 m2 Peso .....................................................................................19 Kg
Ver la ficha técnica del módulo fotovoltaico a instalar en anexo nº1.
7.2.
Sistemas de seguimiento
Existen dos opciones principales a la hora de diseñar el sistema de seguimiento de los módulos fotovoltaicos de la instalación: • Generador fotovoltaico fijo todo el año: es la opción más utilizada en la mayoría de las instalaciones ya que presenta menor inversión inicial, no existe la posibilidad de averías al no existir partes móviles por lo que tampoco requiere mantenimiento. Como aspecto negativo destaca la menor captación de radiación solar con la consecuente disminución de generación de electricidad. • Generador fotovoltaico con sistema de seguimiento: sistema mecánico que permite la variación de la inclinación y/o orientación de los módulos fotovoltaicos a lo largo del año. Se puede hacer de múltiples formas: o
Seguimiento estacional (un eje horizontal)
o
Seguimiento a un eje (eje vertical)
o
Seguimiento a dos ejes
Los sistemas de seguimiento cobran interés en zonas donde el porcentaje de radiación solar directa respecto al global es alto. Estos sistemas presentan inconvenientes tales como un mayor coste y complejidad de la estructura, necesidad de mayor superficie para la instalación, importante disminución de la fiabilidad de la instalación (mayor número de averías) lo que conlleva la necesidad de mantenimiento preventivo y/o correctivo o aumento de la inversión inicial.
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7.2.1.
Elección de la tecnología
Una de las principales ventajas que presentan los módulos de capa fina es la mejor absorción de la radiación difusa y la menor dependencia que presentan respecto su orientación e inclinación, por lo que, añadiendo el hecho de haber seleccionado una tecnología de menor coste para disminuir la inversión inicial en nuestra instalación, se hace obvia la poca utilidad que presenta el instalar seguimiento en nuestra planta solar.
7.2.2.
Estructuras Soporte
La estructura soporte tiene las funciones principales de servir de soporte y fijación segura de los módulos fotovoltaicos, así como proporcionarles una inclinación y orientación adecuadas, para obtener un máximo aprovechamiento de la energía solar incidente. La estructura soporte será de acero galvanizado en caliente o similar, de forma que tenga una gran durabilidad, y resistencia a los agentes ambientales. La estructura asegurará un anclaje correcto de los módulos fotovoltaicos. Las fijaciones de los módulos a la estructura soporte se harán con material que no forme par galvánico ni con la estructura ni con el marco de los módulos. Igualmente estas fijaciones se harán de tal forma que los módulos no se vean afectados por las dilataciones térmicas. Toda la estructura soporte irá conectada a tierra.
7.3.
Inversores
Un inversor es un dispositivo electrónico de potencia que convierte corriente continua (CC) en corriente alterna (CA) y ajusta la corriente en frecuencia y tensión eficaz para su consumo. Las entradas a los inversores estarán conectadas a las líneas eléctricas de corriente continua provenientes de los módulos fotovoltaicos, y las salidas, de corriente alterna, a la red de distribución de la compañía (tras pasar por los centros de transformación y el centro de seccionamiento). El Real Decreto 1663/2000 dicta que si la potencia nominal de la suma de inversores es menor o igual a 5kW la conexión a la red deberá ser monofásica, mientras que si es mayor será obligatorio hacerla de forma trifásica. La conexión
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trifásica se puede realizar con un solo inversor de salida trifásica o mediante tres inversores de salida monofásica conectados en paralelo. El inversión hace que el generador funcione en el punto de máxima potencia (MPM), ya que lleva incorporado un seguidor del punto de máxima potencia conectado delante de este que ajusta la tensión de entrada a la tensión de máxima potencia del generador, básicamente un convertidor CC-CC.
7.3.1.
Configuraciones posibles
• Concepto multicadena: se dispone un convertidor CC-CC para cada grupo de módulos con similar irradiancia y así aprovechar el mismo dispositivo para todos aquellos módulos trabajando con puntos de máxima potencia similares, y todos ellos conectados a un convertidor CC-CA (inversor). • Configuración maestro-esclavo: para bajas cantidades de energía sólo trabajará el inversor maestro, al alcanzar el valor límite de potencia del dispositivo se conectará el primer inversor esclavo que le sigue y así sucesivamente. Para evitar que siempre funcione el mismo inversor se va variando el inversor maestro (maestro rotatorio). De este modo se mejora significativamente el rendimiento de la conversión CC-CA y en el rango de bajas potencias tiene un mayor rendimiento que un dispositivo independiente de igual potencia. Es usado en grandes instalaciones ya que aumenta los costes. • Configuración de inversor trifásico: posibilidad adicional para bajas potencias. Se obtienen altos rendimientos y se aumenta la calidad de la corriente de salida, sencillez de conexión, robustez y durabilidad de los dispositivos. • Configuración de inversor centralizado: para plantas con pocos módulos en serie por ramal. • Configuración de inversor por ramal: para distintas orientaciones, sombras inevitables, etc. Las pérdidas disminuyen y la instalación se simplifica por lo que disminuyen los costes. El inversor se coloca inmediatamente detrás del generador, en paralelo entre ellos. • Configuración de inversor en módulo: se dispone un inversor por módulo. Cada módulo trabaja en su punto de máxima potencia y la instalación es fácil de ampliar. La unidad módulo-inversor equivale a un módulo de CA. Aumento el coste total de la instalación y el rendimiento de las inversores modulares es menor que el de los inversores mayores.
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7.3.2.
Elección de la tecnología
En general para instalaciones de gran potencia conectadas a red resulta mucho más económico adquirir inversores de gran potencia que varios de menor potencia debido al ahorro en mantenimiento, repuestos y demás necesidades de la planta. Esto presenta la desventaja de que, ante la avería de un inversor de gran potencia, la disminución de la producción sería mucho mayor que en el caso de avería de uno de menor potencia. Por lo tanto se definirá un número de inversores tal que las pérdidas por una posible avería no fuesen demasiado significativas. Se definirá una configuración de inversor centralizado, ya que no tendremos muchos módulos por ramal y es una configuración económica y sencilla que aporta una mayor fiabilidad de funcionamiento.
7.3.3.
Inversores a instalar
Se instalarán tres inversores, cada uno de ellos de 630kW de potencia nominal. De este modo la planta solar, de 1890kWn, se dividirá en tres generadores de 630kWn cada uno, conectándose cada generador a su propio inversor. Para la conversión de la corriente continua generada por el generador fotovoltaico en corriente alterna de las mismas características (tensión y frecuencia) que la de la red de distribución a la que se conectará cada generador, se utilizarán inversores con las características adecuadas a la configuración de su generador fotovoltaico. Los inversores seleccionados son de la marca Green Power, inversores de 630kW, formados por 7 módulos, 6 de 100kW y 1 de 30kW. • Características principales: Fabricante ................................................................... Green Power Modelo .................................................................... PV-100 y PV-30 Rango de tensiones de entrada en CC.............................. 450-800 Vdc Máxima corriente de entrada en CC módulo 100kW .....................250 A Máxima corriente de entrada en CC módulo 30kW .........................75 A Máxima potencia de funcionamiento ....................................... 750 kW
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Potencia nominal de salida en CA ........................................... 630 kW Máxima eficiencia .................................................................. 96 % Distorsión armónica media ...................................................... < 3 % Rendimiento Europeo ........................................................... 94,5 % Grado de protección IP ............................................................IP 20. Temperatura de trabajo ..................................................-25º / 50º C Humedad relativa ............................................................... 0 a 80% Factor de Potencia ....................................................... Seleccionable
El equipo lleva marcado CE, y cumplen con las directivas EMC 61000-6-2, EMC 61000-6-4 y la directiva de baja tensión EN 50178, conforme Reales Decretos RD 1663/2000 y RD 661/2007. Dispondrá de Software de monitorización incorporado y control de equipo. Según el RD 1663/2000 debe existir separación galvánica entre la instalación fotovoltaica y la red pública, esto es, transformadores que eviten que un fallo en la instalación fotovoltaica se propague aguas arriba. En instalaciones conectadas a la red de media tensión existen transformadores elevadores para convertir la energía generada en baja tensión a media tensión, por lo que no es necesario que los inversores lleven integrados transformadores de aislamiento galvánico. Con el fin de proteger el equipo de las condiciones ambientales exteriores cada grupo de inversores de cada generador de 630kWn se alojará en una caseta prefabricada de hormigón. Dichas casetas dispondrán de equipos de autoventilación y acondicionamiento de aire para así evitar que se caliente en exceso. Ver en anexo 1 la fichas técnica del inversor a instalar.
8.
Diseño de los generadores
Tras realizar los cálculos reflejados en el correspondiente apartado de la memoria de cálculo se obtienen los siguientes resultados para toda la planta:
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• La planta, de potencia total 1.890 kWn, estará formada por tres generadores de 630kWn. • Cada generador de 630kWn estará compuesto por 24 subgeneradores de 25kWn y uno de 30kWn. Los 24 subgeneradores de 25kWn se agruparán en 6 bloques de 100kWn cada uno, y junto al subgenerador de 30kWn forman las 7 entradas a cada uno de los 7 módulos del inversor. • Los subgeneradores estarán formados por ramas de módulos conectadas en paralelo entre sí. Los subgeneradores de 25kWn se componen de 17 ramas y los subgeneradores de 30kWn de 20 ramas. • Cada rama estará formada por 13 módulos conectados en serie entre sí. La planta solar estará compuesta de un total de 1.284 ramas, es decir, de 16.692 módulos fotovoltaicos y tendrá una potencia pico de 2.136,58 kWp en condiciones nominales. La disposición exacta de los módulos fotovoltaicos depende del terreno donde se va a realizar la instalación, de su orientación e inclinación y de la distancia entre filas de módulos que debemos guardar para evitar sombras sobre estos. Dichos parámetros se estudiarán en el punto siguiente. A continuación se comprueban los parámetros de diseño establecidos en la ITCFV-09 de la Junta de Andalucía, realizándose los cálculos necesarios en el apartado correspondiente de la memoria de cálculo para condiciones iniciales y nominales: Tensión en el punto de máxima potencia a 1000W/m2 y 70ºC: o
La tensión de vacío de una rama a 1000W/m2 y 70ºC debe ser mayor que la tensión mínima de entrada al inversor.
o
La tensión en el punto de máxima potencia (MPM) de una rama a 1000W/m2 y 70º debe ser mayor que la tensión mínima de entrada al inversor.
Como se puede comprobar en la memoria de cálculo en ambos casos las tensiones de las ramas son superiores a la mínima de entrada al inversor. • Tensión en circuito abierto a 100W/m2 y 5ºC: o
La tensión a circuito abierto para una rama a 100W/m2 y 5ºC debe ser menor que la tensión máxima admisible de entrada al inversor.
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En la memoria de cálculo se comprueba que la tensión de la rama es inferior a la máxima de entrada al inversor. • Intensidad de cortocircuito a 1000W/m2 y 70ºC: o
La intensidad de cortocircuito para cada generador a 1000W/m2 y 70ºC debe ser menor que la intensidad máxima de entrada al inversor.
En la memoria de cálculo se demuestra que la intensidad del generador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor. • Potencia nominal del inversor: o
La potencia pico de cada generador sobredimensionada un 20% debe ser mayor que la potencia nominal del inversor.
En la memoria de cálculo se comprueba que esta condición se cumple.
8.1.
Estudio de la distancia entre filas de módulos
El terreno donde se realizará la instalación es llano y los únicos elementos susceptibles de producir sombras sobre el generador fotovoltaico son las producidas en una hilera de placas por la siguiente. Se hace necesario por tanto determinar la distancia entre filas de módulos para evitar el efecto de las sombras entre filas:
• a: ancho de la fila. • β: ángulo de inclinación de los módulos. • γ: altura solar. • h = a·senβ: altura de la fila.
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• d: distancia entre filas. • d1 = distancia de pasillo.
Los módulos fotovoltaicos se dispondrán verticalmente formando dos hileras por cada fila, de este modo se aprovechará mejor el espacio de la planta, ya que se colocan más módulos por metro cuadrado, pero a la vez la altura de las filas será lo suficientemente baja como para no necesitar pasillos excesivamente anchos debido a las sombras producidas o un mayor anclaje de las estructuras al suelo para evitar su vuelco. Las dimensiones de cada módulo son 1,41m de largo por 1,01m de ancho. Si cada fila contiene dos hileras de módulos dispuestos verticalmente con una separación de 0,03m entre ellos, el ancho de una rama, parámetro “a”, será de 3m. Para el cálculo de la distancia entre filas de módulos se han seguido las recomendaciones del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE. Dichos cálculos se reflejan en el apartado correspondiente de la memoria de cálculo y establecen que: • La orientación exacta de las filas de módulos será Este-Oeste. • El ángulo de inclinación de los módulos fotovoltaicos, β, será de 33º, ya que está comprobado que para latitudes similares a la de nuestro terreno es el ángulo óptimo de captación solar. • La distancia entre filas será: d = 7m, d1 = 4,5m.
8.2.
Disposición de los elementos en la planta solar
A continuación se resumen los datos obtenidos hasta el momento y se plantea la disposición de los elementos de la instalación en el terreno disponible para la planta solar: • La planta solar Pilares de 1.890kWn estará formada por tres generadores de 630kW de potencia nominal. • Cada generador de 630kWn se subdividirá en 24subgeneradores de 25kWn y 1 subgenerador de 30kWn.
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• Cada subgenerador de 25kWn estará compuesto de 17 ramas y el subgenerador de 30kWn de 20 ramas. • Las ramas se definen como la unión de 13 módulos conectados en serie entre sí. La ramas se conectarán en paralelo formando cada subgenerador y a su vez los subgeneradores estarán conectados en paralelo al inversor de su correspondiente generador. • Cada fila estará formada por dos hileras de módulos dispuestos verticalmente. • Las filas de módulos estarán dispuestas de Este a Oeste, separadas entre sí una distancia de 7m de eje a eje y con pasillos entre filas de 4,5m de ancho. • Existirán caminos perimetrales y transversales de 5m de anchura mínima para el acceso y el mantenimiento de los módulos. • Los inversores y Centros de Transformación se dispondrán de modo que se minimicen las pérdidas por caída de tensión, en pasillos paralelos a los subgeneradores y del ancho necesario para evitar sombras sobre los módulos. Esto es, a 4,5m de distancia de la fila delantera de módulos y a 8,27m de la fila posterior. En el plano nº 2 se representa la disposición de todos los elementos de la planta.
8.3.
Obra Civil
Los trabajos de obra civil consistirán en: • Desbroce y limpieza del terreno • Apertura, preparación y acondicionamiento de las pistas y caminos de servicio. • Apertura, tendido de cables y tapado de zanjas. • Cimentaciones de las estructuras soporte • Centros de Transformación (prefabricados) • Centro de Control (prefabricado)
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9.
Estudio energético
Para realizar una estimación de la energía anual esperada producida por la planta es necesario primero conocer la radiación incidente sobre los generadores, la potencia pico de la instalación y las pérdidas de energía del sistema. Una vez hallados dichos valores se estimará la energía anual esperada según la ecuación que aparece a continuación, tal y como indica el IDAE, en su Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red, Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica, en su punto número 7: Ep(kWh/día) = Gdm(0º,33º)·Pmp·PR/GCEM Donde: • Gdm(0º,33º): Radiación Global incidente para un azimut igual a 0º, orientación Sur, inclinación de los módulos igual a 33º y situados en la provincia de Sevilla. • Pmp: Potencia pico del generador. • GCEM = 1kW/m2 • PR: Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”. Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta: o
La dependencia de la eficiencia con la temperatura
o
La eficiencia del cableado
o
Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad
o
Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia
o
La eficiencia energética del inversor
o
Otros
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9.1.
