FOTOVOLTAICA DE 100 kWn PARA VENTA DE ENERGÍA A COMPAÑÍA SUMINISTRADORA

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INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL DE ZARAGOZA

PROYECTO DE FIN DE CARRERA

INSTALACIÓN SOLAR

FOTOVOLTAICA DE 100 kWn PARA VENTA DE ENERGÍA A COMPAÑÍA SUMINISTRADORA

Alumno: Alberto Pérez González Director del trabajo: José Sanz Osorio

(Dpto. Ingeniería Eléctrica)

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Introducción. 2 Introducción general.

La instalación solar fotovoltaica de conexión a red, descrita y justificada en el presente proyecto, se compone básicamente de un campo fotovoltaico en donde se recoge y transforma la energía procedente de la luz solar en electricidad, que será inyectada a la red eléctrica pública, a través de un centro de transformación, también diseñado y justificado en el presente proyecto, el cual, posteriormente será cedido a la compañía suministradora, para uso y explotación de esta.

El objetivo del presente proyecto, es definir los aspectos técnicos, legales, financieros y medioambientales que intervienen en el proceso de ejecución de la instalación, así como la justificación de su viabilidad económica (Anexo 2. Análisis de rentabilidad), la que se ha llevado a cabo, mediante la aplicación de un modelo de simulación financiera, en el que se analizan los flujos de caja en los siguientes 25 años a la puesta en servicio de la instalación, justificando finalmente la viabilidad económica de la misma, aplicando las tarifas de venta vigentes en la actualidad. (RD. 1578/2008).

En general, se razonará la conveniencia, viabilidad y rentabilidad de la instalación fotovoltaica proyectada, asegurando en condiciones normales una producción eléctrica sencilla, de carácter renovable y cada vez más competitiva, que contribuirá a la mejora de la política energética.

El proyecto se presenta respetando el orden y la exposición típicas de un proyecto técnico profesional habitual, pero complementado con las explicaciones y descripciones propias del trabajo académico que esencialmente representa.

Complementa el presente trabajo el Anexo 3 (Selección de los componentes fotovoltaicos), en el que se ha justificado la selección de los componentes más determinantes de la instalación fotovoltaica, haciendo especial énfasis en la descripción, análisis y explicación del funcionamiento y las características más importantes del elemento más determinante a todos los efectos en el diseño de cualquier sistema fotovoltaico: El módulo o panel fotovoltaico.

En dicho anexo, se abordará separadamente cada componente seleccionado, mostrando una descripción del “estado del arte” de cada uno de ellos, y finalizando con la elección justificada en base a los requerimientos previos planteados, y a las características deseables, con objeto de optimizar el funcionamiento, la eficiencia, la calidad y la rentabilidad de la instalación.

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Introducción. 3

Índice general:

1. Memoria descriptiva. 4

2. Cálculos justificativos. 79

3. Planos. 119

4. Estudio de seguridad y salud. 133

5. Pliego de condiciones. 188

6. Presupuesto. 212

Anexo 1. Fichas técnicas. 225

Anexo 2. Análisis de rentabilidad. 277

Anexo 3. Selección de los componentes fotovoltaicos. 297

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INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL DE ZARAGOZA

PROYECTO DE FIN DE CARRERA

INSTALACIÓN SOLAR

FOTOVOLTAICA DE 100 kWn PARA VENTA DE ENERGÍA A COMPAÑÍA SUMINISTRADORA

-Documento 1. Memoria descriptiva-

Alumno: Alberto Pérez González Director del trabajo: José Sanz Osorio

(Dpto. Ingeniería Eléctrica)

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Documento 1. Memoria descriptiva. 2

Índice:

1.1. Objeto del proyecto. 4

1.2. Antecedentes y justificación. 4

1.3. Sistemas fotovoltaicos conectados a la red. Generalidades. 9

1.4. Situación y emplazamiento. 10

1.5. Normativa y legislación aplicable. 12

1.6. Especificaciones del diseño. 14

1.7. Descripción general de la instalación. 15

1.8. Análisis de las soluciones adoptadas. 16

1.8.1. Dimensionamiento de la instalación. 16

1.8.1.1. Cálculo de la potencia. 16

1.8.1.2. Análisis previos para la configuración. 17 1.8.1.3. Análisis previos para la selección de los componentes. 18

1.8.2. Módulo fotovoltaico. 19

1.8.3. Inversor. 21

1.8.4. Seguidor solar. 23

1.8.4.1. Características del sistema elegido. 23 1.8.5. Elementos de protección, vigilancia y monitorización. 25 1.8.5.1. Corriente continua (DC). 26 1.8.5.1.1. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos. 26 1.8.5.1.2. Protección contra caída de rayos-sobretensiones. 28 1.8.5.1.3. Protección contra defectos de aislamiento. 29 1.8.5.1.4. Interruptor general CC. 31 1.8.5.2. Corriente alterna (AC). 31 1.8.5.2.1. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos. 32 1.8.5.2.2. Protección diferencial. 33 1.8.5.2.3. Control de máxima y mínima tensión. 33 1.8.5.2.4. Monitorización. 35

1.8.6. Equipo de medida. 36

1.8.7. Línea general de alimentación. 39

1.8.8. Caja general de protección. 40

1.8.9. Acometida BT. 41

1.8.10. Centro de transformación. 42

1.8.10.1. Características de la Red de Alimentación. 43 1.8.10.2. Local del Centro de Transformación. 43 1.8.10.3. Aparamenta del Centro de Transformación. 47 1.8.10.3.1. Celdas MT. 47 1.8.10.3.2. Cuadro BT. 53 1.8.10.3.3. Elementos varios MT.-BT. 54

1.8.10.4. Transformador. 55

1.8.10.4.1. Características constructivas. 56 1.8.10.4.2. Características eléctricas. 57

1.8.10.4.3. Ensayos. 57

1.8.10.5. Reglamento de servicio y cuadro de primeros auxilios. 58 1.8.11. Línea subterránea de media tensión. 60 1.8.11.1. Características de la Red de Alimentación 60 1.8.11.2. Trazado de la línea 60

1.8.11.3. Materiales 60

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1.8.12. Cableado del generador fotovoltaico 61

1.8.13. Puesta a tierra 62

1.8.13.1. Puesta a tierra del generador fotovoltaico 62 1.8.13.2. Puesta a tierra del centro de transformación 63 1.8.13.2.1. Puesta a tierra de protección 64 1.8.13.2.2. Puesta a tierra de servicio 64

1.8.14. Instalación receptora 64

1.8.14.1. Previsión de potencia 65 1.8.14.2. Características generales 65 1.8.14.3. Instalación eléctrica 67 1.8.14.3.1. Alimentación general. Derivación individual 67 1.8.14.3.2. Protección general 67 1.8.14.3.3. Equipo de medida 67 1.8.14.3.4. Cuadro general 67 1.8.14.3.5. Interruptor general 68 1.8.14.3.6. Protección diferencial 68 1.8.14.3.7. Conductores 68 1.8.14.3.8. Subdivisión de las instalaciones 69 1.8.14.3.9. Resistencia de aislamiento y rigidez eléctrica 70 1.8.14.3.10. Alumbrado de emergencia 70 1.8.14.3.11. Conexiones 70

1.8.15. Caseta de control 70

1.8.15.1. Requerimientos generales 71 1.8.15.2. Ubicación de elementos 71 1.8.15.3. Dimensiones requeridas 72

1.9. Presupuesto. (resumen) 73

1.10. Viabilidad 73

1.11. Bibliografía y otros recursos 74

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1.1. Objeto del proyecto.

