ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS UNIVERSIDAD DE SEVILLA. Departamento de Ingeniería Eléctrica

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1 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIEROS UNIVERSIDAD DE SEVILLA Departamento de Ingeniería Eléctrica PROYECTO FIN DE CARRERA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA DE POTENCIA NOMINAL CONJUNTA DE 300 kw EN UTRERA (SEVILLA) AUTOR: ALFONSO GARCÉS LÓPEZ-ALONSO TUTORES: D. JOSÉ ANTONIO ROSENDO MACÍAS D. PEDRO LUIS CRUZ ROMERO JULIO 2007

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3 0. Índice INDICE 1. MEMORIA DESCRIPTIVA OBJETO DEL PROYECTO EMPLAZAMIENTO ANTECEDENTES NORMAS Y REFERENCIAS DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN DE SOBRETENSIONES MEDIDAS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO ELEMENTOS ANTIINTRUSISMO MEMORIA DE CÁLCULO DEFINICIONES DATOS DE PARTIDA DISTRIBUCIÓN DEL HUERTO SOLAR ESTUDIO ELÉCTRICO FOTOVOLTAICO CÁLCULOS EN BAJA TENSIÓN 38 1

4 0. Índice 2.6 PUNTO DE CONEXIÓN CÁLCULO DE LAS INST. DE PUESTA A TIERRA LÍNEA SUBTERRÁNEA DE MEDIA TENSIÓN ESTUDIO DE RADIACIÓN SOLAR PRESUPUESTO ESTUDIO BÁSICO DE SEGURIDAD Y SALUD OBJETO ANÁLISIS DE RIESGO MEDIDAS PREVENTIVAS DESMANTELAMIENTO Y RESTITUCIÓN OBJETO Y ANTECEDENTES DE DESMANTELAMIENTO DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS DE DESMANTELAMIENTO BIBLIOGRAFÍA 113 2

5 0. Índice 7. ÍNDICE DE PLANOS 115 ANEXO DE CATALÓGOS Y DOCUMENTACIÓN TÉCNICA DE EQUIPOS 117 3

6 0. Índice 4

7 1. Memoria Descriptiva 1. MEMORIA DESCRIPTIVA 1.1. OBJETO DEL PROYECTO El presente proyecto se redacta con el fin de diseñar y calcular una instalación solar fotovoltaica, de acuerdo a la legislación vigente, para la obtención de la Autorización Administrativa, así como servir de base a la hora de proceder a la ejecución de dicha instalación, de forma que lo proyectado pueda ser directamente ejecutado mediante la correcta interpretación y aplicación de las especificaciones. La planta fotovoltaica tendrá una potencia nominal total de 300 kw, la cual estará a su vez formada por tres instalaciones de 100kW de potencia nominal cada una EMPLAZAMIENTO El conjunto de instalaciones fotovoltaicas objeto de este proyecto se ubicará en la finca denominada Pago de la Barberisca situada en el polígono 10, parcela 56, del término municipal de Utrera (Sevilla) ANTECEDENTES Este proyecto que se pretende realizar en la campiña de Utrera, pretende compaginar las nuevas tecnologías de producción de energía mediante paneles solares fotovoltaicos con el aprovechamiento tradicional de la zona como es la aceituna de verdeo. Para evitar al máximo el arranque de los olivos, se pretende colocar la instalación en la zona de la vivienda y huerta actual. Esta situación de la planta de producción de energía solar fotovoltaica minimizaría el arranque 5

8 1. Memoria Descriptiva de los olivos y permitiría la construcción de una nueva vivienda con el máximo aprovechamiento del terreno NORMAS Y REFERENCIAS Para la realización del proyecto se tendrá en cuenta la siguiente normativa: - Ley 54/1997 Ley 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. - R.D. 1663/2000 Real Decreto sobre conexiones de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, que establece las condiciones técnicas y administrativas necesarias para la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. - BOE nº148 21/06/01 Resolución de la Dirección general de Política Energética y Minas que establece el modelo de contrato tipo y modelo de facturas para instalaciones solares fotovoltaicas dentro del ámbito de aplicación del RD 1663/ R.D. 436/2004 Real Decreto por el que se establece el procedimiento de inclusión en el régimen especial, también establece las tarifas, primas e incentivos para energías renovables, así como su revisión. - R.D.1995/2000 Real Decreto que regula los procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica en general (Título VIII). Aplicada en el caso de conexión a la red de alta tensión. - Ley 31/1995 Ley de Prevención de Riesgos Laborales. 6

9 1. Memoria Descriptiva - RD 841/2002 Real Decreto 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. - R.D. 842/2002 Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión REBT e Instrucciones Técnicas Complementarias. - Normas particulares y condiciones técnicas y de seguridad de 2005 de la compañía Sevillana-Endesa, versión corregida por Resolución de 23 de Marzo de 2006 por la Dirección General de Industria, Energía y Minas: Capítulo I: Generalidades Capítulo II: Acometidas e Instalaciones de Enlace en BT Capítulo III: Redes de Distribución en BT Capítulo IV: CT, Seccionamiento y Entrega Capítulo V: Redes de Distribución en MT Capítulo VI: Esp. Téc. para la conexión de suministros en MT Capítulo VII: Equipos de Medida para la facturación Cuanta otra reglamentación vigente le sea de aplicación, entre todas ellas se elegirá siempre la más restrictiva. 7