Energía captada por el generador
Los valores de radiación global sobre el terreno se obtendrán del documento “Corrección de errores de la Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas (BOJA núm. 80, de 24.11.2007)”, de la CONSEJERÍA DE INNOVACIÓN, CIENCIA Y EMPRESA. Dichos valores se encuentran registrados en el ANEXO II: DATOS CLIMÁTICOS DE ANDALUCÍA RADIACIÓN GLOBAL DIARIA MEDIANA MENSUAL (Wh/m2·día), en las tablas correspondientes a la provincia de Sevilla, para una orientación Sur de los módulos. Para el ángulo de inclinación de nuestros módulos, β = 33º, se tienen los siguientes valores de la radiación solar media mensual, Gdm(0º,33º): RADIACIÓN GLOBAL (Wh/m2·dia) ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
3873,4 4453,0 5710,2 5924,8 6383,6 6473,8 6714,0 6627,6 6024,0 4950,6 4198,4 3570,4
El promedio de la radiación solar media anual incidente sobre los módulos será de 5,40kWh/m2dia, por lo que la energía anual incidente por metro cuadrado sobre el plano de los módulos será de 1.970,45kWh/m2año.
9.2.
Producción estimada anual bruta
Como calculamos con anterioridad la planta solar estará compuesta por 3 generadores, cada uno de ellos compuesto por 428 ramas y cada rama contendrá 13 módulos fotovoltaicos, lo que hace un total de 16.692 módulos fotovoltaicos. Al generar las placas una potencia inicial superior a la generada en condiciones nominales de funcionamiento se nos plantean dos opciones en el diseño de nuestra planta: • OPCIÓN 1) Todos los módulos fotovoltaicos se conectarán desde el principio, por lo que la potencia generada en el periodo inicial será superior a la que se generará en condiciones nominales, esto aportará mayores beneficios por la venta de energía pero también requerirá una mayor inversión en la instalación eléctrica ya que deberá sobredimensionarse para dicha potencia. • OPCIÓN 2) Se conectará el número de módulos fotovoltaicos que, generando individualmente una potencia pico superior a la generada en condiciones nominales, aporten en su conjunto la potencia pico de toda la planta en
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condiciones nominales. Tras este periodo inicial se procederá a la conexión de los módulos restantes, los que empezarán a funcionar generando una potencia pico mayor que hará que la generación total de la planta sea un poco superior a la nominal durante el siguiente periodo (periodo inicial de funcionamiento de los módulos conectados con retardo). Los beneficios serán similares a los esperados para la instalación en condiciones nominales pero no será necesario sobredimensionar la instalación eléctrica. Para decidir qué opción es la más indicada en la memoria de cálculo se presenta un estudio económico comparando ambos casos, en el que se demuestra que la opción económicamente más favorable es la OPCIÓN 1, esto es, conectar todos los módulos fotovoltaicos a la vez. Se obtienen los siguientes valores de producción mes a mes: Mes Enero Febrero (P.I.) Febrero (P.N.) Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
kWh/mes 301.847,94 201.492,73 122.002,99 378.209,27 379.764,28 422.811,23 414.953,75 444.694,94 438.972,33 386.122,74 327.897,94 269.106,52 236.481,80
Y un total de la producción estimada anual bruta de: 4.324.358,47 kWh/año.
9.3.
Cálculo del Performance Ratio
Acabamos de calcular la producción de energía anual estimada bruta, pero la generación anual neta del generador dependerá de las condiciones ambientales, meteorológicas y de ciertos parámetros característicos de algunos de los elementos utilizados en la instalación. Esto hace necesario el uso de datos estadísticos y experimentales para la estimación de la generación de energía anual esperada. El factor de rendimiento global, PR, cuantifica porcentualmente las pérdidas de nuestra instalación. En el apartado correspondiente de la memoria de cálculo se detallan todas las operaciones realizadas para la obtención de los siguientes resultados:
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• Pérdidas por temperatura. En los módulos fotovoltaicos se producen pérdidas al aumentar su temperatura de operación, dependiendo esta de la ubicación de la planta y de las condiciones ambientales. Para minimizar estas pérdidas se deben seleccionar módulos de bajo coeficiente de pérdidas por temperatura y situar las módulos de modo que se permita su refrigeración. En función del mes resulta: Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
PpTª (%) 0,16 1,58 3,44 4,54 6,12 8,30 9,42 9,63 7,70 5,24 2,36 0,35
• Pérdidas por efecto Joule en el cableado. Estas pérdidas se producen tanto en corriente continua, DC, como en corriente alterna, AC, y se deben a la circulación de corriente eléctrica por un conductor de sección y material concretos. Se minimizan dichas pérdidas con el correcto dimensionamiento del cableado de la instalación. Obtenemos: Periodo Inicial (P.I.): o
Pérdidas por efecto Joule en DC: 0,19%
o
Pérdidas por efecto Joule en AC: 0,14%
Periodo Nominal (P.N.): o
Pérdidas por efecto Joule en DC: 0,16%
o
Pérdidas por efecto Joule en AC: 0,10%
• Pérdidas por polvo y suciedad. Debidas a la deposición de polvo y suciedad sobre los módulos situados a la intemperie, que disminuyen la energía solar captada y por lo tanto la energía generada. Dependen del emplazamiento de la instalación y de las condiciones meteorológicas. Estimaremos unas pérdidas del 3%.
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• Pérdidas por rendimiento del inversor. Es muy importante que el rendimiento del inversor en condiciones nominales de operación sea alto, ya que esto facilitará que la planta opere a su vez con un rendimiento óptimo. Para ello habrá que seleccionar un inversor de la potencia adecuada a la potencia del generador. El inversor seleccionado tiene un rendimiento del 96%, por lo que las pérdidas serán del 4%. • Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia. El inversor se conecta a los módulos fotovoltaicos a través de un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia que varía con las condiciones ambientales. El rendimiento del inversor en el seguimiento del punto de máxima potencia es del 97%, por lo que las pérdidas serán del 3%. • Pérdidas angulares y espectrales. La potencia nominal del módulo viene dad según condiciones estándar de medida, CEM, que supone que los rayos inciden perpendicularmente a la superficie del módulo y que el espectro de la radiación es AM 1,5G. El hecho de que los rayos incidan con otro ángulo distinto implica pérdidas energéticas del orden de un 2%. Por otro lado las células fotovoltaicas son espectralmente selectivas por lo que la corriente generada varía en función de la longitud de onda del espectro solar de la radiación incidente haciendo que varíe la potencia en un margen del 1%. Según la ficha técnica del modelo de módulo a instalar las pérdidas angulares y espectrales son del 2%.
Una vez calculadas todas las pérdidas que participan en el cálculo del Performance Ratio presentamos los resultados obtenidos mes a mes: Mes
Pptotal
PR
Enero
12,50
0,87
Febrero
13,92
0,86
Febrero
13,84
0,86
Marzo
15,70
0,84
Abril
16,81
0,83
Mayo
18,39
0,82
Junio
20,56
0,79
Julio
21,68
0,78
Agosto
21,89
0,78
Septiembre
19,97
0,80
Octubre
17,51
0,82
Noviembre
14,63
0,85
Diciembre
12,61
0,87
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9.4.
Producción estimada anual neta
Como indicábamos al principio del presente apartado, la energía generada anual neta se estimará mediante la siguiente ecuación: Ep(kWh/día) = Gdm(0º,33º)·Pmp·PR/GCEM Una vez calculados todos los parámetros necesarios podemos hallar la generación neta estimada mes a mes: Mes Enero Febrero (P.I.) Febrero (P.N.) Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Ep(kWh/mes) 264.108,70 173.448,88 81.970,02 318.825,12 315.935,19 345.062,08 329.621,46 348.282,57 342.870,57 309.016,54 270.496,91 229.739,55 206.650,93
Y la generación anual neta estimada será de: 3.536.028,53 kWh/año
10.
Instalación eléctrica
10.1.
Cableado
Los cables a instalar serán de la marca Prysmian, diseñados específicamente para instalaciones fotovoltaicas:
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10.1.1.
Corriente Continua
En todo el tramo de conducción de corriente continua el cable a instalar será el modelo Tecsun, de Prysmian, cable de alta seguridad (AS) especialmente diseñado para instalaciones fotovoltaicas exteriores. Cables unipolares de tensión nominal 0,6/1kV, flexibles, no propagadores de la llama y libres de halógenos. Conductor cobre electrolítico y aislamiento HEPR, aislamiento de alto gradiente lo que le permitiría transportar intensidades más elevadas que los cables convencionales de XLPE. Cable resistente a la absorción de agua, al frío, a los rayos ultravioletas, a los agentes químicos, a las grasas y aceites, a la abrasión y a los golpes. Apto para servicios móviles y servicios en altas temperaturas. 30 años de vida útil. Los colores de los conductores será rojo para el polo positivo y negro para el negativo. Ver en anexo 1 la ficha técnica del cable Tecsun de Prysmian. El cálculo de los circuitos, se ha resuelto considerando el coeficiente mayorador del 125% para instalaciones generadoras, así como una caída de tensión máxima del 2%.
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10.1.1.1. Desde cada subgenerador hasta el cuadro de conexiones
Los conductores de conexionado entre ramas discurrirán al aire libre y bajo tubo enterrado de PE desde la primera rama de cada subgenerador hasta el cuadro de conexiones situado en el interior del edificio del inversor. El diámetro exterior de dichos tubos será de 50mm para subgeneradores de 25kWn y de 63mm para subgeneradores de 30kWn. En el apartado correspondiente de la memoria de cálculo se pueden ver los cálculos realizados necesarios para la obtención de las secciones en los distintos tramos del cableado para cada subgenerador en cada generador de 630kWn: Sección (mm2) Potencia SubgeneradorSubg. Entre ramas nominal (kWn) inversor 1 25 95 70 2 25 95 70 3 25 95 70 4 25 70 70 5 25 70 70 6 25 70 70 7 25 70 50 8 25 70 50 9 25 70 50 10 25 70 50 11 25 50 50 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 30
50 50 50 70 70 70 70 70 70 70 95 95 95 120
35 35 50 50 50 50 50 70 70 70 70 70 70 120
Los subgeneradores han sido numerados del 1 al 25 consecutivamente desde el situado en el punto más alejado dirección norte hasta el situado en el punto más alejado dirección sur respecto ambos a los edificios de inversores y centros de transformación.
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10.1.1.2. Desde el cuadro de conexiones hasta entrada al inversor
Desde el cuadro de conexiones hasta la entrada a cada módulo del inversor discurrirán los 7 cables en contacto, tendidos sobre bandeja de tipo rejilla. Para cada generador de 630 kWn tendremos que: • Las 6 líneas de entrada a los módulos de 100kWn del inversor serán de sección 2x1x150 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla. • La línea de entrada al módulo de 30kWn del inversor será de sección 2x1x25 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendido en contacto sobre bandeja tipo rejilla.
10.1.2.
Corriente Alterna
El cable a instalar será el modelo Retenax Flex Iris Tech, de Prysmian. Cables unipolares de tensión nominal 0,6/1kV, flexibles, no propagadores de la llama y reducida emisión de halógenos. Conductor cobre electrolítico y aislamiento XLPE. Cable resistente a la absorción de agua, al frío, a los rayos ultravioletas, a los agentes químicos y a las grasas y aceites. Termoestable. Ver en anexo 1 la ficha técnica del cable Retenax Flex Iris Tech de Prysmian. El cálculo de los circuitos, se ha resuelto considerándose un coeficiente mayorador del 125% para instalaciones generadoras, y una caída de tensión máxima del 1,5%.
10.1.2.1. Desde la salida de cada módulo del inversor hasta el cuadro de BT
Discurrirán los 7 cables en contacto tendidos sobre bandeja de tipo rejilla. Para cada generador de 630 kWn tendremos que: • Las 6 líneas de salida de los módulos de 100kWn del inversor serán de sección 3x1x150 + 1x120 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla.
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• La línea de salida del módulo de 30kWn del inversor será de sección 3x1x25 + 1x25 mm2, cobre, 0,6/1kV, tendidos en contacto sobre bandeja tipo rejilla.
10.1.2.2. Desde el cuadro de BT hasta el Centro de Transformación
Desde el cuadro de BT, situado en el edificio de inversores, hasta la entrada al transformador, situado en el centro de transformación, discurrirán los cables en contacto, tendidos bajo el falso suelo de los edificios de inversores y transformador y bajo zanja entre ellos. Para cada generador de 630 kWn tendremos que la línea de salida del cuadro de BT al CT será de sección 4(3x1x300) + 1x240 mm2, cobre, 0,6/1kV, los cables discurrirán en contacto entre fases y enterrados bajo tubos entre edificios de inversores y transformador.
10.2.
Protecciones eléctricas
A la hora de diseñar correctamente una instalación fotovoltaica conectada a red ha de garantizarse, por un lado, la seguridad de las personas tanto usuarios como operarios de la red, y por otro, que el normal funcionamiento del sistema fotovoltaico no afecte a la operación ni a la integridad de otros equipos y sistemas conectados a dicha red. A continuación se detallan las medidas de seguridad y protecciones en función de los riesgos asociados y teniendo en cuenta las características específicas de nuestra instalación.
10.2.1.
Corriente Continua
El contacto con tensiones superiores a 100V DC, como va a ocurrir en nuestra instalación, puede resultar fatal para las personas, por lo que los elementos activos de la instalación deben ser inaccesibles.
10.2.1.1. Protecciones contra contactos directos e indirectos
Para la protección frente a contactos directos se utilizarán las medidas indicadas en el vigente Reglamento de Baja Tensión, que son:
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• Aislamiento de las partes activas de la instalación. • Colocación de barreras y envolventes. • Interposición de obstáculos. Para prevenir un hipotético caso de contacto indirecto de una persona con alguna parte de la instalación, se ha proyectado un sistema de protección acorde con el reglamento de BT y otras normativas vigentes: • Los módulos fotovoltaicos están clasificados como equipos con protección clase II. • El resto de la instalación se ha diseñado en consonancia con ese grado de protección, utilizándose cables con aislamiento y cubierta, aptos para tensiones de hasta 1000V según UNE 21-123 IEC 502 90. • Las cajas de conexión a utilizar serán de doble aislamiento, con grado de protección, tanto para ellas como para elementos de acceso a las mismas, equivalentes como mínimo a IP-65, debidamente protegidas y señalizadas. • Se diseñará una adecuada puesta a tierra del sistema que garantice que la tensión de contacto generada no supere los 24V especificados para instalaciones intemperie.