El objeto del presente proyecto consistirá esencialmente en el diseño completo de una central generadora fotovoltaica de 100 kWn con conexión a red de distribución de la compañía ERZ-ENDESA, para venta de energía eléctrica a la misma.

El proyecto definirá todo lo necesario para la ejecución de la instalación, incluyendo la elección justificada de los diversos elementos que compondrán la misma, con arreglo a las especificaciones del diseño, y a la aplicación de la normativa y reglamentación vigentes para este tipo de instalaciones.

Será objeto importante también del presente trabajo el análisis de rentabilidad económica de la central generadora, ya que en este tipo de instalaciones, la inversión inicial puede ser de elevada cuantía, y es necesario determinar de forma precisa el periodo de amortización de la misma. En el Anexo 2 (Análisis de rentabilidad), se incluye un estudio detallado de la rentabilidad de la central, en el que se ha aplicado un modelo de simulación financiera.

Se incluirá, también en forma de anexo, una descripción del proceso de selección de los componentes más determinantes de la instalación fotovoltaica (Anexo 3. Selección de los componentes fotovoltaicos), haciendo especial énfasis en la descripción, análisis y explicación del funcionamiento y las características más importantes del elemento más importante y característico a todos los efectos en el diseño de cualquier sistema fotovoltaico: El módulo o panel fotovoltaico.

En dicho anexo, se abordará separadamente cada componente seleccionado, mostrando una descripción del “estado del arte” de cada uno de ellos, y finalizando con la elección justificada en base a los requerimientos previos planteados, y a las características deseables, con objeto de optimizar el funcionamiento, la eficiencia, la calidad y la rentabilidad de la instalación.

Por ser un trabajo de tipo académico, el presente proyecto no tendrá validez oficial para justificar la legalidad de la instalación ante ningún organismo oficial o entidad de cualquier tipo.

1.2. Antecedentes y justificación.

El favorecimiento de las energías renovables para la generación de energía eléctrica, ha estado cada vez mas presente durante las últimas décadas, siendo la energía solar fotovoltaica con conexión a red, una interesante alternativa para la producción de electricidad. Actualmente, gobiernos de todo el mundo favorecen e incentivan la inversión en este tipo de instalaciones.

El desmedido incremento en la emisión de gases nocivos para el medio ambiente, que provocan el efecto invernadero, causa del indeseado cambio climático, han sido una consecuencia inevitable del gran desarrollo tecnológico

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experimentado durante los últimos tiempos. Con el objeto de determinar los problemas medioambientales existentes, y en consecuencia, de adoptar las medidas necesarias para resolverlos, se celebró en Junio de 1992, en la ciudad de Rio de Janeiro, la Cumbre de río por la CNUMAD, Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y Desarrollo, a la que acudieron representantes de un total de 172 países, y en la que se aprobaron los siguientes acuerdos:

• Declaración Río sobre Medioambiente y Desarrollo: Se definen los derechos y responsabilidades de las naciones en búsqueda del progreso y el bienestar de la humanidad.

• La Agenda 21: Programa de acción a favor del desarrollo sostenible y de la erradicación de la pobreza.

• Convenio sobre la Diversidad Biológica: Conservación de la diversidad biológica, utilizar de forma sostenible los recursos naturales vivos y conseguir una participación justa y equitativa de los beneficios derivados del uso de los recursos genéticos.

• Convenio Marco sobre el Cambio climático: Acuerdo para estabilizar las concentraciones de gases causantes del efecto invernadero en la atmósfera, hasta valores que no interfieran en el cambio climático mundial. En 1997, en la tercera reunión de la Convención Marco sobre el Cambio Climático, se aprueba el protocolo de Kyoto, en el que se establece un acuerdo de reducción de gases de efecto invernadero en un 5,2% para el año 2012 por parte de los países desarrollados.

• Declaración de principios sobre los Bosques: Consenso mundial para orientar la gestión, conservación y desarrollo sostenible de los bosques.

Por otra parte, habría que considerar el aumento del precio del barril de petróleo, debido a la demanda masiva y creciente de este recurso energético, por parte de los países con economías emergentes.

Todo esto, unido a la gran dependencia energética exterior de España, en torno al 82% a fecha actual, ha impulsado el desarrollo de energías alternativas de apoyo a la generación de energía eléctrica.

El desarrollo de fuentes de energía renovables, responde a motivos de estrategia económica, social y medioambiental, unido al cumplimiento de los compromisos internacionales adquiridos en materia de protección del medioambiente.

La producción energética empleando fuentes de energía renovables presenta una ventaja medioambiental, frente a los recursos fósiles, que es la reducción de emisión de gases que contribuyen al efecto invernadero, además de una económica, que es la reducción en cierta medida de la dependencia energética del exterior. España es uno de los países donde se apuesta por la

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investigación y desarrollo de tecnologías de generación a partir de fuentes renovables.

En España la producción industrial de células fotovoltaicas de silicio, en términos generales es de un orden magnitud del 1-2% del total mundial, y de un 11% del total Europeo.

Fig. 1 Fabricación europea de células fotovoltaicas en 2008 (ASIF)

En España, se desarrollo el Plan de Energías Renovables (PER) 2005- 2010, que trataba de mantener el compromiso de cubrir con fuentes renovables al menos el 12% del total de la energía consumida para el año 2010.

Fig. 2 Panorama de la generación de energía eléctrica en España (Informe ASIF 2009)

El objetivo era reforzar un importante eslabón en la política energética, y el cumplimiento de los compromisos adquiridos en el Protocolo de Kyoto.

Objetivo, que a fecha actual, como bien podemos ver en el gráfico de la figura 2 se ha cumplido sobradamente, lo que justifica la viabilidad a todos los niveles en la implantación de este tipo de energías.

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Según la directiva de la Comisión Europea, los países miembros deben prever que en el año 2030 al menos un 20% de la energía sea de origen renovable, lo que hace necesario una determinada potencia instalada de este tipo. Si se considera que el valor de la energía consumida en España en el año 2030 será de unos 500.000 GWh, el 20% de esta energía sería 100.000 GWh, suponiendo que el tiempo medio de actuación de estas energías es de 2.400 horas/año equivalentes a plena carga, se estima una necesidad de 42.000 MW.

de potencia renovable instalada, según las previsiones realizadas por el Foro de la Energía Nuclear. La composición de generación a partir de fuentes renovables en el año 2030 va a depender en gran medida, de los desarrollos tecnológicos alcanzados de estas energías y de las primas que les apliquen en los sistemas de tarificación de la energía generada, para así conseguir una reducción de costes y aumento del beneficio obtenido que hagan más atractiva la inversión.

Energía solar fotovoltaica.

La producción de energía eléctrica directamente del efecto fotovoltaico presenta indudables ventajas energéticas, industriales, medioambientales, sociales, etc. Entre ellas, la implantación de la energía solar fotovoltaica contribuirá a impulsar un desarrollo tecnológico, que lleve este procedimiento de generación a términos cada vez más competitivos.

El desarrollo de la energía solar fotovoltaica se encuentra como principal barrera la de carácter económico, que limita el mismo. Las razones para salvar estas barreras y propiciar su desarrollo, se fundamentan en:

• Existencia de recursos solares en España muy favorables para el desarrollo de esta tecnología.

• Interés de numerosos promotores en invertir en este tipo de instalaciones.

• Existencia de tecnología y capacidad de fabricación a nivel nacional, estando la industria española al mejor nivel internacional.

• Aprovechamiento de la industria nacional de las muy favorables perspectivas de evolución tecnológica y económica, que permiten predecir mejoras de rendimiento de los componentes y reducción de precios muy relevantes a medio plazo.

Además, el RD. 661/2007, aunque modificado posteriormente por el RD.

1578/2008, que regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, aplica tarifas especiales a este tipo de producción eléctrica, que fomenta la inversión en este tipo de energías.

