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SOLUCIONARIO
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Configuración de instalaciones solares fotovoltaicas
UNIDAD 1. Cálculo del potencial solar e implantación de instalaciones solares DE COMPROBA COMPROBACIÓN CIÓN 1.1. b, 1.2. b, 1.3. a, 1.4. a, 1.5. d, 1.6. c, 1.7. d, 1.8. b, 1.9. c, 1.10. a.
DE APLICACIÓN 1.11. a) El tipo de consumo de mayor demanda es la calefacción. b) El electrodoméstico electrodoméstico de mayor consumo es el frigorífico. c) Se produce en el baño, debido a la ducha, el inodoro y el lavabo. d) El gas natural es la principal fuente de energía para calefacción y calentamiento de agua.
1.12. La corriente de este circuito puede estimarse según la siguiente expresión:
Siendo: N: número número de receptores, que en este caso son 18. Ia: intensidad de cada receptor, que calcularemos sabiendo su potencia y tensión de alimentación. Fs: factor de simultaneidad, que en este caso es 0,2. Fu: factor de utilización, que en este caso es 0,25.
La intensidad de cada receptor es:
Por tanto, la corriente del circuito es:
1.13. Los valores de inclinación óptimos son los siguientes: a) Instalación fotovoltaica conectada a la red: β = 3,7 + 0,69∙ϕ = 3,7 + 0,69∙42º = 32,7º b) Utilizando la Tabla 1.3: β = ϕ + 15º = 42º + 15º = 57º. c) Según la Tabla 1.3, si las nevadas son frecuentes, el ángulo de inclinación debe ser próximo a 65º para evitar la acumulación de nieve sobre los módulos.
1.14. La irradiación solar global (G) es la suma de la irradiación solar directa (I) y la irradiación solar difusa (D):
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Despejando el valor de la irradiación solar global:
Conocido este valor, podemos calcular la irradiación solar difusa:
1.15. a) Para la fila de 30º y la columna de junio de la Tabla 1.7, obtenemos el dato de G dm (30º) = 22.138 kJ/(m2 día). Como junio tiene 30 días:
b) Si nos fijamos en la columna de diciembre, el valor de máxima irradiación es de 12.706 kJ/(m2∙día), que se corresponde con la inclinación de 65º. c) Si la inclinación de la instalación es de 65º, el valor de la irradiación anual sobre esta superficie es de 5.554.124 kJ/(m2∙año). d) Para una inclinación de 30º, la irradiación anual es de 6.312.798 kJ/(m 2∙año), lo que supone una mejora de:
La irradiación anual mejora un 13,66 % si la inclinación de la instalación es de 30º.
1.16. La Tabla 1.8 nos proporciona el valor de la latitud y el valor medio de la irradiación global diaria sobre una superficie horizontal en Sevilla:
La inclinación óptima es:
El valor de la irradiación global anual sobre la superficie horizontal es:
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La irradiación global anual sobre la superficie inclinada es:
1.17. La potencia que genera el módulo a 25 ºC, sabiendo que la intensidad es de 2,75 A y obteniendo la tensión correspondiente de la Figura 1.14 (V = 17 V), es:
Obtenemos la potencia para una temperatura de 50 ºC: la intensidad es de 2,75 A y la tensión, para la curva de 50 ºC, es de 15 V aproximadamente. La potencia es:
Por tanto, el porcentaje de reducción es:
Al pasar de 25 ºC a 50 ºC la potencia generada se reduce en un 9,25 %.
1.18. Cada una de las pérdidas son admisibles se consideran de manera independiente. Sin embargo, también hay que evaluar el total, según se indica en la última columna de la Tabla 1.10. Para el caso general, el total de pérdidas debe ser el 15 % como máximo, y para el caso de superposición, el 30 %. Para la instalación A: 8 % + 6 % = 14 % de pérdidas totales. Para la instalación B: 18 % + 14 % = 32 % de pérdidas totales. La instalación A cumple con los límites admisibles, pero las pérdidas de la instalación B exceden el máximo permisible.
1.19. El ángulo de acimut es -25°, el ángulo de inclinación es 35º y la latitud del lugar es ϕ = 38°. También sabemos que se trata del caso de módulos superpuestos, donde el límite de pérdidas por orientación e inclinación es de 20 %. Obtenemos los puntos de intersección de la recta de acimut -25º con el límite de pérdidas del 20 % (correspondiente al borde exterior de la zona 80 % - 90 %), que es el valor máximo para el caso de superposición. Esta intersección proporciona los siguientes valores:
Inclinación máxima: 67°. Inclinación mínima: 0°.
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Corrigiendo los valores para la latitud concreta de la instalación:
Inclinación máxima: βmáx = 67° – (41° – 38°) = 64°. Inclinación mínima: βmín = 0° – (41° – 38°) = -3°. Como está fuera de rango, se toma el valor mínimo de 0º.
Como la inclinación es de 35°, nos encontramos dentro de los límites permitidos de pérdidas por orientación e inclinación.