10 1. Memoria Descriptiva 1.5. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN El Huerto Solar descrito en este proyecto estará formado por 3 instalaciones individuales de 100 kw de potencia nominal cada una. Las instalaciones proyectadas tienen una potencia instalada en módulos de 110,88 kwp cada una, utilizando 616 módulos STM 180 (de 180 Wp potencia pico), lo que totaliza una potencia en la planta solar de 332,64 kwp. En la conexión de la instalación fotovoltaica se respetará que la caída de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación fotovoltaica sea inferior al 1,5 % de la tensión nominal y no deberá provocar en ningún usuario de los conectados a la red la superación de los límites indicados en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. El factor de potencia de la energía suministrada a la compañía distribuidora será lo más próximo posible a la unidad pero nunca inferior a 0,86. Los inversores previstos inyectarán corriente con un factor de potencia unidad. MATERIAL DE LAS CÉLULAS Tipos de células - Silicio cristalino: Monocristalino y Policristalino - Película delgada: Silicio Amorfo, diseleniuro de cobre e indio (CIS), teluro de Cadmio. - Células híbridas. Las células cristalinas están formadas fundamentalmente por silicio, siendo éste el material más abundante en la Tierra después del oxígeno. No se encuentra en estado puro sino unido químicamente al oxígeno en forma de dióxido de silicio. Para obtener silicio puro se debe separar el oxigeno no 8

11 1. Memoria Descriptiva deseado del dióxido y para ello se introduce la arena de cuarzo junto con polvo de carbono" en un crisol donde ambos se funden. De esta manera se obtiene el denominado silicio metalúrgico con una pureza del 98%. Este silicio no es de la suficiente pureza como para que pueda ser utilizado con fines electrónicos, ya que para estas aplicaciones se exige un grado de impurezas admisible de una milmillonésima parte. Por este motivo se purifica el silicio metalúrgico mediante procesos químicos. El silicio se muele y se mete junto con gas de hidruro de cloro (clorhídrico) en un horno. El producto químico de dicha reacción es hidrogeno y Cl3Si, un liquido que hierve a 31ºC. Mediante destilaciones sucesivas se alcanza el grado de pureza deseada ya que en cada destilación este va aumentando. Posteriormente se coloca el Cl3Si, con hidrógeno a 1000ºC obteniéndose así silicio. El silicio puede ser manipulado posteriormente de muchas formas diferentes. En función del procedimiento se obtienen células monocristalinas o policristalinas. Los fabricantes de células solares se proveen, hasta ahora, principalmente del material procedente de los residuos de semiconductores en la industria electrónica. Células monocristalinas de silicio Fabricación: Para la obtención de silicio monocristalino de aplicación terrestre se establece un proceso denominado Czochralski (proceso en crisol). Mediante este procedimiento se toma una semilla de silicio monocristalino con una determinada orientación cristalina y se introduce en el crisol hasta que toca la superficie de la masa fundida de silicio que se encuentra en el crisol (punto de fusión 1420ºC) y se extrae hacia arriba girando muy lentamente sobre el eje de la varilla. 9

12 1. Memoria Descriptiva De esta manera se elaboran monocristales cilíndricos de un diámetro de unos 30 cm y una longitud de varios metros. Estos cilindros se cortan después en finas láminas de unos 0,3 mm de espesor denominadas obleas. En el biselado y corte de las obleas de los monocristales se desperdicia gran parte del silicio, quedando como residuos. A partir de las obleas dopadas tipo p se produce una fina capa dopada tipo n mediante difusión de fósforo (a una temperatura de 800 a 1200ºC). Tras la colocación en la capa posterior del contacto (electrodo posterior) se colocan las líneas por dónde circula la corriente en la cara anterior de la oblea y se le dota de una capa antirreflectante (AR). Existen otros procedimientos de fabricación de silicio monocristalino como el de fases líquidas que permite obtener células solares con mayor pureza y con un rendimiento entre un 1-2 % mayor. El material de partida utilizado en este caso es una varilla de silicio de gran pureza pero muy caro. Éste es introducido en una bobina y con ayuda de un campo de alta frecuencia se funde desde abajo hacia arriba. A partir de una semilla de silicio monocristalino en la punta de la varilla se convierte en silicio monocristalino enfriado. Las impurezas del material se quedan en la fundición. Rendimiento: 15-18% (Silicio Czochralski) Forma: Según la cantidad de materia que se bisele se tienen células cuadradas, semicuadradas o redondas. Las células redondas son más baratas que las semicuadradas o que las cuadradas, ya que en su elaboración se desperdicia menos cantidad de material. Sin embargo no son las más empleadas en los módulos estándar debido al mal aprovechamiento de la superficie. En módulos especiales para la integración en fachadas dónde se busca un cierto grado de transparencia las células redondas son una buena alternativa. 10

13 1. Memoria Descriptiva Medidas: la mayoría 10 x 10 cm ó 12,5 x12,5 cm; Ø=10, 12,5 ó 15 cm Espesor: 0,3 mm Estructura: homogénea Color: Azul oscuro a negro (con AR), gris (sin AR) Célula monocristalina cuadrada y semicuadrada Células policristalinas de silicio Fabricación: El proceso de elaboración más usado para la obtención de silicio policristalino es el procedimiento de fusión en bloques. Se toma sílice al vacío y se calienta a 1500 ºC, que debido a la menor temperatura del fondo del crisol en frío, a 800ºC se enfría de nuevo. Se forma n bloques de silicio de 40 x 40 cm y 30 cm de altura. Los bloques se cortan con una sierra en lingotes primero y posteriormente en obleas de 0,3 mm de espesor. En el corte de las obleas se pierde parte del silicio. Mediante el proceso de dopaje con fósforo también se ponen los contactos eléctricos por la cara posterior. Por último se dota a la oblea con la red para direccionar la corriente en la cara anterior así como de un tratamiento superficial antirreflectante (AR). Rendimiento: 13-15% 11