En el PER se identifica el objetivo de incremento de potencia fotovoltaica de 363 MWp en el periodo 2005-1010, dentro de la planificación de las energías renovables en su conjunto. Este objetivo, a fecha de 2009 se ha

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conseguido superar ampliamente, debido a la gran acogida que está teniendo este tipo de inversión.

En el aspecto técnico, se podrían citar las siguientes razones para impulsar la energía fotovoltaica:

• Simplicidad. Los sistemas fotovoltaicos van a generar la electricidad directamente a partir de la luz del sol. En cierta medida, se pueden llegar a adquirir como si fueran un kit e, incluso en el caso más complejo de sistemas con conexión a la red, requieren un mínimo mantenimiento. Si se trata de sistemas aislados será necesario disponer de un sistema de almacenamiento mediante baterías, que pueden gozar de una larga duración si se adquiere un equipo desulfatador para su correcto mantenimiento.

• Modularidad. Un sistema fotovoltaico siempre va a poderse ampliar con nuevos elementos.

• Duración. Los módulos fotovoltaicos se fabrican de manera que puedan resistir todo tipo de fenómenos meteorológicos adversos. Los fabricantes garantizan los paneles por periodos de 20 a 40 años, incluyendo en la mencionada garantía incluso la producción y rendimiento del módulo.

• Seguridad. En un sistema fotovoltaico no existe ningún riesgo potencial que pueda afectar a personas o materiales. No existen elementos inflamables y no atraen los rayos. Los inversores, que conectan el sistema fotovoltaico con la red eléctrica, funcionan con una electrónica de control interna que los hacen muy fiables.

La generación fotovoltaica, permite obtener energía eléctrica de forma limpia, a partir de una fuente de energía inagotable, el sol, pero presenta como inconveniente fundamental que se trata de una tecnología que no se encuentra muy desarrollada, lo que hace que la inversión sea elevada. Por este motivo, el estado ofrece una serie de subvenciones y aplica tarifas especiales de venta, que hacen que la inversión sea viable, para fomentar así el desarrollo de este tipo de energía limpia.

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Documento 1. Memoria descriptiva. 9 Fig. 3 Potencia fotovoltaica conectada en España (Informe ASIF 2009)

El gráfico de la Fig. 3 muestra la grán acogida de la inversión en instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, desde la aplicación del RD.

661/2007 (tarifas especiales).

1.3. Sistemas fotovoltaicos conectados a la red. Generalidades.

Los sistemas fotovoltaicos conectados en red para venta de energía a la compañía suministradora, normalmente no disponen de sistemas de acumulación, ya que la energía producida durante las horas de insolación es canalizada a la red eléctrica, y durante las horas de insolación escasa o nula, la necesaria, aunque reducida carga viene alimentada por red. Por tanto, la única tarea de estos sistemas conectados a la red es la de inyectar en esta, la mayor cantidad posible de energía.

En los sistemas conectados a la red es necesario conectar con las líneas de distribución, cumpliendo con los requisitos demandados por la compañía eléctrica. También se incluirá un sistema de medición, mediante el que el propietario, una vez dispone del Régimen Especial de Producción de Energía (REPE), factura la producción de la planta.

Los principales componentes que forman un sistema fotovoltaico ‘grid connected’ son: Módulos fotovoltaicos, Inversor para la conexión a la red, dispositivos de intercambio con la red eléctrica y contador de energía bidireccional (o dos contadores).

El inversor es uno de los componentes más importantes en los sistemas conectados a red, ya que maximiza la producción de corriente del dispositivo

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fotovoltaico (módulo o panel) y optimiza el paso de energía entre el módulo y la carga. Es un dispositivo que transforma la energía continua producida por los módulos (12 V, 24 V, 48 v,…) en energía alterna (generalmente 3x230/400 V), para alimentar al sistema y/o introducirla en la red, con la que trabaja en régimen de intercambio.

Los inversores para la conexión a la red eléctrica están equipados generalmente con un dispositivo electrónico que permite extraer la máxima potencia, paso por paso, del generador fotovoltaico. Este dispositivo sigue el punto de máxima potencia (SPMP) y tiene justamente la función de adaptar las características de producción del campo fotovoltaico a las exigencias de la carga.

Los dispositivos de intercambio con la red sirven para que la energía eléctrica introducida en la red tenga todas las características requeridas por la misma.

Finalmente, el contador de energía mide la energía producida por el sistema fotovoltaico durante su periodo de funcionamiento.

Fig. 4 Esquema tipo de un sistema fotovoltaico conectado a red

1.4. Situación y emplazamiento.

El emplazamiento previsto para ubicar la instalación será un terreno formado por las parcelas 141, 149, 150, 148 y 151 del polígono 7 dentro del termino municipal de Plasencia de Jalón (Zaragoza). La superficie del conjunto asciende a 21.655 m². Se trata de un terreno actualmente yermo, y que prácticamente no presenta irregularidades ni desniveles en toda su extensión.

Estos serán eliminados mediante el previo movimiento de tierras.

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Documento 1. Memoria descriptiva. 11 Fig. 5 Emplazamiento de la parcela objeto del proyecto.

El terreno queda a pie de un camino rural asfaltado que facilitará el acceso a la misma, tanto para la ejecución de la instalación, como para el posterior mantenimiento.

Bordeando al terreno, discurre una Línea Subterránea de Media Tensión (L.S.M.T) de 15 kV. Propiedad de la compañía distribuidora ERZ-ENDESA, que nos servirá de punto de conexión para inyectar energía a la red, previa aceptación de ello en las correspondientes condiciones de suministro emitidas por la compañía suministradora ERZ-ENDESA.

El terreno no presenta obstáculos ni sombras apreciables, por lo que unido a lo anteriormente expuesto, resulta idóneo para llevar a cabo la instalación planteada.

Se realizará un vallado perimetral del terreno, con objeto de impedir el acceso a personas ajenas a la instalación.

Los datos concretos de ubicación geográfica, así como detalles de las inmediaciones, quedan recogidos en el Documento 3 (Planos) del presente proyecto.

Respecto a su situación con respecto a los valores de irradiación promediados para la península, la parcela quedaría situada en valores de entre 4,6 y 4,8 kWh/(m² ּ◌dia)

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Documento 1. Memoria descriptiva. 12 Fig. 6 Mapa de irradiación del territorio español. Situación de la parcela objeto de estudio.

1.5. Normativa y legislación aplicable.

Será de aplicación para la elaboración del presente proyecto, la normativa y legislación mostrada a continuación.

• Pliego de condiciones técnicas de instalaciones conectadas a red

• PCT-C rev.- Octubre 2002. IDAE Ley 54/1997

•

del sector eléctrico, que establece los principios de un modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial.

RD 2224/1998

•

por el que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.

RD 2818/1998

•

sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

RD 1663/2000 sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de distribución.

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• RD 3490/2000

•

en el que se fija el coste de la 1ª verificación de la instalación fotovoltaica conectada a red.

RD 841/2002 por el que se regula para instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida.

• RD 842/2002 por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. (R.E.B.T 2002).

• RD 3275/1982

•

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, así como las órdenes de 6 de Julio de 1984, de 18 de Octubre de 1984 y de 27 de Noviembre de 1987, por las que se aprueban y actualizan las instrucciones técnicas complementarias sobre dicho reglamento.

Decreto de 12 de Marzo de 1954

•

por el que se aprueba el Reglamento de verificaciones eléctricas y regularidad en el suministro de energía.

RD 3151/1968 por el que se aprueba el Reglamento técnico de líneas eléctricas de alta tensión.