1.20. Primero calculamos el ángulo de inclinación óptimo, que es:
Por tanto, el ángulo de inclinación es de 33º + 7º = 40º. Ahora calculamos la altura que existe entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente:
La distancia entre filas es:
La distancia entre filas de módulos debe ser, como mínimo, 2,69 metros.
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UNIDAD 2. Elaboración de anteproyectos de instalaciones solares DE COMPROBACIÓN 2.1. c, 2.2. b, 2.3. b, 2.4. c, 2.5. a, 2.6. c, 2.7. d, 2.8. a, 2.9. c, 2.10. a
DE APLICACIÓN 2.11. Las instalaciones solares térmicas de circulación forzada se caracterizan por incluir bombas para impulsar el fluido de trabajo. La principal ventaja de estas instalaciones es que, gracias a la bomba, se puede impulsar un caudal superior, por lo que se consigue un mejor rendimiento.
2.12. La principal diferencia radica en que en las instalaciones solares térmicas de circuito cerrado existe un intercambiador de calor, que actúa como separación entre el fluido de trabajo (que circula por los captadores) y el fluido de consumo. En las instalaciones solares térmicas de circuito abierto no existe este equipo, por lo que el fluido de trabajo es el mismo que el que se usa.
2.13. a) Al incorporar regulador y baterías, se trata de una instalación fotovoltaica aislada. b) Al tener un centro de transformación que inyecta la energía a la red en media tensión, se trata de una instalación fotovoltaica conectada a la red. La instalación del caso b), al incorporar un centro de transformación, debe tener una potencia nominal superior a 100 kW, por lo que debe ser la de mayor potencia, ya que las instalaciones fotovoltaicas aisladas son de pequeña potencia en comparación con las instalaciones conectadas a la red.
2.14. Ventaja: su coste es un 10 % inferior respecto a los módulos de silicio monocristalino, aproximadamente. Inconveniente: su eficiencia es ligeramente inferior a la de los módulos de silicio monocristalino. Similitud: ambos tipos ofrecen una buena durabilidad y rendimiento con el paso de los años.
2.15. a) El número de módulos de la opción A es de:
Se podrían adquirir 70 módulos.
b) El coste de cada módulo de la opción B es de:
Por lo que:
Se podrían adquirir 77 módulos.
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c) Utilizando módulos de la opción B, se pueden conseguir 7 módulos más, que suponen una potencia de:
La diferencia de potencia es de 1.680 W.
2.16. a) Las baterías estacionarias. b) Las baterías de gel. c) Las baterías de gel. d) Las baterías estacionarias y las de gel.
2.17. El seguimiento del punto de máxima potencia consiste en obligar a trabajar a los módulos en su punto de máximo rendimiento, es decir, fuerza a que los módulos se encuentren operando a la tensión que hace que el producto de dicho valor por la intensidad sea máximo. Este sistema lo podemos encontrar en algunos reguladores modernos (reguladores MPPT) e inversores de conexión a red.
2.18. a) Los diodos de bloqueo se instalan en la salida de cada cadena de módulos, mientras que los diodos de by-pass se instalan en la caja de conexiones del módulo. b) Los interruptores magnetotérmicos realizan una función similar a la de los fusibles, pero suelen instalarse en los circuitos de corriente alterna. La función que realizan es proteger los circuitos contra sobrecargas y cortocircuitos. c) Los varistores protegen contra sobretensiones (tensiones más elevadas de los niveles normales que ocurren durante un cierto tiempo).
2.19. La ventaja técnica y económica es que no requieren baterías, y por tanto tampoco necesitan reguladores, ya que la energía generada se entrega directamente a la red.
2.20. Se suele considerar un máximo de 25 años de vida de la instalación, ya que es probable que, una vez transcurrido ese tiempo, el rendimiento de los módulos puede ser en torno a un 20 % inferior al que tenían originalmente, además de que algunos podrían tener daños de consideración.
2.21. Los cuatro grandes grupos son: Diseño o ingeniería del proyecto. Equipos. Construcción y montaje. Trámites administrativos, impuestos y permisos de conexión.
Además, deben tenerse en cuenta los siguientes gastos anuales: mantenimiento, seguro y alquiler del terreno.
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2.22. a) El coste aproximado del mantenimiento anual es el 0,7 % del coste inicial de la instalación:
Despejando el coste inicial de la instalación:
b) El coste aproximado del seguro anual de la instalación es el 0,3 % del coste inicial de la instalación:
c) El coste del conjunto de módulos es:
d) Como el coste de cada módulo es de 245 euros, en total hay:
La potencia del generador es de:
2.23. El VAN se calcula con la siguiente expresión:
Al ser el VAN negativo, el proyecto no resulta rentable considerando un periodo de ocho años.
2.24. La expresión del VAN es la siguiente:
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Sustituyendo, se obtiene:
2.25. El periodo de recuperación se obtiene con la siguiente expresión:
El beneficio anual es la suma de los beneficios de los cuatro trimestres:
Por tanto:
La inversión inicial de la instalación es de 189.600 euros.
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UNIDAD 3. Configuración y cálculo de instalaciones solares fotovoltaicas aisladas DE COMPROBACIÓN 3.1. b, 3.2. b. 3.3. a, 3.4. d, 3.5. c, 3.6. b, 3.7. c, 3.8. d, 3.9. b, 3.10. a.
