Proyecto de electrificación de un centro comercial con acometida en media tensión y autogeneración fotovoltaica

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Telecomunicación Formato de Publicación de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Autor: F. Javier Payán Somet Tutor: Juan José Murillo Fuentes Dep. Teoría de la Señal y Comunicaciones Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2013 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Proyecto de electrificación de un centro comercial con acometida en media tensión y autogeneración fotovoltaica Autor: Roberto Pérez Ortega Tutor: Pedro Luis Cruz Romero Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales Proyecto de electrificación de un centro comercial con acometida en media tensión y autogeneración fotovoltaica Autor: Roberto Pérez Ortega Tutor: Pedro Luis Cruz Romero Profesor Titular Dpto. Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 Trabajo Fin de Grado: Proyecto de electrificación de un centro comercial con acometida en media tensión y autogeneración fotovoltaica Autor: Roberto Pérez Ortega Tutor: Pedro Luis Cruz Romero El tribunal nombrado para juzgar el trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes profesores: Presidente: Vocal/es: Secretario: acuerdan otorgarle la calificación de: El Secretario del Tribunal Fecha: Agradecimientos Me gustaría recordar a todos los profesores que he tenido, desde el Colegio La Loma - Maestro Cristóbal Chanfreut hasta la Universidad de Sevilla y su Departamento de Ingeniería Eléctrica, todos me habéis hecho crecer tanto en el ámbito personal como en el académico. A lo largo de todo este camino se han forjado amistades que siempre me han apoyado. Querría agradecer a toda mi familia, en especial a mis padres, que me han dedicado todo su tiempo, todo su esfuerzo y todos sus recursos con tal de convertirme en quien soy hoy. Roberto Pérez Ortega Sevilla, 2021 I Resumen El fundamento de este trabajo radica en la electrificación de un centro comercial. Para su materialización, se antoja necesario definir tanto localización y emplazamiento como áreas constituyentes que permitan estimar la cantidad de energía eléctrica requerida. Se establecen dos vías para satisfacer la demanda de este recurso. Por un lado, está la instalación convencional de conexión a red desde media tensión. Existe un centro de transformación que actúa como frontera entre las instalaciones cedidas a la distribuidora y las de uso privado. Por otro lado, está la instalación de autoconsumo fotovoltaico. Se diseña con diferentes capacidades y se analiza su inversión desde un punto de vista medioambiental y económico, para lo cual es necesario detallar previamente los conceptos que intervienen en la factura y en la venta de energía eléctrica. III 1 Características del centro comercial 1.1 Localización y emplazamiento Se sitúa en dirección Ctra. de Utrera, 1, 41013, perteneciente al término municipal de Sevilla. Se trata de una zona donde ya se han instalado empresas del sector servicios, además el acceso es inmediato desde los principales núcleos urbanos; se considera que esta presencia fortalece la atracción del público. Figura 1.1 Parcela dedicada a la actividad comercial [5]. 1.2 Áreas La parcela dedicada a la actividad comercial, figura 1.1, contiene un aparcamiento al aire libre de 5.000 m 2 y un edificio de 10.000 m2totales que se reparten por igual entre planta baja y primera planta. Las diferentes zonas del edificio comercial se clasifican dentro de una misma planta en función de su esquina más cercana, así distinguimos las zonas norte, este, oeste y sur; dentro de las mismas, los locales comerciales se diferencian según se destinen a tiendas de moda, servicios, restauración u ocio. Espacios comunes se consideran aseos, pasillos, escaleras de tránsito y ascensores. Toda esta información sobre la distribución de espacios se recoge en las tablas 1.1 y 1.2. 1 2Capítulo 1. Características del centro comercial Tabla 1.1 Distribución de las áreas comerciales, expresadas en m2, sobre la planta baja. PLANTA BAJA N E Moda 01 133,2 Moda 05 136,4 Moda 02 39,0 Moda 06 49,0 Moda 03 41,0 Moda 07 41,0 Moda 04 48,0 Moda 08 24,5 Servicios 01 37,7 Moda 09 40,0 Servicios 02 39,0 Servicios 04 39,0 Servicios 03 38,5 Servicios 05 38,6 Servicios 06 32,8 Total 376,4 Total 401,3 O S Moda 10 171,0 Moda 21 194,0 Moda 11 35,0 Moda 22 38,6 Moda 12 58,5 Moda 23 51,7 Moda 13 58,5 Moda 24 57,3 Moda 14 62,0 Moda 25 57,5 Moda 15 35,0 Moda 26 60,4 Moda 16 42,4 Moda 27 25,5 Moda 17 36,0 Moda 28 30,4 Moda 18 43,2 Moda 29 38,3 Moda 19 56,5 Moda 30 30,0 Moda 20 63,8 Total 661,9 Total 583,7 ESPACIOS COMUNES 2976.7 Tabla 1.2 Distribución de las áreas comerciales, expresadas en m2, sobre la primera planta. PRIMERA PLANTA N E Restauración 01 306,3 Ocio 01 282,9 Restauración 02 106,0 Moda 31 31,2 Servicios 07 17,1 Moda 32 42,1 Moda 33 42,3 Moda 34 41,2 Servicios 08 35,8 Servicios 09 22,6 Servicios 10 22,9 Servicios 11 23,5 Servicios 12 22,4 Total 429,4 Total 566,9 O S Restauración 03 388,6 Ocio 02 475,7 Restauración 04 133,0 Servicios 14 27,5 Servicios 13 20,2 Servicios 15 27,9 Servicios 16 22,3 Moda 35 43,3 Moda 36 43,8 Moda 37 20,9 Total 541,8 Total 661,4 ESPACIOS COMUNES 2800.5 1.3 Demanda eléctrica 3 1.3 Demanda eléctrica Conocer las necesidades de abastecimiento de energía eléctrica es primordial para el dimensionamiento adecuado de las instalaciones de conexión a red y de autoconsumo FV. Figura 1.2 Sectorización del uso eléctrico en centros comerciales [16]. Los datos de partida se toman del Departamento de Energía de Estados Unidos, que desarrolla diversos estudios en edificios comerciales de referencia de cara al modelado energético de los mismos [ 18 ]. Se dispone de ubicaciones repartidas por varias zonas climáticas del país. Valencia, Santa Clarita (California), a efectos térmicos se asemeja a Sevilla (España) como se demuestra en la figura 1.3. El modelo auditado de centro comercial es 5 veces más pequeño al del proyecto a efectos de superficie, lo que supone un factor de escala a considerar; resta sincronizarlo con los horarios de apertura y cierre típicos en España, de 10:00h a 22:00h, a excepción de la restauración y el ocio que abre a las 9:00h y cierra a las 00:00h respectivamente. Figura 1.3 Temperatura máxima y mínima promedio diaria del aire a 2 m de altura [2]. Una vez obtenido el perfil tipo de consumo eléctrico para cada instante del año adaptado a Sevilla, se puede recabar información como la representada en las figuras 1.4, 1.5 y 1.6 con la ayuda del software System Advisor Model. De carácter estático, no se esperan cambios en este perfil de cara a análisis futuros, se considera que el centro comercial opera de acuerdo a su capacidad total. Iluminación y climatización monopolizan el consumo eléctrico en centros comerciales. Cuando anochece se intensifica la iluminación, en los meses de invierno se manifiesta como una punta de demanda y en los meses de verano se achata como consecuencia de las decrecientes exigencias climatológicas a ese tramo del 4Capítulo 1. Características del centro comercial Figura 1.4 Curvas horarias de potencia activa demandada, expresadas en kW, en un día promedio por cada mes del año. Figura 1.5 Energía activa demandada por cada mes del año. día. Fuera del horario comercial existe un ligero consumo eléctrico remanente. En cuanto a las temperaturas, y orientado hacia la climatización, los meses de invierno resultan suaves mientras que los meses de verano resultan tórridos, lo cual causa una mayor necesidad eléctrica en esta última estación. Hasta ahora no se ha mencionado qué ocurre con el consumo reactivo, la realidad es que no se dispone de la suficiente información para analizarlo tan en detalle como el consumo activo. Teniendo en cuenta la sectorización mostrada en la figura 1.2, se supone un factor de potencia crítico sin compensación de valor 0,7 inductivo, pudiéndose dar en cualquier instante y de manera uniforme en cada una de las áreas. 1.4 Factura eléctrica Con vistas a la evaluación económica en inversiones de autoconsumo FV se necesita información acerca de los conceptos que participan en la factura eléctrica y el potencial ahorro que se puede obtener de los mismos. 1.4 Factura eléctrica 5 Figura 1.6 Potencia activa pico demandada por cada mes del año. 1.4.1 Tarifa de acceso Se trata de un conjunto de costes regulados en la factura de la luz diferenciados entre peajes y cargos. Los peajes están destinados a recuperar los costes de las redes de transporte y distribución, y son determinados por la CNMC; mientras que los cargos están destinados a la financiación de las renovables, el sobrecoste de producción en los territorios no peninsulares y las anualidades del déficit, y son determinados por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En [ 31 ], art.6, se distinguen los peajes de transporte y distribución que aplican a los consumidores y a los autoconsumidores por la demanda de red en función del nivel de tensión al que se suministra la electricidad. Al tratarse de una acometida en 20 kV es la tarifa 6.1TD. Consta de 6 términos de potencia activa contratada y 6 términos de energía activa consumida. Las potencias activas contratadas en los diferentes periodos son tales que la potencia activa contratada en un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia activa contratada en el periodo anterior Pn. En [ 31 ], art.7, se clasifica cualquier instante del año a un determinado periodo horario en función de la temporada, el día y la hora. •Temporadas peninsulares –Alta: enero, febrero, julio y diciembre. –Media alta: marzo y noviembre. –Media: junio, agosto y septiembre. –Baja: abril, mayo y octubre. •Días tipo –A: lunes a viernes no festivos de temporada alta. –B: lunes a viernes no festivos de temporada media alta. –B1: lunes a viernes no festivos de temporada media. –C: lunes a viernes no festivos de temporada baja. –D: sábados, domingos festivos y 6 de enero. Se consideran a estos efectos como días festivos los de ámbito nacional, definidos como tales en el calendario oficial del año correspondiente, con exclusión tanto de los festivos sustituibles como de los que no tienen fecha fija. •Horarios peninsulares atendiendo a la tabla 1.3. 6Capítulo 1. Características del centro comercial Tabla 1.3 Reparto de horas entre los diferentes periodos horarios para cada día tipo. Figura 1.7 Curvas horarias de potencia activa demandada y contratada por cada periodo. La figura 1.7 reúne los resultados de compilar los códigos A.1 y A.2. Con el primero se distribuye la potencia activa entre los diferentes periodos horarios, y con el segundo se optimiza la potencia activa contratada en los diferentes periodos horarios a fin de minimizar la factura eléctrica anual, tabla 1.4. La figura 1.8 se obtiene de calcular las áreas encerradas bajo las curvas anteriores. Estas representaciones han sido calculadas para el calendario de 2021, aún así los resultados obtenidos son prácticamente idénticos para el resto de calendarios, al menos para el orden de magnitud que se desea analizar. 1.4 Factura eléctrica 7 Tabla 1.4 Potencia activa contratada óptima, expresada en kW, por cada periodo. Periodo 1 2 3 4 5 6 Potencia activa contratada 437,9516 438,0170 469,8014 477,3884 477,4003 477,4142 Figura 1.8 Energía activa demandada para todas las horas del año por cada periodo. En [ 31 ], art.9, se definen los peajes de transporte y distribución mediante un término de facturación por potencia activa contratada, un término de facturación por energía activa consumida y, en este caso, un término de facturación por potencia activa demandada y un término de facturación por energía reactiva. En [ 33 ], art.5, se definen los cargos mediante un término de facturación por potencia activa contratada y un término de facturación por energía activa consumida. •Término de facturación por potencia activa contratada FP= i=6 ∑ i=1 PciTpi Donde: FP= Término de facturación por potencia activa contratada, expresado en €. Pci = Potencia activa contratada en el periodo i, expresada en kW. Tpi = Precio del término de potencia activa contratada en el periodo i, expresado en €/kW. Tabla 1.5 Precio anual del término de potencia activa contratada, expresado en € /kW, por cada periodo. Peajes. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Tpi 21,245192 21,245192 11,530748 8,716048 0,560259 0,560259 Tabla 1.6 Precio anual del término de potencia activa contratada, expresado en € /kW, por cada periodo. Cargos. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Tpi 9,290603 4,649513 3,378401 3,378401 3,378401 3,378401 • Término de facturación por potencia activa demandada. Punto de medida situado en la frontera de cliente tipo 3, dado que hasta 2 potencias activas contratadas de la tabla 1.4 se encuentran entre 50 kW y 450 kW FEP = i=6 ∑ i=1 KiTepi∑ j (Pd j −Pci)2 8Capítulo 1. Características del centro comercial Donde: FEP = Término de facturación por potencia activa demandada, expresada en €. Ki = Relación de precios en el periodo i, calculada como el cociente entre el precio del término de potencia activa contratada en el periodo i respecto al del periodo 1. Peajes. Tepi = Precio del término de potencia activa demandada en el periodo i, expresado en €/kW. Pd j = Potencia activa demandada en cada uno de los cuartos de hora del periodo i en que se haya sobrepasado Pci, expresada en kW. Pci = Potencia activa contratada en el periodo i, expresada en kW. Tabla 1.7 Relación de precios por cada periodo. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Ki1 1 0,542746 0,410260 0,026371 0,026371 Tabla 1.8 Precio del término de potencia activa demandada, expresado en €/kW, por cada periodo. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Tepi 1,406400 1,406400 1,406400 1,406400 1,406400 1,406400 •Término de facturación por energía activa consumida FE= i=6 ∑ i=1 EiTei Donde: FE= Término de facturación por energía activa consumida, expresado en €. Ei= Energía activa consumida en el periodo i, expresada en kWh. Tei = Precio del término de energía activa consumida en el periodo i, expresado en €/kWh. Tabla 1.9 Precio del término de energía activa consumida, expresado en €/kWh, por cada periodo. Peajes. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Tei 0,018838 0,015479 0,009110 0,005782 0,000328 0,000328 Tabla 1.10 Precio del término de energía activa consumida, expresado en € /kWh, por cada periodo. Cargos. Tarifa 6.1TD Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6 Tei 0,032053 0,023743 0,012821 0,006411 0,004109 0,002564 •Término de facturación por energía reactiva consumida FQ= 6−1 ∑ i=1 (Qi−0,33Ei)Tqi Donde: FQ= Término de facturación por energía reactiva consumida, expresado en €. Qi= Energía reactiva consumida en el periodo i, expresada en kvarh. Ei= Energía activa consumida en el periodo i, expresada en kWh. Tqi = Precio del término de energía reactiva consumida en el periodo para un factor de potencia inductivo determinado, expresado en €/kvarh. 