Memoria de Calculo Retie Sistemas Ongrid

DISEÑO DE SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO EN LOCAL COMERCIAL MOES POTENCIA NOMINAL IGUAL A 5KVA

PROPIETARIO DEBORA BAYONA PEREZ USUARIO OR: 162848 CENS

DISEÑO E INSTALACIÓN NICOLAS UJUETA ALVAREZ INGENIERO ELECTRICISTA | TP: AT205-150691

LOCALIZADO EN: CARRERA 7 # 55 Ocaña, Norte de Santander

FECHA: 09/2022 1

CONTENIDO 1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO.................................................................................................................................................4 1.1. DESCRIPCION TECNICA DE LA INSTALACIÓN.................................................................................................................................................4 1.2. UBICACION GEOGRAFICA..................................................................................................................................................................................4 1.3. DISPONIBILIDAD DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA..............................................................................................................................5 2. ESTUDIO DE SOMBRAS...............................................................................................................................................................................................6 3. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE COMPONENTES E INSTALACIÓN..............................................................................................................................6 3.1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS..............................................................................................................................................................................6 3.2. INVERSOR(ES) DE CORRIENTE.........................................................................................................................................................................6 3.2.1. PROTECCIÓN ANTI-ISLA............................................................................................................................................................................7 3.3. MEDIDOR BIDIRECCIONAL.................................................................................................................................................................................7 4. DISEÑO DE ESTRUCTURAS Y ELEMENTOS DE SUJECIÓN...................................................................................................................................8 5. ANALISIS DE COORDINACION DE AISLAMIENTO ELECTRICO...............................................................................................................................9 6. ANALISIS DE NIVEL DE TENSION REQUERIDO........................................................................................................................................................9 7. CALCULO DE CONDUCTORES, CANALIZACIONES Y VOLUMENES DE ENECERRAMIENTO............................................................................9 7.1. TRAMO EN CORRIENTE CONTINUA (DC) :.....................................................................................................................................................10 7.2. TRAMO EN CORRIENTE ALTERNA (AC):.........................................................................................................................................................10 8. CALCULO Y COORDINACION DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS........................................................................................................................11 8.1. PROTECCIONES EN CORRIENTE CONTINUA (DC).......................................................................................................................................11 8.2. PROTECCIONES EN CORRIENTE ALTERNA (AC)..........................................................................................................................................12 9. CALCULOS DE REGULACION DE TENSION Y PERDIDAS DEL SISTEMA............................................................................................................12 10. RESUMEN DE SELECCION DE PROTECCIONES, CONDUCTORES Y CANALIZACIONES..............................................................................14 11. CALCULO ECONOMICO DE CONDUCTORES TENIENDO EN CUENTA PERDIDAS Y COSTOS DE ENERGÍA..............................................14 12. ANALISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA.............................................................................................................................................14 13. CALCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS..................................................................................................................................................14 14. ANALISIS DE RIESGO CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS...............................................................15 15. ANALISIS DE RIESGO DE ORIGEN ELECTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS...........................................................................................16 15.1. FACTOR DE RIESGO POR DESCARGAS ATMOSFERICAS.........................................................................................................................16 15.2. FACTOR DE RIESGO POR ARCOS ELECTRICOS........................................................................................................................................17 15.3. FACTOR DE RIESGO POR SOBRECARGA....................................................................................................................................................18 15.4. FACTOR DE RIESGO POR CORTOCIRCUITO...............................................................................................................................................18 15.5. FACTOR DE RIESGO POR CONTACTO DIRECTO.......................................................................................................................................19 15.6. FACTOR DE RIESGO POR CONTACTO INDIRECTO....................................................................................................................................20 15.7. DECISIONES Y ACCIONES PARA CONTROLAR EL RIESGO......................................................................................................................20 16. DISTANCIAS DE SEGURIDAD..................................................................................................................................................................................21 17. CÁLCULO DE CARGAS ACTUALES Y FUTURAS..................................................................................................................................................22 18. DISEÑO DE PUESTA A TIERRA...............................................................................................................................................................................22 19. DISEÑO FOTOVOLTAICO.........................................................................................................................................................................................24 19.1. CLASIFICACION DE AREAS.............................................................................................................................................................................24 19.2. RADIACIÓN SOLAR..........................................................................................................................................................................................24 19.3. PRONÓSTICO DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA......................................................................................................................................25 19.4. PROYECCIÓN DE USO DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA GENERADA (AUTOCONSUMO Y EXCEDENTES)...........................................26 20. PRUEBAS A REALIZAR EL DÍA DE CONEXIÓN......................................................................................................................................................27 24. FIRMA.......................................................................................................................................................................................................................... 28 25. ANEXOS...................................................................................................................................................................................................................... 28 25.2. Anexo2................................................................................................................................................................................................................31