14 1. Memoria Descriptiva Forma: cuadrada Medidas: 10x10cm, 12,5 x 12,5 cm, 15 x 15 cm Espesor: 0,3 mm Estructura: Por el procedimiento de fusión en bloques se forman cristales con diferentes orientaciones. Debido a la diferente reflexión de la radiación se reconocen fácilmente los cristales en la superficie (estructura de la flor del hielo) Color: Azul (con AR), gris plata (sin AR) Tipos de Oblea policristalina A nivel comercial, los módulos que más se utilizan son los de silicio monocristalino y los de silicio policristalino. De los dos, el monocristalino es más eficiente (del orden de un 5-10 % más para la misma superficie de captación) y con una duración mayor en sus características eléctricas mientras que el policristalino suele ser más barato que el monocristalino para la misma potencia pico (del orden del 5-10 % menos). A título orientativo, si se utilizan sistemas de seguimiento de la posición del sol, o sistemas de baja concentración de la radiación, se recomiendan módulos monocristalinos frente a los policristalinos ya que por la mayor 12

15 1. Memoria Descriptiva eficiencia de los módulos monocristalinos por unidad de superficie aumenta la captación de energía para un sistema de seguimiento. CARACTERÍSTICAS DE MÓDULOS El módulo fotovoltaico utilizado será el SunTechnics STM 180F fabricado por SunTechnics. Este modelo se caracteriza por tener una gran eficiencia debido a su alta tecnología con una eficiencia mínima de la célula del 20%, las 72 células de contacto al dorso de silicio monocristalino de alto rendimiento (Back Contact Cell), que componen este módulo de dimensiones compactas, están protegidas por un cristal Albarino con capa antirreflejante. Conexiones entre células con conectores tipo Multi-Contact para una alta fiabilidad de montaje y cumple clase de protección eléctrica II. Marco de aluminio anodizado en negro, resistente a la corrosión. El módulo STM 180F cumple con todas las especificaciones de calidad requeridas. Éste módulo fotovoltaico lleva de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo de SUNTECHNICS. Las características eléctricas del módulo STM 180F se adjuntan en el apartado de Características Técnicas de los Equipos. Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN para módulos de silicio cristalino así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante. CARACTERÍSTICAS DE SOPORTES La estructura soporte tiene las funciones principales de servir de soporte y fijación segura de los módulos fotovoltaicos así como proporcionales una 13

16 1. Memoria Descriptiva inclinación y orientación adecuadas, para obtener un máximo aprovechamiento de la energía solar incidente. La instalación se realizará con orientación sur, para una inclinación óptima de 30º, considerando una separación entre estructuras que eviten el sombreado de las estructuras entre si. Se han elegido unas estructuras de SunTechnics modelo SolarGigant II, que aseguran resistencia a las cargas de viento hasta una velocidad de 150km/h (en posición horizontal) y de 100km/h en cualquier posición, frente a cargas de nieve hasta 1,4kN/m2. Los soportes están construidos con perfiles en aluminio extrusionado (AlMgSi 0,5) y las piezas pequeñas en acero inoxidable (V2A). Además en el diseño de la estructura se ha buscado por su facilidad de montaje de los módulos y se tendrá en cuenta la realización de labores de mantenimiento y/o sustitución de los mismos. CARACTERÍSTICAS DE INVERSORES Los módulos fotovoltaicos generan corriente continua de intensidad proporcional a la radiación incidente. Para que el sistema pueda operar en paralelo con la red existente es necesario transformar esa corriente continua en corriente alterna de las mismas características que la de la red. El sistema de conversión de potencia para esta instalación estará formado por tres inversores SOLARMAX 100C de potencia nominal 100kW. Su configuración en la instalación es tal que a cada inversor convergen 616 módulos de una potencia pico de 180 Wp, dando una potencia pico total de 110,88 kwp. Los inversores se instalarán de forma agrupada en centro monobloque de hormigón de la marca y modelo PFU de Ormazábal, de dimensiones adecuadas para albergar en su interior los equipos. El funcionamiento de los inversores es totalmente automático. En cuanto los módulos solares comienzan al alba con la generación de suficiente 14

17 1. Memoria Descriptiva potencia, la unidad de control y regulación comienza con la supervisión de la tensión y frecuencia de la red. El inversor comienza con la alimentación en cuanto dispone de una irradiación solar suficiente, trabajando de tal modo que se extraiga la máxima potencia posible de los módulos. Ésta función que se denomina MPPT (Maximum Power Point Tracking). Los inversores seleccionados disponen de un transformador AF (AF = alta frecuencia) que garantiza la separación galvánica entre el lado de corriente continua y la red. Las características técnicas del inversor se muestran en el apartado de Características Técnicas de los Equipos. CABLEADO, CAJAS Y ZANJAS EN CORRIENTE CONTINUA Cableado El conexionado entre módulos se realizará con terminales multicontacto que facilitarán la instalación y además aseguran la durabilidad de las conexiones. A partir del generador fotovoltaico los positivos y negativos se conducen separados, protegidos y señalizados de acuerdo a la normativa vigente. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para asegurar caídas de tensión inferiores al 1,5 % en la parte de CC de la tensión nominal, calculando los cables para una intensidad máxima admisible igual a la de cortocircuito del generador fotovoltaico. El cable utilizado será un conductor flexible de cobre con aislamiento de polietileno reticulado, especialmente diseñado para intemperie y con resistencia contra los rayos UV. Está fabricado de acuerdo a norma UNE y presenta unas prestaciones elevadas frente a sobrecargas y cortocircuitos. 15

18 1. Memoria Descriptiva El cableado de continua presentará doble aislamiento y será adecuado para el uso en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo a la norma UNE Cajas de conexión Las cajas de conexión en corriente continua deben ser resistentes a las condiciones climáticas del lugar, y como las que se coloquen en los soportes irán en el exterior precisan un grado de protección mínima IP 64, así como tener aislamiento clase II, con una clara distribución entre el polo positivo y el negativo. Serán cajas de dimensiones adecuadas, en su interior deben estar claramente identificados cada uno de los circuitos, fusible, interruptores, etc. El acceso a estas cajas estará limitado a personal autorizado. Se colocará una caja de conexión por cada cuatro estructuras soporte, conectando los 4 x 28 = 112 módulos que albergan. Estas cajas, contarán con las bornas de conexión, los fusibles de seguridad o interruptores necesarios, así como el cable de conexión equipotencial que se conecta a tierra. Las protecciones y forma de conexión del cableado queda especificada en los esquemas unifilares adjuntos. Zanjas: Toda la instalación eléctrica se realizará bajo zanja de 0,8 m de profundidad según REBT. 16