1.4 Factura eléctrica 9 Tabla 1.11 Precio del término de energía reactiva consumida, expresado en € /kvarh, por cada factor de potencia inductivo. cosφ≥0,95 0 cosφ<0,95 y hasta cosφ=0,80 0,041554 cosφ<0,80 0,062332 En [ 34 ], anexo I, se determinan los precios de los términos de potencia activa contratada y de energía activa consumida, tablas 1.5 y 1.9 respectivamente; en su anexo II determina los coeficientes de relación y los precios del término de exceso de potencia activa demandada, tablas 1.7 y 1.8 respectivamente; en su anexo III determina los precios del término de energía reactiva consumida, tabla 1.11. En [ 32 ], art.2, se determinan los precios de los términos de potencia activa contratada y de energía activa consumida, tablas 1.6 y 1.10 respectivamente. 1.4.2 Precio de la energía eléctrica Se trata de un conjunto de costes libres y regulados vinculados a la adquisición de energía eléctrica. El mercado de la electricidad está estructurado en un mercado diario, un mercado intradiario de subastas y un mercado intradiario continuo. Básicamente tienen por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado, cada uno de estos sujeto a diferentes intervalos de tiempo. El precio y el volumen de la energía eléctrica para una hora determinada se establecen prácticamente en el mercado diario por el cruce entre la oferta y la demanda, mientras que la influencia en estas cifras por parte de los mercados intradiarios es sensiblemente menor. Los resultados de mercado se ajustan para evitar problemas técnicos y suponen un sobrecoste. A estos precios libres hay que añadirles una serie de precios regulados en relación a los pagos por capacidad y a los servicios prestados por parte del operador de sistema y del operador de mercado. La influencia de estos conceptos sobre el precio final medio del mercado libre se plasman en la figura 1.9. Figura 1.9 Histórico de precios finales medios libres de energía eléctrica y sus componentes [3]. La volatilidad en el precio de la energía eléctrica complica cualquier análisis económico que se pretenda realizar sobre la factura eléctrica. Se considera mediante una línea de tendencia lineal, figura 1.10, cómo es la evolución media del precio de la energía eléctrica para años venideros, asumiendo que ese precio se mantiene constante para todas las horas de ese año. 1.4.3 Margen comercial Negociando libremente con una comercializadora se llega a un acuerdo por el cual su margen comercial se tasa como el 5% del precio de la energía eléctrica que fije la figura 1.10. 16 Capítulo 2. Instalación de conexión a red neutro y 240 mm2 para la protección. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado D.1, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. 2.3.2 Subcuadro de contadores. Demanda particular Se toma como guía principal lo dispuesto en la ITC-BT 16 de [ 11 ]. Los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica de cada uno de los locales comerciales pueden concentrarse en uno o varios lugares, para cada uno de los cuales ha de preverse en el edificio un armario o un local adecuado a este fin. Dado que el número de contadores a instalar es superior a 16, pues conviven 59 locales comerciales, y que el número de plantas del edificio no excede el valor de 12, pues solo existen 2 plantas, se opta por un local en la planta baja. En cabecera se instala aparamenta de maniobra constituida por interruptor en carga, mientras que en las salidas a los diferentes circuitos secundarios se instala aparamenta de protección constituida tanto por fusible como por diferencial, que debe ir ubicada antes del contador. 2.3.3 Circuitos secundarios. Demanda particular Se toma como guía principal lo dispuesto en la ITC-BT 15 de [ 11 ]. Se seleccionan los cables aislados unipolares designados como RZ1-K (AS) cumpliendo con [ 25 ]. Se trata de canalizaciones compuestas por 1 o 3 cables aislados de fase, un cable aislado de neutro y un cable aislado de protección, dispuestos bajo un único tubo en hueco de construcción. Existen tantos circuitos secundarios como locales, y tantos huecos de construcción como áreas comerciales por cada planta; por tanto las menores secciones que cumplen con las restricciones técnicas se recogen en la tabla D.13. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado D.2, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. 3 Autoconsumo fotovoltaico 3.1 Definición. Modalidades. Aplicación al centro comercial Se entiende por autoconsumo FV el consumo por parte de uno o varios consumidores de energía eléctrica proveniente de instalaciones de producción con tecnología FV próximas a las de consumo y asociadas a los mismos. El artículo 4 de [ 30 ] regula las modalidades de autoconsumo de energía eléctrica definidas en el artículo 9 de [20]. • Modalidad de suministro con autoconsumo sin excedentes. Se debe instalar un mecanismo de antivertido que impida la inyección de energía eléctrica excedentaria a la red de transporte o de distribución. En este caso existe un único tipo de sujeto de los previstos en el artículo 6 de [ 20 ], que es el sujeto consumidor. • Modalidad de suministro con autoconsumo con excedentes. Las instalaciones de producción próximas y asociadas a las de consumo pueden, además de suministrar energía eléctrica para autoconsumo, inyectar energía eléctrica excedentaria en las redes de transporte y distribución. En estos casos existen 2 tipos de sujetos de los previstos en el artículo 6 de [ 20 ], que son el sujeto consumidor y el productor. – Modalidad con excedentes acogida a compensación. Pertenecen aquellos casos de suministro con autoconsumo con excedentes en los que voluntariamente el consumidor y el productor opten por acogerse a un mecanismo de compensación de excedentes. Esta opción solo es posible en aquellos casos en los que se cumple con todas las condiciones que seguidamente se recogen. 1. La fuente de energía primaria es de origen renovable. 2. La capacidad de las instalaciones de producción asociadas no es superior a 100 kW. 3. Si resulta necesario realizar un contrato de suministro para servicios auxiliares de producción, el consumidor ha suscrito un único contrato de suministro para el consumo asociado y para los consumos auxiliares de producción con una empresa comercializadora, según lo dispuesto en el artículo 9.2 de [30]. 4. El consumidor y productor asociado han suscrito un contrato de compensación de excedentes de autoconsumo definido en el artículo 14 de [30]. 5. La instalación de producción no tiene otorgado un régimen retributivo adicional o específico. – Modalidad con excedentes no acogida a compensación. Pertenecen aquellos casos de suministro con autoconsumo con excedentes que no cumplen con alguno de los requisitos anteriormente expuestos o que voluntariamente opten por no acogerse a dicha modalidad. Adicionalmente a las modalidades de autoconsumo señaladas, el autoconsumo puede clasificarse en individual o colectivo, en función de si se trata de uno o varios consumidores los que están asociados a las instalaciones de generación. Otra clasificación que se agrega a las demás consiste en diferenciar las instalaciones de autoconsumo próximas en red interior o a través de red. Las primeras deben estar conectadas a la red interior de los consumidores asociados o estar unidas a estos a través de líneas directas; las segundas deben estar conectadas a cualquiera de las redes en BT derivadas del mismo centro de transformación, o estar conectadas en BT a una distancia de los consumidores asociados inferior a 500 m, o compartir tanto generación como consumo una misma referencia catastral según sus primeros 14 dígitos. 17 18 Capítulo 3. Autoconsumo fotovoltaico Individual / colectivo Red interior Sin excedentes (individual) Sin excedentes acogida a compensación (colectivo) Con excedentes acogida a compensación Con excedentes no acogida a compensación A través de red Con excedentes no acogida a compensación Figura 3.1 Diagrama de árbol de las diferentes clasificaciones de autoconsumo (a trazos las modalidades seleccionadas para su análisis). La instalación de autoconsumo FV que se pretende para el centro comercial es de carácter individual, pues el punto de suministro está vinculado a un único titular, que engloba tanto consumo general como particular; es en red interior, pues la conexión se efectúa en el cuadro general de BT, que es propiedad privada; y puede acogerse, o bien a la modalidad sin excedentes, o bien a la modalidad con excedentes no acogida a compensación (adoptada finalmente según el apartado 3.3.6), ya que se prevé que la capacidad de producción asociada supere el límite establecido, los excedentes en este caso se venden en el mercado eléctrico. Este recorrido se esquematiza en la figura 3.1. 3.1.1 Venta mercado eléctrico Con vistas a la evaluación económica en inversiones de autoconsumo se necesita información acerca de los conceptos que participan en la venta dentro del mercado eléctrico y el potencial ahorro que se puede obtener de los mismos. El centro comercial vende sus excedentes al mercado eléctrico a través de un representante y obtiene por ellos el precio del mercado horario que corresponda según la línea de tendencia lineal de la figura 3.2, asumiendo que ese precio se mantiene constante para todas las horas de ese año; el importe a abonar por los servicios de representación se considera despreciable. Hay que hacer cargo de una serie de obligaciones 3.2 Instalación de autoconsumo fotovoltaico 19 como son el pago al 7% del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE) y el coste por retribución al operador del sistema sobre la cantidad de energía eléctrica producida, considerándose este último despreciable. Figura 3.2 Tendencia histórica del precio del mercado diario de energía eléctrica. La estructura de venta a aplicar, recogida además en el código A.4, es la siguiente: Venta de energía activa VMERCADO Impuesto sobre el Valor Añadido (Repercutido) IVA =21 %VMERCADO Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica IVPEE =7 %VMERCADO TOTAL TOTAL =VMERCADO +IVA −IVPEE 3.2 Instalación de autoconsumo fotovoltaico Se estudian 2 posibles instalaciones de autoconsumo FV en cuanto a la capacidad disponible de este recurso, decidiéndose que sea de 200 kWp o de 500 kWp. La preferencia por esas cifras se debe únicamente al concepto de autosuficiencia, con la primera no se busca satisfacer durante cierto intervalo de tiempo la demanda eléctrica del centro comercial, mientras que con la segunda sí, superándola incluso. 3.2.1 Paneles fotovoltaicos La tecnología FV aprovecha la energía primaria de la radiación solar para convertirla en energía eléctrica. Esta transformación se consigue mediante los paneles FV. Se seleccionan paneles FV de 450 Wp compuestos por células de silicio monocristalino que, debido a la uniformidad en su estructura interna, proporcionan un elevado rendimiento. Se buscan valores de rendimiento aún mayores mediante la implementación de las tecnologías PERC (Passivated Emitter Rear Cell) y half cut; la primera consiste en colocar una capa reflectante en la parte posterior del panel FV para aprovechar al máximo la radiación solar, la segunda consiste en partir las células en 2 mitades iguales para así dividir la corriente y reducir la resistencia interna del panel FV. Ofrecen además una excelente relación producción/masa para su instalación en la cubierta del centro comercial. El ángulo de orientación, o azimut, y el ángulo de inclinación son 2 variables fundamentales para optimizar el aprovechamiento de las horas de sol y, de este modo, extraer el máximo rendimiento de la instalación. Desde un punto de vista de producción energética parece interesante apostar por tecnologías de seguimiento solar que permitan modificar los 2 ángulos, lo que ocurre es que encarece la inversión, razón de que se recurra a tecnología fija, asumiendo la pérdida de los 2 grados de libertad. El edificio comercial tiene un techo de cubierta plana transitable, lo que permite fijar la orientación e inclinación de los paneles FV al valor que más convenga, empleando para ello estructuras auxiliares de apoyo con el diseño adecuado. 20 Capítulo 3. Autoconsumo fotovoltaico Si la capacidad es de 200 kWp, son necesarios un total de 450 paneles FV, 978,1 m2 de área FV. Se precisa un ángulo de orientación de 28 º y un ángulo de inclinación de 29 º para paneles FV colocados en posición de retrato con un paso de 8 m. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado E.1, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Si la capacidad es de 500 kWp, son necesarios un total de 1110 paneles FV, 2412,7 m2 de área FV. Se precisa un ángulo de orientación de 28 º y un ángulo de inclinación de 21 º para paneles FV colocados en posición de retrato con un paso de 3,25 m. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado F.1, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. 3.2.2 Inversores fotovoltaicos Las cargas receptoras que se pueden encontrar en el centro comercial funcionan, bien mediante energía eléctrica AC, bien mediante energía eléctrica DC incluyendo convertidores electrónicos que la adapta desde AC; en definitiva, se antoja necesario convertir la energía eléctrica DC procedente de los paneles FV para integrarla a la instalación de conexión a red donde se encuentran las cargas receptoras. De esto se encarga el inversor FV. Se seleccionan inversores FV con separación galvánica que garantizan una alta eficiencia durante el proceso de conversión. Implementan un algoritmo MPPT que permite extraer toda la capacidad del panel FV ante cualquier condición de radiación y temperatura. De manera autosuficiente son capaces, ante ausencia de sol, operar en modo stand-by para reducir el consumo del propio equipo, y además son capaces de ajustar la conversión en caso de que la temperatura ambiente se sitúa por encima de la especificado por el equipo, alargando así su vida útil. Los equipos seleccionados,tanto paneles FV como inversores FV, deben ser compatibles para una determinada asociación serie-paralelo. Los parámetros que la determinan son la tensión máxima DC, la tensión mínima MPPT, la tensión máxima MPPT y la intensidad máxima DC; limitados según el tipo de inversor FV. Dichos límites se evalúan según las curvas características VI del panel FV, en función de la irradiancia y de la temperatura del propio panel FV. Si la capacidad es de 200 kWp, la conexión de paneles FV se realiza en series de 15 que constituyen una cadena de las 30 que se disponen en paralelo. Su distribución en el techo se organiza en 4 matrices conectadas en paralelo a un solo inversor FV, de 200 kVA, de las cuales 2 se componen de 15 paneles FV en serie para 8 cadenas en paralelo, y las otras 2 se componen de 15 paneles FV en serie para 7 cadenas en paralelo. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado E.2, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Si la capacidad es de 500 kWp, la conexión de paneles FV se realiza en series de 15 que constituyen una cadena de las 74 que se disponen en paralelo. Su distribución en el techo se organiza en 4 matrices repartidas equitativamente en paralelo entre 2 inversores FV, de 250 kVA cada uno, de las cuales 2 se componen de 15 paneles FV en serie para 19 cadenas en paralelo, y las otras 2 se componen de 15 paneles FV en serie para 18cadenas en paralelo. