Diseño y cálculo de una instalación solar fotovoltaica de 2,3 MW y su conexíon a la red de Media Tensión

UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES Grado en Ingeniería Eléctrica TRABAJO FIN DE GRADO: DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Autor: Herrera Galiano, Rubén Tutor: Muñoz Cano, Manuel Dpto. de Ingeniería eléctrica Valladolid, junio 2021 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 3 AGRACEDIMIENTOS Realizar este Trabajo Fin de Grado ha sido la mayor demostración de los conocimientos adquiridos a lo largo de todos estos años. También ha sido un ejercicio de reflexión personal, rememorar los mejores y peores momentos, recordar los nervios extremos segundos antes de ver las notas de un examen, el sentimiento del deber cumplido si la nota era favorable y la decepción si la nota no era la que uno esperaba, las interminables horas de estudio e infinitos momentos de diversión y alegría con los amigos. Espero estar a la altura de la exigencia que se nos exige por parte de la Universidad de Valladolid y en especial por parte de la Escuela de Ingenierías Industriales y que, gracias a eso, nos forma y nos capacita tanto profesional como personalmente. La mayoría entramos siendo niños y salimos hombres y mujeres con ganas de comernos el mundo. En primer lugar, quiero agradecer a mis padres y a mi hermana, gracias a su incansable trabajo me han permitido estar donde estoy hoy, su confianza y su apoyo desde la distancia me han dado la fuerza necesaria para poder terminar esta etapa. A mis abuelos por los valores que me han inculcado, el trabajo la honradez y el sacrificio son la llave que abre cualquier puerta que te puedas encontrar en el camino. A mis amigos, a los de toda la vida y a los que llegaron nuevos a mi vida para quedarse, gracias por el ánimo y apoyo durante todos estos años. Y a mi tutor, Manuel Muñoz, gracias por asesorarme y guiarme en la realización de este Trabajo Fin de Grado. Muchas Gracias a todos Rubén Herrera Galiano 4 | P á g i n a RESUMEN El presente Trabajo Fin de Grado ha consistido en el diseño y cálculo de una instalación solar fotovoltaica de 2,3 MW, así como las instalaciones necesarias para la inyección de la energía eléctrica generada a la red de Media Tensión de la compañía eléctrica que distribuye por la zona. Se ha realizado el dimensionado, distribución y conexionado de los paneles fotovoltaicos, adoptando una configuración de 248 grupos de 30 paneles en serie, conectados a 7 cuadros de corriente continua y éstos al inversor. Asimismo, se han dimensionado el Centro de Transformación (CdT) al que está unido el inversor, línea de Media Tensión que une el CdT con un centro de Seccionamiento y línea subterránea para realizar el entronque con la línea de la compañía eléctrica. En la realización de este proyecto, se ha tenido en cuenta reglamentación y normativa vigente, así como las prescripciones marcadas por la compañía distribuidora. PALABRAS CLAVE Energías renovables, Generador fotovoltaico, Centro de transformación, Centro de seccionamiento, Media tensión. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 5 ABSTRACT This End of Degree Project has consisted of the design and calculation of a 2.3 MW photovoltaic solar installation, as well as the facilities necessary for the injection of the electrical energy generated in the Medium Voltage network for the electricity company that distributes by area. The dimensioning, distribution and connection of the photovoltaic panels have been carried out, adopting a configuration of 248 groups of 30 panels in series, connected to 7 direct current panels and these to the inverter. Likewise, the Transformation stations (CdT) to which the inverter is connected, has been dimensioned, a Medium Voltage line that connects the CdT with a Sectioning station and an underground line to make the connection with the electricity company line. In carrying out this project, current regulations and regulations have been taken into account, as well as the prescriptions set by the distribution company. KEYWORDS Renewable energies, Photovoltaic generator, Transformation stations, Sectioning station, Medium voltage. Rubén Herrera Galiano 6 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 7 ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS ......................................... 9 MEMORIA..…………………………………………………………….13 PRESUPUESTO ............................................................ 135 PLIEGO DE CONDICIONES .......................................... 147 ESTUDIO BÁSICO SEGURIDAD Y SALUD .................... 203 CONCLUSIONES .......................................................... 229 BIBLIOGRAFÍA ............................................................. 231 ANEXOS..…………………………………………………………….241 ANEXO A PLANOS ANEXO B LÍNEA Y APOYO ANEXO C GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y DEMOLICIÓN Rubén Herrera Galiano 8 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 9 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS INTRODUCCIÓN La radiación emitida por el Sol al espacio, en todas las direcciones, es de 73,6 x 106 W/m2. De esta cantidad, la Tierra recibe tan sólo dos mil millonésimas partes. Lo que significa que en el límite de la atmósfera y con la Tierra situada en su distancia media al Sol, sobre una superficie perpendicular a sus rayos, la energía recibida es aproximadamente de 1.373 W/m2 (1,96 cal/cm2/min.). Sin embargo, esta cantidad de radiación, aunque prácticamente constante en el exterior de la atmósfera, es muy variable en superficie dependiendo de la atmósfera, la altura del Sol, la distancia Sol-Tierra y la duración del día. Cuando penetra en la atmósfera, la radiación solar se atenúa. Grosso modo, un 30% de la radiación solar recibida (9% rayos X, Gamma y Ultravioleta; 45% visible y 46% infrarrojos), es de nuevo devuelta al espacio y el restante 70% (unos 960 W/m2) es absorbido por la superficie terrestre desde donde se refleja de nuevo en forma de radiación infrarroja (calor). Parte de esta radiación reflejada es aprisionada por la atmósfera y devuelta de nuevo a la superficie, ocasionando que la temperatura media de la Tierra sea 33ºC más elevada que la que le correspondería por su posición respecto al Sol. De hecho, vista desde el espacio, la Tierra radia energía a longitudes de onda e intensidades características de un cuerpo a -18ºC. La capacidad de la atmósfera para aprisionar el calor es un fenómeno natural que ha dominado siempre el balance energético de la Tierra, y su importancia está en función de la proporción de gases de efecto invernadero, fundamentalmente CO2, pero también vapor de agua, metano y los llamados clorofluorocarburos (CFC’s). A lo largo de la historia de la Tierra se han producido, “de forma natural”, ascensos y descensos de la temperatura media del planeta. Las razones de estas oscilaciones térmicas no son fáciles de determinar, pero lo que parece cada vez más claro, a tenor de las pruebas circunstanciales del pasado geológico e histórico, es la relación entre los cambios climáticos y la fluctuación de los gases de efecto invernadero y, más concretamente, del dióxido de carbono (CO2). El planeta está atravesando un nuevo cambio, pero este cambio no se está produciendo de forma natural, sino que es debido a las malas prácticas de la especie humana en sectores económicos hiperdesarrollados como el sector energético o industrial, las nuevas generaciones nos vemos en la Rubén Herrera Galiano Memoria 16 | P á g i n a 8.2.2. UNIDAD DE ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA: INVERSOR ................................................................................... 83 8.2.3. PROTECCIONES ............................................................... 84 8.3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN ...................................... 85 8.3.1. DATOS INICIALES ............................................................ 85 8.3.2. UBICACIÓN DE LOS INVERSORES Y LOS CUADROS ELÉCETRICOS ............................................................................. 86 8.3.3. ESTRUCTURA SOPORTE ................................................. 86 8.3.4. DISEÑO DE LA CENTRAL FOTOVOLTAICA ...................... 86 8.3.5. PROTECCIONES Y PUESTA A TIERRA ............................. 92 8.4. CÁLCULOS Y RESULTADOS ......................................... 98 8.4.1. CÁLCULOS DE LA INSTALACIÓN ..................................... 98 8.4.2. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN MEDIANTE PROCESO TEÓRICO ............................................... 116 8.4.3. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN MEDIANTE SOFTWARE INFORMÁTICO (NSol) ........................ 120 8.4.4. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN MEDIANTE SOFTWARE INFORMÁTICO (PVSyst) ..................... 123 8.4.5. RESUMEN DE RESULTADOS ........................................ 130 9. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA ......131 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 17 1. ANTECENDENTES A petición de Solar Nova, S.L., con domicilio social en C/Arguello nº 15 y CIF P-9372473J, se diseñará, calculará y se instalará un campo generador de energía fotovoltaica con estructura fija, ubicado en suelo para conexión a red, de 2,3 MW de potencia de salida en corriente alterna trifásica, produciendo una energía eléctrica que será íntegramente vendida a la empresa distribuidora de la zona (a i-DE Redes Eléctricas Inteligentes S.A.U.,) según Real Decreto 1183/2020, del 29 de diciembre, por el que se regula el acceso y la conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, siguiendo la metodología y condiciones de acceso y conexión establecida en la Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. La energía generada en el campo fotovoltaico se evacuará a través de la línea de 13,2 kV propiedad de la empresa distribuidora que discurre atravesando la parcela objeto de proyecto. Rubén Herrera Galiano Memoria 18 | P á g i n a 2. FICHA URBANÍSTICA 2.1. SITUACIÓN DE LA INSTALACIÓN La situación de la instalación fotovoltaica objeto de este proyecto es la parcela de suelo rústico de uso agrario sita en Polígono 504, Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) y cuya referencia catastral es 37070A504000490000AW. Se dispondrá una instalación solar fotovoltaica sobre estructura fija en suelo, respetando en todo momento la normativa municipal en cuanto a retranqueos a los caminos, carreteras y a las parcelas colindantes. Al tener la parcela que nos ocupa la categoría de suelo rústico de uso común, implica que el uso que se le va a dar al suelo es compatible con ella. La conexión se efectuará en la LEAT de 13,2 kV perteneciente a i-DE Redes Eléctricas Inteligentes S.A.U., realizando entrada/salida en el apoyo correspondiente, esta conexión se realizará en anillo con un Centro de Seccionamiento anterior al Centro de Transformación. La localización del Centro de Seccionamiento y del Centro de Transformación puede verse en el plano nº3 del documento. 2.2. COMPOSICIÓN DE LA PARCELA La parcela en la que se ubicará la instalación solar fotovoltaica tiene forma irregular. Su superficie gráfica es de 51.554 m2, de los cuales, aproximadamente, 15.000 m2 se dispondrán para la realización del generador solar fotovoltaico de 2,3 MW de potencia nominal, lo cual representa el 29% de la superficie catastral de la parcela. Se trata de una instalación solar fotovoltaica formada por 7.440 placas solares que se describirán posteriormente, localizadas sobre suelo en la dirección antes mencionada, la cual se dedicará a la PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA mediante la captación solar. Dentro de los límites de la parcela, y lo más cerca posible al acceso de la parcela, se sitúa el Centro Seccionamiento que une al Centro de Transformación elevador 645V/13.200V con el punto de entronque de la instalación fotovoltaica proyectada. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 19 2.3. DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERISTICAS GENERALES DE LA INSTALACIÓN Se van a instalar placas solares fotovoltaicas formadas por células de silicio rodeadas perimetralmente por un marco de aluminio. Estas células quedan protegidas por un material encapsulante a base de siliconas muy transparentes a la radiación solar, sin apenas degradación, evitando la penetración de la humedad en su interior. Las placas se dispondrán en “mesas”, con un total de 248 mesas de 30 paneles. Las “mesas” siguen la distribución de dos filas de 15 paneles cada una, colocadas todas con una orientación vertical. La conexión se efectuará en series de 30 paneles, cada mesa se convertirá en una de las 248 series que componen la instalación. Estas mesas van instaladas sobre suelo en la parcela antes mencionada, mediante estructura fija. La inclinación de la estructura será de 30°, disponiéndose filas de tantas en horizontal como el trazado del terreno permita, y separadas 5 metros entre sí, según se muestra en el plano nº 3 y 8. En todo momento se respetará un retranqueo mínimo de 10 metros con las parcelas colindantes y de 15 metros con el lado más próximo de la carretera que circula al este de la parcela (Carretera comarcal “CL-510”). Para el vallado perimetral de la parcela objeto del proyecto, se ha optado por instalarlo a 5 metros del perímetro de la parcela, cumpliendo así la normativa municipal. En el caso de las LEAT de 13,2 kV que atraviesa la parcela (2 en total), se respeta una distancia de mínima de 6 metros desde el eje de la línea a cada lado. Los materiales de la estructura serán todos ellos de acero galvanizado en caliente o aluminio para poder soportar las inclemencias meteorológicas. Todos los perfiles de la estructura estarán dimensionados acorde con la resistencia que deben soportar. Tanto las dimensiones de las placas, como de la estructura, su sistema de fijación en suelo, las distancias entre filas para cumplir con los criterios de instalación, así como el Centro de Transformación, el Centro de Seccionamiento y los cuadros necesarios se encuentran reflejados en el plano nº 3 y 8. Se redacta el presente proyecto para su realización, según Real Decreto nº 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Rubén Herrera Galiano Memoria 20 | P á g i n a 3. PUNTO DE CONEXIÓN DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA El punto de conexión se realizará en Media Tensión a 13,2 kV, desde una línea procedente de un Centro de Seccionamiento que se instalará en las inmediaciones del acceso a la parcela. El Centro de Seccionamiento se conectará a red a través de una línea subterránea que comienza en dicho C.S. y finaliza mediante una entrada/salida en un punto de entronque situado en un apoyo perteneciente a una de las líneas de distribución aérea de MT propiedad de la empresa distribuidora que atraviesan la parcela que albergara la instalación solar fotovoltaica proyectada. Este apoyo de hormigón vibrado en el que se conecta la instalación solar fotovoltaica será sustituido por uno de celosía y que se detallará a continuación. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 21 4. APOYO A SUSTITUIR Este apartado pretende validar las condiciones técnicas del apoyo de celosía nuevo en comparación con el apoyo antiguo de hormigón vibrado. Para ello, se deberá tener en cuenta que el nuevo apoyo será de anclaje y fin de línea, y no de alineación, por lo que las variables para su validez mecánica son diferentes a los del anterior apoyo. El resto de las condiciones mecánicas serán idénticas entre un apoyo y otro, quedando expuestas en los apartados siguientes. 4.1. SITUACIÓN El apoyo se encuentra situado en la esquina superior izquierda de la parcela que acogerá a la instalación, en el interior de esta. Es un apoyo perteneciente a una de las dos LEAT que atraviesan la parcela. La localización exacta puede verse en el plano nº 3 del documento. 