• Normativa particular ERZ-ENDESA (Mayo 1992)

• Recomendaciones UNESA.

• Normalización. Normas UNE.

• Ley 31/1995

• sobre prevención de riesgos laborales.

RD 1627/97

•

sobre disposiciones mínimas en materia de seguridad y salud en las obras de construcción.

RD 485/1997

•

sobre disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

RD 1215/1997

•

sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

RD 773/1997 sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

• RD 661/2007 Por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

• RD 1578/2008

retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la

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• Condiciones impuestas por los organismos públicos afectados y ordenanzas municipales.

En general, toda normativa, legislación o recomendación relativa a este tipo de instalaciones.

1.6. Especificaciones del diseño.

Se pretende el diseño de una instalación generadora fotovoltaica conectada a la red de distribución de la compañía, para venta de energía eléctrica a la misma.

El objetivo prioritario del diseño será la máxima eficiencia de la instalación, que se traducirá en una rápida amortización, por eso, analizando la superficie disponible y las tarifas de venta de energía vigentes a fecha actual (RD. 1578/2008), se ha optado por los 100 kW. como potencia nominal de generación, y medida de la energía generada en baja tensión.

Esto, unido a la ausencia de redes de baja tensión con las características requeridas en las inmediaciones de la parcela, determina la instalación de un Centro de Transformación, que previo compromiso con la compañía suministradora, pasara a la propiedad de esta, eliminando el obligado y económicamente costoso mantenimiento de este. Por lo tanto, el centro de transformación deberá ser proyectado e instalado de acuerdo a los requerimientos de la compañía suministradora, para posibilitar la posterior cesión a la misma.

Optaremos por la instalación de un sistema de seguimiento solar, debido a la importante ventaja que desde el punto de vista económico presenta el incremento en el volumen de energía generada anualmente. Aceleraremos la amortización.

La central debe ser eficiente con respecto al posterior mantenimiento de la misma, y funcionar las máximas horas posibles aun en caso de avería de alguna de las partes. Es por eso que la central quedará divida en dos subgeneradores, formados cada uno por un inversor y sus correspondientes subgrupos de módulos fotovoltaicos, que funcionarán de manera independiente.

El mantenimiento y monitorización de la misma requiere también la existencia de una caseta de control en la que se alojen los diversos componentes que harán posible la generación de energía inyectable a la red (inversor, protecciones, central de medida, etc.…)

Respecto a la ubicación de la caseta de control, y el centro de transformación, ambos tratarán de situarse lo más cerca posible del punto de conexión a la red de distribución, para de esta manera minimizar la longitud de la acometida necesaria, con objeto de reducir costes y pérdidas energéticas.

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En general la instalación contará con todos los requerimientos y especificaciones indicadas por el pliego de condiciones técnicas del IDAE, y cumplirá la normativa y reglamentación vigente aplicable a este tipo de instalaciones.

1.7. Descripción general de la instalación.

La instalación consistirá en una central fotovoltaica generadora de 100 kWn de potencia nominal, dividida en dos subgeneradores de 50 kW cada uno (lado AC).

Cada subgenerador estará formado por las debidas protecciones DC y AC, y por un inversor DC/AC de 50 kW. Estos dos subgeneradores se unirán en el lado AC, y pasaran a un embarrado común a través del equipo de medida de salida. De este embarrado se alimentarán los receptores de consumo de la central (instalación receptora) a través de un contador de entrada, mediante el cual se medirá el consumo de la central. El embarrado común se conectará al cuadro de baja tensión del centro de transformación a través de una acometida general de baja tensión subterránea.

El centro de transformación y las celdas MT se instalarán en el interior de una caseta de hormigón prefabricada, de la que partirá la línea de MT, hasta la línea de distribución subterránea de la compañía distribuidora.

Fig. 7 Esquema básico de la instalación proyectada.

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A continuación se exponen los datos generales de la instalación:

.Potencia nominal salida AC:………...…100 kWn .Tensión nominal salida AC:………...3x230/400 V .FP estimado:………...1 .Potencia generación CC: 56.700 Wp (Por subgenerador)

.Tensión entrada DC (STC): 518,4 V. (por subgenerador) .Modulo fotovoltaico: 225 Wp (célula monocristalina) .Seguidor solar: doble eje

.Superficie colectora: 836,64 m²

.Configuración: 18 módulos * 14 subgrupos * 2 subgeneradores .Estimación de energía transferida a la red: 220.560,76 kWh/año

1.8. Análisis de la soluciones adoptadas.

En los siguientes subapartados, realizaremos una descripción de cada uno de los elementos y aspectos importantes que integran la instalación.

El orden en la exposición, tomará como principal referencia el flujo de la energía desde la generación hasta la introducción en la red de distribución.

1.8.1. Dimensionamiento de la instalación.

El dimensionado de la central generadora, será uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta en el diseño, ya que este determina el rendimiento y la eficiencia de la misma.

Para un dimensionamiento óptimo, deberemos considerar diversos factores de tipo económico, de superficie disponible, tarifas de venta de energía vigentes, según la potencia instalada, y el tipo de modulo a implementar.

1.8.1.1. Cálculo de la potencia.

De acuerdo al RD.1663/00, si la potencia nominal de todos los inversores de la instalación fotovoltaica supera los 5kW, la conexión a la red de distribución debe ser obligatoriamente trifásica.

El primer paso del dimensionamiento, será fijar la potencia nominal total del inversor/es Pn,inv. y esto se hará considerando la superficie disponible, la inversión económica a realizar, tarifas vigentes, etc..

El Reglamento electrotécnico de baja tensión, establece en su ITC-BT- 40, como carácter general, la interconexión de centrales generadoras a las redes de baja tensión de 3x230/400 V solamente cuando la suma de las potencias nominales de salida de los generadores no exceda de 100 kVA, ni de la mitad de la capacidad de la salida del Centro de Transformación

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correspondiente a la línea de la Red de Distribución Pública a la que se conecte la central. Esto, unido a que actualmente el precio de venta de kWh. es superior si se inyecta en la red de BT que en MT, hace que partamos del concepto de límite de potencia máximo que podemos conectar a la red de distribución en BT, cuyo valor son 100 kW., y que estableceremos como la potencia nominal total de salida del inversor/es. Potencia que por otra parte, resulta apropiada considerando la superficie disponible, y la obligada separación mínima a respetar entre los seguidores.

1.8.1.2. Análisis previos para la configuración.

Partimos de la idea de diseñar una configuración que en cierta medida optimice el rendimiento, y el posterior mantenimiento de la instalación. Es por esto, que se ha optado por un sistema de inversores centralizado, dividido en dos partes. Dos subgeneradores fotovoltaicos conectados a dos inversores, para, de esta manera, evitar que una avería en el inversor impida completamente la transferencia de energía a la red de distribución. Esta decisión se fundamenta en la posibilidad de mantener operativo el 50% de la instalación en caso de fallo de uno de los conjuntos, y con ello seguir obteniendo beneficios de la venta de la generación de energía.

En el Anexo 3 (Selección de los componentes fotovoltaicos), se detalla la justificación para implementar este tipo de cofiguración.

Descartamos completamente la posibilidad de utilizar tres inversores monofásicos y conectarlos en la línea trifásica, porque en caso de avería de alguno de ellos, se produciría un desequilibrio de la red que provocaría fallos en el resto.

Con respecto a la configuración de los módulos, se dividirá cada subgenerador fotovoltaico en ramales de módulos, que sumen la tensión continua óptima de entrada al inversor seleccionado. Este calculo queda detallado en el Documento 2 (Cálculos justificativos) del presente proyecto.

Fig. 8 División en dos subgeneradores

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1.8.1.3. Análisis previos para la selección de los componentes.