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado F.2, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. 3.2.3 Circuitos de corriente continua La transmisión de energía eléctrica desde los paneles FV hasta el inversor FV se efectúa mediante estos circuitos. Se distinguen 3 niveles en los circuitos DC. Un primer nivel que abarca a cada cadena individual, un segundo nivel que abarca a un conjunto de cadenas individuales que constituyen cada matriz individual, y un tercer nivel que abarca a un conjunto de matrices individuales que se conectan a cada inversor FV. Los niveles contiguos comparten frontera a través de cajas de conexión. Se seleccionan los cables aislados unipolares designados como H1Z2Z2-K cumpliendo con [ 23 ]y[ 24 ]. Se trata de canalizaciones compuestas por 2 cables aislados, un positivo y un negativo, y un cable aislado de protección, dispuestos en canaleta protectora elevada para primer y segundo nivel, y en escalera para tercer nivel. Los positivos y negativos de cada nivel se conducen separados como se anuncia en el apartado 5.5.1 de [17]. 3.2 Instalación de autoconsumo fotovoltaico 21 Si la capacidad es de 200 kWp, las menores secciones que cumplen con las restricciones técnicas son, para los positivos y negativos, las de 6 mm2 en primer nivel, 70 mm2 en segundo nivel y 185 mm2 en tercer nivel; y son, para las protecciones, las de 6 mm2 en primer nivel, 35 mm2 en segundo nivel y 95 mm2 en tercer nivel. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado E.3, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Si la capacidad es de 500 kWp, las menores secciones que cumplen con las restricciones técnicas son, para los positivos y negativos, las de 6 mm2 en primer nivel, 185 mm2 en segundo nivel y 240 mm2 en tercer nivel; y son, para las protecciones, las de 6 mm2 en primer nivel, 95 mm2 en segundo nivel y 120 mm2 en tercer nivel. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado F.3, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Se asocian a las cajas de conexión y a los inversores FV fusibles de protección de BT tipo gPV y seccionadores, en los polos positivos y negativos al origen de cada circuito. Además junto a los inversores FV se instalan protectores de sobretensiones. Los inversores FV incluyen un sistema de detección de dispersión hacia tierra. 3.2.4 Circuitos de corriente alterna La transmisión de energía eléctrica desde el inversor FV hasta el cuadro general de BT se efectúa mediante estos circuitos. Se seleccionan los cables aislados unipolares designados como RZ1-K (AS) cumpliendo con [25]. Si la capacidad es de 200 kWp, se trata de una canalización compuesta por 3 cables aislados de fase, un cable aislado de neutro y un cable aislado de protección, dispuestos bajo un único tubo en zanja propia. Las menores secciones que cumplen con las restricciones técnicas son las de 185 mm2 para las fases, 95 mm2 para el neutro y 95 mm2 para la protección. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado E.4, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Si la capacidad es de 500 kWp, se trata de 2 canalizaciones en paralelo compuestas cada una por 3 cables aislados de fase, un cable aislado de neutro y un cable aislado de protección, dispuestos bajo un único tubo en zanja compartida entre las dos. Las menores secciones que cumplen con las restricciones técnicas son las de 400 mm2 para las fases, 185 mm2 para el neutro y 240 mm2 para la protección. La justificación se encuentra en el apéndice de apartado F.4, tomando como referencia las hojas de características correspondientes recogidas al final del presente documento. Los inversores FV incluyen protección constituida por interruptor magnetotérmico a la que se debe añadir protección diferencial. 3.2.5 Puesta a tierra El lado DC de la instalación de autoconsumo FV se dispone en esquema flotante, es decir, los polos positivos y negativos se encuentran aislados de tierra, sin embargo, tanto la estructura de soporte y los marcos metálicos de los paneles FV como los dispositivos de protección frente a sobretensiones tendrán conexión a tierra. El lado AC de la instalación de autoconsumo FV únicamente dispone de conexión a tierra para todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los equipos instalados en el cuarto de inversión FV. Según dicta el apartado 5.9.3 de [ 17 ], todos estos elementos antes mencionados pueden estar conectados a una misma tierra, que debe ser independiente del neutro de la empresa distribuidora. Como la puesta a tierra de servicio del centro de transformación, que además ejerce la función de puesta a tierra del edificio comercial, pertenece a una instalación privada, se pueden conectar a esta. 3.2.6 Producción eléctrica Tras finalizar el diseño de las 2 posibles instalaciones de autoconsumo FV, parece interesante extraer conclusiones mediante simulación acerca del recurso eléctrico disponible en el punto de conexión al cuadro general BT. El software System Advisor Model facilita esta tarea. 22 Capítulo 3. Autoconsumo fotovoltaico Hasta ahora solo se han presentado las pérdidas por orientación e inclinación para un determinada geolocalización, y por sombreado mutuo y lejano para una determinada configuración espacial. Si se pretende hacer un análisis que defina con precisión la producción eléctrica FV, es necesario considerar además el resto de pérdidas. Entre ellas, las que no son nulas: • Las pérdidas por ineficiencia tecnológica en paneles e inversores FV, cuyos valores se encuentran recogidos en las hojas de características correspondientes al final del presente documento. • Las pérdidas por polvo y suciedad, que ocurren cuando se acumulan en los paneles FV reduciendo la radiación solar incidente, se toma un valor del 3%. • Las pérdidas por dispersión de parámetros, que ocurren por diferencias en las condiciones de operación de los paneles FV, pudiendo tener su origen, entre otros, en el proceso de fabricación o en la configuración espacial dentro de la instalación. Esto se refleja en que si se conectan paneles FV en serie con diferentes intensidades, el de menor corriente limita la intensidad de la cadena, de igual manera ocurre con la tensión si se conectan en paralelo, se toma un valor del 2%. • Las pérdidas por MPPT, que ocurren durante la aplicación de los algoritmos de control, se toma un valor del 1%. • Las pérdidas en circuitos DC y AC, que ocurren por la oposición a la transmisión de energía eléctrica. Incluye a conductores, aparamenta, cajas de conexión, etc. Suman un valor del 2%. La gran mayoría de los valores seleccionados vienen recogidos en la tabla III del apartado 2.10.2 de [ 17 ]. No dejan de ser valores estimados que dependen de muchas variables durante la operación. Una vez realizada las simulaciones, se puede recabar información como la representada en las figuras 3.3 y 3.4 con la ayuda del software System Advisor Model. Son válidas para el primer año de operación de los paneles FV, pues el fabricante garantiza la degradación anual de los mismos en un 0,68% durante los primeros 25 años desde la fecha de compra. Se cumplen las premisas que llevaron a escoger las capacidades pico de tecnología FV. En la instalación de 200 kWp, la curva de potencia activa FV nunca sobrepasa a la de demanda, esto quiere decir que no hay excedentes, figura 3.3 (a); mientras que en la instalación de 500 kWp, la curva de potencia activa FV sobrepasa a la de demanda prácticamente en todos los meses del año y durante un intervalo de tiempo a lo largo del día considerable, esto quiere decir que hay excedentes, figura 3.3 (b). La producción eléctrica se concentra en las horas de sol, desde el amanecer hasta el anochecer. La relación de energía activa FV entre la capacidad total de una misma instalación es ligeramente superior para 200 kWp, figura 3.4 (a), que para 500 kWp, figura 3.4 (b), sobre todo en aquellos meses de menor altura solar; sin duda el espacio disponible en el techo del centro comercial es determinante. La mayor producción eléctrica ocurre para los meses con mayor número de horas de sol. Hay que anotar, con vistas al análisis económico, que los registros de demanda eléctrica se refieren a la celda de medida ubicada en el centro de transformación, donde se genera el recibo eléctrico de red, por tanto, se antoja necesario traducir la producción eléctrica FV desde el punto de conexión hasta este punto de medida, para así conocer con precisión cuáles son los flujos eléctricos que circulan desde o hacia la red. Esto se consigue mediante la aplicación de una ganancia, que para un valor estimado de pérdidas del 1% en el transformador del centro de transformación, toma un valor equivalente del 1,Ù 01 %. 3.2.7 Beneficio medioambiental Ante unos límites de emisiones de CO 2 , entre otros, cada vez más estrictos, las tecnologías de energía FV suponen una de las opciones de generación de electricidad con mayor peso. La energía FV no produce emisiones, por tanto la huella de carbono durante su ciclo de vida no es comparable a la de los combustibles fósiles. Los datos anuales de emisiones de CO 2 y su factor en territorio peninsular se recogen en la figura 3.5. El objetivo común es reducir estas emisiones y se aprecia la tendencia a la baja en estos últimos años, aún así la contaminación se sigue produciendo. Si la capacidad es de 200 kWp, de acuerdo con la figura 3.4 (a), se generan, al menos durante el primer año, unos 316 MWh; si se considera de media en la península que la producción de 1 MWh supone 0,2 tCO 2 , anualmente se puede evitar unas 63 tCO2. 3.2 Instalación de autoconsumo fotovoltaico 23 (a) 200 kWp (b) 500 kWp Figura 3.3 Curvas horarias de potencia activa fotovoltaica (verde) y demandada (azul), expresadas en kW, en un día promedio por cada mes del año. Si la capacidad es de 500 kWp, de acuerdo con la figura 3.4 (b), se generan, al menos durante el primer año, unos 743 MWh; si se considera de media en la península que la producción de 1 MWh supone 0,2 tCO 2 , anualmente se puede evitar unas 149 tCO2. 24 Capítulo 3. Autoconsumo fotovoltaico (a) 200 kWp (b) 500 kWp Figura 3.4 Energía activa fotovoltaica (verde) y demandada (azul) por cada mes del año. Figura 3.5 Emisiones y factor de emisión anuales de dióxido de carbono en la generación peninsular [4]. 3.3 Proyecto de inversión 25 3.3 Proyecto de inversión Se entiende por proyecto de inversión un conjunto de activos integrados en una organización con un objetivo definido, diferenciado y propio, cuyos elementos no pueden separarse sin perjudicar la viabilidad del conjunto. 3.3.1 Ahorros Los nuevos flujos de energía eléctrica a través de red se recogen en la figura 3.6 con la ayuda del software System Advisor Model. En contraposición con los de la figura 1.4, situación previa al proyecto de inversión, suponen una menor demanda desde la red, con la correspondiente reducción en el pago de la factura eléctrica, e incluso un posible vertido hacia la red, con el correspondiente cobro por la venta eléctrica. Las curvas son válidas para el primer año de operación de los paneles FV teniendo en consideración la degradación de los mismos. No obstante, el código A.3 se encarga de considerar este deterioro en el horizonte temporal del proyecto de inversión, y además separar los flujos de energía eléctrica que vienen desde red de los que van hacia red, para que una vez introducidos en la función del código A.2 y en el código A.4 respectivamente, poder cuantificar los ahorros de explotación anuales. 3.3.2 Costes Todos los recursos que son empleados en el proyecto de inversión, así como los esfuerzos para su implementación, coordinación y gestión, demandan costes. Una manera de clasificarlos es aquella que los divide en costes asociados a la inversión y a la explotación. Los costes asociados a la inversión, llamados también costes preoperativos, corresponden a aquellos que se incurren en la adquisición de los activos necesarios para poner el proyecto de inversión en funcionamiento. Dentro de los costes directos, aquellos que están directamente relacionados a la obtención del producto o servicio de desempeño de la empresa, se sitúan los componentes que han sido seleccionados para cada instalación de autoconsumo FV junto a su labor de montaje. Dentro de los costes indirectos, que no se pueden asignar directamente, se sitúan permisos y demás estudios técnicos. Finalmente, es importante considerar las futuras reposiciones de bienes de capital dentro de los costos asociados a la inversión, como ocurre particularmente con los inversores FV. Los costes de explotación son todos aquellos que se dan desde la puesta en marcha del proyecto de inversión hasta alcanzar su horizonte temporal. El más importante es la labor de mantenimiento que requiere cada instalación de autoconsumo FV. El valor del conjunto de costes se ha obtenido de los presupuestos que las respectivas organizaciones ofrecen por sus productos o servicios, en su defecto se recurre de nuevo al Departamento de Energía de Estados Unidos, que dispone de un banco de precios para tecnología FV [1]. 3.3.3 Amortización La amortización es la pérdida de valor irreversible que experimenta un activo fijo por el hecho de haber sido usado en el proceso productivo durante varios ejercicios económicos. Sirve para tener una estimación del consumo de capital que hace la empresa sincronizando los desembolsos y los desgastes reales. Para definir el proceso de amortización, primero hay que conocer la vida útil del concepto, aunque este valor es un dato eminentemente técnico, el Plan General de Contabilidad establece unos valores máximos y mínimos entre los cuales te puedes mover sin necesidad de justificación. Adicionalmente, hay que estimar el valor residual del activo al final de su vida útil. Finalmente, existen varios métodos para el cálculo de la amortización, acelerada y decelerada entre ellos, aunque el que se emplea en este proyecto de inversión es el método lineal, en el cual las cuotas de amortización son idénticas por cada periodo contable. 