2

25.3. Anexo 3...............................................................................................................................................................................................................32 25.4. Anexo 4...............................................................................................................................................................................................................33 25.5. Anexo 5...............................................................................................................................................................................................................34

A B C D E F G H I J L M

N Ñ O P Q R S T U V W

ITEMS Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y armónicos Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico Análisis de cortocircuito y falla a tierra Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos Análisis del nivel tensión requerido Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición definidos en la Tabla 14.1 Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia en la carga Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos Cálculo del sistema de puesta a tierra Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos. m. Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.) Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor de potencia Cálculos de regulación de tensión Clasificación de áreas Elaboración de diagramas unifilares Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares Establecer las distancias de seguridad requeridas. Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido, siempre y cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la instalación Los demás estudios que el tipo de instalación requiera para su correcta y segura operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas.

APLICA

NO APLICA X X X

X X

X X X

X X  X X

X X X  X X X X X X X X

Tabla 1. Diseño de instalaciones eléctricas

3

1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO. El proyecto se considera de uso comercial y el usuario donde será instalado el sistema solar esta identificado con el NIC: 162848. La ubicación del proyecto se da en la carrera 7 # 55 frente a GAS OCAÑA, Barrio El Carbón; en Ocaña, Norte de Santander. El transformador que abastece la red se identifica con el numero # 3T00131 y las coordenadas geográficas del lugar están dadas como Latitud: 8.225773 Longitud: -73.340917. El sistema a instalar contara con 14 paneles de 455W tipo PERC media celda y de marca Canadian Solar, distribuidos en una placa de segundo nivel y conectados a un inversor de corriente de 5KVA; potencia instalada en AC. La acometida solar será monofásica trifilar a 220v F+F+T. La irradiación global en un plano horizontal por mes en promedio obtenida para la zona fue de 4,96 kWh/m²; información obtenida del Software de diseño fotovoltaico PVSyst según coordenadas geométricas 8.2606873,-73.357264.

1.1.

DESCRIPCION TECNICA DE LA INSTALACIÓN

El proyecto instalado es llevado a cabo en una propiedad residencial, donde el transformador de distribución es propiedad del operador de red y este posee una potencia nominal de 25 KVA. Consecuente a lo anterior se instala un sistema fotovoltaico de 5 kW de potencia nominal compuesto de: catorce (14) paneles solares de 455 Wp (6.37KWp), divididos en (2) dos series de (7) paneles. Un inversor tipo cadena marca GROWATT de 5 KVA con una salida de 220V 2F-3H FFT (tensión de suministro en el predio del cliente), con su respectivo sistema de protección para conexión en baja tensión a la red eléctrica (disyuntor térmico y DPS tipo II). El detalle de características de los paneles solares se encuentra anexado a este documento: El área disponible corresponde al techo del predio, el cual es una loza o placa de cemento en segundo nivel, soportado por vigas de cemento y acero. El área resultante útil para la fijación de paneles es de aproximadamente 55 m2. 1.2.

UBICACION GEOGRAFICA

El proyecto está ubicado en la CRA 7# 55 barrio Acolsure de la ciudad de Ocaña, Norte de Santander. Coordenadas: 8.22587,-73.33973 Latitud

8.22587

Longitud

-73.33973

Área disponible

55m2 4

Uso actual

comercial

TABLA 2. COORDENADAS DE LUGAR DE INSTALACIÓN

IMAGEN 1. UBICACIÓN GRAFICA DE LUGAR DE INSTALACIÓN

1.3.