10.2.1.2. Protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones
La instalación de corriente continua dispondrá de elementos de protección contra sobretensiones y sobreintensidades. Los defectos que se pudiesen presentar en los conductores, ya sea por sobrecarga, ya sea por cortocircuito, se protegerán mediante fusibles de calibre adecuado a la intensidad máxima admisible del conductor. La instalación dispondrá también de protección frente a sobretensiones de origen atmosférico mediante varistores. En el interior de las cajas de conexiones de cada rama con el circuito principal de corriente continua, se dispondrán: • Fusibles seccionables: Su misión principal es proteger las distintas ramas frente a sobreintensidades, así como aislar una rama del resto del generador para facilitar labores de mantenimiento. Estos fusibles irán ubicados en las cajas de
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conexiones de cada subgenerador y se colocarán dos unidades por rama. Esto facilitará las tareas de mantenimiento en general. Los fusibles se colocarán en las cajas de paralelos donde se realiza la conexión en paralelo de las distintas ramas del generador fotovoltaico. Estas cajas se caracterizan por ser de tipo intemperie (IP65) y presentar protección contra rayos ultravioletas. Se instalarán fusibles de 10 A, en los dos hilos, en la salida de cada rama. • Varistores: Descargadores de tensión, dispositivos de protección frente a sobretensiones inducidas por descargas atmosféricas. Dado el elevado coste de los paneles fotovoltaicos, el tiempo y el coste de reemplazamiento, y la energía no producida en caso de avería por una sobretensión transitoria, se ha optado por instalar en el interior de la caja de conexiones de la última rama de cada subgenerador una protección frente a sobretensiones transitorias, de tipo 2 (curva 8/20, para Imáx. de 65 kA), en los polos positivo y negativo. En el cuadro de conexiones, situado en el interior del edificio del inversor, que recoge las líneas de los subgeneradores, se instalará la siguiente aparamenta: • Interruptores magnetotérmicos de 63A 2P u 80A 2P de calibre y 1,5 kA de PdC, en los dos hilos en la línea de llegada de cada subgenerador, para protección contra posibles cortocircuitos. • Interruptor magnetotérmico de 250A 2P y 6kA de PdC, en los dos hilos de las líneas de entrada a los módulos de 100kW del inversor. • Asimismo, se ha optado por instalar en las siete líneas de entrada al inversor, una protección contra sobretensiones transitorias, además de la que pudiera traer el propio inversor por parte del fabricante. Esta protección será de calidad, de tipo combinado (tipo 1 + tipo 2), apta para una limp de 75 kA (curva 10/350). De forma independiente a las protecciones relacionadas anteriormente, el inversor llevará toda la serie de protecciones especificadas en su ficha técnica. En caso de que la red de corriente alterna quedara sin tensión, el inversor no mantendrá tensión en la línea: protección contra funcionamiento en isla.
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10.2.2.
Corriente Alterna
Se cumplirán las condiciones indicadas en el Real Decreto 1663/2000, artículo 11 y las especificaciones de la compañía eléctrica.
10.2.2.1. Protecciones contra contactos directos e indirectos
Para la protección de contactos directos se utilizarán las medidas que se indican en el vigente Reglamento de BT, esto es: • Aislamiento de las partes activas de la instalación. • Colocación de barreras y envolventes. • Interposición de obstáculos. • Dispositivos de corte por corriente diferencial.
10.2.2.2. Protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones
La instalación dispondrá de elementos de protección contra sobretensiones y sobreintensidades. Los defectos que se pudiesen presentar en los conductores, ya sea por sobrecarga o por cortocircuito, se protegerán mediante interruptores automáticos magnetotérmicos omnipolares de calibre adecuado a la intensidad máxima admisible del conductor. En la parte de corriente alterna de la instalación que nos ocupa se han previsto las siguientes protecciones: • A la salida de cada bloque del inversor, un interruptor-seccionador de caja moldeada, ln=250A ó 100A 4P, con 36kA de poder de corte, para cada uno de los 7 circuitos de salida del inversor. • Un interruptor automático de 1.000A y 4 polos de caja moldeada y 50kA de poder de corte para las 7 líneas que salen del cuadro de BT hacia el centro de transformación.
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10.3.
Servicios Auxiliares
Se ha previsto un suministro eléctrico en B.T. de suficiente capacidad para la alimentación de los sistemas de alumbrado, detección perimetral y CCTV, desde uno de los Centros de Transformación de la Instalación, compuesto por caja general de protección y medida con contador y fusibles seccionables, protecciones magnetotérmicas y diferencial, red de distribución a los puntos de consumo en instalación enterrada y puntos de conexión. El sistema de monitorización se alimentará igualmente de este suministro.
10.4.
Puesta a tierra
La instalación de corriente alterna, al estar permanentemente energizada, será conceptualmente una instalación perteneciente a un sistema "TT", por tanto, las masas metálicas de la instalación de BT y el neutro del transformador, deberán estar puestos a tierra. Las masas metálicas del inversor, los cuadros anexos de interruptores y los herrajes del cuarto del inversor, irán puestos a tierra mediante picas macizas de acero cobreado de 14mm de diámetro (mínimo), y 2 m de longitud, conectadas mediante un conductor de cobre desnudo de Clase 2 y sección de 50 mm2. Desde las masas metálicas descritas, hasta la primera pica de puesta a tierra, la línea será de cable RV 1x50 mm2 de cobre, tipo RV 0,6/1 kV, bajo tubo aislante tipo "H". Esta puesta a tierra será independiente y no alterará las condiciones de puesta a tierra del Centro de Transformación que se instalará junto a su correspondiente caseta de Inversor. Por tanto, habrá que respetar la distancia mínima que se prescribe en la Memoria de Cálculo del presente Proyecto.
11.
Edificios prefabricados
11.1.
Edificios de inversores
Los inversores de cada generador de la planta solar se instalarán dentro de unas casetas prefabricadas de hormigón, preparadas en fábrica de acuerdo con las especificaciones y características que se indican a continuación:
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• Deberán tener unas dimensiones suficientes para albergar al inversor y permitir el acceso al mismo desde sus cuatro lados con un pasillo alrededor de ancho mayor de 60cm. • La altura libre en el interior del edificio será como mínimo de 2,5m, de forma que haya espacio suficiente para conducir el aire caliente impulsado por el ventilador hacia el exterior mediante un conducto adaptado a la parte superior del inversor y a la rejilla de refrigeración. En la Planta Solar se dispondrán tres casetas, una por cada inversor correspondiente a cada generador. La situación de las casetas se ha determinado con el propósito de conseguir un equilibrio o distribución idónea de las caídas de tensión en corriente continua y en corriente alterna.
11.2.
Centros de Transformación
En un espacio reservado junto a cada edificio inversor, se ubicará un centro de transformación de 800 kVA. La potencia nominal de cada generador será de 630kWn, pero debido a que en el periodo inicial de funcionamiento la potencia generada por las placas es mayor, llegando a producir cada generador hasta 741,23kWn, se hace necesario instalar un transformador por generador de 800 kVA. A cada CT llegará una línea procedente del cuadro general de B.T., instalado en el interior de su edificio del inversor. Los Centros de Transformación serán de tipo interior, empleando para su aparellaje celdas modulares prefabricadas bajo envolvente metálica, con aislamiento y corte en SF6. Contendrá un transformador de bajas pérdidas de 800 kVA. La acometida será subterránea, conectando cada CT mediante una línea de media tensión en punta, con el centro de seccionamiento. El volcado de energía se efectuará a una tensión de servicio de 15kV, a una frecuencia de 50Hz, siendo Endesa Distribución la compañía distribuidora.
11.2.1.
Reglamentación
• Normas generales:
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o
Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Aprobado por Real Decreto 3.275/1982, de noviembre, B.O.E. 1-12-82.
o
Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. B.O.E. 25-10-84.
o
Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación, Real Decreto 3275/1982. Aprobadas por Orden del MINER de 18 de octubre de 1984, B.O.E. de 25-10-84.
o
Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Aprobado por Decreto 842/2002, de 2 de Agosto, B.O.E. 224 de 18-09-02.
o
Instrucciones Técnicas Complementarias, denominadas MI-BT. Aprobadas por Orden del MINER de 18 de Septiembre de 2002.
o
Autorización de Instalaciones Eléctricas. Aprobado por Ley 40/94, de 30 de Diciembre, B.O.E. de 31-12-1994.
o
Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional y desarrollos posteriores. Aprobado por Ley 40/1994, B.O.E. 31-12-94.
o
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 (B.O.E. de 27 de Diciembre de 2000).
o
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. Condiciones impuestas por los organismos Públicos afectados.
o
Ley de Regulación del Sector Eléctrico, Ley 54/1997 de 27 de Noviembre.
o
Orden de 13-03-2002 de la Consejería de Industria y Trabajo por la que se establece el contenido mínimo en proyectos de industrias y de instalaciones industriales
o
NTE-IEP. Norma tecnológica del 24-03-73, para Instalaciones Eléctricas de Puesta a Tierra.
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o
Normas UNE y recomendaciones UNESA.
o
Condiciones impuestas por los Organismos Públicos afectados.
o
Ordenanzas municipales del ayuntamiento donde se ejecute la obra.
o
Condicionados que puedan ser emitidos por organismos afectados por las instalaciones.
o
Normas particulares de la compañía suministradora.
o
Cualquier otra normativa y reglamentación de obligado cumplimiento para este tipo de instalaciones.
• Normas y recomendaciones de diseño del edificio: o
CEI 61330, UNE-EN 61330: Centros de Transformación prefabricados.
o
RU 1303ª: Centros de Transformación prefabricados de hormigón.
o
NBE-X: Normas básicas de la edificación.
• Normas y recomendaciones de diseño de aparamenta eléctrica: o
CEI 60694, UNE-EN 60694 : Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de Alta Tensión.
o
CEI 61000-4-X, UNE-EN 61000-4-X : Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4: Técnicas de ensayo y de medida.
o
CEI 60298, UNE-EN 60298: Aparamenta bajo envolvente metálica para corriente alterna de tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores o ¡guales a 52 kV.
o
CEI 60129, UNE-EN 60129: Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de corriente alterna.
o
RU 6407B: Aparamenta prefabricada bajo envolvente metálica con dieléctrico de Hexafloruro de Azufre SF6 para Centros de Transformación de hasta 36 kV.
o
CEI 60265-1, UNE-EN 60265-1: Interruptores de Alta Tensión. Parte 1: Interruptores de Alta Tensión para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV.
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• Normas y recomendaciones de diseño de transformadores: o
CEI 60076-X, UNE-EN 60076-X: Transformadores de potencia.
o
UNE 20101-X-X: Transformadores de potencia.
• Normas y recomendaciones de diseño de transformadores de aceite:
11.2.2.
o
RU 5201D: Transformadores trifásicos sumergidos en aceite para distribución en Baja Tensión.
o
UNE 21428-X-X: Transformadores trifásicos sumergidos en aceite para distribución en Baja Tensión de 50 kVA a 2500 kVA, 50 Hz, con tensión más elevada para el material de hasta 36 kV.
Instalación
11.2.2.1. Obra civil
Cada Centro estará ubicado en una caseta independiente destinada únicamente a esta finalidad. La caseta será de construcción prefabricada de hormigón tipo EHC-4T1D con una puerta peatonal de Merlin Gerin, de dimensiones 4.830 x 2.500 y altura útil 2.535 mm., cuyas características se describen en esta memoria. El acceso al C.T. estará restringido al personal de la Cía Eléctrica suministradora y al personal de mantenimiento especialmente autorizado. Se dispondrá de una puerta peatonal cuyo sistema de cierre permitirá el acceso a ambos tipos de personal, teniendo en cuenta que el primero lo hará con la llave normalizada por la Cía Eléctrica. Para el diseño de estos Centros de Transformación se han tenido en cuenta todas las normativas anteriormente indicadas. • Características de los materiales: Descripción Los Centros de Transformación de superficie y maniobra interior (tipo caseta), constan de una envolvente de hormigón de estructura monobloque, en cuyo interior se incorporan todos los componentes eléctricos, desde la aparamenta de MT hasta los
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cuadros de BT, incluyendo el transformador, dispositivos de control e interconexiones entre los diversos elementos. La principal ventaja que presentan estos Centros de Transformación es que tanto la construcción como el montaje y equipamiento interior pueden ser realizados íntegramente en fábrica, garantizando con ello una calidad uniforme y reduciendo considerablemente los trabajos de obra civil y montaje en el punto de instalación. Además, su cuidado diseño permite su instalación tanto en zonas de carácter industrial como en entornos urbanos. Base Será una cubeta prefabricada de hormigón armado con mallazo electrosoldado de varilla de acero y vibrado por medio de aguja. Esta base se colocará en un foso del terreno, cuyas dimensiones se indican en plano adjunto, y en cuyo fondo, a fin de obtener un lecho elástico, se colocará una capa nivelada de arena lavada de 15 cm. de espesor. En la base irán dispuestos orificios para la entrada y salida de cables, tanto de B.T. como de A.T., y, en la zona inmediata inferior de la posición del transformador se colocará una cuba de recogida de aceite, si el transformador lo requiere. Si el edificio prefabricado consta de más de una base, éstas se atornillarán entre sí. Paredes Serán placas de hormigón armado con mallazo electrosoldado de acero, todo el conjunto vibrado en mesa. La dosificación del hormigón será la adecuada para conseguir, con el menor peso y espesor posible, gran resistencia mecánica y una perfecta impermeabilización. Unos cajetines de acero situados en los bordes permitirán el acoplamiento de las paredes entre sí mediante tornillos. Estos cajetines, una vez efectuada la unión y ofreciendo una estética suficiente, permitirán desmontar y montar el centro cuantas veces se desee. Entre los paneles que conforman las paredes se colocarán dobles juntas de espuma de neopreno, para evitar la infiltración de humedad. Suelos Serán elementos planos, de hormigón armado y vibrado en mesa, de la composición adecuada para conseguir una gran resistencia mecánica. Colocados sobre
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la base, constituirán el piso del edificio prefabricado. Sobre ellos se colocarán las cabinas de media tensión, cuadros de baja tensión y demás elementos del centro. En ellos existen unos orificios que permiten el acceso a las celdas y cuadros eléctricos. En la parte central, se dispondrán trampillas, de poco peso, que permitirán el acceso a la parte inferior de la base a fin de facilitar la confección de botellas, conexión de cables, etc. Techos Compuestos por elementos de unas características similares a las de las paredes, presentará una pendiente mínima del 2%, para evitar la acumulación de aguas. Dobles juntas de neopreno que se sellarán posteriormente con resinas epoxy garantizarán la estanqueidad de la cubierta. Rejillas de ventilación Las rejillas de ventilación del edificio modular estarán construidas en chapa de acero galvanizado. El grado de protección para el que estarán diseñadas las rejillas será IP-33. Estas rejillas estarán diseñadas y dispuestas sobre las paredes de manera que la circulación de aire, provocada por tiro natural, ventile eficazmente la sala de transformadores. Todas las rejillas de ventilación irán provistas de una tela metálica mosquitera. Puertas y persianas Serán de chapa de acero galvanizado de 2mm, pintadas posteriormente por electroforesis con pintura epoxy que polimeriza en horno. Esta doble protección, galvanizado más pintura, las hará muy resistentes a la corrosión causada por los agentes atmosféricos. Las persianas se pueden desmontar por medio de tornillos desde el interior, de tal modo que la introducción o extracción del transformador se realice a nivel del suelo y sin necesidad de grúas de gran potencia. Unas finas mallas metálicas impedirán la penetración de insectos, sin que por ello disminuya la capacidad de ventilación. De acuerdo con la Recomendación UNESA 1303-A, el edificio prefabricado estará construido de tal manera que, una vez instalado, su interior sea una superficie equipotencial. Acabado
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El acabado de las superficies exteriores se efectúa con pintura acrílica rugosa de color blanco en las paredes y marrón en el perímetro de la cubierta o techo, puertas y rejillas de ventilación. Las piezas metálicas expuestas al exterior están tratadas adecuadamente contra la corrosión. Calidad Estos edificios prefabricados han sido acreditados con el Certificado de Calidad UNESA de acuerdo a la RU 1303A. • Alumbrado
El equipo va provisto de alumbrado conectado y gobernado desde el cuadro de BT, el cual dispone de un interruptor para realizar dicho cometido. Se instalarán un mínimo de dos puntos de luz capaces de proporcionar un nivel de iluminación suficiente para la comprobación y maniobra de los elementos del mismo (el nivel medio será como mínimo de 150 lux). Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación. Además, se deberá poder efectuar la sustitución de lámparas sin peligro de contacto con otros elementos en tensión. Se dispondrá también un punto de luz de emergencia de carácter autónomo que señalizará los accesos al centro de transformación. • Varios Sobrecargas admisibles y condiciones ambientales de funcionamiento según normativa vigente. • Cimentación Para la ubicación del Centro de Transformación es necesaria una excavación, cuyas dimensiones variarán en función de la solución adoptada para la red de tierras, y sobre cuyo fondo se extiende una capa de arena compactada y nivelada de 100mm de espesor. • Características detalladas o
Nº de transformadores: 1
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o
Tipo de ventilación: Normal
o
Puertas de acceso peatón: 1 puerta de acceso
o
Dimensiones exteriores: Longitud: 4.830mm, Fondo: 2.500mm, Altura útil: 2.535mm
• Características de las celdas Las celdas a emplear serán de la serie SM6 de Merlín Gerin o similar, de tipo modulares de aislamiento en aire, equipadas de aparellaje fijo. En la parte de alta tensión estarán equipadas con aparellaje bajo envolvente única metálica según Norma UNE-EN 60298, tendrán aislamiento integral en SF6, para una tensión admisible hasta 24 kV, acorde a las siguientes normativas: o
UNE 20-090, 21-139
o
UNE-EN 60129, 60265-1.