3.3.4 Financiación La mayoría de los proyectos de inversión que se realizan necesitan una financiación que en gran parte, o incluso en su totalidad, provienen de préstamos de entidades financieras. En un préstamo bancario solicitado por una empresa se recibe un principal, como contraprestación la empresa se compromete a realizar un pago periódico de los intereses más la devolución del principal recibido. Para este proyecto de inversión se pide un 32 Capítulo A. Códigos Matlab Código A.1 Curvas horarias de potencia activa para cada periodo eléctrico. %NOTAS: %ALGUNAS VARIABLES NO SE HAN INICIALIZADO PARA ALIGERAR EL CÓDIGO %X INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO MESES ANUALES PARA ESA TERMINACIÓN %Y INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO PERIODOS ELÉCTRICOS PARA ESA TERMINACIÓN series = importdata(‘flujos.txt’); %|1| %MES %|2| for i = 1:diasmesX*24 acumulado = acumulado+1; mesX(i) = series(acumulado); end % %TEMPORADA |3| for j = 1:diasmesX if (fines_de_semana_X) || (festivos_X) %TIPO |4| for k = 1:24 %PERIODO |5| periodoanualY(contperiodoanualY) = mesX(24*(j-1)+k); %|6| contperiodoanualY = contperiodoanualY+1; periodomesXY(contperiodomesXY) = mesX(24*(j-1)+k); %|7| contperiodomesXY = contperiodomesXY+1; end else %TIPO |4| for k = 1:24 if k >= 1 && k <= 8 %PERIODO |5| periodoanualY(contperiodoanualY) = mesX(24*(j-1)+k); %|6| contperiodoanualY = contperiodoanualY+1; periodomesXY(contperiodomesXY) = mesX(24*(j-1)+k); %|7| contperiodomesXY = contperiodomesXY+1; elseif (k >= 9 && k <= 9) || (k >= 15 && k <= 18) || (k >= 23 && k <= 24) %PERIODO |5| periodoanualY(contperiodoanualY) = mesX(24*(j-1)+k); %|6| contperiodoanualY = contperiodoanualY+1; periodomesXY(contperiodomesXY) = mesX(24*(j-1)+k); %|7| contperiodomesXY = contperiodomesXY+1; elseif (k >= 10 && k <= 14) || (k >= 19 && k <= 22) %PERIODO |5| periodoanualY(contperiodoanualY) = mesX(24*(j-1)+k); %|6| contperiodoanualY = contperiodoanualY+1; periodomesXY(contperiodomesXY) = mesX(24*(j-1)+k); %|7| contperiodomesXY = contperiodomesXY+1; end end end end writematrix(periodomesXY,‘desgloseflujos.txt’,‘Delimiter’,‘;’); %|8| A.2 Optimización de factura eléctrica 33 A.2 Optimización de factura eléctrica Archivo .txt que aloja las curvas horarias de potencia activa desde red para cada periodo eléctrico en cada mes |3| Herramienta de minimización |1| dado un conjun- to permitido de potencias activas contratadas |2| Estructura de la factura eléctrica en cada mes |4| •Término de facturación por potencia activa contratada |4.1| •Término de facturación por potencia activa demandada |4.2| •Término de facturación por energía activa consumida |4.3| •Término de facturación por energía reactiva consumida |4.4| •Compra de energía activa + Margen comercial |4.5| •Impuesto eléctrico |4.6| •Alquiler de equipos de medida y otros |4.7| •Impuesto sobre el valor añadido |4.8| •Factura total mensual |4.9| Facturación total anual |5| Código A.2 Optimización de la factura eléctrica. %NOTAS: %ALGUNAS VARIABLES NO SE HAN INICIALIZADO PARA ALIGERAR EL CÓDIGO %X INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO MESES ANUALES PARA ESA TERMINACIÓN %Y INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO PERIODOS ELÉCTRICOS PARA ESA TERMINACIÓN %|2| A=[-100000;1-10000;01-1000;001-100;0001-10;00001 -1]; b = [0;0;0;0;0;0]; % x0 = [450 450 450 450 450 450]; PcontratadaYoptima = fmincon(@contratacion,x0,A,b) %|1| function TOTAL = contratacion(PcontratadaY) periodomesXY = importdata(‘desgloseflujos.txt’,‘;’); %|3| %MES %NOTA: LA FACTURACIÓN DEL MES X IMPLICA EL SUMATORIO POR FACTURACIÓN DE SUS PERIODOS Y 34 Capítulo A. Códigos Matlab %|4| FpotenciamesX = Tpotencia(Y)*length(periodomesXY)*PcontratadaY %|4.1| for i = 1:length(periodomesXY) if periodomesXY(i) > PcontratadaY summesXY = summesXY+4*(periodomesXY(i)-PcontratadaY)^2; end end AemesXY = sqrt(summesXY); FexcesopotenciamesX = Texcesopotencia(Y)*K(Y)*AemesXY; %|4.2| FenergiaactivamesX = Tenergiaactiva(Y)*sum(periodomesXY); %|4.3| FenergiareactivamesX = 0; %|4.4| FenergiaactivamercadomesX = Tenergiaactivamercado*1,05*sum(periodomesXY); % |4.5| Subtotal1mesX = FpotenciamesX+FexcesopotenciamesX+FenergiaactivamesX+ FenergiareactivamesX+FenergiaactivamercadomesX; IEmesX = Subtotal1mesX*0.0511269632; %|4.6| AEmesX = 0; %|4.7| Subtotal2mesX = Subtotal1mesX+IEmesX+AEmesX; IVAmesX = Subtotal2mesX*0.21; %|4.8| TOTALmesX = Subtotal2mesX+IVAmesX; %|4.9| % %ANUALIDAD %NOTA: EL TOTAL ANUAL IMPLICA EL SUMATORIO POR TOTALES DE SUS MESES X TOTALanual = TOTALmesX; %|5| end A.3 Curvas horarias de red 35 A.3 Curvas horarias de red Archivos .txt que alojan la curva horaria de potencia activa para todo el año producida por según qué instalación de autoconsumo FV durante su primer año |1| y demandada por el centro comercial constantemente |2| Curvas horarias de potencia activa para todo el año producida por según qué instalación de autoconsumo FV en el horizonte temporal del proyecto de inversión considerando su degradación |3| Curvas horarias de potencia activa para todo el año a través de red en el horizonte temporal del proyecto de inversión |4| a aA diferencia de la figura 3.6, desde red (valores positivos) / hacia red (valores negativos) Curvas horarias de potencia activa para todo el año desde |5| o hacia |5’| la red en el horizonte temporal del proyecto de inversión Archivo .txt que aloja las curvas horarias de potencia activa para todo el año a través de red en el horizonte temporal del proyecto de inversión |6| Código A.3 Curvas horarias de potencia activa a través de red. %NOTA: %X INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO INSTALACIONES DE AUTOCONSUMO FV PARA ESA TERMINACIÓN FVX(:,1) = importdata(‘generadorFVX.txt’); %|1| Demanda = importdata(‘flujosdemanda.txt’); %|2| %|3| for i = 2 : 25 for j = 1 : length(FVX(:,i-1)) if FVX(j,i-1) > 0 FVX(j,i) = FVX(j,i-1)*(1-0.0068); else FVX(j,i) = FVX(j,i-1); end end end % %|4| for i = 1 : 25 RedX(:,i) = Demanda - FVX(:,i); end 36 Capítulo A. Códigos Matlab % %NOTAS: %UTILIZAR |5| O |5’| %|5| PARA FACTURACIÓN ELÉCTRICA %|5’| PARA VENTA ELÉCTRICA %|5| for i = 1 : length(RedX(:,1)) for j = 1 : length(RedX(1,:)) if RedX(i,j) < 0 RedX(i,j) = 0; end end end % %|5’| for i = 1 : length(RedX(:,1)) for j = 1 : length(RedX(1,:)) if RedX(i,j) < 0 RedX(i,j) = -RedX(i,j); else RedX(i,j) = 0; end end end % writematrix(RedX,‘flujosred.txt’,‘Delimiter’,‘;’); %|6| A.4 Venta eléctrica 37 A.4 Venta eléctrica Archivo .txt que aloja las curvas horarias de potencia activa hacia red para cada periodo eléctrico en cada mes |1| Estructura de la venta eléctrica en cada mes |2| •Venta de energía activa |2.1| •Impuesto sobre el valor añadido |2.2| •Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica |2.3| •Venta total mensual |2.4| Venta total anual |3| Código A.4 Venta de los excedentes en el mercado eléctrico. %NOTAS: %ALGUNAS VARIABLES NO SE HAN INICIALIZADO PARA ALIGERAR EL CÓDIGO %X INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO MESES ANUALES PARA ESA TERMINACIÓN %Y INDICA LA EXISTENCIA DE TANTAS VARIABLES COMO PERIODOS ELÉCTRICOS PARA ESA TERMINACIÓN periodomesXY = importdata(‘desgloseflujos.txt’,‘;’); %|1| %|2| VenergiaactivamercadomesX = Tenergiaactivamercado*sum(periodomesXY); %|2.1| IVAmesX = VenergiaactivamercadomesX*0.21; %|2.2| IVPEEmesX = VenergiaactivamercadomesX*0.07; %|2.3| TOTALmesX = VenergiaactivamercadomesX+IVAmesX-IVPEEmesX; %|2.4| % %ANUALIDAD %NOTA: EL TOTAL ANUAL IMPLICA EL SUMATORIO POR TOTALES DE SUS MESES ’X’ TOTALanual = TOTALmesX; %|3| Apéndice B Instalación de conexión a red. Red de distribución en media tensión. Cálculos B.1 Línea aérea B.1.1 Conductor Capacidad de transporte Pmax =√3·U·Imax ·cosϕ(B.1) Donde: Pmax = Potencia activa máxima a transportar por la línea, expresada en kW. U= Tensión nominal de la línea, expresada en kV. Imax = Intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente, expresada en A. cosϕ= Factor de potencia de las cargas receptoras. Imax =σ·S(B.2) Donde: σ = Densidad de corriente máxima admisible del conductor en régimen permanente, expresada en A/ mm2 S= Sección total del conductor, expresa en mm2. En [ 14 ], apartado 4.2.1 de la ITC-LAT 07, se fija la densidad de corriente máxima admisible en conductores en régimen permanente. Se indica que, para conductores de aluminio-acero, hay que tomar de la tabla el valor de la densidad de corriente correspondiente a su sección total, que en nuestro caso es de 54,6 mm2 , como si fuera de aluminio y multiplicar este valor por un coeficiente de reducción que para la configuración 6+1 es de 0,937. Como la sección total no aparece de manera explícita en la tabla B.1, es necesario interpolar linealmente entre el valor más cercano superior e inferior, σ0=4+54,6−50 70 −50 (3,55 −4) = 3,90 A/ mm2 . Tras aplicar el coeficiente de reducción, σ=3,90 ·0,937 =3,65 A/ mm2 . La intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente ya se puede cuantificar mediante la ecuación B.2. Imax =3,65 ·54,6=199 A Para una línea aérea de tensión nominal 20 kV que opera a factor de potencia crítico 0,7 inductivo, se determina la capacidad de transporte de la línea a través de la ecuación B.1. Pmax =√3·20 ·199 ·0,7=4834 kW Caída de tensión ∆U≈P·l U·(R70 +X·tanϕ)(B.3) 39 40 Capítulo B. Instalación de conexión a red. Red de distribución en media tensión. Cálculos Tabla B.1 Densidad de corriente máxima admisible en régimen permanente, expresada en A/mm2 , de los diferentes conductores en alta tensión. Donde: ∆U= Caída de tensión, expresada en V. P= Potencia activa a transportar por la línea, expresada en kW. l= Longitud de la línea, expresada en km. U= Tensión nominal de la línea, expresada en kV. R70 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 70ºC, expresada en Ω/km. X= Reactancia por unidad de longitud de la línea, expresada en Ω/km. ϕ= Desfase entre tensión e intensidad en el extremo receptor, expresado en grados sexagesimales. R70 =R20 ·[1+α·(70 −20)] (B.4) Donde: R20 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 20ºC, expresada en Ω/km. α= Coeficiente de temperatura del conductor a 20ºC, expresado en C−1. X=2·π·f·L(B.5) Donde: f= Frecuencia del sistema, expresada en Hz. L= Inductancia por unidad de longitud de la línea, expresada en H/km. L=Å1 2·n+2·ln DMG RMG ã·10−4(B.6) Donde: n= Número de conductores por fase. DMG = Distancia media geométrica, expresada en mm. RMG = Radio medio geométrico, expresado en mm. La distribuidora suele emplear en sus líneas aéreas de 20 kV situadas en la zona la configuración mostrada en la figura B.1. Presenta una disposición símplex, es decir, un conductor por fase. Haciendo uso de geometría básica se mide una distancia media geométrica de 3784 mm. El radio medio geométrico coincide con el radio del conductor de 4,725 mm. La inductancia por unidad de longitud de la línea ya es conocida con la ecuación B.6. L=Å1 2·1+2·ln 3784 4,725 ã·10−4=0,001 H/km B.1 Línea aérea 41 Figura B.1 Distancias en armado. La frecuencia de red es de 50 Hz, información suficiente para determinar la reactancia por unidad de longitud de la línea con la ecuación B.5. X=2·π·50 ·(0,001 ·10−3) = 0,44 Ω/km Se conoce la resistencia DC por unidad de longitud del conductor a 20 º C, 0,6136 Ω /km, y el coeficiente de temperatura del aluminio tomando como base 20 º C, 0,004 C−1 . La temperatura de operación del conductor es mayor debido al calentamiento por efecto de las pérdidas, por ello se evalúa la resistencia a una mayor temperatura en la ecuación B.4. Se asume el error de no considerar el aumento que experimenta dicha magnitud al incluirla en un sistema AC. R70 =0,6136 ·[1+0,004 ·(70 −20)] = 0,74 Ω/km Para una línea aérea de tensión nominal 20 kV como la mostrada en la figura B.2, que opera a factor de potencia crítico 0,7 inductivo, cos ϕ=0,7=⇒ϕ=45,573º , donde existe una único vano de 0,12 km, que es aproximadamente igual a la longitud del conductor, y que en las condiciones más exigentes transporta la potencia activa pico de 480 kW, se determina la caída de tensión a través de la ecuación B.3. Figura B.2 Distancias en conductor aéreo de media tensión. ∆U≈480 ·0,12 20 ·(0,74 +0,44 ·tan 45,573) = 3,40 V En términos de porcentaje supone un 0,017%. Apéndice C Instalación de conexión a red. Centro de transformación. Cálculos C.1 Puesta a tierra C.1.1 Protección Tabla C.1 Configuración tipo del electrodo de protección. Designado como 60-25/5/42. Una vez seleccionado el electrodo de protección, se obtienen los parámetros eléctricos contenidos en las ecuaciones C.1, C.2, C.3 y C.4. Rt=Kr·ρterreno (C.1) Donde: Rt= Resistencia de puesta a tierra de protección del centro de transformación, expresada en Ω. Kr= Coeficiente de resistencia de la configuración tipo. ρterreno = Resistividad del terreno, expresada en Ω·m. It=U √3»(Rneutro +Rt)2+X2 neutro (C.2) 49 50 Capítulo C. Instalación de conexión a red. Centro de transformación. Cálculos Donde: It= Intensidad de defecto a tierra, expresada en A. U= Tensión nominal de la red de distribución, expresada en V. Rneutro = Resistencia de puesta a tierra del neutro de MT, expresada en Ω. Xneutro = Reactancia de puesta a tierra del neutro de MT, expresada en Ω. Vpe =Kpe ·It·ρterreno (C.3) Donde: Vpe = Tensión de paso exterior, expresada en V. Kpe = Coeficiente de tensión de paso exterior de la configuración tipo. Vpac =Kpac ·It·ρterreno (C.4) Donde: Vpac = Tensión de paso de acceso, expresada en V. Kpac = Coeficiente de tensión de paso de acceso de la configuración tipo. El terreno, de naturaleza de arena arcillosa, posee una resistividad de 150 Ω·m . El coeficiente de resistencia se extrae de la tabla C.1. Se resuelve la ecuación C.1. Rt=0,09 ·150 =13,5Ω La impedancia de la puesta a tierra del neutro MT 20 kV es de 12,7 Ω puramente resistivos. Se resuelve la ecuación C.2. It=20 ·103 √3p(12,7+13,5)2+02=441 A. El coeficiente de tensión de paso exterior se extrae de la tabla C.1. Se resuelve la ecuación C.3. Vpe =0,0202 ·441 ·150 =1335 V El coeficiente de tensión de paso de acceso se extrae de la tabla C.1. Se resuelve la ecuación C.4. Vpac =0,0442 ·441 ·150 =2922 V Para garantizar la seguridad de las personas ante diferencia de potenciales se establecen las limitaciones C.5 y C.6. Vpe ≤Vpemax (C.5) Donde: Vpemax = Tensión de paso exterior máxima admisible, expresada en V. Vpac ≤Vpacmax (C.6) Donde: Vpacmax = Tensión de paso de acceso máxima admisible, expresada en V. En [ 21 ], apartado 1.1 de la ITC-RAT 13, se recogen los valores máximos admisibles de la tensión de contacto aplicada a la que puede estar sometido el cuerpo humano entre la mano y los pies en función de la duración de la corriente de defecto, como se recoge en la tabla C.2. Los valores máximos admisibles de la tensión de paso aplicada entre los 2 pies de una persona son 10 veces mayor a los anteriores. Solo se considera la impedancia del cuerpo humano, modelada como una resistencia de 1000 Ω. Vpemax =Vpaad Å1+6·ρterreno 1000 ã(C.7) Vpacmax =Vpaad Å1+ 3·ρterreno +3·ρhormigon 1000 ã(C.8) C.1 Puesta a tierra 51 Tabla C.2 Tensión de contacto aplicada máxima admisible, expresada en V, según la duración de la falta. Donde: Vpaad = Tensión de paso aplicada máxima admisible, expresada en V. ρhormigon = Resistividad del hormigón, expresada en Ω·m. Para una duración del defecto de 1 s, la tabla C.2 arroja un valor máximo de tensión aplicada de 107 V que hay que multiplicar por 10. El hormigón posee una resistividad de 3000 Ω·m . Se hallan los límites con las ecuaciones C.7 y C.8. Vpemax =1070 Å1+6·150 1000 ã=2033 V Vpacmax =1070 Å1+3·150 +3·3000 1000 ã=11182 V Se pueden evaluar ya las inecuaciones C.5 y C.6. Vpe =1335 V≤2033 V=Vpemax Vpac =2922 V≤11182 V=Vpacmax La solera del centro de transformación está dotada, o bien del correspondiente mallazo equipotencial, o bien recubierta con un pavimento aislante, por tanto, no es necesario comprobar las limitaciones por tensión de paso o contacto interior, ya que estas son prácticamente nulas. Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro de transformación no tienen contacto eléctrico con ningún elemento susceptible de quedar en tensión como consecuencia de un defecto o avería, por lo que tampoco es necesario comprobar la limitación por tensión de contacto exterior, ya que esta es prácticamente nula. Para evitar sobretensiones en los elementos de BT se establecen las limitaciones C.9 y C.10. El cumplimiento de la primera, que es optativo debido a su mayor coactividad, posibilita la unión de las tierras de protección y servicio; mientras que el cumplimiento de la segunda es obligatorio aunque las tierras se encuentren separadas. It·Rt<1000 V(C.9) It·Rt<10000 V(C.10) Se toma el valor de 1000 V en C.9 por ser la tensión de aislamiento soportada por los elementos de BT situados en instalaciones receptoras o interiores alimentadas por el centro de transformación. Se toma el valor de 10000 V en C.10 por ser la tensión de aislamiento soportada por los elementos de BT del centro de transformación. 441 ·13,5=5950 V<1000 V 441 ·13,5=5950 V<10000 V 52 Capítulo C. Instalación de conexión a red. Centro de transformación. Cálculos Cabe inferir que las puestas a tierras deben ir separadas, pues solo se cumple la inecuación C.10. D≥ρterreno ·It 2000 ·π(C.11) Donde: D= Distancia entre tierras, expresada en m. D≥150 ·441 2000 ·π≥10,5m Queda asegurar la actuación de las protecciones para eliminar el defecto. It≤Itmax (C.12) Donde: Itmax = Intensidad de defecto a tierra máxima admisible por la distribuidora, expresada en A. La compañía distribuidora fija la intensidad de defecto a tierra máxima admisible en 1000 A. Ella misma se encarga de que este límite se cumpla independientemente del electrodo que se escoge. Aún así se comprueba el cumplimiento de la inecuación C.12. It=441 A≤Itmax =1000 A C.1.2 Servicio Tabla C.3 Configuración tipo del electrodo de servicio. Designado como 5/(10)8. Una vez seleccionado el electrodo de servicio, se debe garantizar lo dispuesto en [ 11 ], de acuerdo con el apartado 2 de la ITC-BT 08 para esquemas TN, la resistencia de puesta a tierra del neutro de BT en el centro de transformación no puede ser superior a 5 Ω y la resistencia de puesta a tierra global de BT no puede ser superior a 2 Ω . Como la única puesta a tierra de BT es la que se instala en el secundario del transformador, las 2 condiciones anteriores se superponen y resulta la última por ser la más restrictiva. Rt≤2Ω(C.13) Donde: Rt= Resistencia de puesta a tierra de servicio del centro de transformación, expresada en Ω. C.2 Batería de condensadores 53 Las configuraciones tipo propuestas en [ 8 ] no son suficientes para cumplirla, la solución se fundamenta en añadir más picas en paralelo a la hilera. El diseño no resulta trivial, las picas interfieren eléctricamente unas con otras y se producen desvíos sobre el resultado de la asociación tradicional de resistencias en paralelo. En la figura C.1, construida a partir de los datos de la tabla C.3, se puede determinar, extrapolando una línea de tendencia potencial, cuál es la resistencia de puesta a tierra para un determinado número de picas en hilera de características definidas. Figura C.1 Tendencia de la resistencia de puesta a tierra de servicio con el número de picas para la configuración 5/?8. Rt≈17,774 ·n−0,951 (C.14) Donde: n= Número de picas en hilera de características definidas. Tras introducir la ecuación C.14 en la inecuación C.13 y despejar. n≥9.95 Se toma el entero más pequeño de picas en hilera, que en este caso es 10, y se inserta en la ecuación C.14 para conocer la resistencia resultante. Rt≈17,774 ·10−0,951 =1,99 Ω C.2 Batería de condensadores 1Q=sÅP cosφã2 −P2(C.15) Donde: Q= Potencia reactiva de red, expresada en kvar. P= Potencia activa de red, expresada en kW. cosφ= Factor de potencia de red. C.2.1 Capacidad El objetivo de este apartado es determinar la potencia reactiva nominal que evite la facturación por energía reactiva ante la imposibilidad de cubrir la demanda hasta el factor de potencia requerido. Por lo tanto, hay que 1Se omite el símbolo ±que precede a la raíz cuadrada pues se descarta la posibilidad de absorber la potencia por la red 54 Capítulo C. Instalación de conexión a red. Centro de transformación. Cálculos evaluar la ecuación C.15 en las condiciones que fomenten una mayor demanda de potencia reactiva a la red. Esto ocurre cuando la potencia activa es máxima, 480 kW, y el factor de potencia es mínimo, 0,7 inductivo. Q=Å480 0,7ã2 −4802=490 kvar No es necesario aportar toda esa potencia reactiva, de hecho no se efectúan pagos cuando el factor de potencia sea mayor o igual a 0,95 inductivo, como se muestra en el apartado 1.4.1. Esto permite recortar en capacidad. De nuevo se usa la ecuación C.15. Q=Å480 0,95 ã2 −4802=158 kvar Entonces para determinar la capacidad de la batería de condensadores se efectúa la diferencia entre los valores anteriores. Resulta que la potencia reactiva nominal de la batería de condensadores debe ser al menos de 332 kvar. C.2.2 Escalón El objetivo de este apartado es determinar el salto de potencia reactiva que evite el vertido de energía reactiva a la red cuando se quiera asegurar un factor de potencia mayor o igual a 0,95 inductivo, esta banda es lo más restrictiva posible cuando la potencia activa es mínima, 15,863 kW. Se utiliza por última vez la ecuación C.15. Q=Å15,863 0,95 ã2 −15,8632=5,21 kvar Resulta que el escalón de la batería de condensadores debe ser a lo sumo de 5,21 kvar. Apéndice D Instalación de conexión a red. Red de distribución en baja tensión. Cálculos D.1 Circuito principal. Demanda particular D.1.1 Cable aislado de fase Intensidad máxima admisible en el conductor en servicio permanente Imax ≥I fct ·fcrt ·fca ·fcp ·fcit (D.1) Donde: Imax = Intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente para las condiciones tipo de instalación, expresada en A. I= Intensidad a circular por el circuito, expresada en A. fct = Factor de corrección por temperatura del terreno. fcrt = Factor de corrección por resistividad térmica del terreno. fca = Factor de corrección por agrupación de circuitos. fcp = Factor de corrección por profundidad del soterramiento. fcit = Factor de corrección por canalización en el interior de tubos. I=P √3·U·cos ϕ(D.2) Donde: P= Potencia activa a transportar por el circuito, expresada en W. U= Tensión nominal del circuito, expresada en V. cosϕ= Factor de potencia de las cargas receptoras. Para un circuito subterráneo de tensión nominal 400 V que opera a factor de potencia crítico 0,7 inductivo, y que es sometido a las condiciones más exigentes en las que se transporta la potencia activa pico de 202,7 kW, se puede averiguar la intensidad que circula por el circuito utilizando la ecuación D.2. La potencia activa pico que transporta representa una parte de la global, que es 480 kW, para determinarla se fracciona el total de áreas de los locales comerciales sobre el total de área del centro comercial contenida en el edificio, y resulta un 42,228%, se ha discriminado el área contenida en los exteriores, ya que el pico de potencia activa se da en verano al comienzo de la tarde y no existe apenas consumo en ese área. I=202,7·103 √3·400 ·0,7=418 A En [ 11 ], apartado 3.1.2.2 de la ITC-BT 07, se fijan las condiciones especiales de instalación enterrada y factores de corrección de la intensidad admisible. La instalación se adapta a las condiciones tipo establecidas en el apartado 3.1.2.1 de la ITC-BT 07, por lo que todos los factores de corrección son unitarios, a excepción 55 56 Capítulo D. Instalación de conexión a red. Red de distribución en baja tensión. Cálculos de la agrupación de circuitos, se adelanta que el factor de corrección para 3 ternas de cables aislados que constituyen 3 circuitos suficientemente espaciados en una misma zanja es de 0,8. Condiciones tipo: temperatura del terreno a 25 º C, resistividad térmica del terreno 1 K · m/W, una única terna de cables aislados unipolares en contacto más neutro y protección, profundidad de 0,7 m. A la hora de entrar en las tablas D.1, D.2, D.3 y D.4 hay que considerar que la temperatura de servicio permanente para aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) es de 90 º C, como se establece en el apartado 3.1.1 de la ITC-BT 07. El hecho de que la canalización discurra bajo tubo conlleva utilizar un factor de corrección de 0,8 como dicta el apartado 3.1.3 de la ITC-BT 07. Tabla D.1 Factores de corrección por temperatura del terreno de distribución en baja tensión. Tabla D.2 Factores de corrección por resistividad térmica del terreno de distribución en baja tensión. Tabla D.3 Factores de corrección por agrupación de circuitos de distribución en baja tensión. Tabla D.4 Factores de corrección por profundidad del soterramiento de distribución en baja tensión. D.1 Circuito principal. Demanda particular 57 Ya se puede cuantificar la condición de la inecuación D.1. Imax ≥418 1·1·0,8·1·0,8=653 A Recurriendo a la tabla D.5 con la información de que el conductor es de cobre con aislamiento XLPE y sujeto por la condición anterior, la sección mínima es de 400 mm2. Tabla D.5 Intensidad máxima admisible en régimen permanente, expresada en A, de los conductores de cobre de distribución en baja tensión. Intensidad máxima admisible en el conductor en cortocircuito S≥Icc3f·√tcc K(D.3) Donde: S= Sección total del conductor, expresada en mm2. Icc3f= Intensidad máxima de cortocircuito trifásico franco, expresada en A. tcc = Tiempo máximo de desconexión del cortocircuito, expresado en s. K= Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y del aislamiento. Icc3f=     cmax ·U √3·Z(1)     (D.4) Donde: cmax = Factor de tensión de cálculo de corrientes máximas de cortocircuito. U= Tensión nominal del circuito, expresada en V. Z(1)= Impedancia equivalente de secuencia directa, expresada en Ω. Z(1)=Z00 red +Z00 aereamt +Z00 submt +Z00 trafo (D.5) Donde: Z00 red = Impedancia equivalente de red en el punto de conexión desde el secundario, expresada en Ω. 64 Capítulo D. Instalación de conexión a red. Red de distribución en baja tensión. Cálculos Z(1)= Impedancia equivalente de secuencia directa, expresada en Ω. Z(2)= Impedancia equivalente de secuencia inversa, expresada en Ω. Z(0)= Impedancia equivalente de secuencia homopolar, expresada en Ω. Z(1)=Z00 red +Z00 aereamt +Z00 submt +Z00 trafo +Zsubbt Z(2)=Z00 red +Z00 aereamt +Z00 submt +Z00 trafo +Zsubbt Z(0)=Z00 trafo +3·Zsubbt +3·Z(neutrobt) (D.16) Donde, además de suponer que las impedancias coinciden para las 3 secuencias salvo en las líneas y en los circuitos, donde la secuencia homopolar es 3 veces mayor, y considerar el conexionado del transformador para visualizar el circuito homopolar: Z00 red = Impedancia equivalente de red en el punto de conexión desde el secundario, expresada en Ω. Z00 aereamt = Impedancia mínima equivalente de la línea aérea de MT desde el secundario, expresada en Ω. Z00 submt = Impedancia mínima equivalente de la línea subterránea de MT desde el secundario, expresada en Ω. Z00 trafo = Impedancia equivalente del transformador desde el secundario, expresada en Ω. Zsubbt = Impedancia mínima equivalente del circuito principal subterráneo de BT, expresada en Ω. Z(neutrobt)= Impedancia de puesta a tierra del neutro de BT, expresada en Ω. Todas las impedancias con el apellido desde el secundario han sido determinadas en el segundo punto del apartado D.1.1, para evaluar la del circuito principal de BT se utiliza una expresión similar a la de las líneas sin incluir la relación de transformación, donde los valores de resistencia por unidad de longitud a 20 º C, reactancia por unidad de longitud y longitud ya se describen en el tercer punto del apartado D.1.1. La impedancia de la puesta a tierra del neutro de BT es de 1,99 Ω puramente resistivos, tal y como se diseña en el apartado C.1.2. En [ 15 ] se fija el factor de tensión para el cálculo de corrientes de cortocircuito máximas en BT a 1,1. Las tensiones en BT se mantienen en torno a 400 V de línea y 230 V de fase. El tiempo máximo de desconexión del cortocircuito para estos circuitos de BT se diseña en 0,1 s. El coeficiente K , de valor 142, se obtuvo a partir del valor de la densidad de corriente máxima admisible para conductores de cobre con aislamiento XLPE durante 1 s, recogido en la tabla D.6. Caída de tensión ∆U≈     P·l U·(R90 +X·tanϕ)si trifásico 2·P·l V·(R90 +X·tanϕ)si monofásico (D.17) Donde: ∆U= Caída de tensión, expresada en V. P= Potencia activa a transportar por el circuito, expresada en W. l= Longitud del circuito, expresada en km. U= Tensión de línea, expresada en V. V= Tensión de fase, expresada en V. R90 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 90ºC, expresada en Ω/km. X= Reactancia por unidad de longitud del circuito, expresada en Ω/km. ϕ= Desfase entre tensión e intensidad en el extremo receptor, expresado en grados sexagesimales. R90 =R20 ·[1+α·(90 −20)] (D.18) Donde: R20 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 20ºC, expresada en Ω/km. α= Coeficiente de temperatura del conductor a 20ºC, expresado en C−1. A partir de la sección mínima técnica obtenida por intensidad máxima admisible en servicio permanente o cortocircuito para cada uno de los circuitos secundarios, se considera una determinada resistencia por unidad de longitud en el conductor a 20 º C, que dado su coeficiente de temperatura de 0,004 C−1 , se puede D.2 Circuitos secundarios. Demanda particular 65 traducir a los 90 º C de operación. La reactancia se mantiene en 0,08 Ω /km independientemente de todos esos condicionantes mencionados, esta aproximación está contemplada en [13]. Las tensiones en BT se mantienen en torno a 400 V de línea y 230 V de fase. Los circuitos son sometidos a las condiciones más exigentes, se reparten la potencia activa pico de 202,7 kW mediante ponderación de área del local y operan a factor de potencia crítico 0,7 inductivo, cos ϕ=0,7=⇒ϕ=45,573º . Las distancias a salvar desde el subcuadro de demanda particular hasta el área comercial de cada planta se resumen en la figura D.2. Figura D.2 Distancias en circuitos secundarios de demanda particular de baja tensión. D.2.2 Cable aislado de neutro En [ 11 ], apartado 2.2.2 de la ITC-BT 19, se ordena que para tener en cuenta las corrientes armónicas debidas a cargas no lineales y posibles desequilibrios, salvo justificación por cálculo, la sección del conductor neutro es como mínimo igual a la de las fases. D.2.3 Cable aislado de protección En [ 11 ], apartado 2.3 de la ITC-BT 19, se cifran las secciones mínimas del conductor de protección de igual manera a lo expuesto en la tabla D.8, y siempre que este es del mismo material que los conductores activos. 