DE APLICACIÓN 3.11. a) La intensidad puede obtenerse de la siguiente expresión:
b) El valor del ángulo φ lo obtenemos sabiendo que cos φ = 0,95:
c) La potencia aparente, en forma compleja, es:
El módulo de la potencia aparente es:
3.12. : a) Según las recomendaciones de la Tabla 3.2, el ángulo óptimo si el consumo anual es consta nte es: β = ϕ + 10º = 37º + 10º = 47º. b) Si el consumo es variable a lo largo del año, el ángulo óptimo depende del mes en el que se produzca la máxima relación entre el consumo y la irradiación que recibirían los módulos. Por tanto, habría que seguir lo indicado por el método de dimensionamiento del mes crítico.
3.13. El consumo diario teórico es:
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El consumo real será:
Donde R es el parámetro de rendimiento global de la instalación, que se calcula con la siguiente expresión:
Sustituyendo valores:
Por tanto, el consumo diario real que tiene que proporcionar el sistema fotovoltaico es de 4.737 Wh/día.
3.14. a) El número de HSP es de:
b) El generador, durante el mes de enero, proporciona una energía diaria aproximada de:
3.15. a) Para determinar el número de módulos en serie debemos conocer primero cuál es el valor de la tensión del módulo en su punto de máxima potencia:
Como el sistema de baterías necesita una alimentación a 48 V:
Por tanto, se deben conectar en paralelo ramas de 2 módulos en serie. Como en total hay 24 módulos:
Deben conectarse 12 ramas de 2 módulos en serie cada una. b) La potencia pico del generador es:
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c) Como se trata de una conexión mixta:
El generador proporciona 92,4 A en el punto de máxima potencia.
3.16. a) El número total de módulos necesarios es:
Por tanto, necesitaremos 10 módulos. b) La potencia pico del generador es:
c) El consumo real sería de:
3.17. Como la profundidad de descarga es la relación entre la energía suministrada (en Ah) y su capacidad:
Este proceso tarda 9 horas.
3.18. a) Como el sistema es de 24 V:
Deben conectarse 4 baterías en serie. Como hay 12 baterías, debe haber 3 ramas en paralelo. b) La capacidad del sistema de baterías es:
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c) La energía del sistema de baterías es:
3.19. El número de días de autonomía se puede despejar de la siguiente expresión:
Por tanto:
El sistema puede garantizar una autonomía de 4 días.
3.20. a) Lo primero que necesitamos saber es cómo se conectan los módulos. Como V p = 29,4 V y el sistema de baterías es de 48 V, debe haber 2 módulos en serie. Por tanto, existirán 10 ramas conectadas en paralelo. Sabemos que deben cumplirse las siguientes condiciones:
Donde:
Por tanto, IR > 105,6 A. b) Con un regulador de 60 A no sería suficiente. Necesitaríamos dos de ellos, ya que:
Estos dos reguladores deberían conectarse en paralelo y en cada uno de ellos habría que conectar 5 ramas de módulos, ya que en total hay 10 ramas.
3.21. a) La máxima potencia que puede consumir la instalación es:
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Considerando un factor de simultaneidad de 0,8:
El modelo cuya potencia es inmediatamente superior a la calculada es el de 5.200 W, que es el que seleccionaríamos. b) La máxima potencia que puede proporcionar es:
La energía, en Ws, que proporciona durante el tiempo que dura la sobrecarga es:
Esta energía, en Wh, es:
3.22. Para calcular la sección de los conductores, utilizaremos la siguiente expresión:
a) Generador – Regulador La máxima intensidad transportada por este tramo será la intensidad en el punto de máxima potencia del generador, que es:
La sección es:
Seleccionamos la sección comercial inmediatamente superior, que según la Tabla 3.14 es de 35 mm2. b) Regulador – Baterías En este tramo también tendremos en cuenta que la máxima corriente es la que proviene del generador. (IGp = 57,73 A):
La sección comercial inmediatamente superior es de 50 mm 2.
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c) Regulador – Inversor La máxima intensidad que puede circular en este tramo se obtiene en función de la potencia del inversor, de su rendimiento y de la tensión del sistema:
La sección es:
La sección comercial inmediatamente superior es de 35 mm 2. d) Regulador – Cuadro consumos de c.c. La intensidad máxima que demandan los consumos de corriente continua es:
La sección es:
La sección comercial inmediatamente superior es de 4 mm 2. e) Inversor – Cuadro consumos de c.a. En este tramo, como la potencia máxima que puede proporcionar el inversor en régimen normal es de 1750 W:
La sección es:
Sin embargo, el REBT considera una sección mínima de 6 mm 2 para una derivación individual y, por tanto, la sección de 6 mm 2 será la que seleccionaremos para este tramo.