DISPONIBILIDAD DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Por medio de la página de CENS (https://www.cens.com.co/servicios-en-linea/pedidos-deenergia/solicitud-de-conexion-agpe-y-gd) se consultó la disponibilidad del transformador con código 3T00131, con potencia nominal de 25 kVA el cual es de propiedad del operador de red. Como resultado se presenta la siguiente imagen indicando la disponibilidad del transformador.

IMAGEN 2. DISPONIBILIDAD DE CONEXIÓN EN TRANSFORMADOR

2. ESTUDIO DE SOMBRAS 5

Por lo general en un sistema fotovoltaico se debe evitar la reflexión de sobras sobre la superficie de los módulos fotovoltaicos ya que causa pérdida de potencia y puntos calientes en los modulos. Sin embargo, se permiten fenómenos limitados cuando se evalúan adecuadamente. Al techo no lo rodean obstáculos que ocasionen algún tipo de sombra por lo tanto no se hace un diseño detallado del mismo.

3. DESCRIPCIÓN TÉCNICA DE COMPONENTES E INSTALACIÓN 3.1.

MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Para la realización del diseño se utilizaron 14 módulos marca Canadian Solar de la serie Hiku6 CS6W – 455 Wp sus especificaciones se detallan a continuación. Potencia: 455 Wp Vop= 39.1Vdc Imp=10.49A Voc= 47.6Vdc Isc=11.06A Inom=10.49A 3.2.

INVERSOR(ES) DE CORRIENTE

El inversor utilizado es de la marca GROWATT serie MIN 5000 TL-X, con capacidad de 5000 Wnom. El dispositivo tiene salida bifásica tres hilos(F+F+T) con un nivel de tensión de 220/240V. El inversor incluye la función anti-isla, la cual desconecta el dispositivo en ausencia de los parámetros de referencia de la red y realiza la conexión de manera segura cuando la red está disponible nuevamente. Los parámetros principales del equipo inversor son: P=5000W Vac=230Vac Vdc= 80-550Vdc

Iop=22.7A

Así mismo, el inversor utilizado cumple con la norma UL 1741, "Norma para la seguridad de los convertidores de potencia para su uso en sistemas de energía fotovoltaica" y IEEE 1547 "Estándar para la interconexión de recursos distribuidos con sistemas de energía eléctrica". Los inversores growat están equipado con una protección de interfaz interna que incluye las siguientes funciones de disparo para voltaje y frecuencia anormales (de acuerdo con IEEE 1547):

6

Etapa 1: Baja tensión (ANSI 27)

AJUSTE Límite por Valor CNO 0.85 p.u 0.85 p.u.

TEMPORIZACIÓN Requerido Valor por CNO 2s 2s

Etapa 2: Baja tensión (ANSI 27)

0.5 p.u

0.5 p.u.

0.2 s

0.2 s

Etapa 1: Sobretensión (ANSI 59)

1.15 p.u

1.15 p.u.

2s

2s

Etapa 2: Sobretensión (ANSI 59)

1.2 p.u

1.2 p.u

0.2 s

0.2 s

Baja frecuencia (ANSI 81 U)

57 Hz

57 Hz

0.2 s

0.2 s

Sobre frecuencia (ANSI 81 O)

63 Hz

63 Hz

0.2 s

0.2 s

FUNCIÓN:

TABLA 3. PARAMETRIZACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE VOLTAJE Y FRECUENCIA

De acuerdo con esto, el inversor acá señalado cumple con los requisitos de protecciones para la conexión de sistemas de generación en el sistema interconectado nacional según lo estipulado en el acuerdo 1322 del Consejo Nacional de Operación (CNO) para sistemas de generación basados en inversores menores o iguales a 0.25 MW conectados al SDL. 3.2.1. PROTECCIÓN ANTI-ISLA El inversor utilizados para la instalación fotovoltaica en la ficha técnica del equipo (anexo 2), nos indica que la fabricación de los equipos cumple con el estándar UL 1741 de seguridad de los convertidores de potencia para uso en sistemas de energía fotovoltaica y sus características de interfaz con la red en el punto de conexión. La operación anti-isla de los dispositivos opera automáticamente (método activo) desconectando el inversor dentro de los 200 mseg de disrupción del fluido eléctrico de la red y re conectando después de 300seg. 3.3.