66 Capítulo D. Instalación de conexión a red. Red de distribución en baja tensión. Cálculos Tabla D.13 Sección y caída de tensión en los conductores de los circuitos secundarios. FASE [mm^2] LOCAL RP [mm^2] CC [mm^2] 3F 1F NEUTRO [mm^2] PROTECCIÓN [mm^2] CAÍDA [%] Moda 01 16 1,5 - 16 16 16 2,73 Moda 02 2,5 1,5 - 6 6 6 2,11 Moda 03 2,5 1,5 - 6 6 6 2,21 Moda 04 4 1,5 - 6 6 6 2,59 Servicios 01 2,5 1,5 - 6 6 6 2,04 Servicios 02 2,5 1,5 - 6 6 6 2,11 Servicios 03 2,5 1,5 - 6 6 6 2,08 Moda 05 25 1,5 - 25 25 16 1,85 Moda 06 4 1,5 - 6 6 6 2,65 Moda 07 2,5 1,5 - 6 6 6 2,21 Moda 08 1,5 1,5 - 6 6 6 1,32 Moda 09 2,5 1,5 - 6 6 6 2,16 Servicios 04 2,5 1,5 - 6 6 6 2,11 Servicios 05 2,5 1,5 - 6 6 6 2,08 Servicios 06 2,5 1,5 - 6 6 6 1,77 Moda 10 35 1,5 - 35 35 16 0,34 Moda 11 2,5 1,5 - 6 6 6 0,38 Moda 12 6 1,5 - 6 6 6 0,63 Moda 13 6 1,5 - 6 6 6 0,63 Moda 14 6 1,5 - 6 6 6 0,67 Moda 15 2,5 1,5 - 6 6 6 0,38 Moda 16 4 1,5 - 6 6 6 0,46 Moda 17 2,5 1,5 - 6 6 6 0,39 Moda 18 4 1,5 - 6 6 6 0,47 Moda 19 6 1,5 - 6 6 6 0,61 Moda 20 6 1,5 - 6 6 6 0,69 Moda 21 35 1,5 - 35 35 16 0,38 Moda 22 2,5 1,5 - 6 6 6 0,42 Moda 23 4 1,5 - 6 6 6 0,56 Moda 24 6 1,5 - 6 6 6 0,62 Moda 25 6 1,5 - 6 6 6 0,62 Moda 26 6 1,5 - 6 6 6 0,65 Moda 27 1,5 1,5 - 6 6 6 0,28 Moda 28 2,5 1,5 - 6 6 6 0,33 Moda 29 2,5 1,5 - 6 6 6 0,41 Moda 30 2,5 1,5 - 6 6 6 0,32 Servicios 07 1,5 1,5 - 6 6 6 0,99 Restauración 01 10 50 50 - 50 25 0,39 Restauración 02 10 1,5 - 10 10 10 3,59 Moda 31 2,5 1,5 - 6 6 6 1,80 Moda 32 4 1,5 - 6 6 6 2,43 Moda 33 4 1,5 - 6 6 6 2,44 Moda 34 4 1,5 - 6 6 6 2,38 Servicios 08 2,5 1,5 - 6 6 6 2,06 Servicios 09 1,5 1,5 - 6 6 6 1,30 Servicios 10 1,5 1,5 - 6 6 6 1,32 Servicios 11 1,5 1,5 - 6 6 6 1,36 Servicios 12 1,5 1,5 - 6 6 6 1,29 Ocio 01 16 50 50 - 50 25 0,36 Servicios 13 1,5 1,5 - 6 6 6 0,29 Restauración 03 16 50 50 - 50 25 0,12 Restauración 04 10 1,5 - 10 10 10 1,13 Moda 35 2,5 1,5 - 6 6 6 0,63 Moda 36 2,5 1,5 - 6 6 6 0,63 Moda 37 1,5 1,5 - 6 6 6 0,30 Servicios 14 1,5 1,5 - 6 6 6 0,40 Servicios 15 1,5 1,5 - 6 6 6 0,40 Servicios 16 1,5 1,5 - 6 6 6 0,32 Ocio 02 25 50 50 - 50 25 0,15 Apéndice E Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 200 kWp. Cálculos E.1 Campo solar fotovoltaico. Orientación e inclinación Al situarse en el hemisferio norte, la orientación ideal del panel FV en cuanto a pérdidas debe ser hacia el sur, donde se establece el azimut de 0 º , lo que ocurre es que el edificio comercial no mira hacia el sur sino que existe un desvío positivo de 28 º hacia el oeste, y se prioriza que tanto el edificio como los paneles FV tengan la misma orientación con el fin de optimizar la ocupación de espacios y facilitar el conexionado entre los mismos. Se llega a un acuerdo por el cual un 25% de la superficie del techo se encuentra reservada exclusivamente para los equipos de climatización, el resto queda libre para los equipos FV. Resulta que el área de los paneles FV suma un total de 978,1 m2 , y recordando que el área del techo suma un total de 5000 m2 , se concluye que la proporción de ocupación de superficie del suelo debe ser mayor o igual a 0,261. La estrategia a seguir consiste en aumentar el paso entre paneles FV hasta alcanzar el valor límite de la proporción definida y así disminuir la interferencia por sombreado mutuo. Esto se consigue para un paso de 8 m cuando las cadenas de paneles FV colocadas en modo retrato no comparten entre ellas estructura auxiliar de apoyo. La interferencia por sombreado lejano se simula mediante maquetación 3D. Con todas esas variables ya definidas, la inclinación de los paneles FV se ajusta para maximizar la irradiación anual. Esto se consigue para un ángulo de inclinación de 29ºcomo se observa en la figura E.1. Figura E.1 Irradiación anual según las características de la instalación de 200 kWp. 67 68 Capítulo E. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 200 kWp. Cálculos Para concluir esta parte del diseño se deben validar una serie de requisitos técnicos impuestos en [ 17 ]. Estos requisitos técnicos están relacionados con la limitación de pérdidas, tabla E.1, y se pueden encontrar en el apartado 4.1.2 del Pliego. La instalación es de tipo general. Tabla E.1 Limitación de pérdidas. Los cálculos de pérdidas por orientación e inclinación se proponen según el procedimiento descrito en el anexo II del Pliego. La figura E.2 determina el rendimiento asociado a este concepto en función del ángulo de azimut y el ángulo de inclinación. Los resultados son precisos para una latitud de 41 º , por lo que se debe aplicar correcciones. El límite de pérdidas se marca en un 10%, lo cual corresponde a aquellos puntos que se sitúan en el borde externo de la región 90% - 95%. Una vez fijado el ángulo de azimut en 28 º , se conocen mediante intersección los 2 ángulos de inclinación que delimitan el intervalo óptimo, y que va desde los 7 º hasta los 56 º . La latitud de estudio es de 37 º aproximadamente. Si se resta la diferencia de latitud, 4 º positivos, a los ángulos de inclinación recién obtenidos, se consigue un nuevo intervalo óptimo que va desde los 3 º hasta los 52º. Como el ángulo de inclinación se fija en 29ºse cumple esta limitación. Figura E.2 Rendimiento por orientación e inclinación. Los cálculos de pérdidas por sombras se proponen según el método descrito en el anexo III del Pliego. PVsyst automatiza los cálculos por sombreado mutuo y el resultado se muestra en la figura E.1; se emplea una configuración en cobertizos ilimitados, aplicable cuando la longitud de las cadenas es considerablemente superior al ancho de las mismas. La extensión Skelion de SketchUp automatiza los cálculos por sombreado lejano y el resultado se muestra en la tabla E.2; cada cara se asocia a cada matriz individual descrita en el apartado E.2. Como las pérdidas asociadas a estos conceptos son del 1,4 % +2,19 % en el peor de los casos, se cumple esta limitación. Para la evaluación de las pérdidas totales, que son combinación de orientación, inclinación y sombras, en principio se debe conocer con exactitud las pérdidas por orientación e inclinación, de hecho se propone una E.2 Conjunto paneles fotovoltaicos más inversor fotovoltaico 69 Tabla E.2 Pérdidas por sombreado lejano de la instalación de 200 kWp. expresión matemática para ello, sin embargo no es necesario recurrir a ella pues sabiendo que las pérdidas por orientación e inclinación son menores al 10% y que las pérdidas por sombras son del 1,4 % +2,19 % en el peor de los casos, nunca se supera por suma el límite total del 15%. E.2 Conjunto paneles fotovoltaicos más inversor fotovoltaico E.2.1 Tensión máxima de corriente continua El punto de tensión máxima DC se consigue para la tensión a circuito abierto, cuando no circula intensidad, dadas unas condiciones específicas de temperatura ambiente e irradiación que la maximizan, y que se consiguen para temperatura del panel FV mínima, se desprecia por tanto la influencia directa de la irradiancia en la tensión a circuito abierto. De esta manera se limita el número máximo de paneles FV en serie que se conectan al inversor FV. Nmaxserie =UinvFV maxDC UpanelFV maxca (E.1) Donde: Nmaxserie = Número máximo de paneles FV en serie. UinvFV maxDC = Tensión máxima DC impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV maxca = Tensión máxima a circuito abierto impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV maxca =UpanelFV stcca +(θmin −θstc)∆UpanelFV ca (E.2) Donde: UpanelFV stcca = Tensión en condiciones estándar a circuito abierto impuesta por el panel FV, expresada en V. θmin = Temperatura mínima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. ∆UpanelFV ca = Coeficiente de temperatura de tensión a circuito abierto impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. θmin =θminamb +TONC −20 800 Iminglobal (E.3) Donde: θminamb = Temperatura ambiente que minimiza la temperatura del panel FV, expresada en ºC. TONC = Temperatura de operación nominal de la célula, expresada en ºC. Iminglobal = Irradiación global que minimiza la temperatura del panel FV, expresada en W/m2. Parece razonable que a menor temperatura ambiente y a menor irradiación global la temperatura del panel FV disminuye, el mes propicio para ello es enero según la media de todos los días de dicho mes dentro una serie temporal de varios años. La temperatura mínima del panel FV se obtiene a través de la ecuación E.3 para los valores señalados en la figura E.3, instante de reconexión de la instalación para empezar a producir, paralelamente la temperatura de operación nominal de la célula es un dato del panel FV de 45ºC. θmin =7,34 +45 −20 800 0=7,34◦C 70 Capítulo E. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 200 kWp. Cálculos Figura E.3 Irradiancia según las características de la instalación de 200 kWp y temperatura ambiente media diaria en enero [6]. Más datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar a circuito abierto de 49,30 V y el coeficiente de temperatura de tensión a circuito abierto de -0,271%/ º C. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25ºC. Se utiliza la ecuación E.2. UpanelFV maxca =49,30 +(7,34 −25)(−0,271/100 ·49,30) = 51,6V El inversor FV es capaz de soportar una tensión máxima DC de 880 V. Con la ecuación E.1, el número máximo de paneles FV en serie se redondea al entero inferior. Nmaxserie =880 51,6≡17 E.2.2 Tensión mínima de seguimiento del punto de máxima potencia El punto de tensión mínima MPPT se consigue para la tensión MPPT, dadas unas condiciones específicas de temperatura ambiente e irradiación que la minimizan, y que se consiguen para temperatura del panel FV máxima, se desprecia por tanto la influencia directa de la irradiancia en la tensión MPPT. De esta manera se limita el número mínimo de paneles FV en serie que se conectan al inversor FV. Nminserie =UinvFV minMPPT UpanelFV minMPPT (E.4) Donde: Nminserie = Número mínimo de paneles FV en serie. UinvFV minMPPT = Tensión mínima MPPT impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV minMPPT = Tensión mínima MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV minMPPT =UpanelFV stcMPPT +(θmax −θstc)∆UpanelFV MPPT (E.5) Donde: UpanelFV stcMPPT = Tensión en condiciones estándar MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. θmax = Temperatura máxima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. E.2 Conjunto paneles fotovoltaicos más inversor fotovoltaico 71 ∆UpanelFV MPPT = Coeficiente de temperatura de tensión MPPT impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. θmax =θmaxamb +TONC −20 800 Imaxglobal (E.6) Donde: θmaxamb = Temperatura ambiente que maximiza la temperatura del panel FV, expresada en ºC. TONC = Temperatura de operación nominal de la célula, expresada en ºC. Imaxglobal = Irradiación global que maximiza la temperatura del panel FV, expresada en W/m2. Parece razonable que a mayor temperatura ambiente y a mayor irradiación global la temperatura del panel FV aumenta, el mes propicio para ello es julio según la media de todos los días de dicho mes dentro una serie temporal de varios años. La temperatura máxima del panel FV se obtiene a través de la ecuación E.6 para los valores señalados en la figura E.4, paralelamente la temperatura de operación nominal de la célula es un dato del panel FV de 45ºC. Figura E.4 Irradiancia según las características de la instalación de 200 kWp y temperatura ambiente media diaria en julio [6]. θmax =33,18 +45 −20 800 1011 =64,8◦C Más datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar MPPT de 41,50 V y el coeficiente de temperatura de tensión MPPT de -0,271%/ º C, que se supone igual al de tensión a circuito abierto. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25ºC. Se utiliza la ecuación E.5. UpanelFV minMPPT =41,50 +(64,8−25)(−0,271/100 ·41,50) = 37,0V El inversor FV es capaz de seguir una tensión mínima MPPT de 450 V. Con la ecuación E.4, el número mínimo de paneles FV en serie se redondea al entero superior. Nminserie =450 37,0≡13 E.2.3 Tensión máxima de seguimiento del punto de máxima potencia El punto de tensión máxima MPPT se consigue para la tensión MPPT, dadas unas condiciones específicas de temperatura ambiente e irradiación que la maximizan, y que se consiguen para temperatura del panel FV 72 Capítulo E. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 200 kWp. Cálculos mínima, se desprecia por tanto la influencia directa de la irradiancia en la tensión MPPT. De esta manera se limita el número máximo de paneles FV en serie que se conectan al inversor FV. Nmaxserie =UinvFV maxMPPT UpanelFV maxMPPT (E.7) Donde: Nmaxserie = Número máximo de paneles FV en serie. UinvFV maxMPPT = Tensión máxima MPPT impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV maxMPPT = Tensión máxima MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV maxMPPT =UpanelFV stcMPPT +(θmin −θstc)∆UpanelFV MPPT (E.8) Donde: UpanelFV stcMPPT = Tensión en condiciones estándar MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. θmin = Temperatura mínima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. ∆UpanelFV MPPT = Coeficiente de temperatura de tensión MPPT impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. Datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar MPPT de 41,50 V y el coeficiente de temperatura de tensión MPPT de -0,271%/ º C, que se supone igual al de tensión a circuito abierto. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25 º C. La temperatura mínima del panel FV de 7,34 º C coincide con la obtenida en el apartado E.2.1. Se utiliza la ecuación E.8. UpanelFV maxMPPT =41,50 +(7,34 −25)(−0,271/100 ·41,50) = 43,5V El inversor FV es capaz de seguir una tensión máxima MPPT de 760 V. Con la ecuación E.7, el número máximo de paneles FV en serie se redondea al entero inferior. Nmaxserie =760 43,5≡17 E.2.4 Intensidad máxima de corriente continua El punto de intensidad máxima DC se consigue para la intensidad de cortocircuito, cuando no existe tensión, dadas unas condiciones específicas para irradiación máxima, se desprecia por tanto la influencia de la temperatura del panel FV en la intensidad de cortocircuito. De esta manera se limita el número máximo de paneles FV en paralelo que se conectan al inversor FV. Nmaxparalelo =IinvFV maxDC Ipanel maxcc (E.9) Donde: Nmaxparalelo = Número máximo de cadenas de paneles FV en paralelo. IinvFV maxDC = Intensidad máxima DC impuesta por el inversor FV, expresada en A. IpanelFV maxcc = Intensidad máxima de cortocircuito impuesta por el panel FV, expresada en A. El inversor FV es capaz de soportar una intensidad máxima DC de 500 A. La irradiación máxima ocurre en julio y su valor señalado de 1011 W/ m2 se extrae de la figura E.4; bajo esas condiciones la intensidad máxima de cortocircuito del panel FV se puede aproximar al dato para condiciones estándar de 1000 W/ m2 , resultando un valor de 11,6 A. Con la ecuación E.9, el número máximo de paneles FV en paralelo se redondea al entero inferior. Nmaxserie =500 11,6≡43 E.3 Circuitos de corriente continua 73 E.3 Circuitos de corriente continua E.3.1 Cable aislado positivo/negativo Intensidad máxima admisible en el conductor en servicio permanente Imax ≥IpanelFV maxcc ·Nstr ·fcg fct ·fca ·fcs (E.10) Donde: Imax = Intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente para las condiciones tipo de instalación, expresada en A. IpanelFV maxcc = Intensidad máxima de cortocircuito impuesta por el panel FV, expresada en A. Nstr = Número de cadenas de paneles FV en paralelo. fcg = Factor de corrección por instalación FV generadora. fct = Factor de corrección por temperatura ambiente. fca = Factor de corrección por agrupación de circuitos. fcs = Factor de corrección por acción solar directa. En [ 11 ] se delega, a través del apartado 2.2.3 de la ITC-BT 19, el análisis de las intensidades máximas admisibles a lo indicado por [22] y su anexo Nacional. Se producen desvíos respecto a las condiciones tipo en la temperatura ambiente, considerada 40 º C, y en la agrupación de circuitos, existiendo así tantos factores de corrección como niveles en los circuitos DC. Condiciones tipo: temperatura ambiente a 30 º C y agrupaciones de un solo circuito. A la hora de entrar en las tablas D.9 y D.10 hay que considerar aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y disposición empotrada o embutida para primer y segundo nivel, y disposición en capa única sobre escaleras, abrazaderas, etc. para tercer nivel. Entonces el factor de corrección por temperatura ambiente es de 0,91 y los factores de corrección por agrupación de circuitos son de 0,52, 0,70 y 1, que se corresponden con primer (8 circuitos máximo), segundo (4 circuitos) y tercer nivel (1 circuito) respectivamente. En [ 11 ], apartado 5 de la ITC-BT 40, se define un factor de corrección por instalación generadora BT de al menos 1,25 la intensidad máxima del generador. Se propone un factor de corrección en torno al 0,9 por exposición directa al sol. La irradiación máxima ocurre en julio y su valor señalado de 1011 W/ m2 se extrae de la figura E.4; bajo esas condiciones la intensidad máxima de cortocircuito del panel FV se puede aproximar al dato para condiciones estándar de 1000 W/ m2 , resultando un valor de 11,6 A. El primer nivel engloba 1 cadena de paneles FV en paralelo, el segundo nivel engloba 8 cadenas máximo de paneles FV en paralelo y el tercer nivel engloba 30 cadenas de paneles FV en paralelo. Con todo ello se evalúa la condición de la inecuación E.10. Imax ≥     34,3Asi primer nivel 202 Asi segundo nivel 531 Asi tercer nivel Para extraer la información de la tabla D.12 se considera como método de instalación el designado como B1, para primer y segundo nivel, que corresponde a conductores aislados en canal protectora suspendida, y el designado como F, para tercer nivel, que corresponde a cables aislados unipolares sobre escaleras. El conductor es de cobre y el aislamiento es de polietileno reticulado (XLPE) cuyo número de terminación indica si la instalación posee 3 o 2 conductores activos, las instalaciones DC son de 2. Resulta que la sección mínima es de 4 mm2 para primer nivel, de 70 mm2 para segundo nivel y de 185 mm2para tercer nivel. 