4.2. CONDUCTOR El conductor que provocará esfuerzos en el apoyo de anclaje será el que actualmente existe de la línea aérea, ya que el procedente de la línea subterránea objeto del presente proyecto quedará destensado. Así, el conductor que se contempla es de aluminio-acero galvanizado de sección, según norma UNE 21018, el cual está recogido en la norma NI 54.63.01 cuyas características principales son: Designación UNE 47-AL1/8-ST1 Sección de aluminio, mm2 46,8 Sección total, mm2 54,6 Equivalencia en cobre, mm2 30 Composición 6 + 1 Diámetro de los alambres, mm 3,15 Diámetro aparente, mm 9,45 Carga mínima de rotura, daN 1.640 Módulo de elasticidad, daN/mm2 7.900 Rubén Herrera Galiano Memoria 22 | P á g i n a Coeficiente de dilatación lineal, ºC-1 0,0000191 Masa aproximada, kg/km 189,1 Resistencia eléctrica a 20ºC, W/km 0,6136 Densidad de corriente, A/mm2 3,7 4.3. CÁLCULO MECÁNICO El cálculo mecánico del conductor se realiza teniendo en cuenta las condiciones siguientes: a) Que el coeficiente de seguridad a la rotura sea como mínimo igual a 3 en las condiciones atmosféricas que provoquen la máxima tensión de los conductores. b) Que la tensión de trabajo de los conductores a 15 ºC sin ninguna sobrecarga, no exceda del 15% de la carga de rotura EDS (tensión de cada día, Every Day Stress). c) Cumpliendo las condiciones anteriores se contempla una tercera, que consiste en ajustar los tenses máximos a valores inferiores y próximos a los esfuerzos nominales de apoyos normalizados. Al establecer la condición a) se puede prescindir de la consideración de la 4ª hipótesis en el cálculo de los apoyos de alineación y de ángulo, ya que en ningún caso las líneas que se proyecten deberán tener apoyos de anclaje distanciados a más de 3 km. Al establecer la condición b) se tiene en cuenta el tense límite dinámico del conductor desde el punto de vista del fenómeno vibratorio eólico del mismo. Las hipótesis de sobrecarga para el cálculo de la tensión máxima que debe considerarse son las definidas por el R.L.A.T. en su art.27, apartado 1. Asimismo, se calculan las flechas máximas en las hipótesis indicadas en el apartado 3 del mismo artículo. El siguiente cuadro resume estas hipótesis, en función de la zona en la que se encuadre la línea: DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 23 4.3.1. TABLAS DE TENDIDO En el Anexo B, se incluyen las tablas de tendido, correspondientes a la zona B, definidas en el R.L.A.T. En ellas se trata de aprovechar al máximo las características de resistencia mecánica en los conductores, teniendo en cuenta las dos condiciones indicadas en el apartado anterior. En las tablas de tendido, en la primera columna se indican una serie de vanos reguladores; en las columnas siguientes, los coeficientes de seguridad resultantes y las tensiones máximas, según las hipótesis de sobrecarga reglamentaria, en función de la zona (apartado 3.2.1 de la ITC-LAT-07); en las siguientes, las flechas máximas y mínimas según las hipótesis fijadas para cada zona en el apartado 3.2.3 de la ITC-LAT-07. Las dos columnas siguientes, dan los parámetros de las catenarias de máxima y mínima flecha, que deberán utilizarse para la distribución de apoyos en el perfil longitudinal, seguidamente se dan los valores de tracciones y flechas a aplicar en el cálculo de oscilación de cadenas de suspensión, bajo una sobrecarga de viento mitad a las temperaturas de -5 ºC, -10 ºC y -15 ºC, según sea para zonas A, B o C respectiva y finalmente se da la tabla de tendido a aplicar en el tendido de la línea. Condición ZONA A ZONA B ZONA C ºC Sobrecarga ºC Sobrecarga ºC Sobrecarga Máxima tensión -5 ºC Viento de 120 km/h -15 ºC Hielo 0,18√𝑑 (𝑚𝑚) en daN/m -20 ºC Hielo 0,36√𝑑 (𝑚𝑚) en daN/m -10 ºC Viento de 120 km/h -15 ºC Viento de 120 km/h Máxima Flecha 15 ºC Viento de 120 km/h 15 ºC Viento de 120 km/h 15 ºC Viento de 120 km/h 50 ºC Ninguna 0 ºC Hielo 0,18√𝑑 (𝑚𝑚) en daN/m 0 ºC Hielo 0,36√𝑑 (𝑚𝑚) en daN/m 50 ºC Ninguna 50 ºC Ninguna Rubén Herrera Galiano Memoria 24 | P á g i n a 4.3.2. CÁLCULO DE TABLAS DE TENDIDO Para la obtención de los valores de las tablas indicadas hemos partido de la ecuación de cambio de condiciones, cuya expresión es: 𝐿0−𝐿1=[𝑇0−𝑇1 𝐸∙𝑆 +𝛼∙(𝜃0−𝜃1] Siendo: • L0 = Longitud en m de conductor en un vano L, bajo unas condiciones iniciales de tracción T0, peso más sobrecarga P0 y temperatura θ0 ºC • L1 = Longitud en m de conductor en un vano L, bajo unas condiciones de tracción T1, peso más sobrecarga P1 y temperatura θ1 ºC • E = Módulo de elasticidad del conductor en daN/ mm2 • S = Sección del conductor en mm2 • α = Coeficiente de dilatación lineal del conductor en ºC-1 4.3.3. DETERMINACIÓN DE LA FLECHA DE LOS CONDUCTORES Una vez determinado el valor de T1, el valor de la flecha se obtiene por la expresión: 𝑓1=𝑎1∙[𝑐ℎ(𝐿 2∙𝑎1)−1] siendo: • a1 = Parámetro de la catenaria = T1/P1 4.3.4. PLANTILLA DE REPLANTEO Para el dibujo de la catenaria se empleará la expresión: 𝑓=𝑎∙[𝑐ℎ(𝑋𝑎)−1] siendo: • X = valor del semivano (L/2) DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 25 4.3.5. VANO DE REGULACIÓN El vano ideal de regulación limitado por dos apoyos con cadenas horizontales viene dado por: 𝐿𝑟=√Σ𝐿3 Σ𝐿 siendo: • Lr = Vano de regulación ideal en metros • L = Longitud de cada uno de los vanos de la alineación de que se trate, en metros. NOTA: El empleo de catenaria de un parámetro determinado implica el conocer que, si se emplea como flecha máxima, para vanos superiores al de regulación la flecha real siempre es menor a la que nos da la catenaria adoptada, y si se emplea como flecha mínima, para vanos inferiores al de regulación la flecha real siempre es menor a la que nos da la catenaria. 4.4. NIVEL DE AISLAMIENTO Y FORMACIÓN DE CADENAS Este apartado lo dedicamos aislamiento mínimos correspondientes a la tensión más elevada de la línea, 24 kV, así como los elementos que integran las cadenas de aisladores en el presente Proyecto. Se establecen dos niveles de aislamiento, los cuales superan las prescripciones reglamentarias dadas en la tabla 2 de la ITC-LAT-06 de 125 kV y 20 kV, a onda de choque y frecuencia industrial, respectivamente. Los dos niveles de aislamiento se determinan en función de los niveles de contaminación de la zona en la que vaya a instalarse la línea, y están definidos en la CEI 815. En nuestro caso se utilizará el de nivel medio: • Zonas con industrias que no produzcan humos particularmente contaminantes y con una densidad media de viviendas equipadas con calefacción. • Zonas de fuerte densidad de población o de industrias, pero sometidas a lluvias limpias. • Zonas expuestas al viento del mar, pero alejadas algunos kilómetros de la costa. Rubén Herrera Galiano Memoria 32 | P á g i n a Momento con relación al terreno: 𝑀𝑡=𝐶∙𝑎∙ℎ4 720.000=14∙100∙2374 720.000 =6.134.637,76 𝑘𝑔∙𝑚 𝑀𝑒=𝑀𝑡+𝑀𝑝=6.134.637,76+248.776,00=6.383.413,76 𝑘𝑔∙𝑚 𝐾=𝑀𝑒 𝑀𝑣=3,53≥1,5 4.8. TOMAS DE TIERRA Las puestas a tierra se realizarán teniendo presente lo que al respecto se especifica en el apartado 7 de la ITC-LAT-07 y lo descrito en el MT 2.23.31. En el Anexo se dan las configuraciones de tomas de tierra recomendadas. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 33 5. LÍNEA DE ACOMETIDA 5.1. SITUACIÓN Y TRAZADO La línea subterránea de Acometida partirá desde el punto de entronque de la instalación fotovoltaica proyectada, en el apoyo a sustituir y finaliza en la celda de línea del Centro de Seccionamiento. Dicha línea tendrá una longitud aproximada de 30 metros y una tensión de funcionamiento de 13,2 kV. La línea, con arreglo a lo establecido en el Reglamento de Líneas de Alta Tensión, queda clasificada como: • Línea de 3ª categoría: Tensión nominal superior a 1 kV e inferior a 30 kV. • Zona B: Altura sobre el nivel del mar entre 500 y 1.000 metros. 5.2. REGLAMENTACIÓN Y NORMA VEGENTE Para el presente Proyecto se tendrá en cuenta la siguiente reglamentación: • Real Decreto 1955/2000 del 1 diciembre, por el que se regulan las Actividades de Transporte, Distribución, Comercialización, Suministro y Procedimientos de Autorización Instalaciones de Energía Eléctrica. • Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09, aprobado por Real Decreto 223/2008 de 15 de febrero y Correcciones. • Real Decreto 337/2014, 9 de mayo. Se aprueba el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23. • Real Decreto 1110/2007, 24 de agosto. Se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Rubén Herrera Galiano Memoria 34 | P á g i n a • Real Decreto 1432/2008, 29 de agosto, se establecen medidas de carácter técnico en Líneas Eléctricas de Alta Tensión, con objeto de proteger la avifauna. • Normas UNE y recomendaciones UNESA que en cada caso sean de obligado cumplimiento. • Ley 31/1995, de 8 de noviembre. Prevención de Riesgos Laborales. • Real Decreto 1627/1997, 24 de octubre. Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción. • Real Decreto 485/1997, 14 de abril. Disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo. • Real Decreto 1215/1997, 18 de julio. Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo. • Real Decreto 773/1997, 30 de mayo. Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual. • Ordenanzas Municipales. • Normas particulares de la Compañía Suministradora de Energía Eléctrica. • Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. 5.3. SUMINISTRO DE ENERGÍA Se realizará en el punto de entronque con la línea antes mencionado, debiendo sustituir el propio apoyo por uno nuevo de celosía y fin de línea, que servirá a su vez como punto de entronque de aéreo a subterráneo. El suministro se realizará a una tensión de 13,2 kV y una frecuencia de 50 Hz. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 35 5.4. DESCRIPCIÓN DE LA LÍNEA La LSMT partirá del nuevo apoyo de celosía, de fin de línea, 14 m de altura y 3000 daN de esfuerzo en punta de la línea de 13,2 kV perteneciente a ”i-DE Redes inteligentes, S.A.U.”, que sustituirá al antiguo apoyo de hormigón, de alineación y finalizará en el Centro de Seccionamiento proyectado perteneciente a la instalación fotovoltaica proyectada, canalizándose en zanja subterránea. Este nuevo apoyo de celosía tendrá la función de conectar la LEAT que actualmente está en funcionamiento con la instalación fotovoltaica proyectada, estando situado en la parcela con referencia catastral 37070A504000490000AW, perteneciente al término municipal de La Calvarrasa de Arriba. La línea de acometida será de doble circuito, uno de entrada y otro de salida al Centro de Seccionamiento y se realizará mediante el conductor HEPRZ1 12/20 kV 3(1x240) mm2 Al, con una longitud aproximada de 30 metros para cada circuito y neutro aislado. La línea finalizara en el Centro de Seccionamiento mediante sendas celdas de entrada y salida ubicadas en la zona de compañía. La longitud total de la línea proyectada será de 60 metros, toda ella canalizada bajo tubo corrugado en barras rígidas de 6 metros cada una, enterrado en zanja subterránea. La toma de tierra del apoyo y la unión entre los elementos conductores de las tierras nunca será superior a 20 , siendo realizada por medio de anillo difusor. 5.5. CARACTERISTICAS ELÉCTRICAS DE LA LÍNEA La línea que se proyecta para el servicio será trifásica y de un solo circuito. La potencia máxima a transportar dependerá de las necesidades demandadas por las cargas a las que alimenta la propia línea, teniendo un máximo marcado por la capacidad de la línea proyectada y la máxima caída de tensión permitida en el tramo que cubre. Así, la potencia máxima que podrá transportar esta línea será de, aproximadamente, 2,3 MW según la tensión de servicio de la red. Rubén Herrera Galiano Memoria 36 | P á g i n a La tensión de servicio será de 13,2 kV entre conductores que corresponden a una tensión de 7.621 V entre conductores y tierra. La frecuencia es de 50 Hz. 5.6. CÁLCULO DE LA LÍNEA SUBTERRÁNEA 5.6.1. CONDUCTORES Para la línea subterránea se empleará un conductor de aluminio de 240 mm2 de sección por fase y neutro aislado, con aislamiento seco de Etileno- Propileno de alto módulo (HEPR) para 12/20 kV. Las características técnicas de este conductor son las siguientes: • Denominación UNE: HEPRZ1 Al • Diámetro exterior 27,6 mm • Peso 1.570 kg/km • Sección nominal 240 mm2 • Capacidad 0,402 F/Km • Reactancia 0,102 /Km • Resistencia óhmica 0,168 /Km • Aislamiento Dieléctrico seco • Tensión máxima entre fases 24.000 V • Tensión nominal 12/20 kV • Intensidad admisible en servicio enterrado a 25°C 365 A La sección del conductor elegida cumple con la finalidad de poder evacuar la energía generada por nuestra instalación, hacia la LEAT que está tendida con un conductor 47-AL1/8-ST1, cuya intensidad máxima soportada es de 202 A, por lo tanto, podemos asegurar que la sección del cable es la correcta. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 37 5.6.2. CÁLCULOS ELECTRICOS 5.6.2.1. CÁLCULO DE CORRIENTE Ante la imposibilidad de determinar con exactitud la máxima corriente que tendrá que ser capaz de soportar la línea subterránea proyectada, tomaremos como valor de referencia la corriente máxima admisible del conductor del que se compone la línea, siendo ésta de: 𝐼=365 𝐴 Así mismo, cabe destacar que es imposible que la corriente que se establezca en la línea en condiciones normales de funcionamiento supere ese valor. 5.6.2.2. RESISTENCIA OHMICA Este valor viene reflejado en la tabla de características técnicas del conductor, siendo: 𝑅 = 0,168 Ω𝑘𝑚 ⁄ 5.6.2.3. REACTANCIA APARENTE La reactancia kilométrica de la línea se calcula empleando la siguiente fórmula: 𝑋=2 ∙ 𝜋∙ 𝑓∙ 𝐿 (Ω𝑘𝑚 ⁄) donde: • X = Reactancia aparente en ohmios por kilómetro • f = Frecuencia de la red en hertzios = 50 Hz • L = Coeficiente de autoinducción Rubén Herrera Galiano Memoria 38 | P á g i n a A efectos de simplificación, se tomará el valor reflejado en la tabla de características técnicas del conductor: 𝑋 = 0,102 Ω𝑘𝑚 ⁄ 5.6.2.4. CAÍDA DE TENSIÓN La caída de tensión por resistencia y reactancia de una línea (despreciando la influencia de la capacitancia y la permitancia) viene dada por la fórmula: ∆𝑈=𝐼∙(𝑅∙𝑐𝑜𝑠𝜑+𝑋∙𝑠𝑒𝑛𝜑)∙𝐿n donde: • ∆U = Caída de la tensión compuesta, expresada en V • I = Intensidad de la línea en A • X = Reactancia por fase en Ω/km • R = Resistencia por fase en Ω/km • = Angulo de desfase • L = Longitud de la línea en kilómetros Teniendo en cuenta que: 𝐼= 𝑃 √3∙𝑈∙𝑐𝑜𝑠𝜑 donde: • P = Potencia transportada en kilovatios • U = Tensión compuesta de la línea en kilovoltios La caída de tensión en tanto por ciento de la tensión compuesta es: ∆𝑈(%)=𝑃∙𝐿 10∙𝑈2∙𝑐𝑜𝑠𝜑∙(𝑅∙𝑐𝑜𝑠𝜑+𝑋∙𝑡𝑔𝜑)=𝑃∙𝐿 10∙𝑈2∙(𝑅+𝑋∙𝑡𝑔𝜑) 𝑃∙𝐿=∆𝑈(%)∙10∙𝑈2 (𝑅+𝑋∙𝑡𝑔𝜑)=𝑀𝑜𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 (𝑘𝑊∙𝑘𝑚)  DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 39 Para el caso que nos ocupa: 𝑃∙𝐿= 5∙10∙13,22 (0,168+0,102∙𝑡𝑔(25,84°))=40.074,22 𝑘𝑊∙𝑘𝑚 5.6.2.5. POTENCIA MÁXIMA A TRANSPORTAR La máxima potencia a transportar está limitada por la intensidad máxima del conductor y es: 𝑃𝑚𝑎𝑥=√3∙𝑈∙𝐼𝑚𝑎𝑥∙𝑐𝑜𝑠𝜑 𝑃𝑚𝑎𝑥=√3∙13,2∙365∙0,9=7.510,52 𝑘𝑊 5.6.2.6. PERDIDAS DE POTENCIA La pérdida de potencia por efecto Joule en una línea viene dada por la expresión: ∆𝑃=3∙𝑅∙𝐿∙𝐼2 donde: • ∆P = Pérdida de potencia en vatios (W) La pérdida de potencia en tanto por ciento es: ∆𝑃(%)=𝑃∙𝐿∙𝑅 10∙𝑈2∙𝑐𝑜𝑠𝜑=𝑃∙𝐿∙0,168 10∙13,22∙0,9=0,0001071∙𝑃∙𝐿 donde cada variable se expresa en las unidades anteriormente expuestas. Sustituyendo los valores conocidos de R y U, se tiene para un cos φ= 0,90: ∆𝑃(%)=0,0001071∙𝑃∙𝐿=0,0001071∙7.510,52∙0,190=0,1528 % Rubén Herrera Galiano Memoria 40 | P á g i n a 6. CENTRO DE SECCIONAMIENTO 6.1. OBJETO Este apartado tiene por objeto definir las características del Centro de Seccionamiento que se dispondrá en la parcela con referencia catastral 37070A504000490000AW. Dicho Centro de Seccionamiento tendrá interiormente una separación física entre la parte del cliente y la compañía distribuidora y dentro de esta última zona se dispondrá un transformador de servicios auxiliares de 250 kVA de potencia. 6.2. CARACTERISTICAS GENERALES DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO El Centro de Seccionamiento objeto del presente proyecto será de tipo prefabricado de hormigón, empleando para su aparellaje celdas prefabricadas bajo envolvente metálica según norma UNE-EN 62271-200:2012. La acometida al mismo será subterránea, siendo alimentado mediante la red subterránea de Media Tensión proyectada a 13,2 kV y una frecuencia de 50 Hz. El Centro de Seccionamiento estará físicamente dividido en dos partes, una de ellas del usuario y otra de la compañía eléctrica distribuidora. La zona del cliente contará con una celda de medida de la energía generada en el campo solar fotovoltaico, una celda de protección, una celda de medida de tensión de barras con un transformador de tensión para el PL300 y una celda de línea para conectar esta zona con la zona de la compañía. El PL300 es relé multifunción electrónico de sincronismo de la marca “Ingeteam” dedicado a la protección y control de las líneas de distribución, se compone entre otros de varios relé cuya finalidad es la de ordenar la actuación de la celda de protección. Por su parte, la zona de la compañía distribuidora contará con un conjunto compacto formado por 3 celdas de línea telemandadas con interruptor-seccionador de In=400A que acciona el motor, destinadas a la entrada y salida de la red de distribución y a la entrada del generador solar DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 41 fotovoltaico y una celda de protección del transformador de servicios auxiliares con fusibles de 15A de Intensidad nominal y un interruptor-seccionador de In=400A. Por último, dentro de la zona de la compañía, y conectado a la celda de protección se conectará un Transformador de Servicios Auxiliares de 250 kVA (13,2kV / 645V). El Centro de Seccionamiento también cuenta con un cuadro de distribución para abonados instalado en la parte de la compañía, el cual dará a partir del cual, se distribuye la energía procedente del transformador de servicios auxiliares. El cuadro de distribución será del tipo CBTO AS8 de la marca PRONUTEC. En el esquema unifilar general de la instalación, plano nº 20 del presente proyecto técnico se puede ver todos los calibres y todos los detalles del Centro de Seccionamiento. 6.3. CARACTERISTICAS GENERALES CELDAS DE MEDIA TENSIÓN Las celdas a emplear serán modulares, de la serie Normafix de EFACEC o similar. La celda Normafix es parte de un rango de celdas modulares de interior, aisladas en aire, para Distribución Secundaria desde la generación de energía (eólica, fotovoltaica, entre otras) a la distribución de energía eléctrica para varias industrias y aplicaciones. Las aplicaciones típicas incluyen: • Centros de transformación • Centros de reparto • Estaciones de distribución de energía pública y privada Su construcción está estructurada en unidades modulares equipadas con varias funciones, como seccionadores bajo carga e interruptores, lo que permite la integración de varias soluciones. Responderán, en su concepción y fabricación, a la definición de aparamenta bajo envolvente metálica compartimentada de acuerdo con las normas: Rubén Herrera Galiano Memoria 48 | P á g i n a El calor especifico del aire es 1,00488 kJ/kg·ºC y 1 m3 de aire seco a 20 ºC pesa 1,16 kg, por lo que, 1 m3 de aire absorbe: 1,00488*1,16=1,16 kJ por cada ºC de aumento de temperatura. El caudal de aire a renovar es: 𝑄𝑎𝑖𝑟𝑒=𝑃𝐹𝐸+𝑃𝐶𝑈 1,16∗∆𝑇=12,5 1,16∗5=2,155 𝑚3/𝑠 *Tomando como diferencia máxima admisible de temperatura 5 ºC, un rendimiento de 99% del transformador y una similitud entre kVA y KW La velocidad que debe alcanzar el aire es: 𝑉𝑎𝑖𝑟𝑒=4,6∗√ℎ ∆𝑇=4,6∗√1.626 5=1,173 𝑚/𝑠 La superficie teoría que deben tener las rejillas de ventilación es el coeficiente entre los dos términos calculados anteriormente: 𝑆𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎=𝑄𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑉𝑎𝑖𝑟𝑒=2,155 1,173=1,841 𝑚2 Debido a la forma constructiva de las rejillas de ventilación, se tiene que aplicar un coeficiente de ocupación de las rejillas, para calcular con precisión la superficie mínima que deben tener las rejillas de ventilación, para estos cálculos el factor de corrección a utilizar es de k=0,5; obteniéndose una superficie mínima: 𝑆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙=𝑆𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎 1−𝑘 =1,841 1−0,5=3,682 𝑚2 En el Centro de Seccionamiento seleccionado para el presente proyecto técnico, la superficie que ocupan las rejillas de ventilación sobrepasan en gran medida este valor mínimo calculado, por lo que se puede afirmar que la ventilación es correcta. 