MEDIDOR BIDIRECCIONAL

El diseño no cuenta con dispositivos que limiten la inyección de los excedentes generados de energía eléctrica a la red, por lo cual es necesario la instalación de un contador bidireccional que registre tanto la energía importada de la red como la energía exportada a la red. La cantidad de energía exportada a la red será pagada al AGPE según lo estipule la resolución 30 de la CREG de 2018. El elemento de medida a parametrizar consta con las siguientes características:

Características equipo de Medición ISKRA MT 174 Especificaciones técnicas Tensión nominal Un Rango de tensión

MT-174D2 DIN

MT-174T1 DIN

3X120X208 0,8-1,15 Un

7

Corriente

Clase de exactitud

Reloj tiempo real Rango de temperatura IEC 622052-11

Corriente Base In Corriente máxima Imax Energía activa

Clase 1 (IEC 82053-21 NTC 4052)

Energía reactiva

Clase 2 (IEC 62053-23 NTC 4559)

Energía Aparente

Clase 2

Precisión Alimentación de respaldo Operación

Mejor que +- 3 min/año a 23ºC Pila LI: 5 años de operación hasta 20 años

Almacenamiento

-40ºC...+80ºC

Protección ingreso polvo y agua

5A

1A

120A

5A

-40ºC...+60ºC extend. -40ºC...+70ºC IP54 0,6W/10VA (sin RS495)

Consumo

0.8W/10VA (cos RS 485)

TABLA 4. CARACTERIZACIÓN DE MEDIDOR BIDIRECCIONAL

4. DISEÑO DE ESTRUCTURAS Y ELEMENTOS DE SUJECIÓN La estructura utilizada para la sujeción de los paneles es del fabricante ALURACK y es especifica para uso en sistemas de generación fotovoltaica. El fabricante especifica que los materiales de fabricación son de aluminio ionizado para uso en intemperies y la es utilizada e para la instalación en en placa o loza de cemento. El diseño de la estructura se muestra en la siguiente imagen.: NOTA: Toda estructura metálica esta aterrizada.

IMAGEN 3. DISEÑO DE LA ESTRUCTURA DE SUJECION

8

(NO APLICA) Se realizo la instalación de los arreglos de paneles solares arriba indicados utilizando estructura de aluminio ionizado y acerado resistente al oxido y a intemperie. La estructura esta compuesta por rieles; los cuales son anclados a las vigas de soporte del techo. Y los paneles son reposados on accesorios de ajuste EndClamp y MindClamp sobre los rieles y estos anclados con ELEs. Todas las estructuras metálicas estarán aterrizadas.

5. ANALISIS DE COORDINACION DE AISLAMIENTO ELECTRICO. La conexión de energía eléctrica se hace en baja tensión desde la subestación existente y descrita anteriormente. El aislamiento de los conductores se seleccionará, según los niveles de tensión del operador de red, la cual especifica los siguientes valores: Nivel: Baja tensión 220V Aislamiento minino: 600V Para el tramo en DC el voltaje máximo de las series serian 300V por que se selecciono 1KVdc de aislamiento. Sin embargo el conductor cuenta con 1.8Kv de tension de aislamiento.

6. ANALISIS DE NIVEL DE TENSION REQUERIDO De acuerdo con el retie en su articulo 12° “ clasificación de los niveles de tension” y el cual se adopta de la NTC1340; La conexión de energía eléctrica se hace en baja tension 220120V des de la subestación existente y se considera baja tension.