3.23. La intensidad de diseño es:
El calibre del fusible debe encontrarse entre 70,8 A y 95,4 A (0,9 ∙106 = 95,4 A). Según la Tabla 3.16, el calibre adecuado es de 80 A. Si la intensidad máxima admisible del cable fuera de 82 A, ninguno de los fusibles sería válido, ya que no encontraríamos ningún calibre comprendido entre 70,8 A y 73,8 A (0,9 ∙82 = 73,8 A). Tendríamos que escoger un cable de mayor sección, que admitiría mayor intensidad, de forma que podamos intercalar un calibre adecuado para la protección del circuito.
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3.24. a) Primero calculamos la altura total equivalente:
El consumo de la bomba (E B), en Wh/día, es:
b) El consumo eléctrico real es:
c) La capacidad del sistema de baterías es:
d) El número de módulos necesarios sería:
Por tanto, necesitaríamos 3 módulos de 160 W para este sistema.
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UNIDAD 4. Configuración y cálculo de instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red DE COMPROBACIÓN 4.1. b, 4.2. b, 4.3. c, 4.4. d, 4.5. c, 4.6. a, 4.7. a, 4.8. c, 4.9. b, 4.10. b.
DE APLICACIÓN 4.11. a) El ángulo óptimo de inclinación respecto a la horizontal es de:
La orientación adecuada siempre es hacia el sur, es decir, α = 0º. b) La superficie disponible es de:
Utilizando módulos de silicio policristalino, cuya superficie por kWp oscila entre 8 y 11 m 2, podría obtenerse una potencia de:
El rango de potencia máxima aproximada del generador es de entre 13,64 y 18,75 kWp. c) Calculamos el rango del número de módulos que podríamos instalar:
Se podrían instalar entre 68 y 93 módulos. - Configuración de módulos en vertical:
Según esta configuración, se podrían instalar 13 ∙6 = 78 módulos, valor que se encuentra en el rango que hemos calculado antes.
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- Configuración de módulos de forma apaisada:
En esta configuración podemos instalar 9 ∙9 = 81 módulos, valor que se encuentra en el rango que hemos calculado antes. En la configuración de forma apaisada se pueden instalar más módulos. d) La potencia pico del generador fotovoltaico es de:
4.12. a) Como la instalación es de una potencia superior a 5 kW pero inferior a 100 kW, la conexión a la red es trifásica en baja tensión (400 V). La potencia debe quedar repartida entre los 6 inversores, conectando para ello 2 inversores en paralelo en cada una de las fases. b) La potencia nominal de la instalación es:
Como esta potencia es el 87 % de la potencia pico del generador:
La potencia pico del generador fotovoltaico es de 34,48 kW .
4.13. a) La potencia pico de la instalación es:
La potencia nominal de la instalación es:
b) Cada sector tiene 8 ∙20 = 160 módulos. Como la potencia pico de un sector es de 44,8 kW:
c) La energía suministrada por el generador en un día, E G, se obtiene con la expresión:
El número de HSP es de:
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Suponiendo un rendimiento de ηm = 0,9, la energía suministrada es de:
4.14. a) Cada inversor debe dimensionarse para la potencia del conjunto de módulos que soporta la estructura de seguimiento. Dicha potencia es:
La potencia nominal de cada inversor debe estar comprendida entre los siguientes valores:
b) Como en total existirán 30 estructuras, el rango de potencia del conjunto de inversores será:
c) La intensidad máxima a la entrada que el inversor debe ser capaz de soportar tiene que ser superior a la intensidad de cortocircuito prevista por el conjunto de módulos de la estructura de seguimiento. Como hay 18 módulos por cadena, existirán:
Por tanto:
La intensidad máxima a la entrada del inversor debe ser superior a 32,4 A.
4.15. a) La energía que produce el generador, sin pérdidas, se obtiene con la expresión:
Donde:
HSP = 4,75. Pp = 180 W. NT = 16∙12 = 192 módulos.
Por tanto:
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Como la energía entregada a la red es un 22% inferior a la energía producida en el generador:
b) En ese día concreto, la energía consumida por los equipos de la instalación es el 3 % de la energía que se vende a la red:
c) La energía entregada a la red se mide con un contador. Igualmente, la energía consumida se registra con otro contador. Esto puede hacerse con dos contadores unidireccionales, o bien con un único contador bidireccional de tarificación electrónica.
4.16. a) La superficie construida se obtiene de la expresión:
Donde sabemos que P = 12 kW y C = 1,3, ya que Valencia pertenece a la zona climática IV. Por tanto:
b) Como la instalación es de 12 kW, la conexión a la red debe ser trifásica en baja tensión. Si se utilizan inversores monofásicos, serían necesarios 3 de ellos (uno por fase). La potencia de cada uno sería de 12/3 = 4 kW. c) El máximo número de módulos se consigue cuando la potencia nominal de la instalación sea el 80 % de la potencia del generador:
El máximo número de módulos es de:
4.17. a) Como hemos visto en este capítulo, el coste por watio pico de una instalación fotovoltaica conectada a red oscila entre 3 y 5 €/Wp. La potencia pico de la instalacin es de:
El coste mínimo aproximado es de:
El coste máximo aproximado es de:
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b) Como el coste de los módulos es de 420.000 euros y suponen el 35 % del coste total de la instalación:
El coste total de la instalación es de 1.200.000 euros. c) El coste del conjunto de estructuras es de:
El coste de cada estructura es de:
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UNIDAD 5. Soluciones de estructuras para instalaciones solares fotovoltaicas DE COMPROBACIÓN 5.1. d, 5.2. b, 5.3. c, 5.4. c, 5.5. a, 5.6. a, 5.7. c, 5.8. b, 5.9. a, 5.10. a.