6.7. PUESTA A TIERRA Para realizar un cálculo correcto de la instalación de puesta a tierra del centro de seccionamiento, se ha utilizado el método de UNESA, recogido en el Manual Técnico “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a redes de tercera categoría”. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 49 En las instalaciones de alta tensión de tercera categoría de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA, como es nuestro caso, no es imprescindible realizar una investigación previa de la resistividad del suelo. Es necesario conocer el valor numérico de la resistividad del terreno, pues de ella dependen tanto la Resistencia de Difusión a Tierra como la distribución de potenciales en el terreno, y como consecuencia, las Tensiones de Paso y Contacto resultantes en la instalación. Se determina la resistividad según el tipo de terreno donde se instala el centro de transformación, según la tabla siguiente, donde la resistividad media superficial en este caso es igual a 500 Ω·m (terreno arcilloso y poco fértil): Los neutros de la red de distribución de la empresa están unidos a tierra mediante resistencias de 40 Ω, por lo que en este caso también se une los neutros de los transformadores a tierra mediante resistencia similar, esto limita las corrientes de falta a tierra. 6.7.1. TIERRA DE PROTECCIÓN Según el “Reglamento sobre condiciones técnica y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión”, se conectan a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas, tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores. Como ya se ha dicho, para los cálculos a realizar se emplean las expresiones y procedimientos según el "Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría", editado por UNESA, conforme a las características del centro de transformación objeto del presente cálculo. Rubén Herrera Galiano Memoria 50 | P á g i n a Datos de partida: • Tensión de servicio: ………………………………………………………………..13,2 kV • Régimen de neutro: …………………………………………………………………A tierra • Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT del CT:…………… 6.000 V • Resistividad del terreno: ……………………………………………………….500 Ω·m 6.7.2. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA A TIERRA DE LAS MASAS DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO En este punto se va a determinar el valor máximo de la resistencia de puesta a tierra, que permita circular una intensidad defecto tal que actúen las protecciones. Por otro lado, se va a calcular la tensión de defecto Ud, que se produzca para que no dañe la instalación. Para evitar que la sobretensión producida por un defecto en el aislamiento del circuito de alta tensión deteriore los elementos de baja tensión del centro de seccionamiento, el electrodo de puesta a tierra debe tener un efecto limitador, de forma que la tensión de defecto sea inferior a la que soportan dichas instalaciones Ubt= 6 kV. Para el cálculo de la intensidad de defecto se hace uso de la siguiente expresión: 𝐼𝑑=𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2 Donde: • Id = corriente de defecto (A) • U = tensión compuesta de la red (V) • Rt = resistencia de la puesta a tierra de protección del centro de transformación (Ω) • Rn = Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red, en Ω • Xn = Reactancia de la puesta a tierra del neutro de red, en Ω La tensión de defecto se puede calcular mediante la siguiente expresión: 𝑅𝑡·𝐼𝑑=𝑈𝑑 Donde: • Rt: Resistencia de la puesta a tierra de protección (Ω) • Id: Intensidad de defecto a tierra (A) DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 51 • Ud: Tensión de defecto (V) La resistencia a tierra se obtiene: 𝑅𝑡=𝑈𝑑 Id La tensión de defecto debe de ser menor que el nivel de aislamiento en baja tensión: Ud ≤ Ubt Sustituyendo la expresión de Ud se obtiene: 𝑅𝑡·𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 Rt Sustituyendo Id por la expresión vista anteriormente se obtiene: 𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2≤𝑈𝑏𝑡 𝑅𝑡 Sustituyendo valores se obtiene el valor mínimo que debe tener la resistencia de la puesta a tierra de protección: 13.200 √3∙√(40+𝑅𝑡)2+(0)2≤6.000 Rt 𝑅𝑡 𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 Esto quiere decir que la Resistencia máxima de difusión a tierra es igual a 148 Ω. Sustituyendo valores se obtiene el valor mínimo de la intensidad de defecto. 𝐼𝑑=𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2=13.200 √3∙√(40+148)2+(0)2=40,537 𝐴 El valor de la Intensidad de defecto mínima es igual a Id = 40,537 A. Por cada configuración tipo de electrodos, el método UNESA proporciona una relación de parámetros, expresados en valores unitarios. • Coeficiente de resistencia de puesta a tierra, Kr (Ω / Ω m) Rubén Herrera Galiano Memoria 52 | P á g i n a • Coeficiente de tensión de paso máxima, Kp (V / Ω m) (A) • Coeficiente de tensión de contacto exterior máxima, Kc (V / Ωm) (A) A partir del valor de la resistencia de la puesta a tierra de protección calculada anteriormente y de la resistividad del terreno, que es igual a 500 Ω·m, se obtiene el valor de Kr máximo: 𝑅𝑡=𝐾𝑟·𝜌 Donde: • Rt: Resistencia del sistema de puesta a tierra (Ω) • Kr: Coeficiente de Resistencia de puesta a tierra (Ω / (Ω ·m)) • ρ: Resistividad del terreno (Ω·m) Sustituyendo valores se obtiene: 𝐾𝑟=148 500=0,296 Ω/Ω · 𝑚 Por lo tanto se necesita un electrodo cuyo Coeficiente de Resistencia no supere 0,296 (Ω /(Ω·m)). Seleccionando un valor de Kr inmediatamente inferior al máximo, se tendrá la configuración tipo más económica para la instalación, por lo que se busca en las tablas de UNESA la primera configuración, dentro de las dimensiones 8 m x 3 m que cumple la condición Kr < 0,296 Ω / Ω ·m. Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes: Identificación 80-30/5/42 Geometría Bucle Nº de picas Cuatro Sección de los conductores 50 mm2 Diámetro de las picas 14 mm Kr 0,077 Kp 0,0165 Kc 0,0364 6.7.3. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA A TIERRA Con el valor de Kr = 0,077 Ω / Ω m que corresponde al electrodo de la configuración elegida y multiplicando por la resistividad del terreno, se obtiene el valor de la resistencia de tierra. 𝑅𝑡=𝐾𝑟·𝜌 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 53 𝑅𝑡=0,077·500=38,50 Ω 6.7.4. CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE DEFECTO Conocido el valor de la resistencia de puesta a tierra, se puede obtener el valor de la intensidad de defecto real: 𝐼𝑑=13.200 √3∙√(40+38,50)2+(0)2=97,08 𝐴 6.7.5. CÁLCULO DE LA TENSIÓN DE DEFECTO Se determina la tensión que aparece al producirse un defecto, multiplicando la resistencia de tierra por la intensidad de defecto: 𝑈𝑑=𝑅𝑡·𝐼𝑑 𝑈𝑑=38,50·97,08=3.737,58 𝑉 6.7.6. CÁLCULO DE LA SEPARACIÓN ENTRE LAS TIERRAS DE PROTECCIÓN Y SERVICIO DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones peligrosas al sistema de tierra de servicio, evitando así que afecten a los usuarios en BT, se establece una separación entre los electrodos de ambos sistemas, de manera que la tensión transferida al neutro de BT no supere los 1000 V, por lo que la tensión de defecto no debe superar los 1.000 V. En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de defecto superior a los 1.000 V indicados. 𝑈𝑑=5.284,93>1.000 𝑉 La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por la expresión: 𝐷≥ 𝜌·𝐼𝑑 2.000·𝜋 Rubén Herrera Galiano Memoria 54 | P á g i n a 𝐷≥500·97,08 2.000·𝜋 𝐷≥7,725 𝑚 6.7.7. CÁLCULO DE LAS TENSIONES DE PASO EXTERIOR DE PASO DE ACCESO Y CONTACTO EXTERIOR ADMISIBLES La tensión de paso resultante en el exterior, se obtiene multiplicando el coeficiente de tensión de paso por la resistividad del terreno y la intensidad de defecto: 𝑉`𝑝=𝐾𝑝·𝜌·𝐼𝑑 Sustituyendo se obtiene: 𝑉`𝑝=0,0165·500·97,08=800,91 𝑉 En el piso del Centro de Seccionamiento, se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,30x0,30 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos puntos opuestos de la puesta a tierra de protección del Centro. Dicho mallazo estará cubierto por una capa de hormigón de 10 cm como mínimo. Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte que pueda quedar en tensión, de forma eventual, estará sobre una superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo por tensión de contacto y de paso interior. De esta forma no será necesario el cálculo de las tensiones de contacto y de paso en el interior, ya que su valor será prácticamente cero. Asimismo, la existencia de una superficie equipotencial conectada al electrodo de tierra hace que la tensión de paso en el acceso sea equivalente al valor de la tensión de contacto resultante en el exterior. 𝑉𝑝′(𝑎𝑐𝑐)=𝐾𝐶·𝜌·𝐼𝑑=0,0364·500·97,08=1.766,8 𝑉 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 55 6.7.8. COMPROBACIÓN DE LAS TENSIONES ADMISIBLES A continuación, se debe comprobar que la tensión de paso calculada es inferior a los valores máximos admisibles definidos en la instrucción ITC-RAT- 13. Según indica esta misma norma y teniendo en cuenta la naturaleza de esta instalación (neutro a tierra), el tiempo de defecto se considera infinito, por lo que la tensión de contacto aplicada admisible es de 50V. La tensión de paso exterior admisible según la instrucción ITC-RAT-13 es igual a: 𝑉𝑝=10𝑉𝑐𝑎[1+2∙𝑅𝑎𝑐+6∙𝜌 1.000 ] Donde: • Vp: tensión de paso admisible en el exterior, en Voltios • Vca: tensión de contacto aplicada admisible según ITC-RAT-13, en Voltios • Ra1: Resistencia adicional del calzado, se estima en 2.000 Ω • 𝜌: resistividad del terreno, en Ω·m Sustituyendo valores se obtiene el valor de la tensión de paso máxima admisible: 𝑉𝑝𝑎=10𝑉𝑐𝑎[1+2∙𝑅𝑎𝑐+6∙𝜌𝑆 1.000 ]=10∙50[1+2∙2.000+6∙500 1.000 ]=4.000 𝑉 La tensión de paso en el acceso admisible según la instrucción ITC-RAT- 13 es igual a: 𝑉𝑝(𝑎𝑐𝑐)=10𝑉𝑐𝑎[1+2∙𝑅𝑎𝑐+3∙𝜌+3∙𝜌𝐻 1.000 ] Donde: • Vp (acc): tensión en el acceso admisible, en Voltio • Vca: tensión de contacto aplicada admisible según ITC-RAT-13, en Voltios • Ra1: Resistencia adicional del calzado, se estima en 2.000 Ω • 𝜌: resistividad del terreno, en Ω·m • 𝜌s: resistividad de la capa superficial, en Ω·m • 𝜌s, corregido: resistividad de la capa superficial corregida siendo 𝜌H la resistividad del hormigón, que se estima en 3.000 Ω·m • hs: espesor de la capa superficial del hormigón, 0,6 m Rubén Herrera Galiano Memoria 56 | P á g i n a Para el cálculo de 𝜌s se utiliza un factor de corrección mediante la siguiente formula: ρs,corregido=𝐶𝑠.ρH=(1−0,106(1−ρ ρs 2ℎ𝑠+1,106)).ρH =(1−0,106(1−500 3000 2∗0,6+1,106))∙3000=0,96∙3000 =2.885,08 Ω · m Sustituyendo valores se obtiene el valor de la tensión de paso máxima admisible: 𝑉𝑝(𝑎𝑐𝑐)=10𝑉𝑐𝑎[1+2∙𝑅𝑎𝑐+3∙𝜌+3∙𝜌𝑠,𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑜 1.000 ] =10∙50[1+2∙2.000+3∙500+3∙2.885,08 1.000 ]=7.577,62 𝑉 A continuación, se comparan los valores calculados con los admisibles para ver si la configuración elegida cumple con los requisitos de seguridad: Concepto Valor resultante Condición Valor admisible Tensión de paso resultante en el exterior Vp =800,91 V ≤ Vpa = 4.000 V Tensión de paso resultante en el acceso Vp (acc) = 1.766,8 V ≤ Vpa (acc) = 7.577,62 V Respecto a la tensión y la intensidad de defecto: Concepto Valor resultante Condición Valor admisible Tensión de defecto Ud =3.737,58V ≤ Vbt = 6.000 V Intensidad de defecto Id = 97,08 A ≤ Id = 1.000 A DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 57 6.7.9. TIERRA DE SERVICIO Debido a que la tensión de defecto es superior a 1.000 V, la tierra de servicio no puede estar unida con la de protección. La distancia de separación de los sistemas de puesta a tierra de protección y servicio vienen determinados por la siguiente formula: 𝐷≥ 𝜌·𝐼𝑑 2.000·𝜋=500·97,8 2.000·𝜋=7,78 𝑚 La resistencia límite de la puesta a tierra de servicio y su coeficiente de resistencia son: 𝑅𝐵=24 0,650=37 Ω 𝐾𝑟𝐵=𝑅𝐵 𝜌=37 500=0,074 Ω Ω·𝑚 Por lo tanto, se necesita un electrodo cuyo Coeficiente de Resistencia no supere 0,074 (Ω /(Ω·m)). Seleccionando un valor de Kr inmediatamente inferior al máximo, se tendrá la configuración tipo más económica para la instalación, por lo que se busca en las tablas de UNESA la primera configuración, que cumple la condición Kr < 0,074 Ω / Ω ·m. Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes: Identificación 5/62 Geometría Picas alineadas Nº de picas Seis Sección de los conductores 50 mm2 Diámetro de las picas 14 mm Kr 0,073 Kp 0,0120 Con los datos de la puesta a tierra seleccionada, obtenemos una resistencia de tierra de: 𝑅𝐵=𝜌·𝐾𝑟𝐵=500·0,073=36,5 Ω Rubén Herrera Galiano Memoria 64 | P á g i n a 7.3.1.3. CARACTERISTICAS MATERIAL VARIO DE ALTA TENSIÓN Embarrado general celdas FSMVES: El embarrado general de las celdas FSMVES está incluido en las propias celdas, pudiendo conectarse fácilmente entre ellas. Piezas de conexión celdas FSMVES: El elemento empleado para realizar la conexión eléctrica y mecánica entre celdas permite la unión del embarrado de las celdas del sistema FSMVES, fácilmente y sin necesidad de reponer gas SF6. Conectores para las celdas FSMVES: Para la conexión directa a los pasatapas situados en el compartimento de cables, así como para los ubicados en el lateral, se dispondrá de los conectores atornillables. En las salidas a transformador de las funciones de protección con fusibles, se utilizarán conectores enchufables de 400 A. Para la celda de protección con interruptor automático se deberán utilizar conectores apantallados. 7.3.1.4. CARACTERISTICAS DE LA APARAMEMNTA DE BAJA TENSIÓN Los aparatos de protección en las salidas de Baja Tensión del Centro de Transformación se tratarán en un apartados posteriores. 7.3.2. MEDIDA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA La medida de la energía eléctrica generada por el campo fotovoltaico se realizará en Media Tensión, mediante una celda de medida dispuesta en la zona de cliente del Centro de Seccionamiento. Esta celda de medida contendrá los transformadores de tensión e intensidad necesarios para la contabilización de la totalidad de la energía generada en el parque solar fotovoltaico de 2,30 MW, objeto del presente proyecto. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 65 7.3.3. PUESTA A TIERRA 7.3.3.1. TIERRA DE PROTECCIÓN Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero que puedan estarlo a causa de averías o circunstancias externas. Las celdas dispondrán de una pletina de tierra que las interconectará, constituyendo el colector de tierras de protección. 7.3.3.2. TIERRA DE SERVICIO Se conectará a tierra el neutro del transformador elevador, según se indica en el posterior apartado de "Cálculo de la instalación de puesta a tierra" de este proyecto. 7.3.3.3. TIERRAS INTERIORES Las tierras interiores del centro de transformación tendrán la misión de poner en continuidad eléctrica todos los elementos que deban estar conectados a tierra con sus correspondientes tierras exteriores. La tierra interior de protección se realizará con cable de 35 mm2 de cobre desnudo formando un anillo. Este cable conectará a tierra los elementos indicados en el apartado anterior 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. La tierra interior de servicio se realizará con cable de 35 mm2 de cobre aislado formando un anillo. Este cable conectará a tierra los elementos indicados en el apartado anterior 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. Las cajas de seccionamiento de la tierra de servicio y protección estarán separadas por una distancia mínima de 1 m. Rubén Herrera Galiano Memoria 66 | P á g i n a 7.3.4. INSTALACIONES SECUNDARIAS 7.3.4.1. ALUMBRADO En el perímetro del Powerblock 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 de este. El nivel medio es 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. 7.3.4.2. BATERIAS DE CONDENSADORES No se instalarán baterías de condensadores. 7.3.4.3. PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS De acuerdo con la instrucción ITC-RAT 14, se dispondrá como mínimo de un extintor de eficacia equivalente 89 B. 7.3.4.4. MEDIDAS DE SEGURIDAD Las celdas tipo FSMVES dispondrán de una serie de enclavamientos funcionales que responden a los definidos por la Norma UNE-EN 62271- 200:2012, y que son los siguientes: • Sólo es posible cerrar el interruptor con el seccionador de tierra abierto y con el panel de acceso cerrado. • El cierre del seccionador de puesta a tierra sólo es posible con el interruptor abierto. • La apertura del panel de acceso al compartimento de cables sólo es posible con el seccionador de puesta a tierra cerrado. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 67 • Con el panel delantero retirado, es posible abrir el seccionador de puesta a tierra para realizar el ensayo de cables, pero no es posible cerrar el interruptor. • Permite la condenación de maniobras por candado, tanto del interruptor como del seccionador de puesta a tierra. Además de los enclavamientos funcionales ya definidos, algunas de las distintas funciones se enclavarán entre ellas mediante cerraduras según se indica en anteriores apartados. 7.4. CÁLCULOS 7.4.1. INTENSIDAD DE MEDIA TENSIÓN Transformador de 2.500 kVA En un sistema trifásico, la intensidad primaria Ip viene determinada por la expresión: 𝐼𝑝=𝑆 √3∙𝑈 Siendo: • S = Potencia del transformador en kVA. • U = Tensión compuesta primaria en kV = 13,2 kV. Sustituyendo valores, tendremos: 𝐼𝑝=𝑆 √3∙𝑈=2.500 √3∙13,2=109,346 𝐴 Siendo, por tanto, la intensidad máxima total primaria de 109,346 Amperios. Rubén Herrera Galiano Memoria 68 | P á g i n a 7.4.2. INTENSIDAD DE BAJA TENSIÓN Transformador de 2.500 kVA En un sistema trifásico la intensidad secundaria Is viene determinada por la expresión: 𝐼𝑠=𝑆−𝑊𝐹𝑒−𝑊𝐶𝑢 √3∙𝑈 Siendo: S = Potencia del transformador en kVA. WFe = Pérdidas en el hierro. Se estiman en 2,60 kW. WCu = Pérdidas en los arrollamientos. Se estiman en 17,00 kW. U = Tensión compuesta del secundario en kilovoltios = 0,645 kV. Sustituyendo valores, tendremos: 𝐼𝑠=𝑆−𝑊𝑣−𝑊𝑐 √3∙𝑈 =2.500−2,60−17,00 √3∙0,645 =2.220,25 𝐴 Siendo, por tanto, la intensidad máxima total secundaria de 2.220,25 A. 7.4.3. SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES DE ALTA TENSIÓN Los fusibles son los limitadores de corriente, produciéndose su fusión, para una intensidad determinada, antes de que la corriente haya alcanzado su valor máximo. De todas formas, esta protección debe permitir el paso de la punta de corriente producida en la conexión del transformador en vacío, soportar la intensidad en servicio continuo y sobrecargas eventuales y cortar las intensidades de defecto en los bornes del secundario del transformador. Como regla práctica, simple y comprobada, que tiene en cuenta la conexión en vacío del transformador y evita el envejecimiento del fusible, se puede verificar que la intensidad que hace fundir al fusible en 0,1 segundo es siempre superior o igual a 14 veces la intensidad nominal del transformador. La intensidad nominal de los fusibles se escogerá, por tanto, en función de la potencia del transformador a proteger. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 69 Potencia del transformador = 2.500 kVA Intensidad nominal del fusible de M.T. = 160 A Dicha protección viene incluida en el centro Powerblock. 7.4.4. CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA Para realizar un cálculo correcto de la instalación de puesta a tierra del centro de seccionamiento, se ha utilizado el método de UNESA, recogido en el Manual Técnico “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a redes de tercera categoría”. En las instalaciones de alta tensión de tercera categoría de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16 kA, como es nuestro caso, no es imprescindible realizar una investigación previa de la resistividad del suelo. Es necesario conocer el valor numérico de la resistividad del terreno, pues de ella dependen tanto la Resistencia de Difusión a Tierra como la distribución de potenciales en el terreno, y como consecuencia, las Tensiones de Paso y Contacto resultantes en la instalación. Se determina la resistividad según el tipo de terreno donde se instala el centro de transformación, según la tabla siguiente, donde la resistividad media superficial en este caso es igual a 500 Ω·m (terreno arcilloso y poco fértil): Los neutros de la red de distribución de la empresa están unidos a tierra mediante resistencias de 40 Ω, por lo que en este caso también se une los neutros de los transformadores a tierra mediante resistencia similar, esto limita las corrientes de falta a tierra. Rubén Herrera Galiano Memoria 70 | P á g i n a 7.4.4.1. TIERRA DE PROTECCIÓN Según el “Reglamento sobre condiciones técnica y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión”, se conectan a este sistema las partes metálicas de la instalación que no estén en tensión normalmente, pero puedan estarlo a consecuencia de averías o causas fortuitas, tales como los chasis y los bastidores de los aparatos de maniobra, envolventes metálicas de las cabinas prefabricadas y carcasas de los transformadores. Como ya se ha dicho, para los cálculos a realizar se emplean las expresiones y procedimientos según el "Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de tercera categoría", editado por UNESA, conforme a las características del centro de transformación objeto del presente cálculo. Datos de partida: • Tensión de servicio: ……………………………………………………………..…13,2 kV • Régimen de neutro: ………………………………………………………….……..A tierra • Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT del CT: ……..…….6.000 V • Resistividad del terreno: ………………………………………………………..500 Ω·m 7.4.4.2. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA A TIERRA DE LAS MASAS DEL CENTRO DE SECCIONAMIENTO En este punto se va a determinar el valor máximo de la resistencia de puesta a tierra, que permita circular una intensidad defecto tal que actúen las protecciones. Por otro lado, se va a calcular la tensión de defecto Ud, que se produzca para que no dañe la instalación. Para evitar que la sobretensión producida por un defecto en el aislamiento del circuito de alta tensión deteriore los elementos de baja tensión del centro de seccionamiento, el electrodo de puesta a tierra debe tener un efecto limitador, de forma que la tensión de defecto sea inferior a la que soportan dichas instalaciones Ubt= 6 kV. Para el cálculo de la intensidad de defecto se hace uso de la siguiente expresión: DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 71 𝐼𝑑=𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2 Donde: • Id = corriente de defecto (A) • U = tensión compuesta de la red (V) • Rt = resistencia de la puesta a tierra de protección del centro de transformación (Ω) • Rn = Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red, en Ω • Xn = Reactancia de la puesta a tierra del neutro de red, en Ω La tensión de defecto se puede calcular mediante la siguiente expresión: 𝑅𝑡·𝐼𝑑=𝑈𝑑 Donde: • Rt Resistencia de la puesta a tierra de protección (Ω) • Id: Intensidad de defecto a tierra (A) • Ud: Tensión de defecto (V) La resistencia a tierra se obtiene: 𝑅𝑡=𝑈𝑑 Id La tensión de defecto debe de ser menor que el nivel de aislamiento en baja tensión: Ud ≤ Ubt Sustituyendo la expresión de Ud se obtiene: 𝑅𝑡·𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 Rt Sustituyendo Id por la expresión vista anteriormente se obtiene: 𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2≤𝑈𝑏𝑡 𝑅𝑡 Sustituyendo valores se obtiene el valor mínimo que debe tener la resistencia de la puesta a tierra de protección: Rubén Herrera Galiano Memoria 72 | P á g i n a 13.200 √3∙√(40+𝑅𝑡)2+(0)2≤6.000 Rt 𝑅𝑡 𝐼𝑑≤𝑈𝑏𝑡 Esto quiere decir que la Resistencia máxima de difusión a tierra es igual a 148 Ω. Sustituyendo valores se obtiene el valor mínimo de la intensidad de defecto. 𝐼𝑑=𝑈 √3∙√(𝑅𝑛+𝑅𝑡)2+(𝑋𝑛)2=13.200 √3∙√(40+148)2+(0)2=40,537 𝐴 El valor de la Intensidad de defecto mínima es igual a Id = 40,537 A. Por cada configuración tipo de electrodos, el método UNESA proporciona una relación de parámetros, expresados en valores unitarios. • Coeficiente de resistencia de puesta a tierra, Kr (Ω / Ω m) • Coeficiente de tensión de paso máxima, Kp (V / Ω m) (A) • Coeficiente de tensión de contacto exterior máxima, Kc (V / Ωm) (A) A partir del valor de la resistencia de la puesta a tierra de protección calculada anteriormente y de la resistividad del terreno, que es igual a 500 Ω·m, se obtiene el valor de Kr máximo: 𝑅𝑡=𝐾𝑟·𝜌 Donde: • Rt: Resistencia del sistema de puesta a tierra (Ω) • Kr: Coeficiente de Resistencia de puesta a tierra (Ω / (Ω ·m)) • ρ: Resistividad del terreno (Ω·m) Sustituyendo valores se obtiene: 𝐾𝑟=148 500=0,296 Ω/Ω · 𝑚 Por lo tanto se necesita un electrodo cuyo Coeficiente de Resistencia no supere 0,296 (Ω /(Ω·m)). Seleccionando un valor de Kr inmediatamente inferior al máximo, se tendrá la configuración tipo más económica para la instalación, por lo que se busca en las tablas de UNESA la primera configuración, dentro de las dimensiones 8 m x 2,5 m que cumple la condición Kr < 0,296 Ω / Ω ·m. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 73 Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes: Identificación 80-25/5/42 Geometría Bucle Nº de picas Cuatro Sección de los conductores 50 mm2 Diámetro de las picas 14 mm Kr 0,067 Kp 0,0139 Kc 0.0587 7.4.4.3. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA A TIERRA Con el valor de Kr = 0,067 Ω / Ω m que corresponde al electrodo de la configuración elegida y multiplicando por la resistividad del terreno, se obtiene el valor de la resistencia de tierra. 𝑅𝑡=𝐾𝑟·𝜌 𝑅𝑡=0,067·500=33,50 Ω 7.4.4.4. CÁLCULO DE LA INTENSIDAD DE DEFECTO Conocido el valor de la resistencia a tierra, se puede obtener el valor de la intensidad de defecto real: 𝐼𝑑=13.200 √3∙√(40+33,50)2+(0)2=103,68 𝐴 7.4.4.5. CÁLCULO DE LA TENSIÓN DE DEFECTO Se determina la sobretensión que aparece al producirse un defecto, multiplicando la resistencia de tierra por la intensidad de defecto: 𝑈𝑑=𝑅𝑡·𝐼𝑑 𝑈𝑑=33,50·103,68=3.473,53 𝑉 Rubén Herrera Galiano Memoria 80 | P á g i n a La provincia de Salamanca tiene un clima mediterráneo caracterizado por la ausencia de lluvias en los meses estivales y fuertemente condicionado por su continentalidad, que se refleja en los largos y fríos inviernos (5 meses). Por el contrario, los veranos son cortos (2 meses) y sus temperaturas no son muy elevadas, así podemos observar temperaturas medias en el mes de agosto en torno a los 20ºC. 8.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO CONECTADO A RED Una central solar fotovoltaica con estructura fija conectada a red está formada por los siguientes elementos: placas solares, estructura soporte, diodos de “by-pass”, diodos de bloqueo, inversores, fusibles, cables, terminales y otros dispositivos de protección contra sobretensiones (varistores, seccionadores, interruptores automáticos), cajas de conexión, así como la instalación de toma de tierra y protecciones contra contactos indirectos. Los módulos o placas solares pueden tener, en principio, cualquier tipo de asociación entre ellas. En este proyecto se ha adoptado la configuración de 248 grupos de 30 módulos en serie cada uno, distribuidos de forma equitativa entre los 7 cuadros de corriente continua (5 cuadros con 37 grupos de paneles cada uno, 1 cuadro con 38 grupos de paneles y 1 cuadro con 25 grupos de paneles). Estos cuadros de CC se conectarán directamente al inversor ubicado en la parte central de la parcela que alberga la instalación fotovoltaica proyectada en el presente documento técnico. De esta forma, se consiguen la tensión e intensidad deseadas para la instalación. Para los grupos de módulos conectados en serie con tensiones en circuito abierto superiores a 30 voltios, es necesario instalar, en paralelo con cada uno, diodos de “by-pass” que permiten un camino alternativo a la corriente alrededor de una serie de células cuando alguna de las que conforman dicha hilera está parcialmente destruida o sombreada. Normalmente los fabricantes incorporan uno o dos de estos componentes. Los diodos de bloqueo se conectan en serie con cada grupo serie principalmente en el caso de grandes instalaciones, como es nuestro caso. Cuando existen muchas ramas en paralelo, es conveniente disponer en serie con cada rama de un diodo de bloqueo para impedir que las ramas menos iluminadas actúen como cargas de las más iluminadas, en situaciones de cielo parcialmente nublado, como puede ser nuestro caso. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 81 Los fusibles protegen a los conductores de sobreintensidades, instalándose cuando el generador fotovoltaico está compuesto de varias ramas en paralelo, en los conductores que conectan la intensidad generada en dichas ramas. No obstante, en un diseño adecuado del cableado de un generador fotovoltaico, los cables o conductores que lo forman deberán tener la suficiente sección para permitir el paso de la máxima corriente generada (intensidad de la rama o suma de las intensidades de cortocircuito de las ramas en paralelo asociadas) sin sobrecalentarse y/o sin presentar caídas de tensión según la normativa actual vigente (Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión). Por todo ello, la mayoría de las veces que se utilizan fusibles en serie con las ramas de un generador fotovoltaico, van asociados a seccionadores que permitirán aislar dicho generador fotovoltaico del equipo o equipos a él conectados (por ejemplo, para mantenimiento). Las cajas de conexión son también muy importantes y numerosas en el generador fotovoltaico. Una mala conexión debida a un mal apriete del terminal o corrosión de éste por una inadecuada estanqueidad de la caja, puede inutilizar una o varias ramas. Otros componentes fundamentales de un generador fotovoltaico son los varistores, o dispositivos de protección contra sobretensiones producidas por descargas atmosféricas. Estos actúan como verdaderos fusibles de tensión y se instalan, en general, entre los terminales positivo y negativo de una rama o asociación de ramas y entre cada uno de dichos terminales y la tierra de todas las masas metálicas del generador y/o sistema fotovoltaico: Estructura y marcos metálicos de módulos, carcasas de cuadros eléctricos, inversores, etc. Van tarados a una determinada tensión y son aislantes hasta que se llega a dicha tensión momento en el que pasan a conducir, quedando inutilizados después de su actuación por lo que es necesaria su sustitución. Finalmente, la estructura soporte del generador fotovoltaico, la cual sirve para unir y hacer rígida la asociación serie/paralelo de los módulos que la componen. Deberá estar diseñada para soportar todas las cargas mecánicas que pudieran presentarse en cada caso: viento, nieve, contracciones y dilataciones por cambios de temperaturas, etc. La estructura soporte deberá garantizar la estanqueidad, permitiendo fácilmente, en todo caso la reposición o sustitución de cualquier módulo. La estructura a instalar se caracteriza por disponer los paneles fotovoltaicos en una lámina, sin contacto entre ellos, favoreciendo su ventilación, permitiéndoles dilatarse libremente y minimizando su resistencia estructural al viento. Rubén Herrera Galiano Memoria 82 | P á g i n a Cabe destacar que la localización exacta de los paneles fotovoltaicos se respeta un retranqueo mínimo de 10 metros al límite de las parcelas adyacentes, y de 15 metros con el eje de la carretera que circula al este de la parcela (Carretera comarcal “CL-510”) y una distancia mínima de 6 metros al eje de las líneas aéreas de media tensión que transcurren por la parcela. 8.2.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Los módulos solares fotovoltaicos son los elementos básicos de los que se compone un sistema fotovoltaico. Su función es captar la energía procedente del sol y transformarla en energía eléctrica. Están formados por un conjunto de células de silicio interconectadas entre ellas, capaces de transformar en electricidad esa energía procedente del sol. La producción depende directamente de la cantidad de fotones que inciden en su superficie (irradiancia), por lo que cuanto mayor sea la capacidad de captación de esos fotones, mayor será la producción. Habitualmente podemos encontrar esas células solares encapsuladas y montadas sobre una estructura metálica. Dependiendo de la manera en la que se fabrican las células, serán de un tipo u otro; podemos diferencias dos tipos de módulos en función de la disposición de sus átomos. - Células Cristalinas: Se diferencias dos modelos de células cristalinas, las células de silicio monocristalinas y las células de silicio policristalinas. Las células monocristalinas están constituidas por un solo cristal de grandes dimensiones que es cortado en laminas finas; las células policristalinas se constituyen mediante varios cristales. - Células Amorfas: Se fabrican dejando una película de silicio en forma de vapor encima de una superficie de acero, se consiguen células de menor densidad energética que las células cristalinas; su uso esta reducido a situaciones muy específicas. En nuestro caso las células de las que se componen los paneles solares de los que se compone la instalación son policristalinas, actualmente el coste de los paneles constituidos con células policristalinos es más barato a igual potencia con respecto a los paneles con células monocristalinos aunque la tendencia está cambiando. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 83 8.2.2. UNIDAD DE ACONDICIONAMIENTO DE POTENCIA: INVERSOR El dispositivo fundamental de un sistema fotovoltaico conectado a red es el inversor. Funciona como interfase entre el generador fotovoltaico y la red eléctrica. De este modo, el sistema fotovoltaico conectado a red forma parte de los sistemas de generación que alimentan dicha red. En esta instalación se dispondrá un inversor centralizado de 2.300 kW de potencia nominal. El inversor debe seguir la frecuencia a la tensión correspondiente de la red a la que se encuentre conectado. La forma de onda de la corriente de salida del inversor deberá ser lo más senoidal posible para minimizar el contenido de armónicos inyectados a la red. A este respecto, se recomiendan los valores incluidos en la norma CEI 555/1/2/3 (Comité Electrotécnico Internacional) equivalente a la norma CENELEC EN 60 555/1/2/3 (Comité Europeo de Normalización Electrotécnica) y equivalente a su vez a la norma AENOR UNE- 806-90/1/2/3 (Asociación Española de Normalización). El contenido de estas normas incluye la distorsión armónica máxima en corriente, en tanto por ciento sobre la fundamental, dependiendo del número de orden del armónico, producida por un receptor conectado a la red. Por supuesto, estos valores se consideran válidos cuando no existe distorsión armónica en la onda de tensión proveniente de la red. Los inversores deberán extraer la máxima potencia posible del generador fotovoltaico. Esto se consigue con un dispositivo que normalmente suelen incorporar este tipo de equipos, denominado “seguidor del punto de máxima potencia”. Se trata de un dispositivo electrónico incorporado en el inversor y que varía cada determinado tiempo (de uno a varios minutos) la tensión de entrada del inversor (o tensión de salida del generador fotovoltaico), hasta que el punto de V·I de salida (Potencia de salida) del generador se hace máximo. En resumen, los inversores a utilizar en sistemas fotovoltaicos conectados a red deben reunir las siguientes características generales: Alta eficiencia en condiciones nominales (>90%), así como en condiciones de baja insolación (>80% para valores de irradiancia  1,50 MW/C m2); bajo contenido de armónicos de intensidad (THD < 5%), gran fiabilidad, peso reducido, bajo nivel de emisión acústica, etc. Rubén Herrera Galiano Memoria 84 | P á g i n a 8.2.3. PROTECCIONES Además de las protecciones ya comentadas, un sistema fotovoltaico conectado a red debe incluir una serie de protecciones, tanto en la parte de continua como en la parte de alterna, que garanticen su buen funcionamiento a la par que un buen nivel de seguridad para el usuario y/o del personal de mantenimiento, semejante a los sistemas eléctricos de generación/consumo convencionales. Así, en la zona de continua y desde el punto de vista de funcionamiento del sistema, una buena toma de tierra de la estructura soporte, asegura un buen camino para la corriente causada por una descarga atmosférica que se produzca accidentalmente sobre ella. Por tanto, en la mayoría de los casos y sobre todo en las zonas de riesgo de este tipo de fenómenos, la estructura soporte y/o los marcos metálicos de los módulos, así como todas las carcasas metálicas del equipamiento eléctrico incluido en un sistema de estas características, han de ponerse a tierra, a menos que exista o se instale un pararrayos que proteja el área en el que dicha estructura soporte fuera instalada, debido a la posibilidad de acoplamiento vía tierra. Sobre la puesta a tierra de las partes activas del generador fotovoltaico, existe controversia. En el artículo 690-41 del Reglamento Electrotécnico de EEUU (NEC- National Electrical Code) se explicita que uno de los polos activos de un generador fotovoltaico ha de ponerse a tierra. Sin embargo, en Europa, es práctica común dejar el circuito en flotación, instalando varistores para protección contra sobretensiones. Asimismo, desde el punto de vista de la seguridad personal, para prevenir choques eléctricos en usuarios y/o personal de mantenimiento cuando la tensión del sistema sea igual o superior a 100 VDC, se instalará un dispositivo suficientemente sensible (100 mA, 25 ºC, 1.000 W/m2) que detecte corrientes de fuga del sistema a través de tierra y, en caso de contacto, actúe, cortocircuitando el sistema a tierra. Además, dicho mecanismo deberá poder actuarse manualmente con el mismo fin, evitando así cualquier riesgo de accidente durante las labores de mantenimiento correspondientes. En la zona de alterna a la salida del inversor, deberá disponerse un transformador para suministro trifásico, en el que su neutro irá también conectado a tierra. Por supuesto, en todos los casos es imprescindible una protección diferencial contra los contactos indirectos. También es necesaria la instalación de dos relés, uno de máxima y otro de mínima tensión que actúen sobre un interruptor automático de desconexión. Dichos relés están ya incluidos en el propio inversor. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 85 Además, en la zona de alterna se instalará un interruptor magnetotérmico de intensidad nominal adecuada para la protección de la instalación. Se resumen a continuación las características técnicas generales en cuanto a funcionamiento, que deben reunir los sistemas fotovoltaicos conectados a la red, incluyendo los límites en la fluctuación de tensión y frecuencia que la propia red pueda tener. • Fluctuación de Tensión: la tensión debe mantenerse entre el 85% y el 110% de su valor nominal. • Fluctuaciones de frecuencia: La frecuencia debe mantenerse entre 49 y 51 Hz para el adecuado funcionamiento del sistema fotovoltaico. • Compensación del factor de potencia: cosφ > 0,86 (inductivo). • Caída de tensión máxima permitida: ΔV = 5% V nominal. • Distorsión total armónica máxima: THD < 5%. 8.3. DISEÑO DE LA INSTALACIÓN 8.3.1. DATOS INICIALES El proyecto consiste en la generación y posterior evacuación de energía eléctrica a la tensión de 13,2 kV, en un punto de conexión dado. Mediante este sistema venderemos la totalidad de la energía generada por la instalación. La potencia total del campo generador es de 2.455.200 Wp a 1.119,80 VCC, en corriente continua, siendo convertida posteriormente en corriente alterna trifásica mediante un inversor Powerblock de 2.285.000 W, siendo ésta la potencia nominal de la instalación (2.285.000 W). Como el rendimiento del inversor es mayor cuanto más próximos estamos a su potencia nominal y con el fin de optimizar el balance energético, es primordial que la potencia pico del campo fotovoltaico sea mayor a la potencia nominal del inversor. Para evitar en la medida de lo posible la operación del inversor a media carga, la potencia pico del campo fotovoltaico nunca debe ser menor que la potencia nominal del inversor. De esta forma vemos que la potencia fotovoltaica instalada es de 2.455.200 Wp, mientras que la potencia en inversor es de 2.285.000 W, resultando un ratio de 1,075. Rubén Herrera Galiano Memoria 86 | P á g i n a 8.3.2. UBICACIÓN DE LOS INVERSORES Y LOS CUADROS ELÉCETRICOS Los cuadros de corriente continua estarán distribuidos uniformemente por toda la zona de paneles, situados bajo la estructura metálica junto a los grupos fotovoltaicos que recogen, de forma que se minimice al máximo el cableado necesario y se consiga una mejor eficiencia en la instalación. Por otra parte, el inversor forma parte del conjunto Powerblock, situándose en la zona central de la parcela. En dicho Powerblock también se dispondrá el transformador elevador (645V/13,2kV), así como las protecciones necesarias en Media Tensión a través de la celda de protección. La medida de la energía eléctrica se realizará en Media Tensión mediante la correspondiente celda de medida ubicada en la zona de cliente del Centro de Seccionamiento, ubicado en la zona Oeste de la parcela. La ubicación exacta de todos los equipos puede verse en el plano nº 3. 8.3.3. ESTRUCTURA SOPORTE Para fijar las placas al suelo, se opta por utilizar una estructura soporte modular, variable y ampliable para la instalación de módulos fotovoltaicos. La estructura portante es de acero galvanizado, las conexiones (tornillos, tuercas y placas de sujeción) de acero V2A. El dimensionado de los perfiles de montaje como correas articuladas permite una carga de viento de 90 km/h, y una carga de nieve de 1,2 kN/m2 (lo equivalente a una capa de nieve de 1,20 m de espesor). Los módulos quedarán anclados al suelo mediante estructura fija con una inclinación de 30° y una orientación perfectamente Sur, según estudio topográfico. Los módulos se enclavan sobre los perfiles de soporte. Los componentes de las conexiones de apriete son de acero V2A. 8.3.4. DISEÑO DE LA CENTRAL FOTOVOLTAICA En un sistema fotovoltaico conectado a red, como ya se ha indicado, se tienen los siguientes elementos: módulos, estructura soporte, diodos de “by- DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 87 pass”, diodos de bloqueo, inversores, fusibles, cables, terminales y otros dispositivos de protección contra sobretensiones, así como cajas de conexión, etc. 8.3.4.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Según se ha indicado anteriormente, se dispondrán un total de 7.440 módulos solares fotovoltaicos de 330 WP, conformando una potencia total del campo generador de 2.455.200 WP. El modelo de panel fotovoltaico escogido será el IBS72P-330, de Iberian Solar. Sus características en condiciones estándar son las siguientes: 8.3.4.2. CONFIGURACIÓN DEL CAMPO GENERADOR Como se ha indicado anteriormente, el campo generador consta de un total de 7.440 módulos solares de 330 WP. Características del módulo a 1.000 W/m2, 25ºC Modelo IBS72P-330 Potencia nominal Pmax 330 W Tolerancia <5 % Tipo de célula Policristalina Células por modulo 72 Tensión punto de máxima potencia Mpp, Vmp 37,30 V Corriente punto de máxima potencia Mpp, Imp 8,74 A Tensión de circuito abierto Voc 45,80 V Corriente de cortocircuito Icc 9,15 A Máximo voltaje del sistema 1.500 V Longitud 1.956 mm Características del módulo a 1.000 W/m2, 25ºC Anchura 992 mm Espesor (sin caja) 35 mm Peso 22,5 kg Tipo de marco Aluminio anodizado Coeficiente de temperatura de corriente Icc +0,050 %/ºC Coeficiente de temperatura de voltaje Voc -0,310 %/ºC Coeficiente de temperatura de potencia Pmax -0,410 %/ºC Rubén Herrera Galiano Memoria 88 | P á g i n a En cuanto a su distribución eléctrica, el campo generador se compone de 248 grupos de 30 módulos en serie cada uno, siendo la tensión a máxima potencia de cada grupo de 1.119,00 VCC y la corriente de máxima potencia de 8,74 ACC, en condiciones estándar. La distribución del cableado es a través de polos separados recogidos en el cuadro de corriente continua correspondiente (siete en total), en los que se situarán los polos positivo y negativo separados para evitar los posibles contactos de los dos polos a la vez, mediante unos separadores de material aislante. Esta instalación fotovoltaica está compuesta por siete cuadros de corriente continua y un inversor; los cuadros de corriente continua se conectan directamente al inversor. Para la conversión de la corriente continua del campo fotovoltaico en alterna para su inyección a la red, se ha dispuesto un inversor Powerblock de 2.300 kW. Las series de paneles se conectarán al cuadro de corriente continua correspondiente mediante líneas canalizadas al aire bajo la estructura metálica, salvo cuando sea necesario salvar la distancia entre dos filas de paneles, que pasará a canalizarse en zanja subterránea. De cada cuadro de corriente continua saldrá una línea que, canalizada en subterráneo, llegará al inversor. En dichas líneas los polos positivos y negativos se dispondrán separados mediante material aislante para evitar el contacto entre sus partes activas. Posteriormente, a la salida del inversor se dispondrá de un transformador de 2.500 kVA para aumentar la tensión del sistema a 13,2 kV, la necesaria para la conexión a la red de distribución de la zona, propiedad de “i-DE Redes Inteligentes, S.A.U.” El propio transformador se ubicará junto al inversor, conformando el conjunto Powerblock. Finalmente, tal y como se describe en anteriores apartados, del Powerblock parte una nueva línea subterránea, con conductor HEPR-Z1 Al de 95 mm2 por fase canalizado en zanja subterránea, que se conecta en el Centro de Seccionamiento ubicado al Oeste de la parcela objeto del proyecto, el Centro de Seccionamiento se conecta al Punto de Entronque (apoyo a sustituir) mediante una línea de entrada y salida al mismo. Con anterioridad a la conexión, y en la zona de cliente del propio Centro de Seccionamiento, se medirá la energía generada en el campo fotovoltaico mediante la correspondiente celda de medida, descrita en el apartado dedicado a la Media Tensión. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 89 La localización de los equipos, así como el trazado de las líneas eléctricas puede verse en el plano nº3. Los conductores utilizados en Baja Tensión para la realización del cableado que une los distintos elementos de la instalación son unipolares con las siguientes características: Exterior (grupos de paneles hasta cuadros de corriente continua): • Denominación técnica: RV-K 0,6/1 kV • No propagador de la llama: UNE 60332-1-2:2005/A11:2016 • Conductor de cobre: Clase 5 • Aislamiento: XLPE (Polietileno reticulado) • Cubierta: PVC tipo DMV-18 • Temperatura máxima: 90º • Construcción (Cu) según: UNE 21123-2:2017 • Utilización: Distribución de energía en Baja Tensión, en exterior para instalaciones fijas. Exterior subterráneo (resto de la instalación hasta Powerblock): • Denominación técnica: XZ1-Al 0,6/1 kV • No propagador de la llama: UNE 60332-1-2:2005/A11:2016 • Conductor de aluminio: Clase 5 • Aislamiento: XLPE (Polietileno reticulado) • Cubierta: PVC tipo DMV-18 • Temperatura máxima: 90º • Construcción (Al) según: UNE 21123:2017 • Utilización: Distribución de energía en Baja Tensión, en exterior para instalaciones fijas. La sección de estos conductores está calculada para que no se produzcan caídas de tensión superiores al 1,5% en la parte de corriente continua ni al 1.5% en la parte de corriente alterna. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y debidamente protegidos. Las secciones empleadas, según se justifica en el capítulo de cálculos, son las siguientes: Rubén Herrera Galiano Memoria 96 | P á g i n a 𝐾𝑟=Rρ=240 500=0,48 Ω Ω·𝑚 Se elige una configuración similar a la geometría de la instalación a proteger cuya resistencia máxima a tierra sea inferior a Kr. No obstante, no hay ninguna configuración estándar según el método UNESA que coincida con dicha geometría, por tanto, se adopta la siguiente configuración que coincide con esas dimensiones y se estudia su viabilidad. Datos de la configuración: • Configuración: picas en hilera • Numero de picas: 55 (Distribuidas equitativamente en la instalación) • Longitud de picas: 2 m • Profundidad de picas: 0,5 m Las picas se unen entre sí con conductor desnudo de cobre 50 mm², y una longitud total de 600 m. 8.3.5.4.2. CÁLCULO DE RESISTENCIA DE CADA PICA 𝑅𝑝=𝜌L • Rp: Resistencia de una pica. • ρ: Resistividad que presenta el terreno, iguala a 500 Ω · m • L: longitud de la pica [m] Sustituyendo valores en la expresión se obtiene: 𝑅𝑝=500 2=250 Ω 8.3.5.4.3. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL CONJUNTO DE PICAS 𝑅55𝑝= 1 55·1 𝑅𝑃 Donde: • R49p: Resistencia del conjunto de las 49 picas. • Rp: Resistencia de una pica DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 97 Sustituyendo valores en la expresión se obtiene: 𝑅55𝑃=1 55·1 250=4,54 Ω 8.3.5.4.4. CÁLCULO DE LA RESISTENCIA DEL CONDUCTOR DESNUDO 𝑅𝐶=2·𝜌 L Donde: • Rc: Resistencia del conductor de cobre desnudo. • 𝜌: Resistividad que presenta el terreno, iguala a 500 Ω · m • L: longitud del conductor [m] 𝑅𝑐=2·500 600 =1,666 Ω 8.3.5.4.5. RESISTENCIA DEL CONJUNTO DE PICAS MÁS CONDUCTOR DESNUDO 𝑅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙=1 1 R55P+1 RC Sustituyendo valores en la expresión se obtiene: 𝑅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙=1 1 4,54+1 1,666=1,219Ω RTotal ≤ Rtmax La resistencia total es inferior a la máxima admisible, por lo que se concluye que esta configuración es correcta. Todas las partes metálicas de los elementos de corriente continua se unen a esta tierra de protección, como son la estructura metálica soporte, marco de los paneles, envolventes de los cuadros de corriente continua, borne de tierra de protección de corriente continua del inversor, etc. Rubén Herrera Galiano Memoria 98 | P á g i n a 8.4. CÁLCULOS Y RESULTADOS En el presente capítulo se pretende dar justificación de los cálculos necesarios para la realización de la instalación. 8.4.1. CÁLCULOS DE LA INSTALACIÓN 8.4.1.1. CÁLCULO DE LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES La sección de los conductores, según indica la ITC-BT-40 debe ser tal que se cumplan tres condiciones: • La caída de tensión total sea inferior al 3% (máximos de 1,5% en la parte de continua y 1.5% en la parte de alterna). • Los conductores deberán ser dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la máxima intensidad del generador. • En caso de cortocircuito, la energía pasante durante el tiempo de defecto debe ser inferior al límite máximo. Se utilizará cable con doble aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) con tensión de aislamiento 1.000 V. Como ya se ha indicado, el campo fotovoltaico está formado por 248 grupos de 30 módulos en serie cada uno, ubicados sobre suelo. De cada grupo de paneles saldrá un polo positivo y otro negativo, canalizándose por separado hasta llegar al cuadro de corriente continua correspondiente (siete en total). Los cuadros de corriente continua se conectarán directamente al inversor (PowerBlock), según la tabla mostrada en el apartado de Configuración del Campo Fotovoltaico, y este al Transformador del propio conjunto PowerBlock. Según estas distribuciones, se han realizado los cálculos de las secciones de los conductores teniendo en cuenta las caídas de tensión máximas permitidas, que para la parte de continua son del 1,5%, y para la parte de alterna del 1,50%. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 99 La conexión del inversor con el Transformador viene preinstalada y diseñada como conjunto, por lo que no se tienen en cuenta las caídas procedentes de esta conexión. Las siguientes expresiones nos dan las secciones a instalar en función de las caídas de tensión fijadas: • En corriente continua: 𝑒= 2 ∙ 𝑃 ∙ 𝑙 𝛾 ∙ 𝑉 ∙ 𝑆 𝑃=𝐼∙𝑉 • En corriente alterna: • Monofásica: 𝑒= 2 ∙ 𝑃 ∙ 𝑙 𝛾 ∙ 𝑉 ∙ 𝑆 𝑃=𝐼∙𝑉∙𝑐𝑜𝑠𝜑 Trifásica: 𝑒= 𝑃 ∙ 𝑙 𝛾 ∙ 𝑉 ∙ 𝑆 𝑃=√3∙𝐼∙𝑉∙𝑐𝑜𝑠𝜑 Donde: • e = Caída de tensión en Voltios • P = Potencia en Watios • V = Tensión en Voltios • I = Intensidad en Amperios • l = Longitud en Metros • γ = Conductividad cobre en función de la temperatura que soportará el conductor, según las siguientes expresiones: 𝑇=40+(𝑇𝑚á𝑥−40)(𝐼𝑛 𝐼𝑚á𝑥)2 𝛾=𝛾20[1+𝛼(𝑇−20)] Donde: • T es la temperatura que deberá soportar el conductor, en °C • Tmáx es la máxima temperatura del aislamiento (XLPE = 90°C) • In es la corriente nominal que circulará por el conductor, en A • Imáx es la máxima corriente que soporta el conductor, en A Rubén Herrera Galiano Memoria 100 | P á g i n a • γ20 es la conductividad a 20°C del Cu (56 𝑚 Ω · 𝑚𝑚2) ó Al (35,70 𝑚 Ω · 𝑚𝑚2) • α es el coeficiente de temperatura del conductor (3,90·10-3 K-1) La siguiente tabla nos refleja, empleando las expresiones anteriores, la caída de tensión en los diferentes tramos de la instalación, junto a la longitud de dicho tramo y la corriente que circula por él. A partir del Powerblock, la instalación es en corriente alterna en Media Tensión a 13.200 V. En el tramo 2 (series a cuadros de CC), se resalta la serie más desfavorable para cada uno de los 7 cuadros de CC. Tramo 1: Común Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) Cableado series de paneles 30 8,85 0,230% 1119,0 4 mm2 Cu DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 101 Tramo 2: Series-CC Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) 1001 a CC1 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 1002 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1003 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1004 a CC1 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 1005 a CC1 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 1006 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1007 a CC1 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 1008 a CC1 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 1009 a CC1 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 1010 a CC1 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 1011 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1012 a CC1 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 1013 a CC1 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 1014 a CC1 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 1015 a CC1 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 1016 a CC1 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 1017 a CC1 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 1018 a CC1 90 8,85 0,472% 1119,0 6 mm2 Cu 1019 a CC1 90 8,85 0,472% 1119,0 6 mm2 Cu 1020 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1021 a CC1 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 1022 a CC1 20 8,85 0,105% 1119,0 6 mm2 Cu 1023 a CC1 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 1024 a CC1 