7. CALCULO DE CONDUCTORES, ENECERRAMIENTO

CANALIZACIONES

Y

VOLUMENES

DE

Si bien la NTC2050 no establece explícitamente una caída de tensión máxima permitida para los sistemas fotovoltaicos, puede encontrarse un punto de referencia en las notas de los artículos 210[1] y 215[2]. De acuerdo con estas, para baja tensión, para cualquier condición de trabajo: los conductores deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior a los valores especificados en la norma, referidos a la tensión nominal continua del sistema. Basado en esto, la mayoría de los sistemas solares están diseñados para no exceder nunca la caída de voltaje total del 3% como un circuito alimentador. Para determinar el calibre del conductor en cada tramo, se evalúa la corriente a transportar. El factor de corrección por temperatura es de 1, por estar a temperatura ambiente entre 20 y 36 ºC, según la tabla 310-17 y de la Norma NTC 2050. 9

7.1.

TRAMO EN CORRIENTE CONTINUA (DC) :

Teniendo en cuenta que los paneles solares no pueden suministrar una corriente superior a la corriente de corto circuito dada por su fabricante, la cual es de 11.06A, como se muestra en el Anexo 1; y que la corriente de entrada máxima de inversores es de 12.5A; se establece que el conductor dispuesto en la instalación tolera la corriente de operación del sistema según los datos descritos de corriente de corto circuito. Se dispone un cable PV 4mm2 Cu (Flex) XLPE SR 1800V 90°C PVC marca Procables el cual cumple técnicamente con las especificaciones descritas anteriormente, el cual soporta máximo 32A con factor de corrección de temperatura igual a 0.91 al aire libre y 1.8kVDC a 90°C. Lo anterior según la tabla 310-17 de la Norma NTC 2050, Cabe destacar que el conductor se encuentra protegido de esfuerzo mecánico a través de la estructura de aluminio propia de los paneles, y eléctricamente a través del aislamiento propio (1000VDC) y es seguro para colocar a intemperie. Para los tramos de paneles a micro inversores estos cables irán por debajo de la estructura sujetados con precinto que limitarán el esfuerzo mecánico ocasionado por la brisa o interferencia humana. La canalización de dichos conductores se realiza en coraza metalica imc de 1”. Descripción Total sección de conductores (mm2) Canalización seleccionada (pulgadas) Sección total de la canalización (mm2)

Resumen 12AWG PV 1” 235

TABLA 5. SECCIÓN DE CONDUCTORES DC

7.2.

TRAMO EN CORRIENTE ALTERNA (AC):

La corriente de salida máxima de los inversores Growat 5k es: 22.7A. Corriente máxima AC está dada por la siguiente expresión:

I cc =22.7 A ∗1,25=28.3 A Para el tramo de inversor hasta el sub-panel de protecciones AC se elige cable cobre aislado #10 AWG THHN/THW 600V 60° CENTELSA, el cual soporta máximo 30A con factor de corrección de temperatura igual a 1, según la tabla 310-16 de la Norma NTC 2050. Para el tramo del sub-panel al tablero de distribución del cliente (punto de inyección o conexión) se elige el mismo calibre antes seleccionado. 10

Por la naturaleza del sistema, la canalización estará compuesta por 3 conductores, correspondientes a (2) fase y (1) tierra. A continuación, se presenta el cálculo del dimensionamiento de la canalización para el tramo en AC:

Descripción Calibre conductor (AWG) Cantidad de conductores Sección por conductor (mm2) Sección de conductores (mm2) Total sección (mm2)

Fase 10 2 5.29 10.4

Neutro 0 0 0 0 16.2

Tierra 10 1 5.29 5.3

TABLA 5. SECCIÓN DE CONDUCTORES AC

Descripción Total sección de conductores (mm2) Canalización seleccionada (pulgadas) Sección total de la canalización (mm)

Resumen 16.2 1” 27

TABLA 6. SECCIÓN DE CANALIZACIÓN AC

NOTA IMPORTANTE: El tablero de protecciones eléctricas y seccionamiento AC se encuentra a una altura mayor a 1,7m debido a que la ubicación presenta un flujo de personas alto que no deben tener acceso a dichos tableros. En el lugar se ubica una persona capacitada que posee la herramienta para el acceso de los tableros. 8. CALCULO Y COORDINACION DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS Los sistemas de protección de las contra cortocircuitos, sobrecargas y sobre tensiones se han calculado de acuerdo con el reglamento para baja tensión y sus instrucciones técnicas complementarias, especialmente según el numeral 690 de la NTC250, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas

8.1.