80 Capítulo F. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 500 kWp. Cálculos Tabla F.1 Pérdidas por sombreado lejano de la instalación de 500 kWp. F.2 Conjunto paneles fotovoltaicos más inversores fotovoltaicos Se resumen los cálculos suprimiendo toda explicación redundante del apartado E.2. F.2.1 Tensión máxima de corriente continua Nmaxserie =UinvFV maxDC UpanelFV maxca (F.1) Donde: Nmaxserie = Número máximo de paneles FV en serie. UinvFV maxDC = Tensión máxima DC impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV maxca = Tensión máxima a circuito abierto impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV maxca =UpanelFV stcca +(θmin −θstc)∆UpanelFV ca (F.2) Donde: UpanelFV stcca = Tensión en condiciones estándar a circuito abierto impuesta por el panel FV, expresada en V. θmin = Temperatura mínima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. ∆UpanelFV ca = Coeficiente de temperatura de tensión a circuito abierto impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. θmin =θminamb +TONC −20 800 Iminglobal (F.3) Donde: θminamb = Temperatura ambiente que minimiza la temperatura del panel FV, expresada en ºC. TONC = Temperatura de operación nominal de la célula, expresada en ºC. Iminglobal = Irradiación global que minimiza la temperatura del panel FV, expresada en W/m2. La temperatura mínima del panel FV se obtiene a través de la ecuación F.3 para los valores señalados en la figura F.2, paralelamente la temperatura de operación nominal de la célula es un dato del panel FV de 45 º C. θmin =7,34 +45 −20 800 0=7,34◦C Más datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar a circuito abierto de 49,30 V y el coeficiente de temperatura de tensión a circuito abierto de -0,271%/ º C. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25ºC. Se utiliza la ecuación F.2. UpanelFV maxca =49,30 +(7,34 −25)(−0,271/100 ·49,30) = 51,6V El inversor FV es capaz de soportar una tensión máxima DC de 880 V. Con la ecuación F.1, el número máximo de paneles FV en serie se redondea al entero inferior. Nmaxserie =880 51,6≡17 F.2 Conjunto paneles fotovoltaicos más inversores fotovoltaicos 81 Figura F.2 Irradiancia según las características de la instalación de 500 kWp y temperatura ambiente media diaria en enero [6]. F.2.2 Tensión mínima de seguimiento del punto de máxima potencia Nminserie =UinvFV minMPPT UpanelFV minMPPT (F.4) Donde: Nminserie = Número mínimo de paneles FV en serie. UinvFV minMPPT = Tensión mínima MPPT impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV minMPPT = Tensión mínima MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV minMPPT =UpanelFV stcMPPT +(θmax −θstc)∆UpanelFV MPPT (F.5) Donde: UpanelFV stcMPPT = Tensión en condiciones estándar MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. θmax = Temperatura máxima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. ∆UpanelFV MPPT = Coeficiente de temperatura de tensión MPPT impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. θmax =θmaxamb +TONC −20 800 Imaxglobal (F.6) Donde: θmaxamb = Temperatura ambiente que maximiza la temperatura del panel FV, expresada en ºC. TONC = Temperatura de operación nominal de la célula, expresada en ºC. Imaxglobal = Irradiación global que maximiza la temperatura del panel FV, expresada en W/m2. La temperatura máxima del panel FV se obtiene a través de la ecuación F.6 para los valores señalados en la figura F.3, paralelamente la temperatura de operación nominal de la célula es un dato del panel FV de 45 º C. θmax =33,18 +45 −20 800 1020 =65,0◦C Más datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar MPPT de 41,50 V y el coeficiente de temperatura de tensión MPPT de -0,271%/ º C, que se supone igual al de tensión a circuito abierto. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25ºC. Se utiliza la ecuación F.5. 82 Capítulo F. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 500 kWp. Cálculos Figura F.3 Irradiancia según las características de la instalación de 500 kWp y temperatura ambiente media diaria en julio [6]. UpanelFV minMPPT =41,50 +(65,0−25)(−0,271/100 ·41,50) = 37,0V El inversor FV es capaz de seguir una tensión mínima MPPT de 450V. Con la ecuación F.4, el número mínimo de paneles FV en serie se redondea al entero superior. Nminserie =450 37,0≡13 F.2.3 Tensión máxima de seguimiento del punto de máxima potencia Nmaxserie =UinvFV maxMPPT UpanelFV maxMPPT (F.7) Donde: Nmaxserie = Número máximo de paneles FV en serie. UinvFV maxMPPT = Tensión máxima MPPT impuesta por el inversor FV, expresada en V. UpanelFV maxMPPT = Tensión máxima MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. UpanelFV maxMPPT =UpanelFV stcMPPT +(θmin −θstc)∆UpanelFV MPPT (F.8) Donde: UpanelFV stcMPPT = Tensión en condiciones estándar MPPT impuesta por el panel FV, expresada en V. θmin = Temperatura mínima del panel FV, expresada en ºC. θstc = Temperatura en condiciones estándar del panel FV, expresada en ºC. ∆UpanelFV MPPT = Coeficiente de temperatura de tensión MPPT impuesto por el panel FV, expresado en V/ºC. Datos del panel FV son la tensión en condiciones estándar MPPT de 41,50 V y el coeficiente de temperatura de tensión MPPT de -0,271%/ º C, que se supone igual al de tensión a circuito abierto. Las condiciones estándar se definen para una temperatura de 25 º C. La temperatura mínima del panel FV 7,34 º C coincide con la obtenida en el apartado F.2.1. Se utiliza la ecuación F.8. UpanelFV maxMPPT =41,50 +(7,34 −25)(−0,271/100 ·41,50) = 43,5V F.3 Circuitos de corriente continua 83 El inversor FV es capaz de seguir una tensión máxima MPPT de 760 V. Con la ecuación F.7, el número máximo de paneles FV en serie se redondea al entero inferior. Nmaxserie =760 43,5≡17 F.2.4 Intensidad máxima de corriente continua Nmaxparalelo =IinvFV maxDC IpanelFV maxcc (F.9) Donde: Nmaxparalelo = Número máximo de cadenas de paneles FV en paralelo. IinvFV maxDC = Intensidad máxima DC impuesta por el inversor FV, expresada en A. IpanelFV maxcc = Intensidad máxima de cortocircuito impuesta por el panel FV, expresada en A. El inversor FV es capaz de soportar una intensidad máxima DC de 590 A. La irradiación máxima ocurre en julio y su valor señalado de 1020 W/ m2 se extrae de la figura F.3; bajo esas condiciones la intensidad máxima de cortocircuito del panel FV se puede aproximar al dato para condiciones estándar de 1000 W/ m2 , resultando un valor de 11,6 A. Con la ecuación F.9, el número máximo de paneles FV en paralelo se redondea al entero inferior. Nmaxserie =590 11,6≡50 F.3 Circuitos de corriente continua Se resumen los cálculos suprimiendo toda explicación redundante del apartado E.3. F.3.1 Cable aislado positivo/negativo Intensidad máxima admisible en el conductor en servicio permanente Imax ≥IpanelFV maxcc ·Nstr ·fcg fct ·fca ·fcs (F.10) Donde: Imax = Intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente para las condiciones tipo de instalación, expresada en A. IpanelFV maxcc = Intensidad máxima de cortocircuito impuesta por el panel FV, expresada en A. Nstr = Número de cadenas de paneles FV en paralelo. fcg = Factor de corrección por instalación FV generadora. fct = Factor de corrección por temperatura ambiente. fca = Factor de corrección por agrupación de circuitos. fcs = Factor de corrección por acción solar directa. El factor de corrección por temperatura ambiente es de 0,91 y los factores de corrección por agrupación de circuitos son de 0,40, 0,80 y 1, que se corresponden con primer (19 circuitos máximo), segundo (2 circuitos) y tercer nivel (1 circuito) respectivamente. El factor de corrección por instalación generadora BT es de al menos 1,25 la intensidad máxima del generador y el factor de corrección por exposición directa al sol es de en torno al 0,9. La irradiación máxima ocurre en julio y su valor señalado de 1020 W/ m2 se extrae de la figura F.3; bajo esas condiciones la intensidad máxima de cortocircuito del panel FV se puede aproximar al dato para condiciones estándar de 1000 W/m2, resultando un valor de 11,6 A. El primer nivel engloba 1 cadena de paneles FV en paralelo, el segundo nivel engloba 19 cadenas máximo de paneles FV en paralelo y el tercer nivel engloba 37 cadenas de paneles FV en paralelo. Con todo ello se evalúa la condición de la inecuación F.10. 84 Capítulo F. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 500 kWp. Cálculos Imax ≥     44,3Asi primer nivel 420 Asi segundo nivel 655 Asi tercer nivel Resulta que la sección mínima es de 6 mm2 para primer nivel, de 185 mm2 para segundo nivel y de 240 mm2para tercer nivel. Intensidad máxima admisible en el conductor en cortocircuito Este criterio no se tiene en cuenta. Caída de tensión ∆U=2·IpanelFV maxMPPT ·Nstr ·l·R90 (F.11) Donde: ∆U= Caída de tensión, expresada en V. IpanelFV maxMPPT = Intensidad máxima MPPT impuesta por el panel FV, expresada A. Nstr = Número de cadenas de paneles FV en paralelo. l= Longitud del circuito, expresada en km. R90 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 90ºC, expresada en Ω/km. R90 =R20 ·[1+α·(90 −20)] (F.12) Donde: R20 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 20ºC, expresada en Ω/km. α= Coeficiente de temperatura del conductor a 20ºC, expresado en C−1. A partir de la secciones mínimas técnicas obtenidas por intensidad máxima admisible en servicio permanente para cada uno de los niveles, se considera una resistencia por unidad de longitud en el conductor a 20 º C de 3,39 Ω /km para el primer nivel, de 0,108 Ω /km para el segundo nivel y de 0,0817 Ω /km para el tercer nivel. Dado su coeficiente de temperatura de 0,004 C−1 , se puede traducir a los 90 º C de operación a través de la ecuación F.12. R90 =     4,34 Ω/km si primer nivel 0,14 Ω/km si segundo nivel 0,10 Ω/km si tercer nivel La irradiación máxima ocurre en julio y su valor señalado de 1020 W/ m2 se extrae de la figura F.3; bajo esas condiciones la intensidad máxima MPPT del panel FV se puede aproximar al dato para condiciones estándar de 1000 W/ m2 , resultando un valor de 10,85 A. El primer nivel engloba 1 cadena de paneles FV en paralelo y recorre máximo 0,06681 km, el segundo nivel engloba 18 cadenas de paneles FV en paralelo y recorre 0,02361 km, y el tercer nivel engloba 37 cadenas de paneles FV en paralelo y recorre 0,01058 km. La ecuación F.11 determina las sucesivas caídas de tensión según la figura F.4. ∆U=     6,29 Vsi primer nivel 1,27 Vsi segundo nivel 0,89 Vsi tercer nivel En términos de porcentaje supone un 1,36%. F.3.2 Cable aislado de protección A partir de las secciones de los conductores de fase seleccionadas en el apartado F.3.1, se establece que para conductores de fase del primer nivel la sección de protección debe ser al menos de 6 mm2 , para conductores de fase del segundo nivel la sección de protección debe ser al menos de 95 mm2 y para conductores de fase del tercer nivel la sección de protección debe ser al menos de 120 mm2. F.4 Circuitos de corriente alterna 85 Figura F.4 Distancias en fotovoltaica en corriente continua de la instalación de 500 kWp. F.4 Circuitos de corriente alterna Se resumen los cálculos suprimiendo toda explicación redundante del apartado E.4. F.4.1 Cable aislado de fase Intensidad máxima admisible en el conductor en servicio permanente Imax ≥I·fcg fct ·fcrt ·fca ·fcp ·fcit (F.13) Donde: Imax = Intensidad máxima admisible del conductor en régimen permanente para las condiciones tipo de instalación, expresada en A. I= Intensidad a circular por los circuitos, expresada en A. fcg = Factor de corrección por instalación FV generadora. fct = Factor de corrección por temperatura del terreno. fcrt = Factor de corrección por resistividad térmica del terreno. fca = Factor de corrección por agrupación de circuitos. fcp = Factor de corrección por profundidad del soterramiento. fcit = Factor de corrección por canalización en el interior de tubos. I=S √3·U(F.14) Donde: S= Potencia aparente a transportar por los circuitos, expresada en kVA. U= Tensión nominal de los circuitos, expresada en V. Para unos circuitos subterráneos de tensión nominal 400 V que son sometidos a las condiciones más exigentes en las que se transporta la potencia aparente nominal del inversor FV de 250 kVA, se puede averiguar la intensidad que circula por los circuitos utilizando la ecuación F.14. I=250 ·103 √3·400 =361 A Todos los factores de corrección son unitarios, a excepción de la agrupación de circuitos, se adelanta que el factor de corrección para 2 ternas de cables aislados que constituyen 2 circuitos suficientemente espaciados 86 Capítulo F. Instalación de autoconsumo fotovoltaico. Capacidad de 500 kWp. Cálculos en una misma zanja es de 0,89. El hecho de que la canalización discurra bajo tubo conlleva utilizar un factor de corrección de 0,8. El factor de corrección por instalación generadora BT es de al menos 1,25 la intensidad máxima del generador. Ya se puede cuantificar la condición de la inecuación F.13. Imax ≥361 ·1,25 1·1·0,89 ·1·0,8=634 A La sección mínima técnica es de 400 mm2. Intensidad máxima admisible en el conductor en cortocircuito La sección mínima del primer punto del apartado F.4.1 cumple esta condición. El inversor FV regula su contribución a la corriente de