19 1. Memoria Descriptiva DISTRIBUCIÓN EN CORRIENTE ALTERNA Y CONEXIÓN A RED Cableado El cableado de CA se corresponde al último tramo de la instalación fotovoltaica, el cual finalizará con la conexión física de la misma a la red eléctrica de distribución en baja tensión. Este tramo se inicia a la salida del inversor y finaliza en el punto de conexión a la red de baja. El cable utilizado será un conductor flexible de cobre con aislamiento de polietileno reticulado especialmente diseñado para intemperie y con resistencia contra los rayos UV. Está fabricado de acuerdo a norma UNE y presenta unas prestaciones elevadas frente a sobrecargas y cortocircuitos. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para asegurar caídas de tensión inferiores al 1 % en la parte de CA de la tensión nominal, incluidas las posibles pérdidas por terminales intermedios, y los límites de calentamiento recomendados por el fabricante de los conductores, según se establece en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Caja de conexión Las cajas de conexión en corriente alterna deben ser resistentes a las condiciones climáticas del lugar, irán en el interior de la caseta donde se encuentran los contadores, deberán tener aislamiento clase II. Se colocará una caja de conexión por cada contador, serán cajas de dimensiones adecuadas, en su interior deben estar claramente identificados cada uno de los, interruptores. El acceso a estas cajas estará limitado a personal autorizado. 17

20 1. Memoria Descriptiva EQUIPOS DE MEDIDA Y PROTECCIÓN Protecciones El sistema de protecciones deberá ser consistente con lo exigido por la reglamentación vigente. Se instalarán: - Interruptor general manual; que cumple a la vez la función de interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por Endesa en el punto de conexión. Éste interruptor es el que conecta ó desconecta el generador fotovoltaico al cuadro de AC, será accesible a Endesa con objeto de poder realizar la desconexión manual. - Interruptor automático diferencial; es el interruptor que protegerá a las personas en caso de derivación de algún elemento de la parte alterna de la instalación. - Magnetotérmico general; protege a las personas y los equipos de sobreintensidades. - Fusible de corriente continua; protege los conductores. - Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia; formado por el relé de frecuencia que estará calibrado entre los valores 51 y 49 Hz y deberá actuar cuando la frecuencia sea superior ó inferior a la de la red durante más de 5 períodos. Esta protección está incorporada en los inversores. - Protección para la interconexión de máxima y mínima tensión; formado por el relé de tensión, que estará calibrado entre los valores 1,1 y 0,85 de la tensión de servicio de la red. El tiempo de actuación debe ser inferior a 0,5 segundos. Esta protección está incorporada en los inversores. - La protección de derivación a tierra tanto del positivo como del negativo está incluida en los inversores. - Sistema de prevención de funcionamiento en isla. Este sistema viene incorporado al inversor el cual desconecta automáticamente el generador fotovoltaico cuando no detecta tensión en la red de suministro. 18

21 1. Memoria Descriptiva Por supuesto, el rearme de la instalación se realizará de forma automática una vez que se restablezca la tensión y frecuencia de red dentro de los límites prefijados. Los inversores aseguran la reconexión en 180s. Equipos de medida Toda la instalación cumplirá con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. Para medir la energía eléctrica recibida por la instalación fotovoltaica y la entregada por ella se dispondrá de un equipo común. Todos los elementos integrantes del equipo de medida se encontrarán precintados por la empresa distribuidora. El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el consentimiento escrito de la compañía distribuidora. En caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de la compañía eléctrica; siendo en este caso obligatorio informar a la compañía distribuidora de inmediato. La colocación de los contadores y las condiciones de seguridad se realizarán de acuerdo a la ITC-BT-16. Los contadores se ajustarán a las características especificadas en las normas UNE , y y, para la activa, como mínimo a las de clase de precisión 2 regulada por el R.D. 875/84. Las características del equipo de medida de salida serán tales que la intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica se encuentre entre el 50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo, tal como se especifica en el artículo 48 del Reglamento de Verificaciones Eléctricas. 19

22 1. Memoria Descriptiva Cada instalación de potencia nominal 100kW tendrá que utilizar medida indirecta con transformador de intensidad de relación 200/5 A. El contador será también trifásico de Tipo 4 medida semiindirecta. Cuadro de distribución, protección y mando Es el cuadro donde se alojan las protecciones de las personas contra contactos directos e indirectos, y de la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones de las corrientes alternas generadas a la salida de los inversores. Está formado por un cuadro (IP55 según CEI-529) de Poliéster, reforzado con fibra de vidrio, prensado en caliente que aloja los diferentes mecanismos de protección y mando. Dicho cuadro es de doble aislamiento según IEC (EN ) y resistente a los principales agentes químicos y atmosféricos. Es resistente al fuego (según CEI ) y auto extinguible. Al cuadro tendrá acceso la empresa de distribución y su alojamiento deberá ser definido por dicha empresa. El cuadro está formado básicamente por los siguientes elementos para los tres tipos de configuraciones: Interruptor magnetotérmico con relé diferencial: 4P, 160 A /125 A, 16kA, de caja moldeada. Interruptor de protección y mando contra sobrecargas y cortocircuitos. Características técnicas: Norma de referencia: IEC Número de polos: 4P. Intensidad nominal: 160 Amperios, regulable 125 A. Tensión nominal: 380/415Vca. Poder de corte: Nivel B, a 380/415 V, poder de corte 16kA. Toroidal con bobina de disparo asociada a interruptor magnetotérmico. Interrumpe un circuito en caso de producirse un defecto de aislamiento entre conductores activos y tierra igual ó superior a un valor de 300mA. Características técnicas: Normas de referencia: IEC , IEC 755, IEC