o
CEI 60298, 60129, 60265, 60265, 60694
o
UNESA Recomendación 6407 A
Toda la aparamenta estará agrupada en el interior de una cuba metálica estanca rellenada de hexafluoruro de azufre con una ligera sobre presión relativa (sobre la presión atmosférica), de 0,3bar, sellada de por vida y acorde a la norma CEI 62271-1 (Anexo EE). 11.2.2.2. Instalación eléctrica • Características de la Aparamenta de Alta Tensión
Características generales de las celdas SM6:
o
Tensión asignada: 24 kV
o
Tensión soportada entre fases y entre fases y tierra:
A frecuencia industrial (50Hz), 1 minuto: 50 kVef
A impulso tipo rayo: 125 kV
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o
Intensidad asignada en funciones de línea: 400 A
o
Intensidad asignada en interruptor automático: 400 A
o
Intensidad asignada en ruptofusibles: 200 A
o
Intensidad nominal admisible durante un segundo:16 kA ef
o
Valor de cresta de la intensidad nominal admisible: 40 kAcresta (2,5 veces la intensidad nominal admisible de corta duración).
o
Grado de protección de la envolvente: IP307 según UNE 20324-94
o
Puesta a tierra: el conductor de puesta a tierra estará dispuesto a todo lo largo de las celdas según UNE-EN 60298, y estará dimensionado para soportar la intensidad admisible de corta duración.
o
Embarrado: el embarrado estará sobredimensionado para soportar sin deformaciones permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se pueden presentar y que se detallan en el apartado correspondiente de la memoria de cálculo.
Celdas: Celda de línea Celda Merlín Gerin de interruptor-seccionador gama SM6, modelo IM, o similar, de dimensiones: 375mm de anchura, 940mm de profundidad, 1.600 mm de altura, y conteniendo: o
Juego de barras tripolar de 400 A.
o
Interruptor-seccionador de corte en SF6 de 400 A, tensión de 24 kV y 16 kA.
o
Seccionador de puesta a tierra en SF6.
o
Indicadores de presencia de tensión.
o
Mando CIT manual.
o
Embarrado de puesta a tierra.
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o
Bornes para conexión de cable.
Estas celdas estarán preparadas para una conexión de cable seco monofásico de sección máxima de 240 mm2. Celda de protección con interruptor automático Celda Merlin Gerin de protección con interruptor automático gama SM6, modelo DM1C, de dimensiones: 750 mm. de anchura, 1.220 mm. de profundidad, 1.600 mm. de altura, y conteniendo: o
Juego de barras tripolar de 400 A, para conexión superior con celda adyacentes, de 16 kA.
o
Juegos de barras tripolares de 400 A para conexión superior con celdas adyacentes, de 16 kA.
o
Seccionador en SF6.
o
Mando CS1 manual.
o
Interruptor automático de corte en SF6 (hexafluoruro de azufre) tipo Fluarc Sfset o similar, tensión de 24 kV, intensidad de 400 A, poder de corte de 16 kA, con bobina de apertura a emisión de tensión 220 V c.a., 50 Hz.
o
Mando RI de actuación manual.
o
3 captadores de intensidad modelo CRa o similar para la alimentación del relé VIP 300LL.
o
Embarrado de puesta a tierra.
o
Seccionador de puesta a tierra.
o
Unidad de control VIP 300LL, sin ninguna alimentación auxiliar, constituida por un relé electrónico y un disparador Mitop instalados en el bloque de mando del disyuntor, y unos transformadores o captadores de intensidad, montados en la toma inferior del polo.
o
Sus funciones serán la protección contra sobrecargas, cortocircuitos y homopolar (50-51/50N-51N).
o
Enclavamiento por cerradura tipo E24 impidiendo el cierre del seccionador de puesta a tierra y el acceso al compartimento inferior de
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la celda en tanto que el disyuntor general B.T. no esté abierto y enclavado. Dicho enclavamiento impedirá además el acceso al transformador si el seccionador de puesta a tierra de la celda DM1C no se ha cerrado previamente. o
Relé para protección homopolar asociado a la celda de protección, se asociará a un toroidal que provocará la apertura del interruptor cuando se detecte una corriente homopolar superior o igual al umbral de sensibilidad (0,5 a 100 A por medio de 12 umbrales) y después de la temporización definida (0,1 a 10 segundos).
Celda de medida Celda Merlin Gerin de medida de tensión e intensidad con entrada y salida inferior por cable gama SM6, modelo GBC2C o similar, de dimensiones: 750 mm de anchura, 1.038 mm. de profundidad, 1.600 mm. de altura, y conteniendo: o
Juegos de barras tripolar de 400 A y 16 kA.
o
Entrada y salida por cable seco.
o
3 Transformadores de intensidad de relación 40/5A, 10VA CL.0.5S, Ith=5KA, gama extendida 150 % y aislamiento 24 kV.
o
3 Transformadores de tensión unipolares, de relación 16.500:V322.000:V3/110:V3, 25VA, CL0.5, Ft= 1,9 y aislamiento 24 kV.
• Transformador: Será una máquina trifásica elevadora de tensión, referencia JLJ1UN1000FZ, siendo la tensión nominal entre fases a la salida de 15kV y la tensión a la entrada en vacío de 420V entre fases y 242V entre fases y neutro. El transformador a instalar tendrá el neutro accesible en baja tensión y refrigeración natural (ONAN), en baño de aceite mineral. La tecnología empleada será la de llenado integral a fin de conseguir una mínima degradación del aceite por oxidación y absorción de humedad, así como unas dimensiones reducidas de la máquina y un mantenimiento mínimo. Sus características mecánicas y eléctricas se ajustarán a la Norma UNE 21428, siendo las siguientes: o Potencia nominal: 800 kVA.
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o Tensión nominal primaria: 15.000 V. o Regulación en el primario: +/-2,5%, +/-5%. o Tensión nominal secundaria en vacío: 420 V. o Tensión de cortocircuito: 6 %. o Grupo de conexión: Dyn11. o Nivel de aislamiento: o Tensión de ensayo a onda de choque 1,2/50 s 95 kV. o Tensión de ensayo a 50 Hz, 1 min, 50 kV. (*)Tensiones según: o UNE 21301:1991 (CEI 38:1983 modificada)(HD 472:1989) o UNE 21428 (96)(HD 428.1 S1) CONEXIÓN EN EL LADO DE ALTA TENSIÓN: o Juego de puentes III de cables AT unipolares de aislamiento seco RHZ1, aislamiento 12/20 kV, de 95 mm2 en Al con sus correspondientes elementos de conexión. CONEXIÓN EN EL LADO DE BAJA TENSIÓN: o Juego de puentes III de cables BT unipolares de aislamiento seco tipo RV, aislamiento 0.6/1 kV, de 4x240 mm2 Al para las fases y de 2x240 mm2 Al para el neutro. o DISPOSITIVO TÉRMICO DE PROTECCIÓN: o Termómetro para protección térmica de transformador, incorporado en el
mismo, y sus conexiones a la alimentación y al elemento disparador de la protección correspondiente, debidamente protegidas contra sobreintensidades, instalados. • Características material vario de Alta Tensión: Embarrado general celdas:
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El embarrado general de las celdas compactas (tipo SM6) se construye con tres barras aisladas de cobre dispuestas en paralelo. Piezas de conexión celdas: La conexión del embarrado se efectúa sobre los bornes superiores de la envolvente del interruptor-seccionador con la ayuda de repartidores de campo con tornillos imperdibles integrados de cabeza allen de M8. El par de apriete será de 2.8 m.da.N. Características de la aparamenta de Baja Tensión: La aparamenta de protección de Baja Tensión irá dispuesta en el cuadro de B.T. en el interior del correspondiente edificio del inversor de cada CT. Estos elementos se definen más adelante en el apartado de protecciones. Puesta a tierra Tierra de protección: Se conectarán a la tierra de protección todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los aparatos y equipos instalados en cada Centro de Transformación: envolventes de las celdas y cuadros de BT, rejillas de protección, carcasa del transformador, etc., así como la armadura del edificio (si este es prefabricado). No se unirán, por contra, las rejillas y puertas metálicas del centro, si son accesibles desde el exterior. La tierra de protección se realizará con cable de 50 mm2 de cobre desnudo formando un anillo. Este cable conectará a tierra los elementos indicados anteriormente e irá sujeto a las paredes mediante bridas de sujeción y conexión, conectando el anillo al final a una caja de seccionamiento con un grado de protección IP54. Tierra de servicio: Con objeto de evitar tensiones peligrosas en BT, debido a faltas en la red de MT, el neutro del sistema de BT se conecta a una toma de tierra independiente del sistema de MT, de tal forma que no exista influencia en la red general de tierra, para lo cual se emplea un cable de cobre aislado. La tierra interior de servicio se realizará con cable de 50mm2 de cobre aislado formando un anillo. Este cable conectará a tierra los elementos indicados anteriormente e irá sujeto a las paredes mediante bridas de sujeción y conexión, conectando el anillo al final a una caja de seccionamiento con un grado de protección IP54.
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Las cajas de seccionamiento de la tierra de servicio y protección estarán separadas por una distancia mínima de 1m. • Instalaciones secundarias: Armario de primeros auxilios: Cada Centro de Transformación cuenta con un armario de primeros auxilios. Medidas de seguridad: Para la protección del personal y equipos, se debe garantizar que: o No será posible acceder a las zonas normalmente en tensión, si éstas no han sido puestas a tierra. Por ello, el sistema de enclavamientos interno de las celdas debe afectar al mando del aparato principal, del seccionador de puesta a tierra y a las tapas de acceso a los cables. o La celda será con aislamiento integral y corte en gas, y las conexiones entre sus embarrados deberán ser apantalladas, consiguiendo con ello la insensibilidad a los agentes externos. o Las bomas de conexión de cables serán fácilmente accesibles a los operarios de forma que, en las operaciones de mantenimiento, la posición de trabajo normal no carezca de visibilidad sobre estas zonas. o Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el momento de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al operario de la salida de gases en caso de un eventual arco interno. o El diseño de las celdas impedirá la incidencia de los gases de escape, producidos en el caso de un arco interno, sobre los cables de MT y BT. Por ello esta salida de gases no debe estar enfocada en ningún caso hacia el foso de cables. Seguridad en las celdas: Las celdas dispondrán de una serie de enclavamientos funcionales que responden a los definidos por la Norma UNE-EN 60298, y que serán los siguientes: o Sólo será posible cerrar el interruptor con el seccionador de tierra abierto y con el panel de acceso cerrado. o El cierre del seccionador de puesta a tierra sólo será posible con el interruptor abierto.
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o La apertura del panel de acceso al compartimento de cables sólo será posible con el seccionador de puesta a tierra cerrado. o Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor. Además de los enclavamientos funcionales ya definidos, algunas de las distintas funciones se enclavarán entre ellas mediante cerraduras según se indica en anteriores apartados. Protección contra Incendios: De acuerdo con la instrucción MIERAT 14, se dispondrá como mínimo de un extintor de eficacia equivalente 89 B en cada centro. Ventilación: La ventilación de los centros de transformación se realizará mediante las rejas de entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto. Estas rejas se construirán de modo que impidan el paso de pequeños animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes en tensión si se introdujeran elementos metálicos por las mismas.
12.
Terreno y estructuras soporte
12.1.
Preparación del terreno
El terreno de toda la Planta Solar, una vez exento de obstáculos, será preparado y acondicionado previamente a la realización de las obras y durante los trabajos de terminación. Anteriormente a la realización de las obras • Se efectuará la excavación de desmonte y relleno en algunas zonas hasta un buen allanado del terreno, retirando lo sobrante a vertedero autorizado. • Desbroce superficial por medios mecánicos de una media de 20cm de profundidad, con retirada de sobrantes a vertedero autorizado.
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Acondicionamiento final • Capa de zahorra artificial de 10 cm de espesor medio y compactación con medios mecánicos. • Capa de grava natural de cantos rodados lavados de río grano medio, (de 2 a 4cm), con un espesor mínimo de 10cm y compactación con medios mecánicos.
Estructuras soporte
12.2.
Las estructuras soporte contendrán los módulos fotovoltaicos formando dos hileras de la longitud necesaria para contener las ramas que forman cada subgenerador, esto es, de 115,30m para los subgeneradores de 25kWn y de 135,04m para los subgeneradores de 30kWn. Ver punto 4 de la memoria de cálculo. Los módulos fotovoltaicos se dispondrán, en las estructuras soporte, con sus bordes distanciados entre sí a una distancia de 3cm como mínimo. La fijación de los módulos se efectuará con tornillería y mordazas de acero inoxidable, con sistemas de seguridad anti-robo. Cada estructura se ha dimensionado de forma que la parte más baja de esta sobre el suelo sea mayor de 0,50m, con lo que sobrepasa con suficiencia los datos estadísticos de precipitación de nieve esperable en la zona.
12.2.1.
Cimentación de las estructuras
La cimentación de la estructura se llevará a efecto mediante zapatas de hormigón, con armadura, dosificación y dimensiones adecuadas al tipo de terreno.
13.
Cerramientos El total de la Planta Solar se cerrará con doble valla perimetral.
La valla exterior estará conformada con muro inferior de bloques prefabricados de hormigón, de 0,6m de altura, terminado en albardilla y malla metálica electrosoldada hasta una altura de 2,5m con puntales tubulares de acero galvanizado en caliente de mínimo 50mm de Φ cada 3,0m.
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La valla interior de 2m de altura, separada a 1,5m de la exterior, será de malla de simple torsión galvanizada y postes de tubo de diámetro 60mm de acero galvanizado rematados con bayoneta superior inclinada para tres hileras de alambre espinoso. Se practicarán puertas de acceso al recinto, una para vehículos metálica de dos hojas de 3m de anchura y 2,5m de altura, y otra peatonal abatible. La disposición del acceso se ha configurado para la entrada y salida de vehículos durante los trabajos de instalación y los de mantenimiento con la Planta en funcionamiento.
14.
Otras Instalaciones
14.1.