PROTECCIONES EN CORRIENTE CONTINUA (DC)

teniendo en cuenta la corriente de cortocircuito de los paneles 11.6A y según la hoja de datos del fabricante; se seleccionan fusibles de 15A 10*38mm 32kA 1000Vdc. Para el caso se utiliza un fusible por cada serie o string de paneles en ambos polos, en total serian 4 fusibles. 11

8.2.

PROTECCIONES EN CORRIENTE ALTERNA (AC)

Se determinó que la corriente máxima de salida en AC de la planta fotovoltaica es de 22.8A. Multiplicando por el factor de 1,25 como lo cita la norma nos daba una corriente de 28.4A. Teniendo en cuenta esto se determinó un breaker de protección de 30A para sobre corrientes en el circuito de corriente alterna. SE SELECCIONA UN BRAKER TERMOMAGNETICO BIPOLAR DE 30A 6kA Para la protecciones por sobre tensión se utiliza entonces 1 DPS tipo II a 275Vac y un breaker básico de 32A que cumple la función de seccionamiento del DPS. En caso de existir una sobre-tensión, el DPS actúa como un cortocircuito que desvía la corriente de la sobretensión y la obliga a fluir hacia el punto de tierra evitando accidentes y daños en la electrónica del sistema. Se adjunta en anexo 4 y 5 las curvas de funcionamiento de equipos anteriormente mencionados.

9. CALCULOS DE REGULACION DE TENSION Y PERDIDAS DEL SISTEMA Para realizar el cálculo de la caída de tensión en AC se consideran las siguientes ecuaciones Monofásico: ∆ V F =(R cos ( θ )+ X sin (θ ))× L × I

(1)

Trifásico: ∆ V F − F =√ 3( R cos ( θ )+ X sin ( θ ))× L × I

(2)

Finalmente, dividiendo por la tensión del sistema y multiplicando por 100, se obtiene el porcentaje de caída de tensión en AC como se indica en la siguiente ecuación. Además, el sistema a evaluar es monofásico

% ∆ V AC =

(R cos ( θ )+ X sin ( θ ))× L × I x 100 V ac

(3)

Donde: %ΔVAC: VAC:

Porcentaje de caída de tensión Tensión del sistema [V]

En este caso, para el cálculo de la caída de tensión en AC se asume un factor de potencia de 0.9, que es el factor de potencia del inversor. La resistencia (R) y reactancia inductiva (X) son tomadas de la tabla 2. El calibre, la dimensión de la canalización y los cálculos por caída de tensión se presentan en la Tabla 12. 12

ORIGEN

PANELES INVERSOR

LLEGADA TABLERO FV/INVERSOR TABLERO GRAL

NIVEL DE TENSION [V]

POTENCIA DEL INVERSOR [KW]

CORRIENTE DEL INVERSOR [A]

PROTECCION CONTRA SOBRECORRIENTE [A]

CALIBRE [AWG]

274vdc

5

12.6

2X15A FUSIBLES

12AWG FV

220

5

28

2X30A

10

LONGITUD [M]

MATERIAL

R [Ω.km]

X [Ω.km]

REGULACIO N [%]

angulo fp

fp

PERDIDAS DEL SISTEMA[W]

10

COBRE

6,56

0,223

0,508683827

0,451026812

0,9

11,59392178

2

COBRE

6,56

0,223

0,014130106

0,451026812

0,9

0,322053383

13

10. RESUMEN DE SELECCION CANALIZACIONES.

DE

PROTECCIONES,

CONDUCTORES

Y

La conexión fotovoltaica llega hasta el totalizador AC, se describe en la siguiente tabla TRAMO PANELES INVERSOR INVERSOR TABLERO AC

CONDUCTOR -

#4mm XLPE PV

-

#10 AWG THHN/THW 600V 60°

PROTECCION (I) 15A dc

CANALIZACIÓN

32A ac

3/4”

1”

Tabla 8.