23 1. Memoria Descriptiva Clase: A superinmunizada. Sensibilidad: 0,03 3 A. Retardo: 0, s. Curva inversa: instantánea o selectiva. Cuadro general de Protección y Contadores. Es el cuadro que contiene los contadores de energía consumida, generada y fusibles de protección. Dicho cuadro estará homologado por Endesa. En todo caso la instalación del cuadro de contadores, los equipos de medida y las condiciones de seguridad estarán de acuerdo con el ITC-BT- 13. Se instalarán contadores aptos para generación de medida semiindirecta con trafos de 200/5 A. Características técnicas de los contadores: Clase de precisión 1 en Activa. Clase de precisión 2 en Reactiva. Medida en 4 cuadrantes. 2 Puertos RS 232 ó RS Puerto óptico. Curva de carga de 213 días. Nº de cierres de facturación: 64 uds. Nº de eventos: 512 uds. Lectura remota PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN FRENTE SOBRETENSIONES Toda la instalación cumplirá con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red. La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se realizará de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa 21

24 1. Memoria Descriptiva distribuidora, asegurando que no se produzca transferencia de defectos a la red de distribución. La estructura soporte, y con ella los módulos, se conectarán a tierra con motivo de reducir el riesgo asociado a la acumulación de cargas estáticas. De esta forma se consigue limitar la tensión que con respecto a tierra puedan presentar las masas metálicas, así como propiciar el paso a tierra de las corrientes de falta o descarga de origen atmosférico. A esta misma tierra se conectarán también las masas metálicas de la parte de alterna (fundamentalmente inversores). Por tanto todas las masas de la instalación tanto de la parte de continua como de la alterna estarán conectadas a una única tierra, siendo ésta independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión. La sección mínima del cable será de 16 mm 2. Por tanto la configuración eléctrica de la instalación será flotante, garantizándose la protección frente a contactos indirectos mediante la utilización de cableado, cajas y conexiones de clase II. De esta manera, se conectarán las masas metálicas de los módulos entre si mediante conductor de Cu de puesta a tierra de 16 mm 2 de sección y conectado a la estructura de los módulos. Se clavará una pica de tierra de Cu de 2,0 m de longitud para cada grupo de soportes, por tanto para los grupos de 100 kw nominales se conectarán entre si las 22 estructuras soporte que lo integran y estas a una pica. Existirán dos líneas generales de tierra que se unirán en un punto de puesta a tierra. Las masas metálicas de todos los armarios también se unirán a la línea general de tierra. Se comprobará la continuidad de todas las conexiones a tierras antes de la puesta en servicio de la instalación y en las revisiones periódicas. 22

25 1. Memoria Descriptiva Para proteger la instalación frente a sobretensiones contará con varistores para protegerla, habrá varistores en la parte de corriente contínua como en la parte de corriente alterna colocándolos de acuerdo con las tensiones existentes MEDIDAS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO - La instalación cumplirá con las especificaciones del Reglamento Electrotécnico de baja tensión, en particular con las Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC) BT-17, BT-20 y BT Las conexiones, cableados, equipos y mecanismos de la instalación situados en intemperie tendrán un grado de protección mínimo IP.535 (Norma UNE ). - Los enchufes y tomas de corriente serán tales que no puedan producirse confusiones entre los polos positivo y negativo en CC. - Los equipos electrónicos y aparatos incluidos en la instalación cumplirán las condiciones de seguridad de la Norma UNE que le sean aplicables. - Los convertidores CC/CA se instalarán lo más cerca posible de la generación ELEMENTOS ANTIINTRUSISMO. Como argumentos de seguridad en la planta pondremos varios sistemas que trabajan de forma conjunta. a) Se hará un vallado perimetral de 2 metros de altura y tres alambres de espino en coronación. b) Se instalará una barrera de infrarrojos perimetral. c) Circuito cerrado de TV, con grabación automática de eventos. d) Encendido automático de luces y funcionamiento de sirena. e) Comunicación vía telefónica con central de alarma y personal de servicio. f) Cableado mediante lazo de los módulos fotovoltaicos. g) Colocación de protección en los tornillos de fijación de los módulos. 23

26 1. Memoria Descriptiva 24

27 2. Memoria de Cálculo 2. MEMORIA DE CÁLCULO 2.1 DEFINICIONES Instalaciones fotovoltaicas Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio. Instalaciones fotovoltaicas interconectadas Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa distribuidora. Línea y punto de conexión y medida La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida. Interruptor automático de la interconexión Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de interconexión. Radiación Solar Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas. Irradiancia Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kw/m2. Irradiación Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kwh/m2. Generador fotovoltaico Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas. Célula solar o fotovoltaica Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica. Módulo o panel fotovoltaico Conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie. Rama fotovoltaica (String) 25

28 2. Memoria de Cálculo Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serieparalelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador. Condiciones Estándar de Medida (CEM) Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares y definidas del modo siguiente: Irradiancia solar: 1000 W/m2 Distribución espectral: AM 1,5 G Temperatura de célula: 25 C Potencia pico Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM. Potencia pico o nominal del generador fotovoltaico Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos. Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal Suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento. TONC Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 C y la velocidad del viento, de 1 m/s. 2.2 DATOS DE PARTIDA Ubicación Geográfica: Termino municipal de Utrera, provincia de Sevilla. Superficie disponible: La parcela de la que disponemos tiene unas 4 hectáreas, pero está destinada en su mayoría al cultivo del olivo. Sólo disponemos de una parte de la parcela para nuestra instalación que, según queda reflejado en el plano, es una zona rectangular de unos 20x200 metros. 26