Para conseguir la máxima eficiencia del conjunto generador fotovoltaico inversor, la relación entre la potencia nominal del inversor, Pn, y la potencia pico del generador fotovoltaico que se conecta al inversor, Ppmp debe ser del orden de 0,7 a 0,8 para climas como los de España.

En general, la potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su potencia nominal. Esto es debido a que, en condiciones climáticas reales, un generador fotovoltaico nunca produce la potencia pico ya que la temperatura normal de funcionamiento del módulo es mayor de 25 ºC cuando la irradiancia es de 1000 W/m². Además, raras veces se alcanza un nivel de irradiancia de 1000 W/m², ya que los niveles medios que se alcanzan en España varían entre 400 y 700 W/m².

Existen otras razones por las cuales la potencia nominal del inversor no debe superar a la potencia pico del generador fotovoltaico, por ejemplo, la instalación, normalmente, no tiene la orientación ni la inclinación optima o está parcialmente cubierta por sombras.

También existen pérdidas dentro del generador fotovoltaico debido a la dispersión de los parámetros eléctricos de cada uno de los módulos, así como al cableado y a las conexiones entre ellos.

Sólo cuando los inversores deben soportar muy altas temperaturas debido a que se instalan en exteriores, se analizará la posibilidad, con los datos suministrados por el fabricante del inversor, de seleccionar un inversor de mayor potencia nominal que la potencia pico del generador fotovoltaico.

Teniendo en cuenta estas consideraciones, el rango de potencias nominales del inversor puede oscilar entre 0,7 y 1,2 veces la potencia pico del generador fotovoltaico.

Para la instalación proyectada, y por recomendación de CENSOLAR, utilizando seguidores de doble eje, la relación optima Pn/Ppmp, seria de 0,88.

Fig. 9 Rendimiento del inversor.

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Cuando se seleccione el inversor hay que asegurarse de que para cualquier condición climática de irradiancia y temperatura funcionará correctamente y que la eficiencia máxima del inversor se corresponda con el rango de irradiancia más frecuente del lugar. Por ejemplo, en la Fig. 9,sería el rango 600-700 W/m².

Hay que garantizar que para cualquier condición climática, el rango de tensiones a la salida del generador fotovoltaico permanezca dentro del rango de tensiones admisibles a la entrada del inversor. En este sentido hay que tener en cuenta que la tensión (y en menor medida la corriente) a la salida del generador fotovoltaico varía con la temperatura.

Fig. 10 Incidencia de la temperatura en la salida del generador fotovoltaico (modulo).

1.8.2. Módulo fotovoltaico.

Las células solares, elementos básicos en proceso fotovoltaico, constituyen un producto intermedio: proporcionan valores de tensión y corriente limitados en comparación a los requeridos normalmente por los aparatos usuarios, son extremadamente frágiles, eléctricamente no aisladas y sin un soporte mecánico. Se ensamblan de la manera adecuada para formar una única estructura: el panel fotovoltaico (módulo), que es una estructura sólida manejable. En el Anexo 3 (Selección de los componentes fotovoltaicos) del presente proyecto, se ofrece una explicación detallada de las diferentes tipologías de módulos, así como de sus características eléctricas mas relevantes.

El módulo elegido, es el Sunways Solar Module SM 215MA63, de la casa Sunways.

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Documento 1. Memoria descriptiva. 20 Fig. 11 Modulo elegido: Sunways Solar Module SM215MA63 (SUNWAYS)

Módulo compuesto por células monocristalinas, y que incorpora importantes avances tecnológicos que se traducirán a un rendimiento y fiabilidad mucho mas elevados que las otras alternativas en el mercado para este tipo de módulos.

El Sunways Solar Module SM 215M (225 Wp), presenta unas dimensiones que le hacen especialmente indicado para optimizar la eficiencia y el consumo de recursos en grandes instalaciones fotovoltaicas. La potente combinación entre células solares monocristalinas y tecnología de tres barras colectoras de última generación, consiguen incrementar el rendimiento hasta un 5% mas que otros modelos equivalentes en el mercado.

El vidrio solar de protección es de 4 mm. altamente transparente, que reduce las perdidas por reflexión al mínimo y, junto con el robusto bastidor de perfiles de aluminio, otorga al producto una elevada resistencia mecánica (5.400 Pa).

El fabricante proporciona una garantía de dos años del producto para la calidad del material y de la elaboración, una eficiencia mínima garantizada del 90% durante un período de 12, y del 80% durante 25 años según las condiciones de garantía del fabricante.

Fig. 12 Características generales del Modulo elegido: Sunways Solar Module SM215MA63 (SUNWAYS)

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El producto cumple con las normas: IEC 61215 Ed. 2, IEC 61730, CE, Clase de protección II, y cuenta con controles de calidad en fábrica, como mínimo, doble solicitación según norma IEC.

En el Anexo 1 (Fichas técnicas), se incluyen todas las especificaciones detalladas del producto.

1.8.3. Inversor.

En los sistemas fotovoltaicos con conexión a red eléctrica, la potencia en corriente continua (DC) generada por el equipo fotovoltaico debe ser convertida a corriente alterna (AC) para poder ser inyectada en la red eléctrica de distribución de la compañía. Este requisito hace imprescindible la utilización de un inversor que convierta corriente continua en corriente alterna, para conseguir un flujo de energía como el que se muestra a continuación:

Fig. 13 Flujo de energía del inversor

Los inversores conectados directamente al módulo fotovoltaico deberán disponer de un buscador del punto de máxima potencia (SPMP), que continuamente ajusta la impedancia de carga para que el inversor pueda extraer la máxima potencia del sistema.

Los inversores utilizados en sistemas fotovoltaicos serán del tipo conexión a red eléctrica con una potencia de entrada variable para que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

El inversor cumplirá en general con las recomendaciones definidas en el pliego de condiciones técnicas del IDAE (PCT IDAE 2002)

Además, dado que la conexión se realizará a la red de baja tensión, el artículo 12 del RD 1663/2000, dice textualmente:

“La instalación deberá disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas, bien sea por medio de un transformador de aislamiento o cualquier otro medio que cumpla las mismas funciones, con base en el desarrollo tecnológico.”

Basándonos en este requerimiento de la normativa, y para aportar simplicidad a la instalación, optaremos por elegir un inversor que incorpore transformador de aislamiento en su salida AC.

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El inversor elegido es el Ingecon Sun Power 50 (Pn = 50Kw), que además de cumplir con todos y cada uno de los puntos enunciados anteriormente, cuenta con una eficiencia máxima del 96,3%, y se adapta perfectamente a las necesidades de la instalación en cuanto a rangos de tensión y corriente.

Fig. 14 Inversor Ingecon Sun Power 50

El inversor elegido cuenta con un diseño orientado a facilitar el mantenimiento, un completo equipamiento de protecciones eléctricas incluidas de serie, y una alta eficiencia trabajando a temperaturas elevadas.

Está equipado con un avanzado sistema de seguimiento del punto de máxima potencia (SPMP), para extraer la máxima energía del campo fotovoltaico.

No necesita elementos adicionales, y permite su desconexión manual de la red. Además, lleva incorporado un datalogger interno para almacenamiento de datos hasta 3 meses al que se puede acceder desde un PC remoto y también in-situ desde el frontal del inversor a través de un teclado. Asimismo este frontal dispone de LED's indicadores de estado y alarmas y pantalla LCD.

Diseñado con componentes que ofrecen una vida útil de más de 20 años, el fabricante proporciona una garantía estándar de 5 años, ampliable hasta 25 años.

En cuanto a las protecciones eléctricas, elemento importante en un sistema conectado a red, el inversor lleva integradas las siguientes:

-Aislamiento galvánico entre la parte DC y AC.