cortocircuito hasta un máximo de 630 A, y es para un valor 1,5 veces menor a este, 1,25 ·361 A, para el que el cable aislado está preparado para operar en régimen permanente. El orden de magnitud de la relación entre corrientes pronostica que no es necesario verificar el cumplimiento de este criterio por aportación desde el sistema FV. Caída de tensión ∆U≈P·l U·(R90 +X·tanϕ)(F.15) Donde: ∆U= Caída de tensión, expresada en V. P= Potencia activa a transportar por los circuitos, expresada en W. l= Longitud de los circuitos, expresada en km. U= Tensión nominal de los circuitos, expresada en V. R90 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 90ºC, expresada en Ω/km. X= Reactancia por unidad de longitud de los circuitos, expresada en Ω/km. ϕ= Desfase entre tensión e intensidad en el extremo receptor, expresado en grados sexagesimales. R90 =R20 ·[1+α·(90 −20)] (F.16) Donde: R20 = Resistencia por unidad de longitud del conductor a 20ºC, expresada en Ω/km. α= Coeficiente de temperatura del conductor a 20ºC, expresado en C−1. La sección mínima técnica hasta ahora obtenida es de 400 mm2 . Ello implica que la resistencia DC por unidad de longitud del conductor a 20 º C es 0,05 Ω /km. La reactancia por unidad de longitud puede ser considerada 0,08 Ω /km. El coeficiente de temperatura del cobre tomando como base 20 º C es 0,004 C−1 . Se evalúa la resistencia a una mayor temperatura con la ecuación F.16. R90 =0,05 ·[1+0,004 ·(90 −20)] = 0,064 Ω/km Para unos circuitos subterráneos como los ocultos en la figura D.1, que operan a factor de potencia unidad, cos ϕ=1=⇒ϕ=0º , donde la distancia a salvar desde el cuadro general de BT hasta el inversor FV es de 0,02 km, y que en las condiciones más exigentes transportan la potencia activa nominal de 250 kW, se determina la caída de tensión a través de la ecuación F.15. ∆U≈250 ·103·0,02 400 ·(0,064 +0,08 ·tan 0) = 0,80 V En términos de porcentaje supone un 0,20%. F.4.2 Cable aislado de neutro A partir de la sección de los conductores de fase seleccionada en el apartado F.4.1, se establece que para conductores de fase de 400 mm2la sección de neutro debe ser al menos de 185 mm2. F.4.3 Cable aislado de protección A partir de la sección de los conductores de fase seleccionada en el apartado F.4.1, se establece que para conductores de fase de 400 mm2la sección de neutro debe ser al menos de 240 mm2. V-2020-11-12 A brand of the Prestaciones frente al fuego en la Unión Europea: • Clase de reacción al fuego (CPR): Eca. 8secciones desde 1x4 a 1x25. • Requerimientos de fuego: EN 50575:2014 + A1:2016. • Clasificación respecto al fuego: EN 13501-6. • Aplicación de los resultados: CLC/TS 50576. • Métodos de ensayo: EN 60332-1-2. Normativa de fuego también aplicable a países que no pertenecen a la Unión Europea: • No propagación de la llama: EN 60332-1-2; IEC 60332-1-2; NFC 32070-C2. • Libre de halógenos: IEC 62821-1 Anexo B, EN 50525-1 Anexo B. • Baja opacidad de humos: EN 61034-2; IEC 61034-2. • Temperatura de servicio: -40 ºC, +90 ºC (120 ºC, 20 000 h). • Tensión contínua de diseño: 1,5/1,5 kV. • Tensión contínua máxima: 1,8 kV. • Tensión alterna de diseño: 1/1 kV. • Tensión alterna máxima: 1,2 kV. • Ensayo de tensión alterna durante 5 min: 6,5 kV. • Ensayo de tensión contínua durante 5 min: 15 kV. Radio mínimo de curvatura estático (posición final instalado): 4D (D = diámetro exterior del cable máximo). Durabilidad del marcado IEC 62930; EN 50396 Resistencia al impacto en frío Resistencia al impacto a -40º C según IEC 62930 Anexo C según IEC 60811-506 y EN 50618 Anexo C según EN 60811-506 Doblado a baja temperatura Doblado y alargamiento a -40ºC según IEC 62930 Tab.2 según IEC60811-504 y -505 y EN 50618 Tab.2 según EN 60811-1-4 y EN 60811-504 y -505 Ensayo de penetración dinámica IEC 62930 Anexo D; EN 50618 Anexo D Respetuoso con el medioambiente Directiva RoHS 2011/65/EU de la Unión Europea Resistencia de aislamiento a largo plazo IEC 62821-2 ; EN 50395-9 (240h/85ºC water/1,8kV DC) Resistencia al calor húmedo IEC 62930 Tab.2 y EN 50618 Tab.2 1000h a 90ºC y 85% de humedad según IEC 60068-2-78, EN- 60068-2-78 Prueba de contracción IEC 62930 Tab 2 según IEC 60811-503; EN 50618 Tab 2 según EN 60811-503 (máxima contracción 2 %) Resistencia a ácidos y bases IEC 62930 y EN 50618 Anexo B 7 días, 23 ºC N-ácido oxálico, N-hidróxido sódico (según IEC 60811-404; EN 60811-404) Protección contra el agua (AD7) Inmersión Resistencia a los rayos UVA IEC 62930 Anexo E; EN 50618 Anexo E Resistencia al ozono IEC 62930 Tab.3 según IEC 60811-403 ; EN 50618 Tab.2 según EN 50396 tipo de prueba B Tª máxima de conductor 90°C (120°C, 20 000 h) Doble aislamiento (clase II) SI SIServicios móviles Bureau Veritas LCIECertificación 25 añosVida estimada ENSAYOS ADICIONALES CABLE FV PRYSUN Nº DoP 1009483 DESCÁRGATE la DoP (Declaración de Prestaciones) en este código QR. https://es.prysmiangroup.com/DoP Eca CPR RESISTENCIA AL CALOR HÚMEDO RESISTENCIA AL OZONO RESISTENCIA A LOS AGENTES QUÍMICOS RESISTENCIA A LOS GOLPES RESISTENCIA A LOS RAYOS ULTRAVIOLETA CABLE FLEXIBLE RESISTENCIA AL FRÍO MÁXIMA RESISTENCIA AL AGUA (AD7) BAJA OPACIDAD DE HUMOS EN 61034-2 IEC 61034-2 LIBRE DE HALÓGENOS | HALOGEN FREE IEC 62821-1 Annex B EN 50525-1 Annex B NO PROPAGACIÓN DE LA LLAMA EN 60332-1-2 IEC 60332-1-2 NFC 32070-C2 CARACTERÍSTICAS Y ENSAYOS ECOLÓGICO Producto Certificado Tensión asignada: 1,0/1,0 kV (1,2/1,2 kVac máx.) 1,5/1,5 kVdc (1,8/1,8 kVdc max.) Norma de referencia: EN 50618; IEC 62930 Designación genérica: H1Z2Z2-K PRYSUN H1Z2Z2-K BAJA TENSIÓNCABLES PARA INSTALACIONES INTERIORES O RECEPTORAS V-2020-11-12 A brand of the (1) Valores aproximados. (2) Instalación monofásica o corriente continua en bandeja perforada al aire (40 ºC). Con exposición directa al sol, multiplicar por 0,9.  XLPE2 con instalación tipo F  columna 13. (UNE-HD 60364-5-52 e IEC 60364-5-52). (3) Instalación de conductores separados con renovación eficaz del aire en toda su cubierta (cables suspendidos). Temperatura ambiente 60 ºC (a la sombra) y temperatura máxima en el conductor 120 ºC. Valor que puede soportar el cable, 20 000 h a lo largo de su vida estimada (25 años). 1 x 1.5 1 x 2,5 1 x 4 1 x 6 1 x 10 1 x 16 1 x 25 1 x 35 1 x 50 1 x 70 1 x 95 1 x 120 1 x 150 1 x 185 1 x 240 1,8 2,4 3,0 3,9 5,1 6,3 7,8 9,2 11,0 13,1 15,1 17,0 19,0 21,0 24,0 5,4 5,9 6,6 7,4 8,8 10,1 12,5 14,0 16,3 18,7 20,8 22,8 25,5 28,5 32,1 33 45 61 80 124 186 286 390 542 792 953 1206 1500 1843 2394 13,7 8,21 5,09 3,39 1,95 1,24 0,759 0,565 0,393 0,277 0,210 0,164 0,132 0,108 0,0817 24 34 46 59 82 110 140 182 220 282 343 397 458 523 617 30 41 55 70 98 132 176 218 276 347 416 488 566 644 775 27,4 16,42 10,18 6,78 3,90 2,48 1,59 1,13 0,786 0,554 0,42 0,328 0,264 0,216 0,1634 22 24 26 30 35 40 63 70 82 94 125 137 153 171 193 16 18 20 22 26 30 50 56 65 75 83 91 102 114 128 NÚMERO DE CONDUCTORES x SECCIÓN mm² DIÁMETRO MÁXIMO DEL CONDUCTOR mm (1) DIÁMETRO EXTERIOR DEL CABLE (VALOR MÁXIMO) mm PESO kg/km (1) RESISTENCIA DEL CONDUCTOR A 20 ºC Ω /km INTENSIDAD ADMISIBLE AL AIRE. T AMBIENTE 60 ºC y T CONDUCTOR 120 ºC (3) CAIDA DE TENSIÓN V/(A·km) (2) INTENSIDAD ADMISIBLE AL AIRE (2) A RADIO MÍNIMO DE CURBATURA ESTÁTICO RADIO MÍNIMO DE CURBATURA DINÁMICO DATOS TÉCNICOS • Especialmente diseñado para instalaciones solares fotovoltaicas interiores, exteriores, industriales, agrícolas, fijas o móviles (con seguidores)… Pueden ser instalados en bandejas, conductos y equipos. Indicado también el lado de corriente contínua en instalaciones de autoconsumo solar fotovoltaico. APLICACIONES AISLAMIENTO Material: Compuesto reticulado según tabla B.1 de anexo B de EN 50618. CUBIERTA Material: Compuesto reticulado libre de halógenos según tabla B.1 de anexo B de EN 50618. Colores: negro, rojo o azul. CONDUCTOR Metal: cobre estañado. Flexibilidad: flexible, clase 5, según UNE EN 60228. Temperatura máxima en el conductor: 90 ºC (120 ºC, por 20 000 h) Compuesto reticulado libre de halógenos: 250 ºC en cortocircuito. CONSTRUCCIÓN Tensión asignada: 1,0/1,0 kV (1,2/1,2 kVac máx.) 1,5/1,5 kVdc (1,8/1,8 kVdc max.) Norma de referencia: EN 50618; IEC 62930 Designación genérica: H1Z2Z2-K ECOLÓGICO Producto Certificado PRYSUN H1Z2Z2-K BAJA TENSIÓNCABLES PARA INSTALACIONES INTERIORES O RECEPTORAS Índice de Figuras 1.1 Parcela dedicada a la actividad comercial [5] 1 1.2 Sectorización del uso eléctrico en centros comerciales [16] 3 1.3 Temperatura máxima y mínima promedio diaria del aire a 2 m de altura [2] 3 1.4 Curvas horarias de potencia activa demandada, expresadas en kW, en un día promedio por cada mes del año 4 1.5 Energía activa demandada por cada mes del año 4 1.6 Potencia activa pico demandada por cada mes del año 5 1.7 Curvas horarias de potencia activa demandada y contratada por cada periodo 6 1.8 Energía activa demandada para todas las horas del año por cada periodo 7 1.9 Histórico de precios finales medios libres de energía eléctrica y sus componentes [3] 9 1.10 Tendencia histórica del precio final medio libre de energía eléctrica 10 3.1 Diagrama de árbol de las diferentes clasificaciones de autoconsumo (a trazos las modalidades seleccionadas para su análisis) 18 3.2 Tendencia histórica del precio del mercado diario de energía eléctrica 19 3.3 Curvas horarias de potencia activa fotovoltaica (verde) y demandada (azul), expresadas en kW, en un día promedio por cada mes del año 23 3.4 Energía activa fotovoltaica (verde) y demandada (azul) por cada mes del año 24 3.5 Emisiones y factor de emisión anuales de dióxido de carbono en la generación peninsular [4] 24 3.6 Curvas horarias de potencia activa hacia red (valores positivos) / desde red (valores negativos), expresadas en kW, en un día promedio por cada mes del año 26 3.7 Análisis de sensibilidad para los dos proyectos de inversión 28 B.1 Distancias en armado 41 B.2 Distancias en conductor aéreo de media tensión 41 B.3 Distancias en cable subterráneo de media tensión 47 C.1 Tendencia de la resistencia de puesta a tierra de servicio con el número de picas para la configuración 5/?8 53 D.1 Distancias en circuito principal de demanda particular y fotovoltaica de baja tensión en corriente alterna 60 D.2 Distancias en circuitos secundarios de demanda particular de baja tensión 65 E.1 Irradiación anual según las características de la instalación de 200 kWp 67 E.2 Rendimiento por orientación e inclinación 68 E.3 Irradiancia según las características de la instalación de 200 kWp y temperatura ambiente media diaria en enero [6] 70 E.4 Irradiancia según las características de la instalación de 200 kWp y temperatura ambiente media diaria en julio [6] 71 E.5 Distancias en fotovoltaica en corriente continua de la instalación de 200 kWp 75 101 102 Índice de Figuras F.1 Irradiación anual según las características de la instalación de 500 kWp 79 F.2 Irradiancia según las características de la instalación de 500 kWp y temperatura ambiente media diaria en enero [6] 81 F.3 Irradiancia según las características de la instalación de 500 kWp y temperatura ambiente media diaria en julio [6] 82 F.4 Distancias en fotovoltaica en corriente continua de la instalación de 500 kWp 85 Índice de Tablas 1.1 Distribución de las áreas comerciales, expresadas en m2, sobre la planta baja 2 1.2 Distribución de las áreas comerciales, expresadas en m2, sobre la primera planta 2 1.3 Reparto de horas entre los diferentes periodos horarios para cada día tipo 6 1.4 Potencia activa contratada óptima, expresada en kW, por cada periodo 7 1.5 Precio anual del término de potencia activa contratada, expresado en C /kW, por cada periodo. Peajes 7 1.6 Precio anual del término de potencia activa contratada, expresado en C /kW, por cada periodo. Cargos 7 1.7 Relación de precios por cada periodo 8 1.8 Precio del término de potencia activa demandada, expresado en C /kW, por cada periodo 8 1.9 Precio del término de energía activa consumida, expresado en C /kWh, por cada periodo. Peajes 8 1.10 Precio del término de energía activa consumida, expresado en C /kWh, por cada periodo. Cargos 8 1.11 Precio del término de energía reactiva consumida, expresado en C /kvarh, por cada factor de potencia inductivo 9 1.12 Ejemplo de facturación por suministro de energía eléctrica a precios de 2022 11 2.1 Parámetros de la red de distribución en media tensión una vez definido el nudo de conexión 13 3.1 Proyecto de inversión de instalación de 200 kWp sin excedentes 29 3.2 Proyecto de inversión de instalación de 500 kWp con excedentes no acogida a compensación 30 B.1 Densidad de corriente máxima admisible en régimen permanente, expresada en A/mm2, de los diferentes conductores en alta tensión 40 B.2 Factores de corrección por temperatura del terreno en alta tensión 42 B.3 Factores de corrección por resistividad térmica del terreno en alta tensión 43 B.4 Factores de corrección por agrupación de circuitos en alta tensión 43 B.5 Factores de corrección por profundidad del soterramiento en alta tensión 44 B.6 Intensidad máxima admisible en régimen permanente, expresada en A, de los diferentes conductores en alta tensión 44 B.7 Densidad de corriente máxima admisible en cortocircuito, expresada en A/ mm2 , de los conductores de aluminio en alta tensión 45 C.1 Configuración tipo del electrodo de protección. Designado como 60-25/5/42 49 C.2 Tensión de contacto aplicada máxima admisible, expresada en V, según la duración de la falta 51 C.3 Configuración tipo del electrodo de servicio. Designado como 5/(10)8 52 103 104 Índice de Tablas D.1 Factores de corrección por temperatura del terreno de distribución en baja tensión 56 D.2 Factores de corrección por resistividad térmica del terreno de distribución en baja tensión 56 D.3 Factores de corrección por agrupación de circuitos de distribución en baja tensión 56 D.4 Factores de corrección por profundidad del soterramiento de distribución en baja tensión 56 D.5 Intensidad máxima admisible en régimen permanente, expresada en A, de los conductores de cobre de distribución en baja tensión 57 D.6 Densidad de corriente máxima admisible en cortocircuito, expresada en A/ mm2 , de los conductores de cobre de distribución en baja tensión 59 D.7 Sección mínima del conductor de neutro en función de los conductores de fase 61 D.8 Sección mínima del conductor de protección en función de los conductores de fase 61 D.9 Factores de corrección por temperatura ambiente de interior en baja tensión 62 D.10 Factores de corrección por agrupación de circuitos de interior en baja tensión 62 D.11 Factores de corrección por agrupación de circuitos de interior en baja tensión aplicados a cada área comercial 62 D.12 Intensidad máxima admisible en régimen permanente, expresada en A, de los diferentes conductores de interior en baja tensión 63 D.13 Sección y caída de tensión en los conductores de los circuitos secundarios 66 E.1 Limitación de pérdidas 68 E.2 Pérdidas por sombreado lejano de la instalación de 200 kWp 69 F.1 Pérdidas por sombreado lejano de la instalación de 500 kWp 80 Índice de Códigos A.1 Curvas horarias de potencia activa para cada periodo eléctrico 32 A.2 Optimización de la factura eléctrica 33 A.3 Curvas horarias de potencia activa a través de red 35 A.4 Venta de los excedentes en el mercado eléctrico 37 105