29 2. Memoria de Cálculo Potencia a instalar: La máxima que podamos obtener con la superficie disponible. 2.3 DISTRIBUCIÓN DEL HUERTO SOLAR La distribución de la instalación se realiza teniendo en cuenta los siguientes aspectos: La potencia nominal de cada instalación no debe superar los 100 kw. Esto responde a un aspecto fundamentalmente económico en lo que se refiere a la rentabilidad del huerto solar. El Real Decreto 436/2004 de 12 de Marzo dice textualmente en su artículo 33: Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupo b.1: energía solar. 1. Instalaciones de energía solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de no más de 100 kw de potencia instalada: Tarifa: 575 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 460 por ciento a partir de entonces. 2. Resto de instalaciones de energía fotovoltaica del subgrupo b.1.1: Tarifa: 300 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir de entonces. Este porcentaje al que se refiere el Real Decreto es el porcentaje a aplicar sobre la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002. Si en 2007 tenemos un precio de referencia del kwh eléctrico de c, esto quiere decir que el kwh de energía eléctrica producida en una instalación de menos de 100 kw de potencia nominal sería de: x 5.75 = c 27

30 2. Memoria de Cálculo Por contra para una instalación de más de 100 kw el precio de venta sería de: x 3 = c Razón más que suficiente para declinarnos a subdividir el huerto solar en instalaciones de no más de 100 kw. A mayor tensión menores perdidas. Mientras mayor sea la potencia nominal del inversor, mayor tensión del generador solar permite. Esto se traduce en que el número de módulos fotovoltaicos que se conecten en serie puede ser mayor y por lo tanto la tensión nominal de nuestra instalación sea mayor. Esta configuración con un inversor de gran potencia que recoja la potencia se denomina de inversor central. Existe otra configuración por la que no se ha optado en este caso, la cual tiene sus ventajas e inconvenientes. Es la de instalar los denominados inversores string. Estos son inversores que se ubican al final de cada cadena de módulos fotovoltaicos que se conectan en serie, y tienen una potencia de hasta 10 kw. Poseen la ventaja de que al agrupar menos módulos en un mismo inversor, éste puede sacar mejor rendimiento de cada uno, pues el sistema de seguimiento del punto de máxima potencia funciona mejor mientras más parecido sean los módulos (los cuales suelen tener una tolerancia del 3% en sus parámetros) y mientras más parecidas sean las condiciones de radiación a las que están sometidos. Lo que es decir, que al tener menor número de módulos es más fácil que sean más parecidos y que sus condiciones de irradiancia se asemejen más. Otra ventaja de los inversores string es que una avería en uno de ellos no hace de que se dejen producir 100 kw, sino 10 kw tan sólo, aunque al tener mayor número de inversores mayor es la probabilidad de que alguno se averíe. El problema es que diez inversores string de 10 kw son más caros que un inversor central de 100 kw, si bien es verdad que los inversores string están preparados para el exterior, por lo que nos ahorraríamos la caseta donde se ubicarían los inversores centrales. 28

31 2. Memoria de Cálculo Minimizar distancias para ahorrar en cableado. El inversor debe ir situado lo más próximo posible a los captadores solares, y estos deben concentrarse en el menor espacio posible. Hay que tener en cuenta que las filas de captadores deben respetar una distancia mínima entre ellas para evitar sombras. 2.4 ESTUDIO ELÉCTRICO FOTOVOLTAICO Según lo expuesto se plantea hacer una instalación de una potencia nominal total de 300 kw, dividido en tres instalaciones de 100 kw. El inversor a usar será el SolarMax 100C y los módulos fotovoltaicos serán de la marca y modelo Suntechnics STM-180 (los datos técnicos se especifican en el anexo correspondiente). La estructura a utilizar será la Solar Giant que puede ubicar hasta 28 captadores de este tipo. Tendremos que decidir: a) Cuántos módulos conectar en serie por string b) Cuántos ramales conectar en paralelo a) CUÁNTOS MÓDULOS CONECTAR EN SERIE POR STRING Para saber el número óptimo de módulos a conectar en serie tendremos que saber cual es el rango de tensiones en el que nuestro inversor trabaja sacando el máximo partido del generador fotovoltaico. Es lo que se conoce como rango de tensiones de máxima potencia. Cada módulo fotovoltaico tiene una curva característica I-V, como la que se detalla en la figura. El eje de abcisas es la tensión y el de ordenadas la intensidad. Los valores señalados son: - Imp: intensidad de máxima potencia. 29

32 2. Memoria de Cálculo - Icc: intensidad de cortocircuito. - Vmp: tensión de máxima potencia. - Vca: tensión a circuito abierto. Curva I-V característica de un módulo fotovoltaico Esta gráfica se corresponde a unas condiciones de Irradiancia y temperatura de panel dadas, la curva gruesa a trazos es la que nos da la intensidad del módulo en función de la tensión a la que éste se encuentra y la curva delgada continua es la potencia que se genera para cada par tensión-intensidad. Tenemos un punto donde se maximiza la potencia, siendo este el punto que el inversor busca obtener en cada momento, regulando la tensión a la que funciona nuestro sistema. La curva, aunque semejante en forma, será diferente según las condiciones de irradiancia y temperatura de panel que tengamos en cada momento, y es por eso que el inversor tiene definido un rango de tensiones en el cual es capaz de localizar el punto de máxima potencia. 30