-Contra polarizaciones inversas.

-Contra cortocircuitos y sobrecargas en la salida.

-Contra fallos de aislamiento.

-Anti-isla con desconexión automática.

-Seccionador en carga DC.

-Fusibles DC.

-Seccionador-magnetotérmico AC.

-Descargadores de sobretensiones DC.

-Descargadores de sobretensiones AC.

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Cuenta además con grandes posibilidades en cuanto a monitorización y vigilancia remota, además de una gran cantidad de accesorios opcionales, para implementarlas.

En el Anexo 1 (Fichas técnicas), se incluyen todas las especificaciones detalladas del producto.

1.8.4. Seguidor solar.

La utilización de sistemas de seguimiento solar presenta una importante característica desde el punto de vista económico ya que posibilita que la instalación genere un mayor volumen de energía anualmente, en comparación con un generador fotovoltaico similar instalado sobre una estructura fija.

1.8.4.1. Características del sistema elegido.

El sistema de seguimiento solar elegido es el TETRA-TRACK® M60, de la firma DOBONTECH. Es un seguidor solar en dos ejes, basado en un estructura tetraédrica de mayor resistencia al viento que los sistemas convencionales de columna.

Fig. 15 Seguidor solar TETRA-TRACK® M60 (DOBONTECH)

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El sistema TETRA-TRACK®, por su estructura característica, presenta una serie de ventajas frente a los típicos sistemas de seguimiento monoposte.

1) Mayor estabilidad al viento: En un sistema monoposte, todo el momento de fuerza del viento se realiza en la base del seguidor. El sistema TETRA- TRACK®, se apoya en cuatro puntos sobre el terreno, lo cual le confiere mayor estabilidad.

2) Menor resonancia mecánica de la plataforma por efecto del viento: Al estar amarradas las cuatro esquinas y el centro de la plataforma del seguidor a la estructura, las oscilaciones ocasionadas por el viento sobre la plataforma son menores que en un sistema monoposte. Estas oscilaciones son muy importantes y pueden producir con viento fuerte desprendimientos y roturas de los módulos soportados.

3) Cimentación más sencilla y menos profunda: esto abarata los costes de la obra civil.

4) No necesita anemómetro para situarse en posición de aparcado por efecto del viento: Lo anemómetros con el paso del tiempo suelen agarrotarse o funcionar inadecuadamente, con lo cual en el caso de necesidad son de dudosa utilidad. De cualquier forma, la electrónica de control del TETRATRACK® tiene incorporada una entrada por si se quisiera implementar esta opción.

5) Menores deformaciones gravitacionales: Al estar los esfuerzos de la plataforma repartidos por toda la estructura, las deformaciones gravitacionales de la plataforma son menores.

6) El sistema de puntería solar basado en autómatas suele desapuntarse debido a la deriva del reloj interno. El sistema TETRA-TRACK® utiliza un sensor solar para apuntarse y sigue al sol buscando el máximo de radiación solar en todo momento. En ausencia de sol, el sistema realiza un seguimiento subsincrónico.

7) En los seguidores monoposte la corona soporta todo el esfuerzo del empuje del viento sobre la plataforma y es frecuente la rotura de algún diente, bien de la corona o bien de alguno de los piñones. Una vez se ha roto un diente, la holgura entre mecanismos aumenta y hace que el golpe de ariete siga su efecto destructivo a gran velocidad.

8) En el TETRA-TRACK® un fuerte golpe de viento puede producir un resbalamiento sobre las poleas de nylon de la llanta que mueve la plataforma, pero no se produce ninguna rotura.

9) En caso de avería, la sustitución de los elementos de tracción que son de bajo coste, se realiza de forma muy sencilla en el sistema TETRA-TRACK®, sin necesidad de utilizar grúa, ni desmontar la plataforma colectora, ni los paneles.

En un sistema monoposte, puede ser necesario recurrir a una grúa potente capaz de levantar toda la plataforma colectora.

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10) El transporte e instalación son muy sencillos. El sistema TETRA-TRACK®

se suministra desmontado en forma de kit y se pueden transportar varias máquinas en cualquier tipo de transporte que admita una longitud de 6 metros (los tubos más largos miden 6 metros). El montaje del mismo se realiza con tornillería sencilla y no es indispensable el uso de grúa.

El sistema además, se adapta perfectamente a la configuración de módulos fotovoltaicos planteada en cuanto a especificaciones técnicas se refiere, así como al resto de especificaciones del proyecto.

Fig. 16 Especificaciones técnicas del seguidor solar TETRA-TRACK® M60 (DOBONTECH)

1.8.5. Elementos de protección, vigilancia y monitorización.

En una instalación fotovoltaica, la generación de energía se produce mediante la transformación de la luz solar en energía eléctrica (corriente continua), función realizada por las células fotovoltaicas, agrupadas en módulos que, a su vez, son conectados en serie para sumar las tensiones formando subgrupos (strings o ramales). Varios de estos grupos se conectan en paralelo para sumar las corrientes. En este punto ya tenemos una gran potencia en corriente continua que se debe convertir a corriente alterna, función que realiza el inversor. Ya en la parte de corriente alterna se dispone de las correspondientes protecciones, los equipos de medida destinados a cuantificar la energía aportada a la red y la aparamenta necesaria para realizar la conexión.

La instalación se complementa con las correspondientes protecciones contra las sobretensiones transitorias, caidas de rayo y defectos de aislamiento, tanto en la parte de continua como en la de alterna, y diversos

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seccionadores que permiten cortar algunas secciones de la instalación para tareas de mantenimiento.

El material instalado en la parte de corriente alterna es el normalmente utilizado en las instalaciones de baja tensión; sin embargo, es en la parte de corriente continua donde, debido a las especiales condiciones de trabajo, deberán utilizarse componentes específicos para este tipo de instalaciones, desde cables hasta protectores de sobretensiones, de fallos de aislamiento, seccionadores y lógicamente unos fusibles de protección adecuados.

Como las células fotovoltaicas cuando son cortocircuitadas aportan bajas corrientes de defecto, aquellas instalaciones pequeñas que tengan como máximo tres subgrupos de módulos fotovoltaicos, no es necesario que sean protegidas contra sobrecorrientes. A partir de cuatro deben protegerse siempre.

Se atenderá preferentemente a la normativa afecta a este tipo de instalaciones, RD 1163/2000 Articulo 11, el cual establece los mínimos requeridos en cuanto a protecciones.

Todos los componentes descritos en los apartados siguientes, cuentan con las especificaciones técnicas del fabricante en el Anexo 1 (Fichas técnicas) del presente proyecto, y con su ubicación y situación en los planos y esquemas del Documento 3 (Planos) también del presente proyecto.

1.8.5.1. Corriente continua (DC).

1.8.5.1.1 Protección contra sobrecargas y cortocircuitos.

En corriente continua resulta más difícil la interrupción de la corriente. El hecho de que no pase por cero dificulta la extinción del arco en el interior del fusible (especialmente con corrientes débiles). La constante de tiempo a considerar en la práctica es muy baja (del orden de L/R = 1 ms) ya que la única inductancia del circuito es prácticamente la de los cables.

En general, se presentan las siguientes particularidades:

Valores elevados de tensión. Con la finalidad de aumentar la potencia de las instalaciones y mejorar el rendimiento del sistema, se trabaja a tensiones elevadas (unos 600 Vdc en nuestro caso). Esto además posibilita que los inversores puedan trabajar sin transformador, lo que redunda en un mejor rendimiento y en una reducción de costes.

Corrientes de defecto débiles. Las células fotovoltaicas cuando son cortocircuitadas aportan bajas corrientes de defecto, por lo que los fusibles para esta aplicación deben ser capaces de interrumpir sobrecorrientes débiles.