DE APLICACIÓN 5.11. Pertenecen al grupo de aleaciones de aluminio para forja, y dentro de dicho grupo, a las tratables térmicamente. Sus principales aleantes son el magnesio y el silicio. Para endurecer estas aleaciones, se les suele aplicar un tratamiento térmico.
5.12. : a) Su designación simbólica es S275JR. b) El manganeso, el cromo y el níquel son tres aleantes presentes en estos aceros.
5.13. A igualdad de otras condiciones, al aumentar el porcentaje de carbono de un acero:
Aumenta su resistencia a la tracción, dureza y fragilidad en frío. Disminuye su tenacidad y ductilidad.
5.14. La principal diferencia radica en que, para el caso de la zona elástica, la deformación que se genera es reversible, es decir, el cuerpo vuelve a su estado original cuando desaparecen los esfuerzos aplicados. Sin embargo, una vez se alcanza la zona plástica, las deformaciones provocadas son irreversibles.
5.15. a) Sobre el elemento A se produce flexión, ya que la fuerza tiende a doblarlo. Sobre los elementos B, C, D y E existe compresión, ya que se ven sometidos a un aplastamiento debido a la fuerza que se aplica en el elemento A. b) Como la fuerza se aplica en el centro de la barra A, dicha fuerza se distribuirá en partes iguales en cada punto de apoyo. Por tanto, la fuerza en cada apoyo es F/4.
5.16. La presión que ejerce el viento en estas condiciones es:
La fuerza que ejerce el viento sobre el módulo es:
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Suponiendo que esta fuerza es absorbida por las dos barras, el esfuerzo en cada una de ellas es:
5.17. a) La presión que ejerce el viento en estas condiciones es:
La fuerza que ejerce el viento sobre el módulo es:
b) La fuerza que tiene que soportar la barra es la fuerza que se ejerce en el módulo:
c) Los vectores de la fuerza y la posición forman un ángulo de 30º. El módulo de momento se calcula con la siguiente expresión:
5.18. Los dos principales sistemas de anclaje al terreno sin cimentación, y sus condicionantes, son los siguientes:
Anclaje en bloques de hormigón apoyados: aplicable si los esfuerzos en la estructura no son muy exigentes, lo que limita las estructuras a tamaños pequeños o donde los vientos no sean muy fuertes. Anclaje mediante perfiles hincados: debido al coste económico del alquiler de la máquina de perforación, este sistema no es rentable en instalaciones pequeñas.
5.19. El número total de módulos es:
La superficie que ocupa el conjunto de módulos es:
La masa total de los módulos es:
Por tanto, el peso total es:
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El peso total de los módulos que debe soportar la estructura es 47.927,9 N.
5.20. Los seguidores de dos ejes realizan el seguimiento acimutal y cenital de manera simultánea de la siguiente manera:
Seguimiento en acimut, mediante un eje vertical, que rota sobre su eje en ciclos diarios de este a oeste, dependiendo de la posición del sol. Seguimiento de la altura del sol (cenital), gracias a un eje horizontal, que varía la inclinación de los módulos para garantizar una incidencia perpendicular de los rayos solares sobre ellos.
5.21. a) Para una instalación de 10 kWp, una estructura fija es suficiente. b) Si la potencia fuese de 30 kWp, lo más apropiado sería elegir una estructura con seguimiento en un eje. c) Por tratarse de un ambiente salino, el material más recomendable es el acero inoxidable.
5.22. a) Con esta alternativa, el porcentaje en el que se incrementa la inversión es:
Este aumento de la inversión es típico si se han elegido estructuras con seguimiento en un eje. b) Para este tipo de estructuras, el porcentaje máximo en el que se vería aumentada la producción energética es del 25 %. Por tanto, la producción de energía con esta alternativa sería de:
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UNIDAD 6. Cálculo de instalaciones eléctricas de interior DE COMPROBACIÓN 6.1. c, 6.2. a, 6.3. d, 6.4. a, 6.5. d, 6.6. d, 6.7. a, 6.8. b, 6.9. c, 6.10. a.
DE APLICACIÓN 6.11. a) Todos los hoteles se consideran locales de pública concurrencia, sea cual sea su tamaño de ocupación. b) Una biblioteca se considera local de pública concurrencia si su ocupación es para más de 50 personas. c) Los suministros de socorro y de reserva deben ser capaces de aportar, como mínimo, el 15 % y el 25 %, respectivamente, de la potencia contratada de suministro normal.
6.12. El suministro mínimo de reserva supone el 25 % de la potencia contratada de suministro normal. Por tanto:
La potencia contratada de suministro normal es de 88 kW.