Alumbrado
La Planta Solar contará con un sistema de alumbrado y de vigilancia, de forma que en cualquier punto del recinto exista al menos la iluminación mínima requerida para los sistemas de intrusión. Esta iluminación será uniforme en la periferia de las instalaciones. Se han previsto puntos de luz de 150W, de vapor de sodio de alta presión, instalados en columnas de 5 m de altura. La instalación de alumbrado será subterránea, entre arquetas ubicadas al pié de cada columna. Irá alimentada desde el cuadro de SSAA y centralizada desde la sala de control y vigilancia, mediante un encendido automático por reloj astronómico. En la zona de accesos a los servicios auxiliares, existirá asimismo una iluminación exterior, con encendido accionado mediante interruptores locales. En los edificios de los inversores, existirán dos puntos de luz; uno exterior y otro interior, ambos accionados mediante interruptores ubicados en el mismo edificio. La línea auxiliar de alimentación para dichos puntos de luz, servirá asimismo para la alimentación de los extractores de aire para ventilación de los inversores.
14.2.
Sistema de alarma y antirrobo
Se instalará un sistema de alarmas en previsión de intrusión, robos y vandalismo.
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Este sistema estará formado por una central de alarmas de al menos dieciséis zonas, columnas de barreras por microondas, detectores de movimiento, cámaras de seguridad día-noche con alta resolución y videograbadoras con entradas para el conjunto de zonas. Las canalizaciones para las instalaciones descritas, serán asimismo subterráneas, discurriendo paralelamente y por las mismas arquetas que las canalizaciones de alumbrado descritas en el apartado anterior.
14.3.
Comunicaciones
La Planta solar, contará con un sistema de comunicaciones con al menos, equipo telefónico inalámbrico de transmisión de datos y software de monitorización y gestión, para repetir, en tiempo real, las alarmas que se programen. El sistema también proporcionará datos de las energías producidas, así como de otras variables que se consideren oportunas.
15.
Balance Medioambiental
15.1.
Aspectos tecnológicos
Los elementos principales que configuran una instalación fotovoltaica conectada a red son, por una parte, los módulos fotovoltaicos que transforman la radiación solar en electricidad y por otra, el inversor, que es el encargado de trasformar la corriente continua generada por los módulos en corriente alterna para inyectarla en la red de distribución. Los módulos fotovoltaicos son por tanto un instrumento de producción de energía, ya que generan durante su vida útil mucha más energía de la que consume su fabricación, y la obtienen de una fuente inagotable y no contaminante como es el sol. Los principales consumos energéticos se producen en la fabricación del módulo y de la estructura de montaje, siendo favorable su balance energético con un período de recuperación energético en franca disminución. Para los sistemas conectados a la red eléctrica otro elemento fundamental es el inversor, que deberá cumplir lo estipulado un el RD 1663/2000, de 29 de Septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, con el fin de no
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generar inconvenientes en la red, o que su funcionamiento no disminuya la seguridad ni provoque alteraciones en la red eléctrica fuera de los rangos admitidos.
15.2.
Aspectos medioambientales
La energía solar fotovoltaica como fuente renovable representa una fórmula energética radicalmente más respetuosa con el medio ambiente que las energías convencionales, debido a que se dispone de recursos inagotables, a escala humana, para cubrir las necesidades energéticas. Un elemento específico favorable a la energía solar fotovoltaica es que su aplicación suele tener lugar en el ámbito local, lo que hace innecesaria la creación de infraestructuras de transporte energético desde los puntos de producción a los de consumo, aprovechando recursos autóctonos. En cuanto a la tipología, posibles incidencias sobre salubridad y el medio ambiente y los riesgos potenciales para las personas o bienes, las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, presentan las características mostrdas a continuación.
15.2.1.
Fase de fabricación
Las principales cargas ambientales se producen en las operaciones extractivas de las materias primas, aunque la mayor parte de las células fotovoltaicas que se fabrican en la actualidad son de silicio (material obtenido a partir de la arena y por tanto muy abundante, y del que no se requieran cantidades significativas), así como en el proceso industrial de fabricación de las células y módulos fotovoltaicos y de la estructura de montaje.
15.2.2.
Fase de instalación
No se requiere ni la movilización de grandes infraestructuras, maquinarias pesadas, ni movimientos de tierras. Se trata de una instalación eléctrica que no difiere en gran medida de las instalaciones domésticas de abastecimiento eléctrico, que no va a generar más residuos, emisiones y/o contaminantes atmosféricos que las propias de este tipo de actividad. No se requiere gran disponibilidad de espacio, dependiendo de la disposición espacial de los módulos fotovoltaicos razón por la que el impacto visual y/o
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paisajístico para el entorno es prácticamente nulo. Tampoco existen implicaciones en cuanto a posibles reflejos de luz, o deslumbramientos, ya que al quedar los módulos colocados con una inclinación de 33º sobre la horizontal la reflexión, de existir, estaría dirigida hacia un plano más elevado.
15.2.3.
Fase de explotación
No se generan residuos ni subproductos de gran durabilidad. Por otra parte no existe la necesidad de reposiciones, todo el producto obtenido (energía eléctrica) se vierte a la red, no interviniendo ningún proceso de transformación con almacenamiento o combustión y tampoco son necesarios acumuladores eléctricos. Su funcionamiento se basa en un principio fotoeléctrico, interno y propio de los módulos solares, y más concretamente de las características físicas y constructivas de los módulos fotovoltaicos. La energía eléctrica de corriente continua generada por los módulos fotovoltaicos, será finalmente convertida en corriente alterna en el inversor y adaptada para ser vertida a la red. En el medio físico no existirán afecciones sobre la calidad del aire, ni sobre los suelos, no provocándose ruidos ni afectándose tampoco a la hidrología existente. No se generan emisiones de ningún tipo, ni gases, ni olores, ni humos, ya que se trata enteramente de un proceso físico-eléctrico, exento de generación de emisiones. El principal impacto sobre el medio físico es el de efecto visual sobre el paisaje, susceptible de ser enmascarado o reducido en la mayoría de las instalaciones, para lo cual debe buscarse una integración respetuosa con el medio ambiente, procurando la instalación en zonas separadas de los núcleos de población y en zonas carentes de otros aprovechamientos. Respecto al medio biótico, no existen efectos significativos sobre flora y fauna. No se generan ni procuran emisiones de ruido, ni vibraciones en el funcionamiento normal de los módulos fotovoltaicos, siendo en el inversor, y debido a la presencia de un pequeño ventilador, donde puede aparecer un nivel sonoro muy bajo y esporádico, siendo prácticamente despreciable. Es una actividad completamente segura para personas, animales y bienes ya que consta por obligación técnica y normativa legal, de todas las protecciones eléctricas exigidas por la reglamentación vigente, cumpliéndose específicamente: • El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (RD 842/2002)
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• La Normativa Sectorial de instalaciones fotovoltaicas conectadas a red (RD 663/2000), • La Normativa sobre Compatibilidad Electromagnética (CEM 89/336/EEC). Además, no genera ningún tipo de radioactividad ni emisiones de ondas electromagnéticas, por lo que el riesgo de afecciones por el desarrollo y/o explotación de este tipo de actividad es nulo. La energía solar es una actividad con una amplia aceptación social, no produciendo rechazo ni disconformidad por parte de la población ante aspectos de impacto ambiental, paisajístico y/o social, valorándose positivamente esta tecnología y actividad.
15.3.
Otros aspectos
La Implantación de Energías Renovables provoca un aumento de la riqueza y empleo local, bien sea en la fase de instalación y/o producción, generando 10 veces más riqueza que cualquiera de las energías convencionales. En el desmantelamiento de la instalación después del cese de la actividad, no se generará ningún tipo de residuos tóxicos ni peligrosos, ya que los principales materiales a retirar son los módulos fotovoltaicos e inversores y al tratarse éstos, de elementos de carácter electrónico, existen mecanismos adecuados en su tratamiento y reciclaje. El desmantelamiento y demolición de las instalaciones, incluidas las consideradas como obra civil, será objeto del proyecto específico, proyecto de desmantelamiento.
15.4.
Emisiones de CO2 evitadas
La creciente preocupación por las consecuencias ambientales, sociales y económicas del cambio climático, y su reflejo en los compromisos derivados del protocolo de Kyoto, junto al hecho de que la producción y el consumo de energía son los principales responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero, sitúan al sector energético como clave para alcanzar los objetivos de eficiencia energética y el desarrollo de las energías renovables como los principales instrumentos para conseguirlos
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Dentro de los seis principales gases de efecto invernadero (GEI) contemplados en el Protocolo de Kyoto, el C02 representa por sí solo las tres cuartas partes del total, y más del 90% de aquél es de origen energético. De ahí la gran importancia de las políticas capaces de limitar las emisiones de CO2 para cualquier estrategia de limitación de gases de efecto invernadero y el destacado papel que juega en ella el desarrollo de las energías renovables, como sucede igualmente en otros importantes objetivos de protección medioambiental. En el caso del C02 la actuación rápida cobra mayor importancia por el largo plazo que transcurre entre la adopción de medidas y su incidencia efectiva sobre las emisiones. Para muchos problemas medioambientales hay tratamientos de final de proceso relativamente rápidos o se pueden combatir con modificaciones de la tecnología actual, como ocurre con la disminución de emisiones de SOx, o la eliminación del plomo en las gasolinas, pero no ocurre lo mismo con el C02 para cuyas emisiones, inherentes a la utilización de combustibles fósiles, no existe actualmente ninguna tecnología viable capaz de absorberlas. Por tanto, la única forma actual de limitar las emisiones de C02 es a través de la modificación de estructuras, procesos, equipos y comportamientos relacionados con la utilización de la energía. La larga vida útil de las inversiones en el sector energético hace que las estrategias relativas al C02 tengan unos plazos de aplicación mucho más largos que las aplicadas a otros problemas medioambientales, y es aquí donde la planificación del desarrollo a largo plazo de las energías renovables, y en consecuencia de las instalaciones fotovoltaicas, juegan un papel decisivo. El Nuevo Plan de Energías Renovables 2005-2010, aprobado el 28 de Agosto de 2005 en Consejo de Ministros, evalúa la reducción de emisiones de C02 atribuidas al incremento de fuentes renovables, y en particular a la solar fotovoltaica, en las cantidades que se reflejen en dos tablas, la primera se refiere a las emisiones evitadas en el año 2010 por el crecimiento previsto de las energías renovables entre 2005 y 2010 y la segunda es la suma del total de emisiones evitadas desde 2005 a 2010 por el crecimiento previsto de las energías renovables en ese periodo. Así, la estimación de emisiones de C02 evitadas en el 2010 por al incremento de fuentes renovables entre 2005 y 2010: • Escenario PER por generación fotovoltaica frente a Ciclo Combinado de Gas Natural en generación eléctrica: 205.654 Tm C02/año • Total acumulado entre 2005 y 2010 por el incremento de fuentes renovables previsto en el Plan Escenario PER: 505.865 Tm C02/año.
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Evaluación medioambiental de la instalación
15.5.
La energía solar fotovoltaica ayuda a disminuir problemas medioambientales como: • El efecto Invernadero, provocado por las emisiones de C02. • La lluvia ácida, provocada por las emisiones de SOx. En el caso particular de la instalación proyectada, se estima que se dejan de emitir 0,57kg de C02 y 2,95kg de SOx, cada KWh producido, tomando como referencia los valores propuestos en la siguiente bibliografía: • Electricidad Solar (Ingeniería Lorenzo, Ed. PROGENSA.
de
los
Sistemas
Fotovoltaicos),
Eduardo
• Fundamentos, Dimensionado y Aplicaciones de la Energía Solar Fotovoltaica; Ed. CIEMAT. En ambas referencias se comparan las emisiones de gases de la combustión del carbón convencional con las de la energía solar fotovoltaica, contabilizándose las fases de construcción y operación de las plantas, pero no la de extracción de los componentes.
15.6.
Conclusiones
Los impactos medioambientales derivados de la producción y consumo de energías renovables, son de dos tipos: 1. Por una parte aquellos impactos medioambientales positivos que se definen por omisión de los impactos negativos producidos por las fuentes energéticas a las que sustituyen. Las energías renovables limitan el impacto ambiental de los sistemas energéticos sobre el cambio climático y por lo tanto contribuyen positivamente a los objetivos fijados por la legislación vigente en materia medioambiental. Las energías renovables contribuyen a la reducción de otros impactos globales resultado de, inducidos por, o agravados por, la producción energética o por procesos de combustión de fuentes fósiles.
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2. Por otro lado, aquellos impactos medioambientales producidos estrictamente por el consumo o la producción de energías renovables. En relación con estos últimos, hay que considerar los impactos paisajísticos asociados a la explotación de determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica con fuentes renovables y aquellos asociados a la explotación de determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica con fuentes renovables y aquellos asociados a la ocupación del territorio, de los que no están exentas, sin embargo, las instalaciones de generación eléctrica con fuentes convencionales. Podemos concluir por tanto que, condicionado a una adecuada planificación y gestión ambiental, los Sistemas Fotovoltaicos de Conexión a Red, poseen un impacto ambiental netamente positivo, quedando perfectamente integrados en el entorno que les rodea.
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INDICE 1.
Diseño de los generadores..................................................... 4
1.1.
Número de módulos por rama ............................................................... 4
1.2.
Número y conexionado de los módulos fotovoltaicos .............................. 5
1.3.
Parámetros de diseño ............................................................................ 5
1.4.
Distancia entre filas de módulos .......................................................... 10
1.4.1.
Pérdidas de energía por orientación e inclinación ................................. 10
1.4.2.
Pérdidas de energía por sombreado ..................................................... 13
1.4.3.
Distancia mínima entre filas de módulos .............................................. 17
2.
Estimación de la energía generada........................................ 18
2.1.
Energía captada por el generador ........................................................ 18
2.1.1.
Estudio económico comparativo ........................................................... 19
2.2.
Producción estimada anual bruta ......................................................... 22
2.3.
Producción estimada anual neta .......................................................... 22
2.3.1.
Cálculo del Performance Ratio ............................................................. 23
2.3.2.
Cálculo de la producción estimada anual neta ...................................... 27
3.
Diseño de la instalación eléctrica .......................................... 27
3.1.
Baja Tensión ....................................................................................... 28
3.1.1.
Cálculos de los circuitos de corriente continua ..................................... 28
3.1.1.1.
Desde cada subgenerador hasta cuadro de conexiones ........................ 28
3.1.1.2.
Desde cuadro de conexiones hasta entrada al inversor ........................ 33
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3.1.2.
Cálculo de los circuitos de corriente alterna ......................................... 36
3.1.2.1.
Desde las salidas de cada módulo del inversor hasta el cuadro de BT .................................................................................................. 36
3.1.2.2.
Desde el cuadro de BT hasta el Centro de Transformación ................... 39
3.2.
Centro de Transformación ................................................................... 40
3.2.1.
Intensidad de alta tensión ................................................................... 40
3.2.2.
Intensidad de baja tensión .................................................................. 41
3.2.3.
Cortocircuitos ...................................................................................... 42
3.2.3.1.
Observaciones ..................................................................................... 42
3.2.3.2.
Cálculo de las intensidades de cortocircuito ......................................... 42
3.2.4.
Dimensionado del embarrado .............................................................. 43
3.2.4.1.
Comprobación por densidad de corriente ............................................. 43
3.2.4.2.
Comprobación por solicitación electrodinámica .................................... 43
3.2.4.3.