Estas condiciones, sumadas a que es corriente continua y con valores de de tensión elevados, hacen que el fusible deba trabajar en condiciones muy difíciles.

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Variación constante de corriente. Los ciclos día/noche y el paso de nubes hacen que la corriente varíe continuamente a través de los fusibles, generando continuos calentamientos y enfriamientos que producen stress térmico y mecánico en los materiales, especialmente en el elemento de fusión.

Si el fusible no está preparado para ello, se produce un envejecimiento prematuro que provoca la fusión intempestiva del mismo, con la consiguiente desconexión del grupo de módulos, la pérdida de potencia generada y la necesidad de intervenir para la reposición del mismo, con los perjuicios económicos que se derivan.

Por todos estos motivos, no deben utilizarse fusibles de uso general gG en la parte de corriente continua (DC), ya que no cumplen los requisitos para estas instalaciones y, en caso de defecto, no pueden interrumpir la corriente de forma segura, con resultados catastróficos para el resto de la instalación y para las personas.

DF Electric ha desarrollado una gama de cartuchos fusibles y sus correspondientes bases portafusibles, especialmente diseñadas para las condiciones en que tienen que trabajar y actuar estas protecciones. Los cartuchos fusibles son cilíndricos de tamaño 10 x 38, que es una talla muy generalizada para esta aplicación e iran montados en bases portafusibles modulares con grado de protección IP20. Estas bases estan diseñadas para poder trabajar a los niveles de tensión requeridos en cuanto a materiales, líneas de fuga y distancias de aislamiento.

El calibre elegido según los cálculos justificativos (Documento 2) del presente proyecto es de 10 A.

Fig. 17 Fusibles gR con sus correspondientes bases (DF Electric)

Se instalará además, a continuación del fusible, un interruptor automático magnetotérmico del mismo calibre, 10 A, que además de complementar al citado fusible con respecto a protección ante sobrecargas, permitirá la conexión/desconexión manual del subgrupo, desde la ubicación fisica de este.

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El interruptor elegido es el EP104UCB10, de la casa General Electric.

Fig. 18 Interruptor magnetotérmico EP104UCB10 (General Electric)

Este modélo, especialmente diseñado para aplicaciones fotovoltaicas, cuenta como principal característica, además de poder ser usado para corriente continua (DC), que puede trabajar a tensiónes nominales hasta 880 V, requisito fundamental para poder ser implementado en los subgrupos de módulos planteados en el presente proyecto.

El interruptor se instalará, atendiendo al esquema indicado por el fabricante.

Fig. 19 Esquema de conexión indicado para el interruptor magnetotérmico EP104UCB10

1.8.5.1.2 Protección contra caída de rayos-sobretensiones.

Se colocarán a la salida de cada ramal del módulo juegos de varistores que derivarán corriente a tierra en caso de producirse una sobretensión, ya sea por descarga atmosférica, o de cualquier otro tipo.

El modelo de varistor elegido, es el PV PROTEC C(R) 40 de la firma ISKRA ZASCITE

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Fig. 20 Varistores PV PROTEC C(R) 40 (ISKRA ZASCITE)

La serie PV PROTEC C(R) 40, ha sido especialmente desarrollada para proteger ante descargas y sobretensiones producidas por impactos indirectos de rayos en la parte de continua de sistemas fotovoltaicos.

La protección consiste en tres etapas de varistores equipados con desconectadores térmicos que permiten señalar de forma óptica un fallo en el varistor, reaccionando inmediatamente después de cualquier error. Por lo tanto, en caso de fallo, sólo hay que reemplazar un módulo, ya que la base permanece en un carril DIN de 35 mm.

Además, al poseer indicadores de desconexión, es posible conocer su estado visualmente o vía teleseñalización mediante un contacto seco libre de potencial que puede utilizarse para gestión de alarma en caso de avería de la protección.

La tensión máxima nominal elegida, será de 1000 V, dada la salida en tensión de cada ramal.

El varistor se caracteriza por una corriente de descarga máxima (Imax en 8/20 µs) de 40 kA por polo en una carcasa de 3TE con Imax total = 40kA), rango de temperatura operativa de -40 a +80 °C, protección IP 20, resistencia de cortocircuito (25 kA / 50 Hz) y certificación IEC-61643-1.

Esta serie de protección con diseño modular no produce inyecciones de corriente en los circuitos posteriores (follow-up current), que podrían derivar en la destrucción de los componentes o en la desconexión de los protectores de sobrecorriente instalados.

1.8.5.1.3 Protección contra defectos de aislamiento.

El RD. 1663/2000 Articulo 11. (Protecciones) define en el punto 2 la exigencia de proteger a las personas en el caso de derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación.

Esto se llevará a cabo mediante un sistema que corte la instalación en caso de detectar un defecto de aislamiento en la misma.

Existen multiples configuraciones para llevar a cabo esta protección, sin embargo, se ha optado por la sencillez y la seguridad, de controlar y proteger cada subgrupo de módulos de forma independiente.

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Esta elección queda justificada con la posibilidad de que existan fallos de aislamiento putuales o transitorios, por ejemplo en mañanas humedas, donde lo deseable seria una corte del correspondiente ramal, de duración no demasiado superior a la situación de fallo de aislamiento producida, sin que afecte al resto de ramales, manteniendo por tanto la generación de energía.

Se ha optado por el PROAT MC (Modulo compacto), un componente de la firma PROAT que integra en un mismo elemento, vigilancia ante fallos de aislamiento, e interruptor de continua.

Fig. 21 PROAT MC (modulo compacto) (PROAT)

Instalado de forma independiente en cada subgrupo de módulos, el PROAT MC cortocircuita la tensión en los paneles, sin afectar al resto de la instalación en caso de fallo de aislamiento. Además, realiza el rearme del subgrupo correspondiente cada cierto tiempo, para, de esta manera evitar el corte permanente de la instalación debido a un fallo temporal del aislamiento de la instalación por las posibles causas antes mencionadas. Esta caracteristica, lo hace idóneo para simplificar y abaratar el posterior mantenimiento de la instalación.

El aparato dispone de diodos luminosos que indican de forma simple e intuitiva si el fallo de aislamiento se ha producido en el (+) o (-), un pulsador de prueba para simular un fallo a tierra, diferenciando también (+) y (-), un pulsador de reset que reinicia el equipo, y la posibilidad de seleccionar el periodo de intento de rearme (1, 5, 30 minutos y “off rearme”)

Características técnicas:

-Led verde indicando existencia de tensión en paneles FV -Led rojo indicativo de cortocircuito.

-Led verde indicando la presencia de tensión alterna auxiliar.

-Sistema totalmente estático en la parte de la potencia.

-Intensidad de cortocircuito 10 Amperios máximo.

-Tensión auxiliar 230 Vca.

-Tensión de corte hasta 1000 Vcc.

-Conforme RD 1663/2000.

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1.8.5.1.4 Interruptor general CC.

A modo de protección general del inversor, colocaremos inmediatamente antes de este, un interruptor general automático, que a la vez nos permitira el apagado de cada uno de los subgeneradores.

Ante la imposibilidad de utilizar un interruptor modular, debido a que no existen en el mercado con los parámetros necesarios para soportar los valores del subgenerador en cuanto a corriente y tensión, utilizaremos un interruptor de caja moldeada.

El modelo elegido es el COMPACT NS160-DC 4P de la firma Schneider Electric.

Fig. 22 COMPACT NS160-DC 4P (Schneider Electric)

El interruptor automático COMPACT NS160-DC 4P de Schneider Electric, es de las pocas alternativas disponibles en el mercado para limitar corrientes en DC, trabajando con tensiones de hasta 750 V.