6.13. Las ventajas de las lámparas LED son las siguientes:
Pueden funcionar en corriente continua, por lo que son de especial interés en aplicaciones fotovoltaicas. Tienen una vida útil muy larga, en torno a 50.000 horas. Tienen una eficiencia energética muy elevada. Su consumo es muy bajo.
Su principal inconveniente es su elevado coste económico.
6.14.
a) Aunque la vivienda tenga una superficie inferior a 160 m 2, es de electrificación elevada por disponer de calefacción eléctrica. b) Al ser una vivienda con superficie inferior a 160 m 2 y no disponer de calefacción eléctrica ni de aire acondicionado, le corresponde una electrificación básica. c) Según la Tabla 6.2, si el calibre del IGA es de 50 A, se trata de electrificación elevada.
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6.15. Existen 9 viviendas de 90 m 2 cada una (con electrificación básica mínima de 5.750 W) y dos áticos, uno de 100 m 2 (con electrificación básica mínima de 5.750 W) y otro de 180 m 2 (con electrificación elevada mínima de 9.200 W). Como son 11 viviendas, el coeficiente simultaneidad es 9,2. La potencia correspondiente al conjunto de viviendas es:
La potencia de los servicios generales es:
La potencia correspondiente al local de 32 m 2 es:
Sin embargo, la potencia de este local debe ser de 3.450 W, que es el valor mínimo de potencia por local. La potencia mínima del garaje, teniendo en cuenta que es de ventilación forzada, es:
Sumando todas las potencias del edificio:
La previsión de potencia mínima del edificio es de 71.395,5 W.
6.16. Según la Tabla 6.4, los tubos serían los siguientes: a) Tubo de 20 mm de diámetro exterior. b) Tubo de 25 mm de diámetro exterior.
6.17. Paso 1. Calculamos la caída de tensión, en voltios. Como se trata de un circuito interior en una vivienda, la caída de tensión es del 3 % respecto al valor de tensión nominal (230 V):
Paso 2. Calculamos la resistividad del conductor de cobre a 90 ºC, que es la máxima temperatura que soporta un aislante termoestable (XLPE):
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Paso 3. La sección de los conductores es:
La sección comercial inmediatamente superior es de 4 mm 2. Sin embargo, según la Tabla 6.8, para un circuito de cocina y horno debemos escoger una sección mínima de 6 mm 2. Paso 4. Comprobamos el criterio de la intensidad máxima admisible. Calculamos la intensidad nominal y la comparamos con la intensidad máxima que admiten los conductores, considerando el método de instalación y el tipo de aislante. La intensidad nominal es:
Los conductores están alojados en un tubo empotrado en una pared aislante. Por tanto, nos encontramos en el método de instalación A1 de la Tabla 6.7. Para la columna de XLPE2 (dos conductores con aislamiento de XLPE), el valor de intensidad máxima admisible para la sección de 6 mm2 es de 37 A. Como este valor de intensidad es mayor al calculado (22,6 A), la sección escogida de 6 mm2 cumple este criterio y, por tanto, es válida.
6.18. a) Según la curva de disparo, la apertura se produce al cabo de 1 segundo para el valor I/I n = 5. b) Entrando en la curva con los datos I/I n = 2 y t = 120 s, vemos que el interruptor debería haber provocado su apertura antes de alcanzar dichos valores. c) Los interruptores con curva C son los más utilizados en instalaciones domésticas.
6.19. a) La apertura del diferencial de una vivienda ocurre si se alcanza su valor de sensibilidad, que es de 30 mA. En este caso, existe una corriente de defecto o de fuga de:
Como la corriente de defecto es de 45 mA, sí se produce la apertura del diferencial. b) En este caso, la corriente de defecto es:
Como la corriente de defecto es de 20 mA, no se produce la apertura del diferencial.
6.20. a) La línea de enlace conecta el borne principal de puesta a tierra con la toma de tierra enterrada. b) Si los conductores de fase tienen una sección igual o inferior a 16 mm 2, la sección del conductor de protección es la misma que la de los conductores de fase. Por tanto, su sección debe ser de 6 mm2.
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UNIDAD 7. Representación gráfica de instalaciones solares fotovoltaicas DE COMPROBACIÓN 7.1. c, 7.2. c, 7.3. d, 7.4. a, 7.5. b, 7.6. c, 7.7. b, 7.8. a, 7.9. b, 7.10. a.
DE APLICACIÓN 7.11. Las principales desventajas son:
Los dibujos que se representan no están a escala, por lo que no se pueden realizar medidas sobre ellos. Las únicas medidas válidas son las acotaciones que aparecen en el dibujo.
7.12. La ventaja de la perspectiva isométrica es que, normalmente, pueden hacerse mediciones directas sobre cualquiera de las direcciones paralelas a los tres ejes, ya que la escala es la misma para todos ellos.
7.13. La lámina A3 mide 297 mm de ancho por 420 mm de largo. La lámina A0 mide 841 mm de ancho por 1.189 mm de largo. Las superficies de estas láminas son:
Por tanto:
En una lámina A0 caben 8 láminas A3.