Comprobación por solicitación térmica. Sobreintensidad térmica admisible............................................................................................. 43
3.2.5.
Selección de las protecciones de AT y BT ............................................. 43
3.2.5.1.
Alta tensión ......................................................................................... 43
3.2.5.2.
Baja tensión ........................................................................................ 44
3.2.6.
Dimensionado de la ventilación del centro de transformación .............. 44
3.2.7.
Dimensionado del pozo apagafuegos ................................................... 44
3.2.8.
Cálculo de las instalaciones de puesta a tierra ..................................... 44
3.2.8.1.
Investigación de las características del suelo ....................................... 44
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3.2.8.2.
Determinación de las corrientes máximas de puesta a tierra y del tiempo máximo correspondiente a la eliminación del defecto ......... 45
3.2.8.3.
Cálculo de la resistencia del sistema de tierra ...................................... 45
3.2.8.4.
Tierra de Protección............................................................................. 46
3.2.8.5.
Tierra de Servicio ................................................................................ 47
3.2.8.6.
Cálculo de la resistencia del sistema de tierras .................................... 48
3.2.8.7.
Cálculo de las tensiones en el exterior de la instalación ....................... 49
3.2.8.8.
Cálculo de las tensiones en el interior de la instalación ........................ 49
3.2.8.9.
Cálculo de las tensiones aplicadas ....................................................... 50
3.2.8.10.
Investigación de tensiones transferibles al exterior .............................. 51
3.2.9.
Corrección y ajuste del diseño inicial ................................................... 52
4.
Estructuras soporte ............................................................ 52
4.1.
Descripción de la Estructura ................................................................ 52
4.2.
Características mecánicas .................................................................... 53
4.3.
Zapatas de cimentación ....................................................................... 54
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1.
Diseño de los generadores
Al ser los módulos a instalar de película delgada se dispone de dos conjuntos de valores, los valores iniciales correspondientes a los primeros meses de funcionamiento y los valores nominales en los que se estabilizan los módulos tras este periodo transitorio. Se comprobarán todas las condiciones a cumplir para ambos casos, aunque al ser los valores del periodo inicial más elevados que los valores nominales, estas condiciones serán más restrictivas para nuestro diseño.
1.1.
Número de módulos por rama
Debemos diseñar el número de módulos por rama de modo que se cumpla que la tensión para el punto de máxima potencia (PMP) de la rama sea siempre menor que el valor de la tensión a la entrada al inversor y comprobando además que el resto de parámetros de diseño se cumplen también. • El rango de tensiones de entrada del inversor seleccionado es de 450-800 V, tomamos un valor intermedio de 650V. • Valor inicial de la tensión de un módulo en PMP = 48,6 V. • Valor nominal de la tensión de un módulo en PMP = 45,4 V. • La tensión en una rama será la tensión de un módulo multiplicada por el número de módulos en la rama, ya que estos se encuentran conectados en serie y por lo tanto se suman sus tensiones. La tensión de una rama siempre debe ser menor a la de entrada al inversor, según esto: 48,6·n < 650, 45,4·n < 650. • Obtenemos que: n = 13 módulos/rama conectados en serie entre sí. Comprobamos que se cumplen las condiciones del fabricante de los módulos fotovoltaicos, ya que este señala precisamente que como máximo podrán conectarse 13 módulos en serie. En el apartado de parámetros de diseño se comprobarán el resto de condiciones a cumplir por módulos e inversores.
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1.2.
Número y conexionado de los módulos fotovoltaicos
Según la elección de los inversores a instalar la planta solar se dividirá en tres generadores de 630 kWn, cada uno de ellos con su inversor de 630 kWn y su transformador elevador de 800 kVA de potencia. Cada uno de estos generadores de 630 kWn estará compuesto por 24 subgeneradores de 25 kWn que se agruparán en 6 grupos de 100 kWn y 1 subgenerador de 30 kWn, cada uno de ellos dirigidos a cada una de las 7 entradas de los 7 módulos de los que consta el inversor y sumando entre todos la potencia requerida. La planta se diseñará sobredimensionando la potencia pico a instalar para así asegurar la obtención de los valores esperados de energía eléctrica. La experiencia nos señala que sobredimensionando en un rango del 10 al 15 % podremos asegurar la producción esperada. Por este motivo y tras realizar los ajustes necesarios para así cumplir los parámetros de diseño establecidos por la normativa y mostrados en el punto a continuación obtenemos que: • Cada subgenerador de 25 kWn de potencia estará formado por 17 ramas conectadas entre sí en paralelo. • Cada subgenerador de 30 kWn de potencia estará formado por 20 ramas conectadas entre sí en paralelo. • Cada generador de 630 kWn está formado por 24 subgeneradores de 25 kWn y 1 subgenerador de 30 kWn, por lo que dispondrá de 428 ramas. • Al estar la planta solar formada por tres generadores de 630 kWn, se instalarán en total 1.284 ramas. • Y como cada rama está compuesta de 13 módulos, esto hace un total de 16.692 módulos fotovoltaicos a instalar en toda la planta.
1.3.
Parámetros de diseño
A continuación se comprueban los parámetros de diseño establecidos en la ITCFV-09 de la Junta de Andalucía para los valores iniciales y nominales de las módulos. Recordemos antes de proceder con los cálculos que en una rama los módulos se conectan en serie por lo que la intensidad permanece constante y se suman las
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PROYECTO FIN DE CARRERA: PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 1.890 KWn SOBRE SUELO
tensiones y en un subgenerador las ramas se conectan en paralelo por lo que las tensiones permanecen constantes y se suman las intensidades. Valores iniciales: • Tensión en el punto de máxima potencia a 1000W/m2 y 70ºC: o
Tensión de vacío de un módulo en Condiciones Estándar de Medida (CEM, 1000W/m2 y 25ºC) = 60,8 V, por lo que en una rama será 13 x 60,8 = 790,4 V.
o
Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la tensión de vacío caerá un: 0,3x45 = 13,5%.
o
La tensión de vacío en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 790,4 x (1 – 0,135) = 683,70 V.
o
Tensión en el punto de máxima potencia (PMP) de un módulo en CEM = 48,6 V, por lo que en una rama será 13 x 48,6 = 631,8 V.
o
La tensión en PMP en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 631,8 x (1 – 0,135) = 546,51 V.
o
Tensión mínima de entrada al inversor = 450 V.
En ambos casos las tensiones son superiores a la mínima de entrada al inversor: 683,70 V > 450 V ; 546,51 V > 450 V • Tensión en circuito abierto a 100W/m2 y 5ºC: o
Tensión a circuito abierto de un módulo a 100W/m2 y 25ºC = 45,6 V, por lo que en una rama será 13 x 45,6 = 592,8 V.
o
Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = 0,3%/ºC. De 25ºC a 5ºC (20ºC de decremento) la tensión aumentará un 0,3 x 20 = 6%.
o
La tensión a circuito abierto para una rama será = 592,8 x (1+ 0,06) = 628,37 V.
o
Tensión máxima admisible de entrada al inversor = 800 V.
Se comprueba que la tensión de la rama es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 628,37 V < 800 V
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• Intensidad de cortocircuito a 1000W/m2 y 70ºC: o
Intensidad de cortocircuito de un módulo en CEM = 3,54 A, y lo mismo por tanto para cada rama. Cada grupo de 4 subgeneradores de 25 kWn que forman la entrada al módulo del inversor de 100 kWn estará compuesto por 17x4 = 68 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,54 x 68 = 240,72 A.
o
Coeficiente de temperatura de la intensidad de cortocircuito del módulo = 0,07%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la intensidad de cortocircuito se incrementará 0,07 x 45 = 3,15%
o
La intensidad de cortocircuito en CEM para cada grupo de subgeneradores será: 240,72 x (1+ 0,0315) = 248,30 A.
o
Intensidad máxima de entrada al inversor = 250 A.
Se comprueba que la intensidad del grupo de subgeneradores es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 248,30 A < 250 A. o
Cada subgenerador de 30 kWn estará compuesto por 20 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,54 x 20 = 70,8 A.
o
La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 70,8 x (1+ 0,0315) = 73,03 A.
o
Intensidad máxima de entrada al inversor = 75 A.
Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 73,03 A < 75 A • Potencia nominal del inversor: o
Potencia pico de cada generador = 150,6 Wp/módulo x 13 módulos/rama x (17 ramas/subgenerador de 25kWn x 24 subgeneradores de 25kWn/inversor + 20 ramas/subgenerador de 30kWn) = 837,94 kWp.
o
Sobredimensionando un 20% cada generador se obtiene: 1,2 x 837,94 = 1.005,53 kWp.
o
Potencia nominal del inversor = 630 kWn.
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Se comprueba que la potencia pico del generador sobredimensionada un 20% es mayor a la potencia nominal del inversor: 1.005,53 kWp > 630 kWn.
Valores nominales: • Tensión en el punto de máxima potencia a 1000W/m2 y 70ºC: o
Tensión de vacío de un módulo en Condiciones Estándar de Medida (CEM, 1000W/m2 y 25ºC) = 59,8 V, por lo que en una rama será 13 x 59,8 = 777,4 V.
o
Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la tensión de vacío caerá un: 0,3x45 = 13,5%.
o
La tensión de vacío en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 777,4 x (1 – 0,135) = 672,45 V.
o
Tensión en el punto de máxima potencia (PMP) de un módulo en CEM = 45,4 V, por lo que en una rama será 13 x 45,4 = 590,2 V.
o
La tensión en PMP en una rama a 1000W/m2 y 70ºC será = 590,2 x (1 – 0,135) = 510,52 V.
o
Tensión mínima de entrada al inversor = 450 V.
En ambos casos las tensiones son superiores a la mínima de entrada al inversor: 672,45 V > 450 V ; 510,52 V > 450 V • Tensión en circuito abierto a 100W/m2 y 5ºC: o
Tensión a circuito abierto de un módulo a 100W/m2 y 25ºC = 45 V, por lo que en una rama será 13 x 45 = 585 V.
o
Coeficiente de temperatura para la tensión de vacío del módulo = -0,3%/ºC. De 25ºC a 5ºC (20ºC de decremento) la tensión aumentará un 0,3 x 20 = 6%.
o
La tensión a circuito abierto para una rama será = 585 x (1+ 0,06) = 620,10 V.
o
Tensión máxima admisible de entrada al inversor = 800 V.
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Se comprueba que la tensión de la rama es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor 620,10 V < 800 V • Intensidad de cortocircuito a 1000W/m2 y 70ºC: o
Intensidad de cortocircuito de un módulo en CEM = 3,45 A, y lo mismo por tanto para cada rama. . Cada grupo de 4 subgeneradores de 25 kWn que forman la entrada al módulo del inversor de 100 kWn estará compuesto por 17x4 = 68 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,45 x 68 = 234,6 A.
o
Coeficiente de temperatura de la intensidad de cortocircuito del módulo = 0,07%/ºC. De 25ºC a 70ºC (45ºC de incremento) la intensidad de cortocircuito se incrementará 0,07 x 45 = 3,15%
o
La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 234,6 x (1+ 0,0315) = 241,99 A.
o
Intensidad máxima de entrada al inversor = 250 A.
Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 241,99 A < 250 A. o
Cada subgenerador de 30 kWn estará compuesto por 20 ramas, por lo que tendrá una corriente de 3,45 x 20 = 69 A.
o
La intensidad de cortocircuito en CEM para cada generador será: 69 x (1+ 0,0315) = 71,17 A.
o
Intensidad máxima de entrada al inversor = 75 A.
Se comprueba que la intensidad del subgenerador es inferior a la máxima admisible de entrada al inversor: 71,17 A < 75 A • Potencia nominal del inversor: o
Potencia pico de cada generador = 128 Wp/módulo x 13 módulos/rama x (17 ramas/subgenerador de 25kWn x 24 subgeneradores de 25kWn/inversor + 20 ramas/subgenerador de 30kWn) = 712,19 kWp.
o
Sobredimensionando un 20% cada generador se obtiene: 1,2 x 712,19 = 854,63 kWp
o
Potencia nominal del inversor = 630 kWn.
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Se comprueba que la potencia pico del generador sobredimensionada un 20% es mayor a la potencia nominal del inversor: 854,63 kWp > 630 kWn.
Distancia entre filas de módulos
1.4.
Para el cálculo de la distancia entre filas de módulos se han seguido las recomendaciones del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía ,IDAE. El Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE establece en su punto 4.1.2.1 que: “La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I”. Se consideran tres casos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica. Nuestro caso es el primero de los tres mencionados y los valores de los límites para este caso son: • Límite de pérdidas por Orientación e Inclinación (OI): 10% • Límite de pérdidas por Sombreado (S): 10% • Límites de pérdidas Total (OI+S): 15% La Junta de Andalucía establece en su Orden de 26 de marzo de 2007, BOJA núm. 80, punto 2-b de la ITC-FV-05 que las pérdidas de producción de energía en el generador fotovoltaico debidas a sombreados parciales serán inferiores al 5% respecto a la que tendría si no existieran. Así resulta: • Límite de pérdidas por Sombreado (S): 5%
1.4.1.
Pérdidas de energía por orientación e inclinación
En el Anexo II del PCT del IDAE “Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador” se indica el procedimiento a seguir para determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto. Dichas pérdidas se calcularán en función de: • Ángulo de inclinación β, definido como el ángulo que forma la superficie de los
módulos con el plano horizontal. En nuestro caso β= 33º, ya que está
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comprobado que para latitudes similares a la de nuestro terreno es el ángulo óptimo de captación solar.
• Ángulo de azimut α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar. En nuestro caso los módulos se encuentran orientados exactamente al sur por lo que α = 0º.
Se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima. Para ello se utilizará la figura que aparece a continuación, válida para una latitud, φ, de 41°:
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El procedimiento es el siguiente: • Conocido el azimut determinamos en la figura los límites para la inclinación en el
caso de φ = 41°. Para el caso general vimos anteriormente que las pérdidas máximas por este concepto son del 10%, por lo que el límite de pérdidas estará comprendido en la región del 90%-95%. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut α = 0º, nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima:
Inclinación máxima = 60º Inclinación mínima = 7º
• Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas: o
Inclinación máxima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud)
o
Inclinación mínima = Inclinación (φ = 41°) – (41° – latitud), siendo 0° su valor mínimo.
La instalación se realizará en terrenos de latitud φ = 37,08º. A efectos de cálculo tomaremos 37º. Así tenemos que: o
Inclinación máxima = 60 – (41 – 37) = 56º
o
Inclinación mínima = 7 – (41 – 37) = 3º
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Comprobamos que la inclinación adoptada, β= 33º, se encuentra dentro de los límites calculados y por tanto las pérdidas por orientación e inclinación se encontrarán por debajo del 10% establecido.
• En casos cercanos al límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula: Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 (β –φ + 10)2 + 3,5 × 10–5 α2], para 15º< β 0,98 a tensión nominal y con una potencia superior al 15%. Capacidad de funcionamiento como compensador de reactiva. Operación en paralelo mediante algoritmo SRPWM de optimización de armónicos y potencias. 3 años de garantía. Ampliables. INTERFAZ CON USUARIO Puerto de comunicaciones DB9 – RS232. Opcional interfaz RS485. Software de comunicaciones sobre PC para monitorización. Control: Arranque, parada y reinicialización del sistema. Indicaciones: Fallo del sistema, sistema en funcionamiento y fallo de red.