33 2. Memoria de Cálculo Los pasos a seguir para realizar un buen acople entre el inversor y los módulos son los siguientes: 1. Analizar la variación de los parámetros característicos del módulo según la irradiancia y la temperatura. 2. Estimar los días más extremos del año en irradiancia y temperatura para así calcular la tensión de máxima potencia mínima y máxima del captador a lo largo del año. 3. Según la tensión mínima y máxima calculada, ver cual es el número de módulos que podemos conectar en serie sin salirnos del rango de tensión en el cual el inversor es capaz de localizar el punto de máxima potencia. 4. Comprobar que no se supera la máxima tensión de funcionamiento admitida por el inversor. La tensión de máxima potencia (Vmp) varía linealmente con la temperatura del módulo, disminuyendo a medida que aumenta la temperatura según un coeficiente que viene dado por el fabricante. Para el STM-180 tenemos: ΔVmp/ΔT = 0,096 V/ºC La Vmp de referencia que nos da el fabricante es la que se corresponde a las condiciones estándar de medida, siendo: Vmp (25ºC,1000 W/m 2 ) = 23,7 V La fórmula que nos da la Vmp en función de la temperatura del módulo: Vmp (T) = Vmp (25ºC,1000 W/m 2 ) + ΔVmp/ΔT x (25-T) Sustituyendo los valores de nuestro captador: Vmp (T) = 23,7 + 0,096 x (25-T) 31

34 2. Memoria de Cálculo Necesitamos saber cual es la temperatura máxima y mínima del panel el día más frío y el día más caluros del año. Para Sevilla consideraremos: - Día más caluroso: Tamb = 45 ºC, I = 1000 W/m 2 - Día más frío: Tamb = 0 ºC, I = 100 W/m 2 La fórmula que nos da la temperatura del panel en función de la temperatura ambiente y la irradiancia es: T TONC 20 = Tamb + I 800 Si nuestro captador tiene un TONC = 47,5ºC; para los días considerados tendremos: Tmax = T (45ºC,1000 W/m 2 ) = 45 + [(47,5-20)/800]x1000 = 79,38 ºC Tmin = T (0ºC,100 W/m 2 ) = 0 + [(47,5-20)/800]x100 = 3,44 ºC Y por lo tanto la Vmp mínima y máxima será: Vmp,min = Vmp (Tmax) = 23,7 + 0,096 x (25-79,38) = 18,48 V Vmp,max = Vmp (Tmin) = 23,7 + 0,096 x (25 3,44) = 25,77 V El rango de tensiones de seguimiento del punto de máxima potencia de nuestro inversor es de 430 a 800 V, y teniendo en cuenta que al ir conectando paneles en serie estamos sumando la tensión total que tenemos a la salida, deberán de cumplirse las condiciones siguientes: Nps x Vmp,min > 430 V Nps > 430/18,48 Nps > 24 Nps x Vmp,max < 800 V Nps < 800/25,77 Nps < 31 Estas inecuaciones nos dicen que si conectamos entre 24 y 31 paneles en serie, nos aseguramos de que todos los días del año nuestra tensión de salida del generador fotovoltaico estará comprendido entre 430 y 800 V, 32

35 2. Memoria de Cálculo esto es, el rango de tensión en el cual el inversor hace el seguimiento del punto de máxima potencia. En principio el número óptimo de módulos a interconectar en serie sería 31, pues al tener mayor tensión tenemos menores perdidas. Pero finalmente nos decidimos por hacer una conexión en serie de 28 módulos por string, ya que la estructura que disponemos puede albergar hasta 28 módulos, obteniéndose por tanto un string por cada estructura. Esto simplifica considerablemente el cableado de nuestro huerto solar al tener una mayor homogeneidad en la distribución de la instalación. Finalmente tendríamos que comprobar que no se sobrepasan los valores límites de tensión en intensidad soportados por nuestro inversor. El Solarmax 100C soporta una tensión máxima a circuito abierto de 900 V y una intensidad máxima de 225 A a la entrada, es decir, en la parte de corriente continua. La tensión a circuito abierto de nuestro panel (la máxima que puede alcanzar) en las condiciones estándar de medida es Vca = 30,0 V. Por tanto, la tensión máxima a circuito abierto de nuestra instalación valdrá: Nps x Vca = 28 x 30 = 840 V Puesto que: 840 V < 900 V Se verifica que no sobrepasaremos la tensión máxima soportada por nuestro inversor. 33

36 2. Memoria de Cálculo b) CUÁNTOS RAMALES CONECTAR EN PARALELO Se trata de ver que potencia pico total del generador fotovoltaico conectamos a nuestro inversor. Si bien el número máximo de ramales que se conectan en paralelo vendrá dado por la intensidad máxima que soporta nuestro inversor, el elegir la potencia pico a instalar es una decisión algo más subjetiva, pues la radiación, y por tanto, la producción de nuestro generador fotovoltaico será variable. Es claro que a mayor número de módulos más energía produciríamos, el problema es que no aprovecharíamos todo el potencial de los módulos y del inversor, y podríamos caer en un sobredimensionamiento de la instalación costoso e innecesario. Por ejemplo, si instaláramos un número de módulos que nos diera una potencia pico de 130 kw estos nos darían una buena producción en invierno (si consideramos que en esta época del año las condiciones desfavorables harían que la potencia generada fuera inferior a 100 kw), pero en verano estaríamos produciendo por encima de 100 kw, valor máximo de potencia que es capaz de generar nuestro inversor. En este caso, se desaprovecharía parte de la energía producida. En muchas ocasiones el fabricante del inversor da un rango de potencia pico que debiera tener el generador fotovoltaico y aconseja un valor óptimo concreto. En cualquier caso el dimensionado se hace teniendo en cuenta una relación considerada óptima entre la potencia pico del generador fotovoltaico y la nominal del inversor. Pot _ nom( inversor) = 0,85 0,95 Pot _ pico( generador) En nuestro caso tenemos que por cada ramal hay 28 módulos de 180 Wp cada uno, por tanto: 34