7.14. a) Tanto para la norma UNE como para la CEI, se nombraría R1 (ver Tabla 7.2). b) Tanto para la norma UNE como para la CEI, se nombraría H3 (ver Tabla 7.2). c) Tanto para la norma UNE como para la CEI, se nombraría X2 (ver Tabla 7.2).
7.15. El plano de situación muestra la instalación en su vista en planta en una determinada localidad o área. A veces, aparece una ortofoto sobre la que se inserta la futura instalación a realizar. Sin embargo, el plano de emplazamiento representa la instalación también en su vista en planta, pero de una forma más próxima, con las parcelas y edificios circundantes y los viales de acceso a ella. Respecto a la escala utilizada, en el plano de situación se utilizan escalas del orden de 1:10.000 o 1:50.000, por ejemplo, mientras que en el plano de emplazamiento las escalas son del orden de 1:200 o 1:1.000.
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7.16. Los principales tipos de esquemas eléctricos que aparecen en grandes instalaciones son: Esquemas unifilares. Esquemas multifilares. Esquemas de cableado. Esquemas de conexionado. Esquema funcional o diagrama de bloques.
Si se trata de una pequeña instalación fotovoltaica, con un unifilar y un multifilar puede ser suficiente.
7.17. Los planos de montaje son los que suelen ser proporcionados por los fabricantes, ya que son muy concretos y específicos y dependen del equipo a instalar. Los planos de drenajes son necesarios en instalaciones de grandes dimensiones y en instalaciones sobre suelo urbano, donde se requiere recoger y dirigir el agua de lluvia.
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UNIDAD 8. Elaboración de documentación técnica de las instalaciones solares fotovoltaicas DE COMPROBACIÓN 8.1. a, 8.2. c, 8.3. a, 8.4. b, 8.5. d, 8.6. b, 8.7. a, 8.8. c, 8.9. a, 8.10. b.
DE APLICACIÓN 8.11. La potencia pico del generador fotovoltaico se obtiene multiplicando el número de módulos por la potencia pico de cada uno de ellos
La potencia nominal máxima que permite realizar solamente una memoria técnica de diseño es de 10 kW, que corresponderá con la potencia nominal del inversor, del cual sabemos lo siguiente:
Por tanto, podemos despejar de esta expresión el valor de la potencia pico del generador fotovoltaico:
Sabiendo la potencia pico del generador, podemos saber el número de módulos necesarios:
Por tanto, el límite para el número de módulos es de 45.
8.12. Como sabemos el número de módulos y la potencia pico de cada uno, podemos saber la potencia pico del generador fotovoltaico:
El límite para poder realizar una memoria técnica es de 10 kW, por lo que la potencia máxima del inversor debe ser dicho valor. Por tanto, el porcentaje se calcula de la siguiente manera:
El inversor debe ser capaz de proporcionar un máximo del 87 % de la potencia pico del generador.
8.13. Es necesario ser cuidadoso con lo que se incluye en un pliego de condiciones porque se trata de un documento vinculante. Su contenido puede influir notablemente tanto a nivel técnico como a nivel económico, por lo que hay que evitar sobredimensionamientos innecesarios, pero tampoco
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descuidar ciertos aspectos para que la instalación no resulte de baja calidad y fiabilidad. Por tanto, hay que valorar en su justa medida el contenido de este documento, de forma que se alcance un cierto equilibro entre las exigencias y la rentabilidad.
8.14. Cuando la rentabilidad económica sea nuestro objetivo, y en los casos en los que no dispongamos de los recursos suficientes, debemos acudir a financiación y subvenciones para poder realizar la instalación. Para ello, tendremos que solicitar información sobre las ayudas que ofrecen las comunidades autónomas y diferentes organismos y entidades.
8.15. Un terreno puede ser adecuado para ubicar una instalación fotovoltaica si se cumple alguna o varias de estas tres condiciones:
Se trata de un terreno rural que no es apto para el cultivo u otros usos. O bien se trata de una cubierta o terraza en las que se pueden instalar fácilmente los módulos. Existe una línea eléctrica próxima adecuada para realizar la conexión de la instalación. Las condiciones de radiación solar son favorables.
8.16. En principio, el módulo A proporciona un mejor rendimiento. Ambos módulos son capaces de proporcionar el 97 % de la potencia especificada durante el primer año. Sin embargo, hay que analizar cómo variará el rendimiento con el paso de los años. Para ello, estudiaremos cuánta potencia se pierde con el tiempo. Estableciendo, por ejemplo, un límite de vida de 25 años, la pérdida de potencia del módulo A en ese tiempo es de:
Si a esta potencia perdida se le añade el margen de potencia no garantizada del primer año:
La potencia perdida del módulo B en 25 años, según los datos de la curva, es de:
Como podemos observar, el módulo B tiene una pérdida de potencia notablemente inferior a la del módulo A. Aunque el módulo B tiene un rendimiento ligeramente inferior, en este caso dicho módulo será preferible debido a que es capaz de garantizar una potencia más constante que el módulo A. La pérdida de potencia tan elevada del módulo A provocará que la instalación quede poco optimizada antes de los 25 años. Entre otras desventajas de esta situación, podemos citar que el inversor, al tener que suministrar menos potencia de su valor nominal, trabajará fuera de su zona óptima de rendimiento.