11. CALCULO ECONOMICO DE CONDUCTORES TENIENDO EN CUENTA PERDIDAS Y COSTOS DE ENERGÍA.

12. ANALISIS DE CORTOCIRCUITO Y FALLA A TIERRA La fuente de poder en este caso es limitada pues proviene de un sistema FV y la corriente de corto circuito no es elevada y es limitada por el mismo sistema de protección del inversor. La corriente maxima del sistema esta dado por la electronica de potencia del sistema y no por la 14

mecánica o inercia eléctrica de la red, por lo tanto no se presentan riesgos por corrientes de corto circuito puesto que estas están limitadas por el mismo sistema.

13. CALCULO DE CAMPOS ELECTROMAGNETICOS. En el articulo 14° de RETIE, paragrafos 1 y 2 indican en que casos se aplica la medicion de campos electromagneticos. En este caso en particular, no aplican los cálculos de campos electromagneticos por que el proyecto no sobrepasa la tension de 110kV o tiene corrientes mayores a 1000A

14. ANALISIS DE RIESGO CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS. El análisis y cálculo de índice de riesgo para evaluar si es necesario instalar un sistema de protección interna y externa contra rayos, se realiza con base en la norma IEC 62305, la cual se usó como base para la construcción de la norma colombiana NTC 4552: Protección contra descargas eléctricas atmosféricas.

Para esto, se usa el Software CDRisk: risk assessment software de la empresa Aplicaciones Tecnológicas S.A. Uno de los parámetros más importantes para el análisis de riesgo es la densidad de descargas a tierra (DDT) en la región, dónde, de acuerdo con la imagen 3, Ocaña – Norte de Santander presenta una densidad de 2 rayos por km2 por año. I MAGEN 3. DENSIDAD DE DESCARGAS A TIERRA (DDT)

Se ingresan al software los parámetros para evaluación del riesgo de acuerdo con la norma IEC 62305, a continuación, se explican de forma general los parámetros cuantitativos asumidos para el proyecto y que se ingresan al Software como se puede observar en la imagen 4. - Pérdidas de vidas humanas: la estructura es de uso comercial, por ende, ocupada regularmente. La cantidad de personas que trabajan en la entidad es de menos de 50. - Pérdidas de servicios esenciales: la estructura alberga los paneles solares que están soportados por estructura de aluminio. Estos paneles están interconectados a través de los 15

inversores con la red eléctrica y ayuda a soportar la carga por lo que no se considera pérdida de servicios esenciales. - Pérdidas de patrimonio cultural: la estructura no alberga algún tipo de patrimonio cultural. - Pérdidas económicas: se consideran pérdidas por incendios a un valor alto y sobretensiones a un valor común, que representa una inversión media. - Suministro eléctrico: el cable desde el transformador viene de forma aérea y el de los paneles solares hasta la acometida va por coraza IMC y EMT con sus terminales equipotencializados conectadas a tierra. Además, se ingresan las dimensiones aproximadas del techo con sus características; como podemos observar en la imagen 5, la estructura se considera metálica pues el marco de los paneles es metálico y está totalmente conectado a través de la estructura de soporte de aluminio, la estructura tiene una altura menor que otras a su alrededor y se encuentra en un espacio urbano. Se ingresan los días de tormenta al año en la zona, los cuáles son calculados con base en la Densidad de Descargas a Tierra de Ocaña que se ha explicado previamente.