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 1025 a CC1 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 1026 a CC1 100 8,85 0,524% 1119,0 6 mm2 Cu 1027 a CC1 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 1028 a CC1 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 1029 a CC1 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 1030 a CC1 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 1031 a CC1 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 1032 a CC1 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 1033 a CC1 100 8,85 0,524% 1119,0 6 mm2 Cu Rubén Herrera Galiano Memoria 102 | P á g i n a Tramo 2: Series-CC Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) 1034 a CC1 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 1035 a CC1 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 1036 a CC1 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 1037 a CC1 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 2038 a CC2 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 2039 a CC2 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 2040 a CC2 100 8,85 0,524% 1119,0 6 mm2 Cu 2041 a CC2 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 2042 a CC2 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 2043 a CC2 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 2044 a CC2 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 2045 a CC2 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 2046 a CC2 75 8,85 0,393% 1119,0 6 mm2 Cu 2047 a CC2 90 8,85 0,472% 1119,0 6 mm2 Cu 2048 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2049 a CC2 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 2050 a CC2 15 8,85 0,079% 1119,0 6 mm2 Cu 2051 a CC2 20 8,85 0,105% 1119,0 6 mm2 Cu 2052 a CC2 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 2053 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2054 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2055 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2056 a CC2 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 2057 a CC2 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 2058 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2059 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2060 a CC2 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 2061 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2062 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2063 a CC2 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 2064 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2065 a CC2 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 2066 a CC2 95 8,85 0,498% 1119,0 6 mm2 Cu DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 103 Tramo 2: Series-CC Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) 2067 a CC2 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 2068 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2069 a CC2 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 2070 a CC2 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 2071 a CC2 95 8,85 0,498% 1119,0 6 mm2 Cu 2072 a CC2 100 8,85 0,524% 1119,0 6 mm2 Cu 2073 a CC2 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 2074 a CC2 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 3075 a CC3 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 3076 a CC3 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 3077 a CC3 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 3078 a CC3 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 3079 a CC3 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 3080 a CC3 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 3081 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3082 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3083 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3084 a CC3 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 3085 a CC3 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 3086 a CC3 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 3087 a CC3 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 3088 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3089 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3090 a CC3 75 8,85 0,393% 1119,0 6 mm2 Cu 3091 a CC3 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 3092 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3093 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3094 a CC3 15 8,85 0,079% 1119,0 6 mm2 Cu 3095 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3096 a CC3 90 8,85 0,472% 1119,0 6 mm2 Cu 3097 a CC3 75 8,85 0,393% 1119,0 6 mm2 Cu 3098 a CC3 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 3099 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3100 a CC3 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 3101 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu Rubén Herrera Galiano Memoria 104 | P á g i n a Tramo 2: Series-CC Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) 3102 a CC3 90 8,85 0,472% 1119,0 6 mm2 Cu 3103 a CC3 75 8,85 0,393% 1119,0 6 mm2 Cu 3104 a CC3 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 3105 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3106 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3107 a CC3 75 8,85 0,393% 1119,0 6 mm2 Cu 3108 a CC3 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 3109 a CC3 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 3110 a CC3 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 3111 a CC3 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4112 a CC4 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4113 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4114 a CC4 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4115 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4116 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 4117 a CC4 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 4118 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4119 a CC4 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 4120 a CC4 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 4121 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 4122 a CC4 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 4123 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4124 a CC4 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 4125 a CC4 25 8,85 0,131% 1119,0 6 mm2 Cu 4126 a CC4 25 8,85 0,131% 1119,0 6 mm2 Cu 4127 a CC4 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 4128 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4129 a CC4 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4130 a CC4 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4131 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 4132 a CC4 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 4133 a CC4 25 8,85 0,131% 1119,0 6 mm2 Cu 4134 a CC4 40 8,85 0,210% 1119,0 6 mm2 Cu 4135 a CC4 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 105 Tramo 2: Series-CC Long. (m) Imáx. (A) Caída Tensión (%) Tensión Trabajo (V) Secc. a emplear por fase (mm2) 4136 a CC4 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 4137 a CC4 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 4138 a CC4 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 4139 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 4140 a CC4 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 4141 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 4142 a CC4 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 4143 a CC4 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 4144 a CC4 95 8,85 0,498% 1119,0 6 mm2 Cu 4145 a CC4 80 8,85 0,420% 1119,0 6 mm2 Cu 4146 a CC4 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 4147 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 4148 a CC4 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 5149 a CC5 95 8,85 0,498% 1119,0 6 mm2 Cu 5150 a CC5 110 8,85 0,577% 1119,0 6 mm2 Cu 5151 a CC5 65 8,85 0,341% 1119,0 6 mm2 Cu 5152 a CC5 50 8,85 0,262% 1119,0 6 mm2 Cu 5153 a CC5 35 8,85 0,184% 1119,0 6 mm2 Cu 5154 a CC5 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 5155 a CC5 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 5156 a CC5 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 5157 a CC5 100 8,85 0,524% 1119,0 6 mm2 Cu 5158 a CC5 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 5159 a CC5 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 5160 a CC5 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 5161 a CC5 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu 5162 a CC5 55 8,85 0,288% 1119,0 6 mm2 Cu 5163 a CC5 70 8,85 0,367% 1119,0 6 mm2 Cu 5164 a CC5 85 8,85 0,446% 1119,0 6 mm2 Cu 5165 a CC5 60 8,85 0,315% 1119,0 6 mm2 Cu 5166 a CC5 45 8,85 0,236% 1119,0 6 mm2 Cu 5167 a CC5 30 8,85 0,157% 1119,0 6 mm2 Cu Rubén Herrera Galiano Memoria 112 | P á g i n a 𝑒= 2∙𝑉∙𝐼∙𝑙 𝛾∙𝑉∙𝑆 =2∙1119,0∙231,50∙210 31,77∙1119,0∙2∙185=7,903 𝑉=0,706 % La caída de tensión total en la parte de corriente continua, dividida por cuadros, será la suma de cada grupo + extremo de grupo a cuadro de CC + cuadro de CC a inversor: %𝐶𝐶1=0,230+0,524+0,542=1,297 % %𝐶𝐶2=0,230+0,524+0,375=1,130 % %𝐶𝐶3=0,230+0,472+0,542=1,244 % %𝐶𝐶4=0,230+0,498+0,459=1,187 % %𝐶𝐶5=0,230+0,577+0,459=1,266 % %𝐶𝐶6=0,230+0,524+0,646=1,400 % %𝐶𝐶7=0,230+0,524+0,706=1,461 % (𝑚á𝑥) Lo que supone una caída de tensión, en todos los casos, inferior a la permitida del 1,5%. En la parte de alterna: • Del PowerBlock al Centro de Seccionamiento: 𝑃=2.300.000 𝑊 (𝑓𝑖𝑗𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟) 𝑒= 𝑃∙𝑙 𝛾∙𝑉∙𝑆=2.300.000∙160 3,03∙13200∙3∙95=5,310 𝑉=0,040 % • Del Centro de Seccionamiento al Punto de Conexión: 𝑃=2.300.000 𝑊 (𝑓𝑖𝑗𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟) 𝑒= 𝑃∙𝑙 𝛾∙𝑉∙𝑆=2.300.000∙30 7,65∙13200∙3∙240=0,394 𝑉=0,003 % Por lo que la caída de tensión en la parte de alterna será: %𝐶𝐴=0,040+0,003=0.043 % Una caída de tensión inferior a la permitida del 1,50%. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 113 De esta forma, tenemos que la caída de tensión máxima de la instalación será de: %𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿=1,461+0,043=𝟏,𝟓𝟎𝟒 % Inferior al 3,00%, máximo establecido por el I.D.A.E. 8.4.1.2. INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO Vamos a calcular la intensidad de cortocircuito que debe soportar el inversor. Este dato es importante, ya que nos dirá qué corriente se producirá en nuestra instalación si en un punto de ella se diera un cortocircuito. Como ya se ha indicado, los paneles han sido agrupados en 248 bloques en paralelo de 30 módulos en serie cada uno repartidos equitativamente entre los cuadros de corriente continua. Partiremos de las características eléctricas de los módulos, resumidas a continuación: Iberian Solar IBS72P -330 Policristalino • Tensión en el punto de máxima potencia Vmp: ………….….37,30 V • Tensión en circuito abierto Voc: ……………………………………45,90 V • Corriente de máxima potencia Imp: ……………………………….8,85 A • Corriente en cortocircuito Icc: ……………………………………….9,26 A 8.4.1.2.1. CÁLCULOS ÉLECTRICOS • Intensidad de cortocircuito: Es la corriente que aparece si se cortocircuitan los terminales al comienzo de ella. ICC= 9,26 A x 248 (Ramas en paralelo) = 2.296,48 A • Intensidad de máxima potencia. IPMM = 8,85 A x 248 (Ramas en paralelo) = 2.194,80 A • Tensión de máxima potencia. VPMM = 37,30 V x 30 (Paneles en serie) = 1.119,00 V Rubén Herrera Galiano Memoria 114 | P á g i n a • Tensión en circuito abierto. VOC = 45,90 V x 30 (Paneles en serie) = 1.377,00 V 8.4.1.2.2. CURVA CARACTERÍSTICAS ELECTRICAS DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA Vamos a representar los datos obtenidos en el apartado anterior en la gráfica característica de la instalación fotovoltaica. Esta gráfica va a ser similar a la curva característica de cada panel fotovoltaico dado por el fabricante, ya que lo único que hemos hecho es tratar a cada módulo como una pila, agrupándolas según nuestras necesidades. Curva de características eléctricas DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 115 8.4.1.3. RADIACIÓN Y ENERGÍA GENERADA 8.4.1.3.1. DATOS INICIALES Como se ha indicado anteriormente, el campo generador del proyecto está constituido por 7.440 paneles de 330 WP cada uno, obteniendo una potencia total de 2.455.200 WP. La superficie ocupada por la instalación es de 15.000 m2 aproximadamente. Por su situación cuenta con los siguientes parámetros geográficos: Latitud: 40º 53’ 29’’ Norte Longitud: 05º 35’ 41’’ Oeste Altitud: 860 metros Sabiendo que la orientación más adecuada para estas instalaciones es la orientación sur, es decir, acimut 0º, colocaremos los paneles solares siguiendo perfectamente este criterio, ampliándolo a un ángulo de inclinación de β = 30º, y de esta forma optimizar la instalación a ejecutar. 8.4.1.3.2. PÉRDIDAS DE RADIACIÓN POR SOMBRAS Dado el emplazamiento de la instalación, se puede decir que durante las horas de máxima radiación las sombras de los posibles obstáculos no afectan a nuestra instalación. No se van a considerar las sombras producidas por los árboles o posibles edificios, ya que no existen en las inmediaciones a una altura superior a la que nos concierne. En el caso que nos ocupa, los paneles se colocan formando filas de, aproximadamente, 2 metros de altura. La distancia entre filas es de 5 metros, suficiente para que las filas no se produzcan sombras entre ellas en las horas Pmax: 2.194,80 · 1.119,00 = 2.455.981,20 W, esto es igual que si hacemos 330 WP de cada panel por los 7.440 paneles que llegan a los inversores (2.455.200 WP). Rubén Herrera Galiano Memoria 116 | P á g i n a de mayor radiación, siendo únicamente significativas en las primeras y últimas horas del día, cuando la radiación es despreciable. Por ello, las pérdidas por este término se considerarán nulas. 8.4.2. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN MEDIANTE PROCESO TEÓRICO Para calcular la producción anual, en kWh/año es necesario conocer cuál es la energía producida por nuestra instalación. Así, según el tratado publicado por E. Lorenzo “Electricidad Solar. Ingeniería de los sistemas fotovoltaicos” la energía producida por un sistema fotovoltaico conectado a red (E), se expresa como: FrFs I Gef PE = Donde: • P = Potencia nominal de la instalación, o potencia máxima que entrega el generador en las condiciones estándar de medida (CEM). • Gef = Irradiación anual efectiva que incide sobre la superficie del generador. • I = Iluminación a la que se determina la potencia nominal de las células y generadores fotovoltaicos (1.000 W/m2) • Fs = Factor de rendimiento que considera pérdidas por sombreado. • Fr = Factor de rendimiento que considera las pérdidas asociadas a la conversión DC/AC. Potencia nominal. Es la potencia pico que produce el panel en las condiciones estándar de medida (1.000 W/m2 de iluminación y 25 ºC de temperatura de la célula, así como una distribución espectral AM 1,5 G). Radiación solar. Se estima que la irradiación solar incidente sobre los paneles fotovoltaicos, se realiza en tres etapas: La predicción de la irradiación anual incidente sobre la superficie horizontal, G(0). Se supone que coincide con el valor medio, medido en el pasado, a lo largo de un histórico que contempla al menos 20 años. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 117 En el caso de Calvarrasa de Arriba, la irradiación incidente anual sobre la superficie horizontal es de 1.752 kWh/m2, correspondiendo a un valor medio diario de 4,8 kWh/m2. La estimación de la irradiación anual incidente sobre una superficie inclinada de tal manera que maximice la captación de la radiación solar G (βmáx.). La inclinación de la superficie óptima βopt., orientada al sur, se relaciona con la latitud Φ mediante la expresión: βopt. = 3,7 + 0,69 Φ donde ambos ángulos se expresan en grados. Para el caso de Calvarrasa de Arriba (Salamanca), cuya latitud es 40º53’29’’ (40,89), tenemos que: βopt. = 3,7 + 0,69 × 40,89 = 31,9141 = 31º54’51’’ La irradiación anual sobre esta superficie óptima se estima como: G(βopt.) = G(0)·[1 - 4,46·10-4× βopt. - 1,19·10-4× βopt.2 ] -1 Para el caso de Calvarrasa de Arriba, tomando como dato de referencia para la irradiación horizontal G(0)= 1.752 kWh/m2, tenemos que la radiación sobre la superficie óptima es: G(βopt.) = 1,1566 G(0) = 2.026,46 kWh/m2 La estimación de la irradiación anual efectiva incidente sobre la superficie del generador Gef (β,α). A la hora de calcular esta irradiación hemos de considerar que, en una situación real, la cara frontal de los módulos fotovoltaicos es un simple cristal liso que, además, siempre tiene un cierto grado de suciedad. Lisura y suciedad suponen pérdidas significativas en la captación de la radiación que incide sobre los módulos con ángulos alejados de la perpendicular. Esta es la experiencia de todos, que los cristales se van comportando como espejos y van pareciendo más sucios cuanto más se los mira de lado. Por tanto, podemos realizar la estimación de la irradiación anual efectiva incidente, con un ángulo de inclinación con respecto a la horizontal de β = 30º, y un azimut o desviación con respecto al sur α = 0º. Donde: Rubén Herrera Galiano Memoria 118 | P á g i n a α = acimut (ángulo de desviación respecto al sur) de la superficie receptora (0°) β = inclinación respecto a la horizontal (30°) = )( ),( optG Gef   g1·(β – βopt)2 + g2·( β – βopt) + g3 siendo: gi = gi1·α2 + gi2·|α| + gi3 ; i = 1,2,3 Los coeficientes para superficies con un grado mediano de suciedad, que se caracteriza por una pérdida de transparencia del 3% en la dirección normal de la superficie, son los reflejados en la siguiente tabla: Tsucio(0)/Tlimpio(0) = 0,97 Coeficientes i = 1 i = 2 i =3 gi1 8·10-9 3·10-7 -1,218·10-4 gi2 -4,27·10-7 8,2·10-6 8·10-9 gi3 -2,5·10-5 -1,034·10-4 0,9314 A continuación, se expone el cálculo realizado para nuestro caso: gi = gi1·α2 + gi2·|α| + gi3 i = 1 ➔ g1 = g11·α2 + g12·|α| + g13 = 0 + 0 + (-2,5·10-5) g1 = - 2,5·10-5 i = 2 ➔ g2 = g21·α2 + g22·|α| + g23 = 0 + 0 + (-1,034·10-4) g2 = - 1,034·10-4 i = 3 ➔ g3 = g31·α2 + g32·|α| + g33 = 0 + 0 + 0,9314 g3 = 0,9314 𝐺𝑒𝑓(30º,0º) 𝐺(31,91º)= g1·(β – βopt)2 + g2·( β – βopt) + g3 = = - 0,9159·10-4 + 1,979·10-4 + 0,9314 ≈ 0,9315 Gef (30º,0º) = 0,9315 × G(31,91) = 0,9315 × 2.026,46 = 1.887,66 kWh/m2 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 119 Sombras. No se van a considerar las sombras producidas por los árboles o posibles edificios, ya que no existen en las inmediaciones, puesto que los terrenos colindantes no tienen ningún tipo de incidencia a este respecto. Si se va a calcular la distancia de separación entre filas del campo, para evitar las posibles sombras que los propios paneles puedan ejercer entre ellos. Existen dos métodos de cálculo para conseguir esa distancia que exponemos a continuación: 𝑑= ℎ tan(61°−𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑)=ℎ tan(61°−40,89°)=2,00 tan(20,11°)=5,462 m La zona de Calvarrasa de Arriba tiene una latitud de 40,89° Norte 𝑑=h∙k=h∙2,090=2,00∙2,090=4,180 m Siendo k, un coeficiente que se saca de la siguiente tabla a partir de la latitud del lugar: Latitud (º) 37 38 39 40 41 42 43 44 k 1,732 1,806 1,881 1,965 2,050 2,148 2,246 2,360 d=5 m mínimo entre todas las filas del campo. Rendimiento global. Este parámetro integra las pérdidas debidas a la temperatura de operación de las células solares y las debidas a la diversidad de fenómenos principalmente asociados al inversor. A estas pérdidas hay que añadir las debidas a la caída de tensión en el cableado entre el generador y el inversor, a la dispersión de parámetros, etc. En definitiva, con los elementos instalados vamos a considerar un factor de rendimiento global para nuestra instalación de Fr = 0,80, ya que tenemos una superficie optima y libre de sombras y asociamos un inversor de la mejor calidad. Por tanto, con todos los datos anteriores, podemos obtener la energía producida por nuestra instalación es la siguiente: 𝐼∙𝐸 𝑃=Gef(300,00)∙𝐹𝑠∙𝐹𝑟=1.887,66∙1∙0,8=1.510,13 h año Rubén Herrera Galiano Memoria 120 | P á g i n a 𝐸=1.510,13∙2.455,2=3.707.659,14kWh año 8.4.3. ESTUDIO DE LA PRODUCCIÓN DE LA INSTALACIÓN MEDIANTE SOFTWARE INFORMÁTICO (NSol) En este apartado se va a emplear un programa de cálculo para contrastar aún más los resultados, y así tener una mayor certeza a la hora de su valoración. 