37 2. Memoria de Cálculo Pot_pico_ramal = 28 x 180 = 5040 Wp Si conectamos en paralelo 22 string tendríamos: Pot_pico_total = 5040 Wp x 22 = 110,88 Kwp Obteniéndose una relación: Pot _ nom( inversor) = Pot _ pico( generador) ,88 = 0,90 Consideramos está relación como buena a falta de comprobar que la intensidad máxima de cortocircuito de nuestra instalación no supera el valor límite soportado por el inversor. Intensidad_máxima_inversor = 225 A Icc_generador_fv = Icc_módulo x Nº_ramales = 8,37 x 22 = 184,14 A 184,14 A < 225 A No se supera la intensidad máxima del inversor. Es interesante también hacer referencia al rendimiento del inversor en función de la potencia. Se obtiene un rendimiento mejor mientras más nos acerquemos a la potencia nominal de funcionamiento, sin embargo para este tipo de usos fotovoltaicos donde no se trabaja siempre a altas potencias, es muy importante que los inversores presenten unas altas prestaciones incluso a carga parcial. Por este motivo se definió el rendimiento europeo, que toma como valor de referencia del rendimiento del inversor el que se obtiene de una media ponderada para varios niveles de carga, tal como puede observarse en la figura adjunta. 35

38 2. Memoria de Cálculo Rendimiento del inversor Solarmax 100C 36

39 2. Memoria de Cálculo Finalmente como resumen de lo calculado mostramos un cuadro que puede realizarse con una sencilla hoja Excel. Éste nos da todos los resultados que han sido detallados con anterioridad con tan solo introducir los parámetros característicos del inversor y del módulo fotovoltaico, así como los datos climáticos. STM 180F SOLARMAX 100C Imp (A) 7,6 Potencia (kw) 100 Icc (A) 8,37 Vmp min (V) 430 Vmp (V) 23,7 Vmp max (V) 800 Vca (V) 30 I max (A) 225 Pmax (Wp) 180 Vca max (V) 900 TONC (ºC) 47,5 dv/dt (ºC/V) 0,096 Tmax panel (ºC) 79,38 Tamb max (ºC) 45 Vmp min (V) 18,48 Imax (W/m2) 1000 Tmin panel (ºC) 3,44 Tamb min (ºC) 0 Vmp máx (V) 25,77 Imin (W/m2) 100 Nmod serie min 24 Nmod serie max 31 CAMPO SOLAR N mod serie 28 N ramales 22 N mod total 616 Imp ramal 7,6 Imp total 167,2 Vmp total 663,6 Vca total 840 Icc total 184,14 debe ser menor que la Vca max del inversor Pmax total (kwp) 110,88 debe ser menor que la Icc máx del inversor 37

40 2. Memoria de Cálculo 2.5 CÁLCULOS EN BAJA TENSIÓN Sección del cableado de cc entre módulos e inversor Caída de tensión corriente continua. En esta parte de la instalación este será el criterio más restrictivo para el dimensionamiento de los conductores desde los propios módulos hasta la caja de conexión previa al inversor, pues tenemos que salvar grandes distancias. De esta última caja (donde se suman todos los ramales) hasta el inversor tendremos unos 2 metros, sin embargo la intensidad será igual a A, por lo que el criterio más restrictivo en este tramo será el térmico. Según la ITC-BT 19 para cables aislados en tubos sobre pared, aislamiento XLPE, comprobamos que necesitamos una sección mínima de 70 mm 2. Para el cálculo de la caída de tensión utilizaremos la siguiente fórmula: 2 L Icc ε = Ump σ s Donde: ε Caída de tensión [%] L Icc Ump σ Longitud del tramo en [m] Intensidad de cortocircuito del string [A] Tensión de máxima potencia del generador FV [V] Conductividad [48 m/ω mm 2 a 70ºC para el cobre] s Sección del conductor [mm 2 ] El diseño del generador fotovoltaico está previsto de modo que por cada ramal no pueda circular corriente procedente de otros ramales. Por éste motivo se colocan fusibles de seguridad ajustados a un valor 1,3 veces la corriente máxima que puede circular por el ramal. En el cálculo de secciones hemos tenido en cuenta que la máxima caída de tensión que exista entre el generador fotovoltaico y la entrada al inversor no sea superior al 1%. 38

41 2. Memoria de Cálculo RAMAL más desfavorable INSTALACIÓN A Ump (V) Icc (A) Potencia pico (Wp) Longitud (m) Sección adoptada (mm2) Caída tensión (V) Caída tensión relativa (%) Potencia perdida (W) A4-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,62 0,39% 79,46 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184, ,19 0,66% 128,01 A8-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,66 0,25% 50,33 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184, ,23 0,52% 98,87 A12-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,05 0,16% 31,78 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184, ,62 0,43% 80,33 A16-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,01 0,30% 60,92 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184, ,57 0,57% 109,47 A20-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,14 0,47% 95,35 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 184, ,71 0,74% 143,90 A22-C.Campo 663,6 8, ,52 0,08% 3,97 C.Campo-C.Con 663,6 16, ,92 0,44% 44,37 C.Con-INV_A 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 16, ,66 0,55% 84,97 39

42 2. Memoria de Cálculo RAMAL más desfavorable INSTALACIÓN B Ump (V) Icc (A) Potencia pico (Wp) Longitud (m) Sección adoptada (mm2) Caída tensión (V) Caída tensión relativa (%) Potencia perdida (W) B2-C.Campo 663,6 8, ,52 0,08% 3,97 C.Campo-C.Con 663,6 16, ,26 0,19% 19,20 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 16, ,01 0,30% 59,80 B6-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,66 0,25% 50,33 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33, ,45 0,52% 98,87 B6-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,13 0,17% 34,43 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33, ,92 0,44% 82,98 B14-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,09 0,32% 63,57 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33, ,88 0,58% 112,12 B18-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,05 0,46% 92,71 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33, ,84 0,73% 141,25 B22-C.Campo 663,6 8, ,57 0,24% 11,92 C.Campo-C.Con 663,6 33, ,01 0,60% 121,84 C.Con-INV_B 663,6 184, ,22 0,03% 36,63 TOTAL 663,6 33, ,80 0,87% 170,39 40