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Parámetros mostrados: Tensiones/Corrientes RMS trifásicas, frecuencia de la red, tensión y corriente DC, potencia reactiva y aparente de salida, históricos, gráficas de funciones. SOFTWARE DE MONITORIZACIÓN Y CONTROL DEL EQUIPO SPOWER•PV Cálculo de armónicos y distorsiones armónicas. Configuración del sistema protegido con contraseña. Representación de factores de potencia, y potencias aparente, activa y reactiva. Representación de tensiones, de corrientes de carga y de red, además de la corriente homopolar (en red y en carga). Representación mediante “osciloscopio” de las variables internas del sistema y generación de Históricos. NORMATIVAS Marcado CE. Directiva EMC 61000-6-2, 61000-6-4. Directiva baja tensión EN 50178. Conforme Reales Decretos RD 1663/2000 y RD 661/2007. PROTECCIONES Posibilidad de desconexión manual de red. Protección contra funcionamiento en isla. Protección contra polarizaciones inversas. Protección frente a sobretensiones/subtensiones transitorias en entrada y salida. Protección contra errores en la frecuencia de salida. Protección frente a fallos de aislamiento y fugas a tierra de la tensión DC. Protección frente a sobrecargas. Protección frente a cortocircuitos en la salida a red. Protección frente a sobretemperatura. Protección frente a corrientes asimétricas. Magnetotérmico motorizado para aislamiento de paneles. Contactor para aislamiento de red. Contactor de precarga de condensadores del DC-LINK.
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POWER PV100
CARACTERÍSTICAS DE LA ENTRADA DE PANELES Rango de tensiones (MPPT) ................... Máxima tensión de entrada ................... Corriente máxima de entrada ................... Máxima potencia FV recomendada ...................
450-800 Vdc 900 Vdc (1) 250 A 120 kWp
CARACTERÍSTICAS DE LA SALIDA A RED Tensión nominal ................... 3 x 400 Vac Corriente nominal ................... 144 A Frecuencia de funcionamiento ................... 50/60 Hz Potencia nominal ................... 100 kW Factor de potencia (cos Æ) ................... > 98 % Distorsión armónica ................... < 3 % Rendimiento máximo: ................... 96 % Rendimiento Europeo ................... > 94,5 % Forma de onda de corriente senoidal en sincronismo con la red. CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS Grado de aislamiento: ................... IP20 (opcional IP23) Dimensiones: ................... 1200x800x1800 mm Peso: ................... 1000 Kg Todas las placas de circuitos protegidas contra la humedad y tropicalizadas. Temperatura de trabajo: ................... -10º / 45º C Temperatura de almacenamiento: ................... -25º / 65º C Humedad relativa: ................... 0 a 80% Todas las placas de circuitos protegidas contra la humedad. CARACTERÍSTICAS GENERALES Sistema de control por microprocesador basado en tecnología DSP. Uso de módulos IGBT de última generación. Control del seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT). Factor de potencia >0,98 a tensión nominal y con una potencia superior al 15%. Capacidad de funcionamiento como compensador de reactiva. Operación en paralelo mediante algoritmo SRPWM de optimización de armónicos y potencias. 3 años de garantía. Ampliables. INTERFAZ CON USUARIO Puerto de comunicaciones DB9 – RS232. Opcional interfaz RS485. Software de comunicaciones sobre PC para monitorización. Control: Arranque, parada y reinicialización del sistema. Indicaciones: Fallo del sistema, sistema en funcionamiento y fallo de red. Parámetros mostrados: Tensiones/Corrientes RMS trifásicas, frecuencia de la red,
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tensión y corriente DC, potencia reactiva y aparente de salida, históricos, gráficas de funciones. SOFTWARE DE MONITORIZACIÓN Y CONTROL DEL EQUIPO SPOWER•PV Cálculo de armónicos y distorsiones armónicas. Configuración del sistema protegido con contraseña. Representación de factores de potencia, y potencias aparente, activa y reactiva. Representación de tensiones, de corrientes de carga y de red, además de la corriente homopolar (en red y en carga). Representación mediante “osciloscopio” de las variables internas del sistema y generación de Históricos. NORMATIVAS Marcado CE. Directiva EMC 61000-6-2, 61000-6-4. Directiva baja tensión EN 50178. Conforme Reales Decretos RD 1663/2000 y RD 661/2007. PROTECCIONES Posibilidad de desconexión manual de red. Protección contra funcionamiento en isla. Protección contra polarizaciones inversas. Protección frente a sobretensiones/subtensiones transitorias en entrada y salida. Protección contra errores en la frecuencia de salida. Protección frente a fallos de aislamiento y fugas a tierra de la tensión DC. Protección frente a sobrecargas. Protección frente a cortocircuitos en la salida a red. Protección frente a sobretemperatura. Protección frente a corrientes asimétricas. Magnetotérmico motorizado para aislamiento de paneles. Contactor para aislamiento de red. Contactor de precarga de condensadores del DC-LINK.
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energías renovables
instalaciones solares fotovoltaicas ESPECIAL FOTOVOLTAICA
TECSUN (PV) (AS) Tensión nominal:
0,6/1 kV
Norma básica:
DKE/VDE AK 411.2.3 Requirements for cables for PV systems HD 22.13
Designación genérica:
PV1-F (AS)
DESCRIPCIÓN AISLAMIENTO Material: HEPR 120 ºC similar a IEC 60502-1 (compuesto tipo EI6/EI8).
CUBIERTA Material: EVA 120 ºC según DIN VDE 0282-1, HD 22.1 (compuesto tipo EM4 / EM8). Doble capa. Color: Negro, rojo o azul.
APLICACIONES Cable de alta seguridad (AS), especialmente diseñado para instalaciones solares fotovoltaicas interiores, exteriores, industriales, agrícolas, fijas o móviles (con seguidores)… Pueden ser instalados en bandejas, conductos, soterrado o en equipos. Son aptos para aplicaciones con aislamiento de protección, (protección de clase II). También para conexión de paneles en serie. NOTA: para sus accesorios de conexión ver Tecplug.
CABLES DISPONIBLES EN STOCK* SECCIONES DISPONIBLES SECCIÓN
COLOR CABLE
SECCIÓN
COLOR CABLE
SECCIÓN
COLOR CABLE
1 x 1,5 1 x 2,5 1x4 1x6 1 x 10
AZ-NE-RO AZ-NE-RO AZ-NE-RO AZ-NE-RO NE
1 x 16 1 x 25 1 x 35 1 x 50 1 x 70
NE NE NE NE NE
1 x 95 1 x 120 1 x 150 1 x 185 1 x 240
NE NE NE NE NE
Resistencia del conductor a 20 ºC Ω/km
Intensidad admisible al aire (1) A
Caída de tensión (continua o alterna cos φ = 1) V/A km
13,7 8,21 5,09 3,39 1,95 1,24 0,795 0,565 0,393 0,277 0,21 0,164 0,132 0,108 0,0817
25 34 46 59 82 110 140 174 210 269 327 380 438 500 590
26,5 15,92 9,96 6,74 4 2,51 1,59 1,15 0,85 0,59 0,42 0,34 0,27 0,22 0,17
Código de colores: AZ-Azul ; NE-Negro ; RO-Rojo. Otras posibilidades, consultar. * Sujeto a modificaciones (consultar tarifa vigente).
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DIMENSIONES, PESOS Y RESISTENCIAS (aproximados) Sección nominal mm2
Diámetro del conductor mm
Diámetro exterior del cable (valor mín.) mm
1x1,5 1x2,5 1x4 1x6 1x10 1x16 1x25 1x35 1x50 1x70 1x95 1x120 1x150 1x185 1x240
1,6 1,9 2,4 2,9 4,0 5,5 6,4 7,5 9 10,8 12,6 14,3 15,9 17,5 20,5
4,4 4,7 5,2 5,7 6,8 8,3 10,0 11,1 12,6 14,4 16,2 17,7 19,7 21,3 24,2
Peso kg/km
Diámetro exterior del cable (valor máx.) mm
4,8 5,1 5,6 6,1 7,2 9,0 10,7 11,8 13,3 15,2 17 18,7 20,7 22,3 25,5
29 43 58 76 120 178 273 364 500 686 899 1131 1382 1669 2208
(1) Instalación monofásica (corriente continua o alterna) en bandeja al aire (40ºC). Con exposición directa al sol, multiplicar por 0,9. → XLPE2 con instalacion tipo F → columna 13 (1x monofásica). Radio mínimo de curvatura = 3 x diámetro exterior. Tensión máxima de tracción: 15 N/mm2 en posición final, 50 N/mm2 durante la instalación.
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energías renovables
instalaciones solares fotovoltaicas
RETENAX FLEX Tensión nominal:
0,6/1 kV
Norma básica:
UNE 21123-2
Designación genérica:
RV-K
CARACTERÍSTICAS CABLE
Cable flexible
No propagación de la llama UNE EN 60332-1-2
Reducida emisión de halógenos UNE EN 50267-2-1
Resistencia a la absorción de agua
Resistencia al frío
Resistencia a los rayos ultravioleta
Resistencia a los agentes químicos
Resistencia a las grasas y aceites
– Norma constructiva: UNE 21123-2. – Temperatura de servicio (instalación fija): -25 ºC, +90 ºC. (Cable termoestable). – Tensión nominal: 0,6/1 kV. – Ensayo de tensión en c.a. durante 5 minutos: 3500 V. Ensayos de fuego: – No propagación de la llama: UNE EN 60332-1-2 ; IEC 60332-1-2; NFC 32070-C2. – Reducida emisión de halógenos: UNE EN 50267-2-1; IEC 60754-1; Emisión ClH < 14%.
DESCRIPCIÓN CONDUCTOR Metal: Cobre electrolítico recocido. Flexibilidad: Flexible, clase 5 según UNE EN 60228. Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC en servicio permanente, 250 ºC en cortocircuito.
AISLAMIENTO Material: Mezcla de polietileno reticulado (XLPE), tipo DIX3 según HD 603-1. Colores: Amarillo/verde, azul, gris, marrón y negro; según UNE 21089-1. (Ver tabla de colores según número de conductores).
CUBIERTA Material: Mezcla de policloruro de vinilo (PVC), tipo DMV-18 según HD 603-1. Colores: Negro, con franja de color identificativa de la sección y que permite escribir sobre la misma para identificar circuitos (ver colores en página siguiente). Blanco, suministrado en cajas en las secciones: 2x1.5, 2x2.5, 3G1.5, 3G2.5.
APLICACIONES Cable para redes de BT subterráneas en instalaciones fotovoltaicas (ver esquema de aplicación). Donde no se requiera cable de alta seguridad (ver Afumex 1000 V (AS)).
30
energías renovables
instalaciones solares fotovoltaicas
RETENAX FLEX Tensión nominal:
0,6/1 kV
Norma básica:
UNE 21123-2
Designación genérica:
RV-K
CÓDIGO DE COLORES DE FRANJAS IRISTECH DE LA CUBIERTA Sección
Color
Sección
Color
Sección
Color
1,5
Rojo
6
Gris
25
2,5
Azul
10
Naranja
35
Amarillo Verde
4
Marrón
16
Azul claro
≥ 50
Blanco
CABLES DISPONIBLES EN STOCK* SECCIONES DISPONIBLES EN STOCK 1 conductor (NE)
4 conductores (AZ-GR-MA-NE)
1 x 2,5
1x4
1x6
1 x 10
**4 G 1,5
**4 G 2,5
**4 G 4
**4 G 6
1 x 16
1 x 25
1 x 35
1 x 50
4x6
**4 G 10
4 x 10
**4 G 16
1 x 70
1 x 95
1 x 120
1 x 150
4 x 16
4 x 25
4 x 35
4 x 50
1 x 185
1 x 240
-
5 conductores (AV-AZ-GR-MA-NE)
2 conductores (AZ-MA)
2 x 1,5
2 x 2,5
2x4
2x6
2 x 10
2 x 16
-
-
5 G 1,5
5 G 2,5
5G4
5G6
5 G 10
5 G 16
5 G 25
5 G 35
3 conductores (AV-AZ-MA)
3 G 1,5
3 G 2,5
3G4
3G6
3 G 10
3 G 16
-
-
* Sujeto a modificaciones. (Consulta tarifa vigente). **AV-GR-MA-NE Código de colores: AV-Amarillo/Verde ; AZ-Azul ; GR-Gris ; MA-Marrón ; NE-Negro. Nota: La "G", en lugar del signo "x", indica que incluye conductor de protección amarillo/verde.
31
energías renovables
instalaciones solares fotovoltaicas
RETENAX FLEX Tensión nominal:
0,6/1 kV
Norma básica:
UNE 21123-2
Designación genérica:
RV-K
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Sección nominal mm2
Espesor de aislamiento mm
Diámetro exterior mm
Peso total kg/km
Resistencia del conductor a 20 ºC Ω/km
1 x 1.5 1 x 2.5 1x4 1x6 1 x 10 1 x 16 1 x 25 1 x 35 1 x 50 1 x 70 1 x 95 1 x 120 1 x 150 1 x 185 1 x 240 1 x 300 – 2 x 1.5 2 x 2.5 2x4 2x6 2 x 10 2 x 16 2 x 25 2 x 35 2 x 50 – 3 G 1.5 3 G 2.5 3G4 3G6 3 G 10 3 G 16 3 x 25 3 x 35 3 x 50 3 x 70
0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.9 0.9 1 1.1 1.1 1.2 1.4 1.6 1.7 1.8
5.7 6.2 6.6 7.2 8.3 9.4 11 12.5 14.2 15.8 17.9 18.9 21.2 23.8 26.7 29.3
42 54 70 91 135 191 280 389 537 726 958 1170 1460 1830 2310 3100
13.3 7.98 4.95 3.3 1.91 1.21 0.78 0.554 0.386 0.272 0.206 0.161 0.129 0.106 0.0801 0.0641
0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.9 0.9 1
8.7 9.6 10.5 11.7 13.9 16.9 20.6 23.6 27
95 125 165 215 330 503 775 1060 1470
0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.9 0.9 1 1.1
9.2 10.1 11.1 12.3 14.7 18 21.4 25.1 28.8 32.3
110 150 200 270 415 639 946 1355 1900 2550
Intensidad admisible enterrado (2) A
cos φ = 1
cos φ = 0,8
21 29 38 49 68 91 116 144 175 224 271 314 363 415 490 630
No Permitido No Permitido No Permitido 44 58 75 96 117 138 170 202 230 260 291 336 380
26,5 15,92 9,96 6,74 4 2,51 1,59 1,15 0,85 0,59 0,42 0,34 0,27 0,22 0,17 0,14
21,36 12,88 8,1 5,51 3,31 2,12 1,37 1,01 0,77 0,56 0,43 0,36 0,31 0,26 0,22 0,19
13.3 7.98 4.95 3.3 1.91 1.21 0.78 0.554 0.386
24 33 45 57 76 105 123 154 188
No Permitido No Permitido No Permitido 53 70 91 116 140 166
30,98 18,66 11,68 7,9 4,67 2,94 1,86 1,31 0,99
24,92 15,07 9,46 6,42 3,84 2,45 1,59 1,16 0,88
13.3 7.98 4.95 3.3 1.91 1.21 0.78 0.554 0.386 0.272
24 33 45 57 76 105 110 137 167 214
No Permitido No Permitido No Permitido 53 70 91 96 117 138 170
30,98 18,66 11,68 7,9 4,67 2,94 1,62 1,17 0,86 0,6
24,92 15,07 9,46 6,42 3,84 2,45 1,38 1,01 0,77 0,56
Intensidad admisible al aire (1) A
(1) Instalación en bandeja al aire (40ºC). → XLPE3 con instalacion tipo F → columna 11 (1x trifásica). → XLPE2 con instalacion tipo E → columna 12 (2x, 3G monofásica). → XLPE3 con instalacion tipo E → columna 10 (3x, 4G, 4x, 5G trifásica). (2) Instalación enterrada, directamente o bajo tubo con resistividad térmica del terreno estándar de 2,5 K⋅m/W. → XLPE3 con instalacion tipo Método D (Cu) → 1x, 3x, 4G, 4x, 5G trifásica. → XLPE2 con instalacion tipo D (Cu) → 2x, 3G monofásica.