8.4.3.1. INTRODUCCIÓN Utilizamos para ello “Nsol”. Este programa es americano y muy fiable a la hora de obtener datos, ya que son muy conservadores y poco optimistas, dando la realidad de la instalación con un sentido muy correcto. En la figura se observa la página principal del programa en la que se introducen los datos como son: su situación (latitud, longitud, altitud), la potencia instalada, características del panel fotovoltaico, etc. El programa nos genera un análisis de la irradiación, así como los valores de energía producidos. 8.4.3.2. ANÁLISIS IRRADIACIÓN DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 121 El programa nos genera una tabla de resultados de la irradiación de la zona de estudio, que en este caso es Calvarrasa de Arriba, Salamanca. Rubén Herrera Galiano Memoria 128 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 129 Como se puede apreciar, la producción calculada mediante este software es de 3.959.400 kWh al año, con un rendimiento del 86,35 %. El PVsyst ofrece otro dato muy interesante para las instalaciones fotovoltaicas, la proporción de rendimiento (PR), con un valor de 82,5 %. Rubén Herrera Galiano Memoria 130 | P á g i n a 8.4.5. RESUMEN DE RESULTADOS Después del cálculo de la producción mediante tres métodos diferentes se procede a comprarlos entre sí. El estudio teórico desarrollado en el apartado 8.4.2 del presente documento, obteniéndose un resultado de 3.707.659,14 kWh/año, es una estimación en la que únicamente se tiene en cuenta la inclinación y orientación de los paneles fotovoltaicos, la separación entre filas y unas perdidas por suciedad supuestas mediante unos coeficientes. La predicción de producción anual obtenida mediante el software informativo “NSol” es de 3.801.437 kWh, se trata de un programa antiguo pero muy eficaz en las predicciones. Las pérdidas calculadas son únicamente a través de los rendimientos de las equipos que componen la instalación y por una base de datos interna en donde se recogen los datos de radiación y temperaturas medias por semanas a lo largo de un año en las diferentes provincias de España. El rendimiento que nos arroja es del 88,2 %. El software “PVsyst” es uno de los más completos que hay en la actualidad, el estudio realizado nos estima una producción anual de 3.959.400 kWh, con una proporción de rendimiento de 82,5% y un rendimiento de 86,35%. Podemos concluir, que debido a la precisión y a la gran variedad de parámetros con los que trabaja PVsyst, el resultado que arroja se puede considerar como el más ajustado a la realidad. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 131 9. ESTUDIO DE VIABILIDAD ECONÓMICA Teniendo en cuenta los datos de partida de la instalación: • Potencia nominal: 2,3 MW • Potencia pico: 2.455.200 Wp • IPC: 1,5 % • Degradación anual de paneles: 1 % • Coste de mantenimiento anual: 5.000 € El coste de mantenimiento anual aumenta según IPC. La siguiente tabla recoge los parámetros económicos básicos de la instalación en base a una inversión 100 % con fondos propios con periodo de amortización de 25 años, con un coste de instalación de 1.384.155,93 €. Energía generada el primer año 3.959.400 kWh Beneficio del primer año 137.332,69 € Beneficio medio en periodo de amortización 144.467,59 € Rentabilidad anual en periodo de amortización 10,437 % TIR (25 años) 16,076 % Beneficio total en años de amortización 3.611.689,86 € La ganancia obtenida será el resultado de la venta de la energía generada al precio que marque el mercado eléctrico en cada momento restándole el coste de instalación de la planta del primer año. Tomando como referencia el precio medio del mercado eléctrico de 0,055 €/kWh, se ha estimado un beneficio medio anual durante los años de amortización de 144.467,59 € A continuación, se muestra la tabla de amortización de la instalación, teniendo en cuenta la energía producida y el precio de la tarifa con el incremento del IPC año a año. Se inicia el periodo de amortización en base a la inversión realizada. En la energía producida anualmente se ha tenido en cuenta la degradación de los paneles solares y suponiendo una vida útil de la instalación de 25 años. Rubén Herrera Galiano Memoria 132 | P á g i n a Año Inversión (€) Producción anual (kWh) Precio Venta (€/kWh) Facturación (€) Mantenimiento (€) Amortización Beneficio antes de impuestos (€) Impuestos (€) Beneficio después de impuestos (€) Flujo de Caja (€) 1 -1.384.155,93 € 3.959.400,00 0,0550 € 217.767,00 € -14.731,20 € -55.366,24 € 147.669,56 € -10.336,87 € 137.332,69 € -1.191.457,00 € 2 3.919.806,00 0,0558 € 218.823,17 € -14.952,17 € -55.366,24 € 148.504,76 € -10.395,33 € 138.109,43 € 193.475,67 € 3 3.880.212,00 0,0567 € 219.862,03 € -15.176,45 € -55.366,24 € 149.319,34 € -10.452,35 € 138.866,99 € 194.233,22 € 4 3.840.618,00 0,0575 € 220.882,82 € -15.404,10 € -55.366,24 € 150.112,48 € -10.507,87 € 139.604,61 € 194.970,84 € 5 3.801.024,00 0,0584 € 221.884,76 € -15.635,16 € -55.366,24 € 150.883,36 € -10.561,84 € 140.321,53 € 195.687,76 € 6 3.761.430,00 0,0593 € 222.867,06 € -15.869,69 € -55.366,24 € 151.631,14 € -10.614,18 € 141.016,96 € 196.383,19 € 7 3.721.836,00 0,0601 € 223.828,91 € -16.107,73 € -55.366,24 € 152.354,94 € -10.664,85 € 141.690,09 € 197.056,33 € 8 3.682.242,00 0,0610 € 224.769,47 € -16.349,35 € -55.366,24 € 153.053,88 € -10.713,77 € 142.340,11 € 197.706,35 € 9 3.642.648,00 0,0620 € 225.687,88 € -16.594,59 € -55.366,24 € 153.727,05 € -10.760,89 € 142.966,16 € 198.332,40 € 10 3.603.054,00 0,0629 € 226.583,27 € -16.843,51 € -55.366,24 € 154.373,53 € -10.806,15 € 143.567,38 € 198.933,62 € 11 3.563.460,00 0,0638 € 227.454,74 € -17.096,16 € -55.366,24 € 154.992,35 € -10.849,46 € 144.142,88 € 199.509,12 € 12 3.523.866,00 0,0648 € 228.301,38 € -17.352,60 € -55.366,24 € 155.582,54 € -10.890,78 € 144.691,76 € 200.058,00 € 13 3.484.272,00 0,0658 € 229.122,24 € -17.612,89 € -55.366,24 € 156.143,11 € -10.930,02 € 145.213,09 € 200.579,33 € 14 3.444.678,00 0,0667 € 229.916,36 € -17.877,08 € -55.366,24 € 156.673,04 € -10.967,11 € 145.705,92 € 201.072,16 € 15 3.405.084,00 0,0677 € 230.682,75 € -18.145,24 € -55.366,24 € 157.171,27 € -11.001,99 € 146.169,28 € 201.535,52 € 16 3.365.490,00 0,0688 € 231.420,39 € -18.417,42 € -55.366,24 € 157.636,74 € -11.034,57 € 146.602,17 € 201.968,40 € 17 3.325.896,00 0,0698 € 232.128,27 € -18.693,68 € -55.366,24 € 158.068,35 € -11.064,78 € 147.003,57 € 202.369,80 € 18 3.286.302,00 0,0708 € 232.805,31 € -18.974,09 € -55.366,24 € 158.464,99 € -11.092,55 € 147.372,44 € 202.738,67 € 19 3.246.708,00 0,0719 € 233.450,43 € -19.258,70 € -55.366,24 € 158.825,50 € -11.117,78 € 147.707,71 € 203.073,95 € 20 3.207.114,00 0,0730 € 234.062,53 € -19.547,58 € -55.366,24 € 159.148,71 € -11.140,41 € 148.008,30 € 203.374,54 € 21 3.167.520,00 0,0741 € 234.640,46 € -19.840,79 € -55.366,24 € 159.433,43 € -11.160,34 € 148.273,09 € 203.639,33 € 22 3.127.926,00 0,0752 € 235.183,07 € -20.138,40 € -55.366,24 € 159.678,43 € -11.177,49 € 148.500,94 € 203.867,17 € 23 3.088.332,00 0,0763 € 235.689,16 € -20.440,48 € -55.366,24 € 159.882,44 € -11.191,77 € 148.690,67 € 204.056,91 € 24 3.048.738,00 0,0775 € 236.157,51 € -20.747,09 € -55.366,24 € 160.044,19 € -11.203,09 € 148.841,10 € 204.207,33 € 25 3.009.144,00 0,0786 € 236.586,89 € -21.058,29 € -55.366,24 € 160.162,36 € -11.211,37 € 148.951,00 € 204.317,23 € TOTAL -1.384.155,93 € 87.106.800,00 5.710.557,83 € -442.864,41 € -1.384.155,93 € 3.883.537,49 € -271.847,62 € 3.611.689,86 € 3.611.689,86 € DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 133 Un importante indicativo de la rentabilidad de una instalación es la TIR (Tasa Interna de Retorno), es el porcentaje de beneficio o perdida que tendrá una instalación a lo largo de su vida útil; en la presente instalación obtenemos una TIR = 16,076 %, por lo que se puede afirmar que es una inversión muy rentable. VALLADOLID, junio de 2021 Fdo: Rubén Herrera Galiano Ingeniero Eléctrico Rubén Herrera Galiano Memoria 134 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 135 PRESUPUESTO Presupuesto parcial nº 1 LÍNEA DE M.T. ................... 137 Presupuesto parcial nº 2 CENTRO DE SECCIONAMIENTO ..................................... 139 Presupuesto parcial nº 3 CAMPO FOTOVOLTAICO .... 141 PRESUPUESTO TOTAL DE EJECUCIÓN MATERIAL .... 146 Rubén Herrera Galiano Presupuesto 136 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 137 Presupuesto parcial nº 1 LÍNEA DE M.T. Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 1.1 Ml. Cable aislado de M.T. tipo HEPRZ1 de 18/30 kV. y de 3x95 m/m2 en Al., instalado en zanja subterránea bajo tubo corrugado de 140 mm de diámetro. Total Ml. 150,00 2,64 € 396,18 € 1.2 Ml. Zanja para un tubo de PVC de 140 m/m. Ø, en tierra de 0,4x0,4, colocación de tubo de PVC corrugado exterior y liso interior, excavación, protección de tubo con arena lavada de río, aportación de tierra sobrante, compactación y transporte de sobrantes a vertedero. Total Ml. 150,00 140,12 € 21.018,00 € 1.3 Ml. Apoyo metálico tipo C-3000 de 14 m. de altura para paso de aéreo a subterráneo, incluso montaje. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ml. 1,00 4.699,10 € 4.699,10 € 1.4 Ml. Cruceta recta tipo RC1-15/5, instalada sobre el apoyo metálico. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ml. 1,00 566,93 € 566,93 € 1.5 Ml. Soportes, abrazaderas, grapas y tornillos para herrajes y tubo. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ml. 1,00 2.074,92 € 2.074,92 € 1.6 Ml. Conjuntos antiescalo en chapa galvanizada instalados en apoyo metálico, hasta 2 m. de altura. Total Ml. 1,00 396,45 € 396,45 € 1.7 Ml. Cadenas de amarre, competas (conjunto de dos discos cada juego). Total Ml. 3,00 315,01 € 945,03 € Rubén Herrera Galiano Presupuesto 144 | P á g i n a 3.16 Ml. Excavación y hormigonado de las siguientes dimensiones: 10,50x2,50x0,60 m. para la ubicación del Centro de Transformación, incluso lecho de arena lavada de río de 0,10 m. de alto en toda su superficie para proporcionar un mejor asentamiento y transporte de sobrantes a vertedero. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ml. 1,00 2.152,64 € 2.152,64 € 3.17 Ud. Transformador trifásico, en baño de aceite de llenado integral de 2.300 kVA, 645/13.200 V, Dy11, 50 Hz. Con dos celdas de línea y una celda de protección. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ud. 1,00 59.741,96 € 59.741,96 € 3.18 Ud. Pletina de 0,6-1 RV-K, de 3x2.000 mm2 de sección, al aire, instalado, incluso terminales. Para enlace entre Inversor y Transformador. Totalmente instalado y conexionado, con p.p. de mano de obra. Total Ud. 1,00 2.907,80 € 2.907,80 € 3.19 Ud. Terminal de aluminio tubular de compresión soldado al estaño con entrada de campana de 150 mm2. Totalmente instalado, con p.p. de mano de obra. Total Ud. 72,00 1,81 € 130,35 € 3.20 Terminal de aluminio tubular de compresión soldado al estaño con entrada de campana de 185 mm2. Totalmente instalado, con p.p. de mano de obra. Total Ud. 8,00 2,23 € 17,86 € 3.21 Ud. Pequeño material necesario para la realización de la instalación: tornillería, bridas, conectores, etc. Total Ud. 1,00 5.852,80 € 5.852,80 € DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 145 3.22 Ud. Unidades de uso preventivo: • Equipos de Protección Individual. • Sistemas de Protección Colectiva. • Instalaciones provisionales de obra. • Primeros auxilios y medicina preventiva. • Señalización. • Formación Preventiva. Total Ud. 1,00 4.340,00 € 4.340,00 € Total presupuesto parcial nº 3 CAMPO FOTOVOLTAICO: 1.266.381,64 € Rubén Herrera Galiano Presupuesto 146 | P á g i n a PRESUPUESTO TOTAL DE EJECUCIÓN MATERIAL 1 LINEA DE MT 32.778,51 € 2 CENTRO DE TRANSFORMACION 84.995,78 € 3 CAMPO FOTOVOLTAICO 1.266.381,64 € Total: 1.384.155,93 € Asciende el presupuesto de ejecución material a la expresada cantidad de UN MILLÓN TRESCIENTOS OCHENTA Y CUATRO MIL CIENTO CINCUENTA Y CINCO EUROS CON NOVENTA Y TRES CÉNTIMOS. VALLADOLID, junio de 2021 Fdo: Rubén Herrera Galiano Ingeniero Eléctrico DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 147 PLIEGO DE CONDICIONES 1. ANTECEDENTES ......................................... 151 1.1. OBJETIVO ................................................................... 151 1.2. SITUACIÓN ................................................................. 151 2. PLIEGO DE CONDICIONES LÍNEAS SUBTERRÁNEAS M.T. ................................. 152 2.1. OBJETIVO ................................................................... 152 2.2. CAMPO DE APLICACIÓN ............................................ 152 2.3. EJECUCIÓN DEL TRABAJO ........................................ 152 2.3.1. TRAZADO ....................................................................... 152 2.3.2. APERTURA DE ZANJAS.................................................. 153 2.3.3. CANALIZACIÓN .............................................................. 153 2.3.4. TRANSPORTE DE BOBINAS DE CABLES ...................... 158 2.3.5. TENDIDO DE CABLES.................................................... 159 2.3.6. PROTECCIÓN MECÁNICA .............................................. 161 2.3.7. SEÑALIZACIÓN .............................................................. 161 2.3.8. IDENTIFICACIÓN ............................................................ 161 2.3.9. CIERRE DE ZANJAS ....................................................... 161 2.3.10. REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS ............................. 162 2.3.11. PUESTA A TIERRA .................................................. 162 2.3.12. ARMARIO DE DISTRIBUCIÓN ................................ 162 2.4. MATERIALES ............................................................. 163 2.5. RECEPCIÓN DE LA OBRA .......................................... 163 3. PLIEGO DE CONDICIONES CENTRO DE TRANSFORMACIÓN/SECCIONAMIENTO ... 164 3.1. CALIDAD DE LOS MATERIALES ................................ 164 3.1.1. OBRA CIVIL .................................................................... 164 3.1.2. APARAMENTA DE ALTA TENSIÓN ................................. 164 3.1.3. TRANSFORMADORES ................................................... 168 3.1.4. EQUIPOS DE MEDIDA ................................................... 168 3.2. NORMAS DE EJECUCIÓN DE LAS INSTALACIONES . 169 Rubén Herrera Galiano Pliego de condiciones 148 | P á g i n a 3.3. PRUEBAS REGLAMENTARIAS ................................... 170 3.4. CONDICIONES DE USO, MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD ......................................................................... 170 3.4.1. PREVENCIONES GENERALES ....................................... 170 3.4.2. PUESTA EN SERVICIO ................................................... 171 3.4.3. SEPARACION DE SERVICIO ........................................... 171 3.4.4. PREVENCIONES ESPECIALES ....................................... 172 3.5. CERTIFICADOS Y DOCUMENTACIÓN ........................ 172 4. PLIEGO DE CONDICIONES DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA ........173 4.1. RECONOCIMIENTO Y ADMISIÓN DE LOS MATERIALES ………………………………………………………………………….173 4.2. NORMATIVA VIGENTE ................................................ 174 4.2.1. NORMAS ESPECIFICAS DE CARÁCTER GENERAL ....... 176 4.2.2. PRESCRIPCIONES Y NORMAS TÉCNICAS DE CARCATER GENERAL .................................................................................. 176 4.2.3. POTENCIA MÁXIMA DE LAS CENTRALES INTERCONECTADAS ................................................................. 176 4.2.4. PUESTA A TIERRA DE LAS CENTRALES ....................... 177 4.2.5. ARMÓNICOS .................................................................. 177 4.2.6. PROTECCIONES ............................................................. 177 4.3. CONDICIONES PARTICULARES ................................. 179 4.3.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ......................................... 179 4.3.2. INVERSORES ................................................................. 180 4.3.3. INSTALACIÓN ELÉCTRICA Y PROTECCIONES .............. 181 4.3.4. PUESTA A TIERRA .......................................................... 