El dispositivo cuenta con un diseño específico de las cámaras de corte y de los polos de interrupción para las aplicaciones de corriente continua, que dota a estos equipos de grandes prestaciones. Cuentan también con bloques de reles rápidos desarrollados para las aplicaciones en corriente continua.

Cuenta además con regulación de la corriente de disparo térmica, para ajustarla a la máxima corriente de entrada del inversor (143 A).

Para poder trabajar con tensiones del orden de 750 V, protegiendo (+) y (-), necesario para el caso que nos ocupa, el fabricante nos indica la conexión a realizar.

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Documento 1. Memoria descriptiva. 32 Fig. 23 Esquema de conexión para el COMPACT NS160-DC 4P (Schneider Electric)

1.8.5.2. Corriente alterna (AC)

En la parte de corriente alterna de la instalación, es decir, tras la salida del inversor, podremos colocar componentes de mayor diversidad en el mercado, al ser más habituales en las instalaciones eléctricas.

1.8.5.2.1 Protección contra sobrecargas y cortocircuitos.

El punto 1 del Articulo 11 del RD 1663/2000 nos obliga a instalar un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito (poder de corte) superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión concedido (BT). Además obliga a que este interruptor sea accesible por la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual (ICPM).

El modelo elegido será el COMPACT NS160 de Schneider Electric, componente de caja moldeada muy utilizado en cualquier instalación industrial en la que se requieran altas prestaciones, fiabilidad, y un alto poder de corte.

Fig. 24 COMPACT NS160 (Schneider Electric)

El dispositivo realiza seccionamiento con corte plenamente aparente, y cuenta con diversas opciones de ajuste, así como la posibilidad de adaptar accesorios de diverso tipo que puedan requerirse en función de las necesidades posteriores de la instalación.

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1.8.5.2.2 Protección diferencial.

La instalación en su parte de corriente alterna, por indicación expresa en el R.E.B.T, requerirá de la adecuada protección diferencial, para ello seleccionamos un modelo que se adapta perfectamente al interruptor general:

Bloque VIGI NS160 también de Schneider Electric.

Fig. 25 Bloque VIGI NS160 (Schneider Electric)

El dispositivo seleccionado se adapta perfectamente a los requerimientos de la instalación en cuanto a protección diferencial se refiere, y cuenta con multiples posibilidades en cuanto a ajuste y regulación.

Fig. 26 Panel frontal del bloque VIGI NS160 (Schneider Electric)

1.8.5.2.3 Control de máxima y mínima tensión.

El Articulo 11 del RD 1663/2000, nos indica en los apartados 3 y 4, la obligatoriedad de incluir protecciones ante las variaciones de tensión o frecuencia en la red, y a la salida del inversor:

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3. “Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.”

4. “Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente).”

Aunque se permite el control de todos estos parámetros desde el propio inversor, si este incluye los mecanismos apropiados, que han de justificarse en la legalización de la instalación, en la instalación objeto de este proyecto se va a optar por incluir un relé de protección modelo PMV80N A440 de la firma Lovato electric.

Fig. 27 Relé de protección PMV80N A440 (Lovato electric)

El relé integra protección ante los tres casos enunciados con anterioridad, y como puede verse en el apartado “ADJUSTMENTS” en la Fig.

27, el rango de ajuste del dispositivo ante los parámetros referidos, abarca perfectamente los valores requeridos en el RD. 1663/2000 enunciados con anterioridad.

Se incluirá también un contactor tetrapolar para realizar las funciones de conexión/desconexión de red, que será comandado por el relé de protección de máxima/mínima frecuencia/tensión.

El modelo elegido es el 11B145 4 00 tambien de Lovato electric

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Documento 1. Memoria descriptiva. 35 Fig. 28 Contactor 11B145 4 00 (Lovato electric)

1.8.5.2.4 Monitorización.

Se instalará una pequeña central de medida, que para facilitar el mantenimiento y control de la instalación, monitorizará y registrará los parámetros mas significativos de la energía generada.

El modelo elegido es el PM850 de la firma Schneider Electric.

Fig. 29 Central de medida PM850 (Schneider electric)

La PM850 de Schneider Electric, concentra en un modulo de 96*96mm.

Prácticamente todas las soluciones de medida requeridas para una instalación de estar características.

Gracias a su amplia pantalla de cómoda lectura (retroiluminada), se pueden visualizar simultáneamente valores correspondientes a las tres fases y al neutro.

Incorpora de serie un puerto de comunicación RS-485, 1 entrada digital, 1 salida digital, calculo del THD y configuración y registro de alarmas en la unidad base. Además de estas utilidades, la central PM850 permite el registro personalizable de parámetros en su memoria, y el espectro de armónicos en tensión e intensidad. Proporciona también capturas de onda.

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Documento 1. Memoria descriptiva. 36 Fig. 30 Características de la central de medida PM850 (Schneider electric)

Como elemento captador de los valores, se utilizarán transformadores de intensidad del tipo TI 250/5 de Schneider electric.

1.8.6. Equipo de medida.

En lo referente al equipo de medida, es la compañía eléctrica la que fija las especificaciones técnicas del mismo.

Debido al valor de la potencia contratada, ERZ-ENDESA obliga a instalar un equipo de medida indirecta normalizado. Esto es, un armario normalizado que incluya transformadores de intensidad (1 por fase), para transformar la corriente generada a valores medibles por el tarificador electronico (contador).

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En lineas generales:

-Será de tipo maximetro electrónico, tendrá lectura de energía util, reactiva y discriminación horaria. Se ajustará a la ITC-BT-16 y a la normativa particular aprobada por la empresa suministradora.

-Al ser un unico usuario no se coloca ni interruptor general de maniobra, ni fusible junto al contador.

-Deberá ser de facil lectura, las partes transparentes deberán ser resistentes a los rayos ultravioleta.

-Contará con garantías de seguridad y mantenimiento.

-El propietario de la instalación será el responsable del quebrantamiento de los precintos que coloque la empresa suministradora y/o los organismos oficiales, así como la rotura de cualquiera de los elementos.

.Envolvente:

Elegimos para ello el modelo PNZ T20/30 ERZ del fabricante PINAZO (o similar).

Fig. 31 Armario normalizado PNZ T20/30 ERZ

Se trata de un armario de poliéster reforzado con fibra de vidrio con un grado de protección IP-559 (UNE 20324), que cuenta con espacio para la colocación del contador electrónico normalizado trifásico, la regleta normalizada por la compañía suministradora (ya incluida), y los tres trafos de intensidad.

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.Trafos de medida:

Según normativa de la compañía suministradora, deberemos colocar 3 trafos de intensidad (1 por fase) para transformar la corriente a valores medibles por el contador. La relación de transformación de estos será en función de la potencia instalada, y según criterio de la compañía suministradora de 200/5. Clase de precisión 0,5S.

Se elegirá el modelo de la firma ARTECHE o similar diseñado expresamente para satisfacer los requerimientos enunciados.

Fig. 32 Trafo de intensidad normalizado requerido por la compañía suministradora

.Contador:

Se instalará un contador electrónico bidireccional, previamente verificado por la compañía suministradora, que debera ser suministrado por el proveedor con la programación correspondiente a la zona, tipo de contrato y discriminación horaria correspondiente. Tipo IV >15 Kw.

El modelo elegido es el ACE SL7000 version 762 de la firma ACTARIS.

Fig. 33 Contador electrónico ACE SL7000 (ACTARIS)

El contador registrador ACE SL7000 de ACTARIS, responde a las necesidades de medida en los consumidores a tarifa y cualificados tipos I, II, III, IV, derivadas de la desregularización del sector eléctrico español.