8.17. El importe total de la partida es de 280,95 euros, que se obtiene sumando los importes de cada partida descompuesta:
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8.18. a) El coste de cada módulo es de 240 euros, por lo que el coste total de los módulos será de: 240 × 32 = 7.680 euros. Como este coste supone el 55 % del PEM:
El importe del presupuesto de ejecución material es de 13.963,64 euros. b) Los gastos generales serán:
El importe de los gastos generales es de 1.815,27 euros. c) El beneficio industrial es:
El importe del beneficio industrial es de 837,82 euros. d) El IVA se calcula mediante la siguiente expresión:
La base imponible es:
El IVA tiene un importe de 3.489,51 euros. e) Con el IVA y la base imponible, podemos calcular el presupuesto de ejecución por contrata:
El importe del presupuesto de ejecución por contrata es de 20.106,24 euros.
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8.19. El importe de los módulos fotovoltaicos se calcula sabiendo el importe del presupuesto de ejecución material y los importes del resto de los capítulos:
También se podría haber calculado sabiendo que corresponde al 51,67 % del total del presupuesto de ejecución material. El porcentaje correspondiente al capítulo de inversores es:
Los gastos generales son el 13 % del importe del presupuesto de ejecución material: El beneficio industrial es el 6 % del importe del presupuesto de ejecución material:
El presupuesto de ejecución por contrata es la suma de la base imponible y el IVA:
8.20. Los dos principales programas de mantenimiento son el correctivo y el preventivo. El primero de ellos se lleva a cabo cuando ya se ha producido una avería o anomalía, mientras que el segundo pretende evitar o reducir las averías tomando medidas antes de que ocurran estos fallos.
8.21. El programa de mantenimiento más eficaz es el preventivo. Algunas de las tareas de este programa son las siguientes:
Toma de dados de tensiones, intensidades y temperaturas. Limpieza periódica de la superficie de los módulos. Comprobación de las protecciones eléctricas, las conexiones y el estado de los cables. Realizar las tareas recomendadas por los fabricantes de los equipos de la instalación.
8.22. a) Caídas de personas a distinto nivel: trabajos donde se usen andamios, escaleras de mano, etc., y en trabajos a una altura superior a 2 m, como es el caso de tejados, cubiertas, fachadas, etc. b) Caída de cargas suspendidas: tareas de transporte y manipulación de cargas mediante grúas u otro tipo de maquinaria de elevación. c) Riesgo eléctrico: trabajos de montaje y conexionado de equipos eléctricos debido a posibles contactos eléctricos directos o indirectos. d) Contacto con sustancias corrosivas: manipulación de equipos como baterías o fluidos como disolventes, electrolitos, etc.
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8.23.
Riesgo A: riesgo tolerable. Riesgo B: riesgo importante. Riesgo C: riesgo moderado. Riesgo D: riesgo intolerable.
8.24.
Cortes o contusiones provocadas por herramientas o materiales: calzado de seguridad y guantes de protección mecánica. Proyección de partículas o virutas: gafas de protección y guantes de protección mecánica. Caída de objetos: calzado de seguridad y casco de protección. Riesgo eléctrico: guantes de protección eléctrica y calzado de seguridad con suela dieléctrica. Contacto con sustancias corrosivas, tóxicas o inflamables: pantalla de protección facial y ropa y guantes de protección química.
8.25. La norma ISO 9000 proporciona definiciones relacionadas con la calidad y establece los fundamentos y principios en los que debe basarse un sistema de gestión de la calidad. La norma ISO 9001 contiene los requisitos para que un sistema de gestión de la calidad pueda obtener la certificación correspondiente y poder proporcionar la satisfacción del cliente.
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UNIDAD 9. Cumplimentación de documentación administrativa DE COMPROBACIÓN 9.1. b, 9.2. a, 9.3. d, 9.4. b, 9.5. c, 9.6. d, 9.7. c, 9.8. a, 9.9. d, 9.10. a.
DE APLICACIÓN 9.11. Antes de proceder a la puesta en marcha, la compañía eléctrica distribuidora debe realizar la verificación técnica de la instalación y la revisión de la acometida eléctrica.
9.12. Para las instalaciones de la modalidad tipo 1, el e xcedente de energía puede entregarse a la red, pero sin percibir remuneración económica por ello. Sin embargo, para las instalaciones de la modalidad tipo 2, esta energía puede venderse a la red, cuyo precio de venta es el correspondiente al precio horario del pool.
9.13. La energía generada por la instalación en mayo es:
Como el consumo en ese mes es el 5% de la energía que se produce:
9.14. La energía autoconsumida es: Energía autoconsumida = consumo total - energía consumida de la red = 27,2 – 10,4 = 16,8 kWh. La energía inyectada a la red es: Energía inyectada a la red = producción total – energía autoconsumida = 21,9 – 16,8 = 5,1 kWh.
9.15. El importe de la componente debida al consumo es:
Por tanto, el importe total de la factura es:
9.16. El coste de la energía consumida de 12 de la noche a 12 del mediodía es de:
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