184 5. MEDIDAS DE SEGURIDAD Y SEÑALIZACIÓN …………………………………………………………..186 5.1. PRESCRIPCIONES ESPECÍFICAS EN ORDEN A LA SEGURIDAD E HIGIENE EN EL TRABAJO ............................ 186 5.2. SEÑALIZACIÓN DE LAS OBRAS ................................. 187 5.3. CONDICIONES DE LAS MEDIDAS DE PROTECCIÓN . 187 5.4. PROTECCIONES PERSONALES ................................. 188 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 149 6. MODIFICACIONES EN EL PROYECTO ........ 189 7. CONSERVACIÓN Y LIMPIEZA ..................... 190 8. EJECUCIÓN DE LA INSTALACIONES .......... 191 8.1. CONDICIONES ECONÓMICAS DE LA EJECUCIÓN .... 191 8.2. CRONOGRAMA .......................................................... 192 8.3. OBRAS DEFECTUOSAS O INCOMPLETAS ................. 194 8.4. RESCISIÓN DE CONTRATOS Y SANCIONES ............. 194 9. RECEPCIÓN DE LA INSTALACIÓN .............. 196 10. PRUEBAS DE LA INSTALACIÓN .................. 197 11. CONDICIONES DE USO, MANTENIMIENTO Y SEGURIDAD ................................................ 198 11.1. PUESTA EN SERVICIO ............................................... 198 11.2. SEPARACIÓN DE SERVICIO ...................................... 198 11.3. PREVENCIONES ESPECIALES ................................... 199 12. CERTIFICADOS Y DOCUMENTACIÓN ......... 200 13. LIBROS Y ÓRDENES ................................... 201 Rubén Herrera Galiano Pliego de condiciones 150 | P á g i n a DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 151 1. ANTECEDENTES 1.1. OBJETIVO Este Pliego de Condiciones determina las condiciones mínimas aceptables para la ejecución de las obras de instalación de redes de distribución en media y baja tensión. 1.2. SITUACIÓN Son objeto de esta contrata todos los trabajos de los diferentes oficios que intervienen para la total realización del proyecto y ejecución del generador solar fotovoltaico de 2,2 MW, Centro de Transformación 2,3 MVA 13,2/1,5 kV y Centro de Seccionamiento, situado en Polígono 504, Parcela 49, La saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca), incluidos todos los materiales y medios auxiliares con estricta sujeción a los documentos que constituyen el mismo, hasta la total terminación de la instalación. Rubén Herrera Galiano Pliego de condiciones 152 | P á g i n a 2. PLIEGO DE CONDICIONES LÍNEAS SUBTERRÁNEAS M.T. 2.1. OBJETIVO Este Pliego de Condiciones determina las condiciones mínimas aceptables para la ejecución de las obras de instalación de redes subterráneas de distribución. 2.2. CAMPO DE APLICACIÓN Este pliego de condiciones se refiere al suministro e instalación de materiales necesarios en la ejecución de redes subterráneas de Baja Tensión y de Alta Tensión. Los pliegos de Condiciones particulares podrán modificar las presentes prestaciones. 2.3. EJECUCIÓN DEL TRABAJO Correspondiente al Contratista la responsabilidad en la ejecución de los trabajos que deberán realizarse conforme a la normativa oportuna y demás reglas del arte. 2.3.1. TRAZADO Las canalizaciones, salvo casos de fuerza mayor, se ejecutarán en terrenos de dominio público, bajo las aceras o calzadas, evitando ángulos pronunciados. El trazo será lo más rectilínea posible, paralelo en toda su longitud a bordillos o fachadas de los edificios principales. Antes de comenzar los trabajos, se marcarán en el pavimento las zonas donde se abrirán las zanjas, marcando tanto se anchura como su longitud y las zonas donde se dejen llaves para la contención del terreno. Si ha habido posibilidad de conocer las acometidas de otros servicios a las fincas construidas, se indicarán sus situaciones con el fin de tomar las precauciones debidas. DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 153 Antes de proceder a la apertura de las zanjas se abrirán calas de reconocimiento para confirmar o rectificar el trazado previsto. Se estudiará la señalización de acuerdo con las normas municipales y se determinarán las protecciones precisas tanto de la zanja como de los pasos que sean necesarios para los accesos a los portales, comercios, garajes, etc., así como las chapas de hierro que han de colocarse sobre la zanja para el paso de vehículos. Al marcar el trazado de las zanjas se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar en la curva con arreglo a la sección del conductor o conductores que se vayan a canalizar. 2.3.2. APERTURA DE ZANJAS Las zanjas se harán verticales a hasta la profundidad escogida, colocándose entubaciones en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga preciso. Se procurará dejar un paso de 50 cm entre la zanja y las tierras extraídas, con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra y evitar la caída de tierras en la zanja. Se deben tomar las precauciones precisas para no tapar con tierras registros de gas, teléfono, bocas de riego, alcantarillas, etc. Durante la ejecución de los trabajos en la vía pública se dejarán pasos suficientes para vehículos y peatones, así como los accesos a los edificios, comerciales y garajes. Si es necesario interrumpir la circulación se precisará una autorización especial. Las dimensiones mínimas de las zanjas serán las siguientes: • Profundidad de 60 cm y anchura de 40 cm para canalizaciones de Baja Tensión bajo acera. • Profundidad de 80 cm y anchura de 60 cm para canalizaciones de Baja Tensión bajo calzada o de Alta Tensión bajo acera o calzada indistintamente. 2.3.3. CANALIZACIÓN Los cruces de vías públicas o privadas se realizarán con tubos ajustándose a las siguientes condiciones: 3,500 1,230 2,800 0,246 0,430 0,430 0,430 DETALLE PORTÓN DE ACCESO PORTÓN GALVANIZADO ELECTROSOLDADO MALLA ELECTROSOLDADA GALVANIZADA POSTE GALVANIZADO 45/1.5/260 MALLA SIMPLE TORSIÓN GALVANIZADA CON ALAMBRE TENSOR DETALLE VALLADO ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 12 DETALLE VALLADO DE LA PARCELA 1/30 7,415 7,222 2,619 0,575 7,222 2,427 2,022 3,081 7,068 2,273 2,427 0,077 0,077 0,674 2,396 0,385 0,385 0,385 0,981 ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 13 DETALLE CENTRO DE SECCIONAMIENTO 1/50 3,000 m 8,000 m 3,000 m ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 14 DETALLE PaT DEL CENTRO DE SECCIONAMEINTO SE 0,20 0,10 a Ø h 2.500200 ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 15 APOYO METÁLICO SERIE C, CIMENTACIÓN Y ANTIESCALO SE ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 16 DETALLE PaT DEL NUEVO APOYO SE ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 17 DETALLE CRUCETAS SE ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 18 DETALLE CADENA DE AMARRE SE P1 P1 P1 1S1 1S2 1S1 1S2 1S1 1S2 TI3 TI2 TI1 2S1 2S2 2S1 2S2 2S1 2S2 TI3 TI2 TI1 P2 P2 P2 A N TT3 A N TT2 A N TT1 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 1 2 3 N R RR S SS T TT 4x2,5 mm2 Cu apantallado 4x4 mm2 Cu apantallado CONTADOR L1 L2 L3 CELDA DE MEDIDA 3S1 3S2 3S1 3S2 3S1 3S2 TI3 TI2 TI1 13.200:√3 13.200:√3 13.200:√3 ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 19.1 ESQUEMA MULTIFILAR CONEXIÓN MEDIDA M.T. SE P1 P1 P1 B1 B2 B3 B0 A01 A1 A02 A2 A03 A3 4x2,5 mm2 Cu apantallado 4x4 mm2 Cu apantallado ANALIZADOR DE RED L1 L2 L3 A04 A4 A N TT3 A N TT2 A N TT1 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 2a 2n 110:√3 1n 1a 110:√3 1S1 1S2 1S1 1S2 1S1 1S2 TI3 TI2 TI1 2S1 2S2 2S1 2S2 2S1 2S2 TI3 TI2 TI1 P2 P2 P2 3S1 3S2 3S1 3S2 3S1 3S2 TI3 TI2 TI1 CELDA DE MEDIDA 13.200:√3 13.200:√3 13.200:√3 ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 19.2 ESQUEMA MULTIFILAR ANALIZADOR DE RED M.T. SE P1 P1 P1 11 4x2,5 mm2 Cu apantallado PL-300 L1 L2 L3 A N TT3 A N TT2 A N TT1 da dn 110:3 1n 1a 110:√3 da dn 110:3 1n 1a 110:√3 da dn 110:3 1n 1a 110:√3 TI3 TI2 TI1 P2 P2 P2 CELDA DE MEDIDA 12 13 14 15 16 1 2 345 6 78 9 10 3S1 3S2 3S1 3S2 3S1 3S2 CELDA DE MEDIDA DE TENSIÓN EN BARRAS 4x4 mm2 Cu apantallado 13.200:√3 13.200:√3 13.200:√3 ESCALA: PROMOTOR:SITUACIÓN: PLANO DE: ESCUELA DE INGENIERÍAS INDUSTRIALES S A P I E N T I A E D I C A V I T F I S I B I D O M V M DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA TENSIÓN Polígono 504 Parcela 49, La Saturnina, Calvarrasa de Arriba (Salamanca) Rubén Herrera Galiano 03/04/2021 RUBÉN HERRERA GALIANO DIBUJADO: UNIVERSIDAD DE VALLADOLID Nº PLANO:EL INGENIERO ELÉCTRICO: A3 19.3 DETALLE 1 ESQUEMA MULTIFILAR RELÉS PROTECCIÓN SE Rubén Herrera Galiano Anexos 272 | P á g i n a A Tensión Máxima a Flechas Parámetro Catenaria Oscilación de Cadenas -5º C + V/2 EDS % Cr. A Máxima Mínima -15º C + H. -5º + Viento + 50º C +15º C + V. 0º + Hielo - 5º C Flecha T CS T CS T F T F T F T F Máx. Mín. T F 15º C 40 530 3,09 444 3,70 83 0,45 323 0,36 433 0,34 480 0,08 448 2.587 450 0,15 14,94 40 50 530 3,09 442 3,71 92 0,63 335 0,55 443 0,51 453 0,13 496 2.440 431 0,24 13,89 50 60 530 3,09 440 3,73 99 0,84 346 0,76 452 0,73 420 0,20 534 2.266 410 0,37 12,85 60 70 530 3,09 439 3,74 105 1,09 356 1,01 460 0,97 384 0,30 564 2.071 388 0,53 11,93 70 80 530 3,09 437 3,75 109 1,36 364 1,29 468 1,25 346 0,43 589 1.865 367 0,73 11,18 80 90 530 3,09 436 3,76 113 1,66 371 1,60 474 1,55 308 0,61 608 1.660 348 0,97 10,60 90 100 530 3,09 435 3,77 116 2,00 377 1,94 480 1,90 273 0,85 625 1.474 332 1,26 10,15 100 110 530 3,09 434 3,78 118 2,37 383 2,32 485 2,27 245 1,15 638 1.318 318 1,59 9,82 110 120 530 3,09 433 3,79 120 2,78 387 2,73 490 2,68 222 1,50 649 1.197 307 1,96 9,56 120 130 530 3,09 432 3,79 122 3,21 391 3,17 494 3,12 205 1,91 658 1.106 298 2,37 9,35 130 140 530 3,09 432 3,80 124 3,68 395 3,64 497 3,59 192 2,36 666 1.037 290 2,82 9,19 140 150 530 3,09 431 3,80 125 4,19 398 4,15 500 4,10 183 2,85 673 986 284 3,31 9,07 150 160 530 3,09 431 3,81 126 4,72 400 4,69 503 4,64 176 3,38 678 946 279 3,83 8,96 160 170 530 3,09 430 3,81 127 5,30 403 5,27 505 5,21 170 3,95 683 915 275 4,39 8,88 170 180 530 3,09 430 3,81 127 5,90 405 5,87 507 5,82 165 4,55 687 890 272 4,99 8,80 180 190 530 3,09 430 3,82 128 6,54 407 6,52 509 6,47 161 5,19 691 871 269 5,62 8,74 190 200 530 3,09 430 3,82 129 7,22 408 7,19 511 7,14 158 5,86 694 854 266 6,29 8,69 200 225 530 3,09 429 3,82 130 9,05 412 9,04 514 8,98 153 7,69 701 824 261 8,11 8,59 225 250 530 3,09 429 3,83 131 11,11 414 11,09 517 11,04 149 9,74 705 804 258 10,16 8,52 250 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 273 Vano de regulación m Vano máximo en m, por separación entre conductores en apoyos con aislamiento suspendido, longitud de cadena 0,50 m. Cruceta de 1,75 m Cruceta de 2,00 0º 2º 4º 0º 2º 4º 70 160,22 160,19 160,11 187,02 186,99 186,89 80 163,64 163,61 163,52 191,01 190,97 190,87 90 166,36 166,33 166,24 194,18 194,15 194,05 100 168,55 168,52 168,43 196,74 196,71 196,60 110 170,33 170,30 170,21 198,82 198,79 198,69 120 171,80 171,77 171,68 200,54 200,51 200,40 130 173,02 172,99 172,90 201,96 201,93 201,82 140 174,05 174,02 173,92 203,16 203,12 203,02 150 174,91 174,88 174,78 204,16 204,13 204,02 160 175,64 175,61 175,52 205,02 204,99 204,88 170 176,27 176,24 176,15 205,76 205,72 205,61 180 176,81 176,78 176,69 206,39 206,35 206,24 190 177,28 177,25 177,16 206,94 206,90 206,79 200 177,69 177,66 177,57 207,41 207,38 207,27 250 179,12 179,09 178,99 209,08 209,05 208,94 Rubén Herrera Galiano Anexos 274 | P á g i n a B.3. CRUCETAS Y APOYOS B.3.1. CRUCETA RCTA PARA APOYOS DE PERFILES METÁLICOS RC Crucetas rectas para apoyos de perfiles metálicos - Cargas Designación Separación entre conductores a en mm Casos de carga Carga de trabajo más sobrecarga daN Coeficiente de seguridad CÓDIGO V L F RC1-15/5 1500 A 250 -- 1500 5231200 RC1-20/5 2000 B 250 1500 -- 5231202 RC2-15/5 1500 A 450 -- 2000 5231204 RC2-20/5 2000 B 450 2000 -- 5231206 RC3-15/5 1500 A 800 -- 2000 5231208 RC3-20/5 2000 B 800 2000 -- 1,5 5231210 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 275 B.3.2. APOYOS DE CELOSIA En los apoyos de celosía se instalará un SPCZ a una distancia de los elementos en tensión entre 3,30 y 3,80 m, según se ve en la figura. Rubén Herrera Galiano Anexos 276 | P á g i n a B.3.3. CIMENTACION PARA APOYOS APOYOS DE PERFILES METÁLICOS, SEGÚN NORMA NI 52.10.01 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 277 APOYO CIMENTACIÓN APOYO CIMENTACIÓN Designación Iberdrola a m h m Vol. excav. m3 Vol. horm. m3 Designación Iberdrola a m h m Vol. excav. m3 Vol. horm. m3 C1000- 12E 1 1,99 1,99 2,14 C4500- 16E 1,17 2,89 3,96 4,15 C1000- 14E 1,08 2,06 2,41 2,58 C4500- 18E 1,26 2,94 4,66 4,89 C1000- 16E 1,15 2,13 2,82 3,01 C4500- 20E 1,33 2,99 5,3 5,56 C1000- 18E 1,23 2,2 3,33 3,55 C4500- 22E 1,43 3,03 6,2 6,5 C1000- 20E 1,3 2,26 3,82 4,07 C7000- 12E 1,35 2,84 5,18 5,45 C1000- 22E 1,39 2,32 4,47 4,76 C7000- 14E 1,53 2,87 6,73 7,08 C2000- 12E 1 2,3 2,3 2,44 C7000- 16E 1,69 2,91 8,32 8,75 C2000- 14E 1,08 2,37 2,76 2,93 C7000- 18E 1,88 2,93 10,35 10,89 C2000- 16E 1,15 2,43 3,22 3,41 C7000- 20E 2,04 2,96 12,32 12,96 C2000- 18E 1,24 2,48 3,82 4,04 C7000- 22E 2,22 2,98 14,68 15,44 C2000- 20E 1,31 2,54 4,36 4,61 C7000- 24E 2,38 3 17,01 17,89 C2000- 22E 1,39 2,59 5,01 5,3 C7000- 26E 2,56 3,02 19,79 20,82 C3000- 12E 1 2,51 2,51 2,66 C9000- 12E 1,35 3,02 5,5 5,77 C3000- 14E 1,09 2,58 3,06 3,23 C9000- 14E 1,53 3,06 7,15 7,5 C3000- 16E 1,16 2,64 3,56 3,75 C9000- 16E 1,69 3,09 8,83 9,26 C3000- 18E 1,25 2,69 4,21 4,44 C9000- 18E 1,88 3,11 10,99 11,53 C3000- 20E 1,32 2,75 4,79 5,05 C9000- 20E 2,04 3,14 13,07 13,71 C3000- 22E 1,41 2,79 5,55 5,85 C9000- 22E 2,22 3,16 15,56 16,32 C4500- 12E 1,01 2,75 2,81 2,96 C9000- 24E 2,38 3,18 18,04 18,92 C4500- 14E 1,1 2,82 3,41 3,59 C9000- 26E 2,56 3,2 20,97 22 Rubén Herrera Galiano Anexos 278 | P á g i n a B.3.4. PUESTA A TIERRA EN APOYOS. CIMENTACIÓN MONOBLOQUE EN TIERRA Marca Cant. Designación Denominación Código Norma 1 1 Und. PL 14-1500 Pica cilíndrica acero-cobre de 14,6 mm de diám. y 1,5 m 50 26 164 NI 50.26.01 2 1 Und. GC- P14,6/C50 Grapa de conexión para pica cilíndrica y cable de 50 Cu 58 26 631 NI 58 26 03 3 ------ m. C 50 Cable de cobre de 50 mm2 54 10 050 NI 54 10 01 4 1 Und. GCP/C16 Grapa de conexión paralela para cable de Cu 58 26 035 NI 58 26 04 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 279 ANEXO C GESTIÓN DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y DEMOLICIÓN C.1. ANTECEDENTES Se prescribe el presente Estudio de Gestión de Residuos, como anejo al presente proyecto, con objeto de dar cumplimiento a lo establecido en el Real Decreto 105/2008, de 1 de febrero, por el que se regula la producción y gestión de los residuos de construcción y demolición. El presente estudio se redacta por encargo expreso del Promotor, y se basa en la información técnica por él proporcionada. Su objeto es servir de referencia para que el Constructor redacte y presente al Promotor un Plan de Gestión de Residuos en el que se detalle la forma en que la empresa constructora llevará a cabo las obligaciones que le incumben en relación con los residuos de construcción y demolición que se produzcan en la obra, en cumplimiento del Artículo 5 del citado Real Decreto. Dicho Plan de Gestión de Residuos, una vez aprobado por la Dirección Facultativa y aceptado por el Promotor, pasará a formar parte de los documentos contractuales de la obra. C.2. ESTIMACIÓN DE LA CANTIDAD DE RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y DEMOLICIÓN QUE SE GENERARÁN EN LA OBRA En la siguiente tabla se indican las cantidades de residuos de construcción y demolición que se generarán en la obra. Los residuos están codificados con arreglo a la lista europea de residuos (LER) publicada por la Orden MAM/304/2002, de 8 de febrero. Los tipos de residuos corresponden al capítulo 17 de la citada Lista Europea, titulado “Residuos de la construcción y demolición” y al capítulo 15 titulado “Residuos de envases”. También se incluye un concepto relativo a la basura doméstica generada por los operarios de la obra. Los residuos que en la lista aparecen señalados con asterisco (*) se consideran peligrosos de conformidad con la Directiva 91/689/CEE. Rubén Herrera Galiano Anexos 280 | P á g i n a La estimación de pesos y volúmenes de los residuos se realiza a partir del dato de la superficie total aproximada de la instalación, que en este caso es: S = 15.000 m2 DISEÑO Y CÁLCULO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE 2,3 MW Y SU CONEXIÓN A LA RED DE MEDIA ENSIÓN P á g i n a | 281 CÓDIGO RESIDUOS DE CONSTRUCCIÓN Y DEMOLICIÓN PESO (Tm) VOL. (m3) De naturaleza pétrea 17 01 01 Hormigón 0,000 0,000 17 01 07 Mezclas de hormigón, ladrillos, tejas y materiales cerámicos, distintas a las especificadas en el código 17 01 06 (1) 0,000 0,000 17 02 02 Vidrio 0,000 0,000 17 09 04 Residuos mezclados de construcción y demolición distintos a los especificados en los códigos 17 09 01(2), 17 09 02 (3) y 17 09 03 (4) 0,000 0,000 De naturaleza no pétrea 17 02 01 Madera 3,500 60,000 17 02 03 Plástico 1,000 10,000 17 03 02 Mezclas bituminosas distintas a las especificadas en el código 17 03 01 (5) 0,000 0,000 17 04 07 Metales mezclados 1,000 26,500 17 04 11 Cables distintos a los especificados en el código 17 04 10 (6) 0,000 0,000 17 06 04 Materiales de aislamiento distintos a los especificados en los códigos 17 06 01(7) y 17 06 03 (8) 0,000 0,000 17 08 02 Materiales de construcción a partir de yeso distintos a los especificados en el código 17 08 01 (9) 0,000 0,000 Potencialmente peligrosos y otros 15 01 06 Envases mezclados 0,600 3,200 15 01 10 * Envases que contienen restos de sustancias peligrosas o están contaminados por ellas 3,200 14,500 17 04 10 * Cables que contienen hidrocarburos, alquitrán de hulla y otras sustancias peligrosas 0,000 0,000 20 03 01 Mezcla de residuos municipales (basura) 5,000 50,000 NOTAS: (1) 17 01 06 – Mezclas, o fracciones separadas, de hormigón, ladrillos, tejas y materiales cerámicos, que contienen sustancias peligrosas. (2) 17 09 01 – Residuos de construcción y demolición que contienen mercurio. (3) 17 09 02 – Residuos de construcción y demolición que contienen PCB. (4) 17 09 03 – Otros residuos de construcción y demolición (incluidos los residuos mezclados) que contienen sustancias peligrosas. (5) 17 03 01 – Mezclas bituminosas que contienen alquitrán de hulla. (6) 17 04 10 – Cables que contienen hidrocarburos, alquitrán de hulla y otras sustancias peligrosas. (7) 17 06 01 – Materiales de aislamiento que contienen amianto. (8) 17 06 03 – Otros materiales de aislamiento que consisten en, o contienen, sustancias peligrosas. (9) 17 08 01 – Materiales de construcción a partir de yeso contaminados con sustancias peligrosas.