32
Caída de tensión V/A km
energías renovables
instalaciones solares fotovoltaicas
RETENAX FLEX Tensión nominal:
0,6/1 kV
Norma básica:
UNE 21123-2
Designación genérica:
RV-K
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Sección nominal mm2
Espesor de aislamiento mm
Diámetro exterior mm
Peso total kg/km
Resistencia del conductor a 20 ºC Ω/km
3 x 95 3 x 120 3 x 150 3 x 185 3 x 240 3 x 300
1,1 1,2 1,4 1,6 1,7 1,8
35,9 39,2 44,2 50,3 56,7 62,2
3290 4060 5070 6400 8200 10450
0,206 0,161 0,129 0,106 0,0801 0,0641
4 G 1,5 4 G 2,5 4G4 4G6 4 G 10 4 x 16 4 x 25 4 x 35 4 x 50 4 x 70 4 x 95 4 x 120 4 x 150 4 x 185 4 x 240
0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9 1 1,1 1,1 1,2 1,4 1,6 1,7
9,9 11 12,1 13,5 16,2 19,9 24 27,7 32,2 35,8 39,8 43,7 49,5 56,1 63,2
135 180 245 330 520 796 1240 1700 2430 3260 4210 5178 6476 8778 10526
5 G 1,5 5 G 2,5 5G4 5G6 5 G 10 5 G 16 5 G 25 5 G 35
0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,9 0,9
10,8 12 13,2 14,8 17,7 21,8 26,2 30,6
160 215 300 400 630 976 1460 2070
Intensidad admisible al aire (1) A
Intensidad admisible enterrado (2) A
cos φ = 1
cos φ = 0,8
259 301 343 391 468 -
202 230 260 291 336 380
0,43 0,34 0,28 0,22 0,17 0,14
0,42 0,35 0,3 0,26 0,21 0,18
13,3 7,98 4,95 3,3 1,91 1,21 0,78 0,554 0,386 0,272 0,206 0,161 0,129 0,106 0,0801
20 26,5 36 46 65 87 110 137 167 214 259 301 343 391 468
No Permitido No Permitido No Permitido 44 58 75 96 117 138 170 202 230 260 291 336
26,94 16,23 10,16 6,87 4,06 2,56 1,62 1,17 0,86 0,6 0,43 0,34 0,28 0,22 0,17
21,67 13,1 8,23 5,59 3,34 2,13 1,38 1,01 0,77 0,56 0,42 0,35 0,3 0,26 0,21
13,3 7,98 4,95 3,3 1,91 1,21 0,78 0,54
20 26,5 36 46 65 87 110 137
No Permitido No Permitido No Permitido 44 58 75 96 117
26,94 16,23 10,16 6,87 4,06 2,56 1,62 1,17
21,67 13,1 8,23 5,59 3,34 2,13 1,38 1,01
(1) Instalación en bandeja al aire (40ºC). → XLPE3 con instalacion tipo F → columna 11 (1x trifásica). → XLPE2 con instalacion tipo E → columna 12 (2x, 3G monofásica). → XLPE3 con instalacion tipo E → columna 10 (3x, 4G, 4x, 5G trifásica). (2) Instalación enterrada, directamente o bajo tubo con resistividad térmica del terreno estándar de 2,5 K⋅m/W. → XLPE3 con instalacion tipo Método D (Cu) → 1x, 3x, 4G, 4x, 5G trifásica. → XLPE2 con instalacion tipo D (Cu) → 2x, 3G monofásica.
33
Caída de tensión V/A km
VALORES JRC
European Commission
Photovoltaic Geographical Information System
Joint Research Centre Ispra, Italy
Average Daily Solar Irradiance, JANUARY PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 96 148 203 249 293 334 373 409 442 472 500 524 546 565 580 593 602 608 611 611 608 602 593 580 565 546 524 500 472 442 409 373 334
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 42 63 84 96 107 117 126 134 141 146 151 156 159 162 164 166 167 168 169 169 168 167 166 164 162 159 156 151 146 141 134 126 117
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 132 210 293 367 438 505 569 630 686 738 786 828 866 899 926 948 965 976 982 982 976 965 948 926 899 866 828 786 738 686 630 569 505
8.3 8.0 7.8 7.6 7.5 7.4 7.4 7.4 7.4 7.5 7.6 7.8 8.0 8.2 8.4 8.6 8.9 9.2 9.5 9.8 10.2 10.5 10.8 11.2 11.5 11.9 12.2 12.6 12.9 13.2 13.5 13.8 14.1 14.4 14.6 14.9 15.1 15.2 15.4 15.5 15.5 15.6 15.6 15.5 15.4
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European Commission
Photovoltaic Geographical Information System
Joint Research Centre Ispra, Italy
15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
293 249 203 148 96 52 0 0 0 0 0
107 96 84 63 42 24 0 0 0 0 0
438 367 293 210 132 68 0 0 0 0 0
15.3 15.1 14.9 14.6 14.2 13.8 13.4 12.9 12.3 11.6 10.9
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Joint Research Centre Ispra, Italy
Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
PVGIS (c) European Communities, 2001-2008 Reproduction is authorised, provided the source is acknowledged. http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ Disclaimer:
The European Commission maintains this website to enhance public access to information about its initiatives and European Union policies in general. However the Commission accepts no responsibility or liability whatsoever with regard to the information on this site. This information is: - of a general nature only and is not intended to address the specific circumstances of any particular individual or entity; - not necessarily comprehensive, complete, accurate or up to date; - not professional or legal advice (if you need specific advice, you should always consult a suitably qualified professional). Some data or information on this site may have been created or structured in files or formats that are not error-free and we cannot guarantee that our service will not be interrupted or otherwise affected by such problems. The Commission accepts no responsibility with regard to such problems incurred as a result of using this site or any linked external sites.
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Joint Research Centre Ispra, Italy
Average Daily Solar Irradiance, FEBRUARY PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 65 109 160 204 247 289 329 366 402 435 466 494 519 541 561 578 592 604 612 618 621 621 618 612 604 592 578 561 541 519 494 466 435 402 366
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 38 57 81 96 109 122 132 142 151 158 164 170 174 178 181 184 186 187 188 189 190 190 189 188 187 186 184 181 178 174 170 164 158 151 142
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 80 144 223 295 367 438 507 574 637 697 754 806 853 896 934 967 994 1020 1030 1040 1050 1050 1040 1030 1020 994 967 934 896 853 806 754 697 637 574
7.9 7.8 7.7 7.7 7.7 7.7 7.8 7.9 8.1 8.2 8.4 8.7 8.9 9.2 9.5 9.8 10.1 10.5 10.8 11.2 11.6 11.9 12.3 12.7 13.1 13.5 13.8 14.2 14.6 14.9 15.2 15.6 15.9 16.1 16.4 16.6 16.8 17.0 17.2 17.3 17.4 17.4 17.4 17.4 17.3
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Joint Research Centre Ispra, Italy
15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
329 289 247 204 160 109 65 0 0 0 0
132 122 109 96 81 57 38 0 0 0 0
507 438 367 295 223 144 80 0 0 0 0
17.2 17.0 16.8 16.5 16.2 15.8 15.4 14.9 14.4 13.8 13.1
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
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Average Daily Solar Irradiance, MARCH PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
0 0 0 0 0 0 0 25 59 107 153 201 248 295 341 386 428 468 506 541 574 603 630 654 675 693 708 720 729 735 738 738 735 729 720 708 693 675 654 630 603 574 541 506 468
0 0 0 0 0 0 0 24 41 67 85 101 116 130 142 153 163 171 178 184 189 194 197 200 202 203 205 205 206 206 207 207 206 206 205 205 203 202 200 197 194 189 184 178 171
0 0 0 0 0 0 0 11 51 110 172 240 311 382 453 523 591 657 719 778 834 885 932 974 1010 1040 1070 1090 1110 1120 1130 1130 1120 1110 1090 1070 1040 1010 974 932 885 834 778 719 657
9.2 9.4 9.6 9.8 10.0 10.3 10.5 10.8 11.1 11.4 11.7 12.1 12.4 12.7 13.1 13.5 13.8 14.2 14.5 14.9 15.3 15.6 16.0 16.3 16.7 17.0 17.3 17.7 18.0 18.2 18.5 18.8 19.0 19.2 19.5 19.6 19.8 19.9 20.0 20.1 20.2 20.2 20.2 20.2 20.1
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Photovoltaic Geographical Information System
Joint Research Centre Ispra, Italy
15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
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20.0 19.8 19.7 19.4 19.2 18.9 18.6 18.2 17.7 17.3 16.7
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
PVGIS (c) European Communities, 2001-2008 Reproduction is authorised, provided the source is acknowledged. http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ Disclaimer:
The European Commission maintains this website to enhance public access to information about its initiatives and European Union policies in general. However the Commission accepts no responsibility or liability whatsoever with regard to the information on this site. This information is: - of a general nature only and is not intended to address the specific circumstances of any particular individual or entity; - not necessarily comprehensive, complete, accurate or up to date; - not professional or legal advice (if you need specific advice, you should always consult a suitably qualified professional). Some data or information on this site may have been created or structured in files or formats that are not error-free and we cannot guarantee that our service will not be interrupted or otherwise affected by such problems. The Commission accepts no responsibility with regard to such problems incurred as a result of using this site or any linked external sites.
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Average Daily Solar Irradiance, APRIL PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates
Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
425 389 351 312 271 230 189 149 110 74 49
187 179 169 158 145 132 116 100 83 64 48
598 535 470 404 338 273 209 149 94 48 24
21.6 21.5 21.3 21.1 20.9 20.7 20.5 20.2 19.9 19.5 19.2
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
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Average Daily Solar Irradiance, MAY PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22 18:37 18:52
487 447 406 363 318 273 229 184 141 101 77 62 45
188 181 173 163 152 140 127 113 98 82 76 61 45
591 533 473 411 350 288 228 171 117 68 40 32 23
24.9 24.8 24.6 24.5 24.3 24.1 23.9 23.6 23.3 23.0 22.7 -
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Average Daily Solar Irradiance, JUNE PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22 18:37 18:52 19:07
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30.0 29.9 29.7 29.6 29.4 29.2 28.9 28.6 28.3 28.0 27.6 -
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
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Average Daily Solar Irradiance, JULY PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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17.9 18.4 19.0 19.5 20.0 20.6 21.1 21.6 22.1 22.6 23.2 23.7 24.2 24.7 25.1 25.6 26.1 26.5 27.0 27.4 27.8 28.3 28.7 29.0 29.4 29.8 30.1 30.4 30.7 31.0 31.3 31.5 31.8 32.0 32.2 32.3 32.5 32.6 32.7 32.7 32.8 32.8 32.8 32.8 32.7
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22 18:37 18:52 19:07
496 456 414 370 326 280 235 191 147 106 83 69 53 37
185 179 171 162 151 140 128 114 100 85 82 68 52 36
583 526 468 408 348 289 230 174 120 72 43 35 27 19
32.6 32.5 32.3 32.2 32.0 31.7 31.4 31.1 30.8 30.4 30.0 -
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Average daily temperature profile
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Average Daily Solar Irradiance, AUGUST PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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Joint Research Centre Ispra, Italy
15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22 18:37
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32.5 32.4 32.2 32.0 31.7 31.4 31.1 30.8 30.4 29.9 29.4 -
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
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The European Commission maintains this website to enhance public access to information about its initiatives and European Union policies in general. However the Commission accepts no responsibility or liability whatsoever with regard to the information on this site. This information is: - of a general nature only and is not intended to address the specific circumstances of any particular individual or entity; - not necessarily comprehensive, complete, accurate or up to date; - not professional or legal advice (if you need specific advice, you should always consult a suitably qualified professional). Some data or information on this site may have been created or structured in files or formats that are not error-free and we cannot guarantee that our service will not be interrupted or otherwise affected by such problems. The Commission accepts no responsibility with regard to such problems incurred as a result of using this site or any linked external sites.
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Average Daily Solar Irradiance, SEPTEMBER PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
442 398 352 305 258 210 162 117 76 39 19
164 155 144 133 119 105 89 73 55 33 18
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28.5 28.3 28.1 27.9 27.6 27.2 26.9 26.5 26.0 25.5 25.0
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Average daily temperature profile
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Average Daily Solar Irradiance, OCTOBER PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
389 345 298 250 201 152 97 54 0 0 0
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24.0 23.8 23.6 23.3 23.0 22.6 22.2 21.8 21.3 20.7 20.1
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Average Daily Solar Irradiance, NOVEMBER PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
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G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Average Daily Solar Irradiance, DECEMBER PVGIS Estimates of average daily profiles Location: 37°4'55" North, 5°37'58" West, Elevation: 134 m a.s.l., Inclination of plane: 33 deg. Orientation (azimuth) of plane: 0 deg.
Radiation estimates Time
G
Gd
Gc
Td
04:37 04:52 05:07 05:22 05:37 05:52 06:07 06:22 06:37 06:52 07:07 07:22 07:37 07:52 08:07 08:22 08:37 08:52 09:07 09:22 09:37 09:52 10:07 10:22 10:37 10:52 11:07 11:22 11:37 11:52 12:07 12:22 12:37 12:52 13:07 13:22 13:37 13:52 14:07 14:22 14:37 14:52 15:07 15:22 15:37
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15:52 16:07 16:22 16:37 16:52 17:07 17:22 17:37 17:52 18:07 18:22
245 207 166 113 69 0 0 0 0 0 0
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15.6 15.5 15.2 14.9 14.6 14.2 13.8 13.3 12.8 12.2 11.5
G: Global irradiance on a fixed plane (W/m2) Gd: Diffuse irradiance on a fixed plane (W/m2) Gc: Global clear-sky irradiance on a fixed plane (W/m2) Td: Average daytime temperature profile (deg. C)
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Daily Irradiance on a fixed plane
Average daily temperature profile
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TABLAS DE CAIDA DE TENSIÓN
Caida de Tensión Irama g Urama d(entre ramas)
Rama 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Ltramo
Rama 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Ltramo
S normalizadas (mm2) 6 50 10 70 16 95 25 120 35 150
e=200*L*I/(g*S*U) 3,88 43,48 631,80 6,72
A m/Ω∗mm2 V m
89,8 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72
SUBGENERADOR 1 I(tramo) e(tramo) 65,88 0,453 62,00 0,043 58,13 0,041 54,25 0,038 50,38 0,035 46,50 0,033 42,63 0,030 38,75 0,027 34,88 0,024 31,00 0,022 27,13 0,019 23,25 0,016 19,38 0,014 15,50 0,011 11,63 0,008 7,75 0,005 3,88 0,003
75,8 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72 6,72
SUBGENERADOR 3 I(tramo) e(tramo) 65,88 0,383 62,00 0,043 58,13 0,041 54,25 0,038 50,38 0,035 46,50 0,033 42,63 0,030 38,75 0,027 34,88 0,024 31,00 0,022 27,13 0,019 23,25 0,016 19,38 0,014 15,50 0,011 11,63 0,008 7,75 0,005 3,88 0,003
S
e