IMAGEN 4. PARAMETROS CUANTITATIVOS DE RIESGO IMAGEN 5. CARACTERIZACIÓN DE SUPERFICIE

RESULTADO DE EVALUACION DE RIESGO. Al evaluar el nivel de riesgo el Software arroja como resultado que la instalación de un sistema externo e interno no es necesario según la IEC 62305-2 pero es recomendable. En el caso particular de este proyecto se utilizó inversor de referencia GROWAT MINI5K, los cuales internamente contiene protecciones de sobretensión (DPS) tipo ll por cada entrada MPPT como lo expone su ficha técnica. La estructura del panel fotovoltaico y los marcos metálicos de los módulos están equipotenciados a la puesta a tierra general ya existente del 16

inmueble. A demás como buena práctica se instalo un sistema de protección contra sobre tensiones, se opta por un DPS clase ll en AC 275vac 32ka

15. ANALISIS DE RIESGO DE ORIGEN ELECTRICO Y MEDIDAS PARA MITIGARLOS. Para evaluar el nivel de riesgo de tipo eléctrico, se aplica la matriz para toma de decisiones plasmada en la tabla 9.3 establecida en el RETIE 2013. 15.1.

FACTOR DE RIESGO POR DESCARGAS ATMOSFERICAS. RIESGO A EVALUAR

INCENCENDIO O QUEMADURAS

PO R

EVENTO O EFECTO POTENCIAL

DESCARGAS ATMOSFERICAS

EN

MEDIO AMBIENTE

FACTOR DE RIESGO

REAL

FUENTE FRECUENCIA

NO HA OCURRI DO EN EL SECTOR

HA OCURRI DO EN EL SECTOR

NO HA OCURRI DO EN LA EMPRES A

SUCEDE VARIAS VECES AL AÑO EN LA EMPRE SA

SUCEDE VARIAS VECES AL MES EN LA EMPRES A

CONSECUENCIAS

EN PERSONAS

ECONOMICAS

AMBIENTALES

EN LA IMAGEN EMPRESARIA L

UNA O MAS MUERTES

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUCT URA

CONTAMIENACI ON IRREPARABLE

INTERNACION AL

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

CONTAMINACIO N MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

CONTAMINACIO N LOCALIZADA

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

INCAPACIDAD PARCIAL PERMANENTE INCAPACIDAD TEMPORAL >1DIA LESION MENOR

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB. DAÑOS SEVEROS INTERRUPCION TEMPORAL DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCION BREVE DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIONE S

Posibles causas: causas ambientales estocasticas. Medidas de protección: DPS, sistema de puesta a tierra.

15.2.

FACTOR DE RIESGO POR ARCOS ELECTRICOS.

RIESGO A EVALUAR

ELECTROCUCION O QUEMADURA EVENTO O EFECTO

POTENCIAL

REAL

P O R

ARCO ELECTRICO

EN

FACTOR DE RIESGO

RED FV 220V FUENTE

FRECUENCIA

17

NO HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN EL SECTO R

NO HA OCURR IDO EN LA EMPRE SA

SUCED E VARIA S VECES AL AÑO EN LA EMPR ESA

SUCED E VARIA S VECES AL MES EN LA EMPRE SA

CONSECUENCIAS

EN PERSONAS

ECONOMICAS

AMBIENTALE S

EN LA IMAGEN EMPRESAR IAL

UNA O MAS MUERTES

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUC TURA

CONTAMIENA CION IRREPARABL E

INTERNACI ONAL

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

INCAPACIDA D PARCIAL PERMANENT E

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB.

CONTAMINAC ION MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

INCAPACIDA D TEMPORAL >1DIA

DAÑOS SEVEROS INTERRUPCIO N TEMPORAL

CONTAMINAC ION LOCALIZADA

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

LESION MENOR

DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCIO N BREVE

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIO NES

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

Posibles causas: malos contactos, falla de puesta a tierra, apertura de interruptores con carga, falla del aislamiento del conductor. Medidas de protección: Mantener las distancias de seguridad, tener en cuenta los avisas de advertencia, utilizar gafas de protección al operar.

15.3.

FACTOR DE RIESGO POR SOBRECARGA.

RIESGO A EVALUAR

ELECTROCUCION O QUEMADURA

P O R

EN

FACTOR DE RIESGO

EVENTO O EFECTO POTENCIAL

ARCO ELECTRICO

REAL

RED FV 220V FUENTE

FRECUENCIA

CONSECUENCIAS

NO HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN LA EMPRE SA

SUCED E VARIA S VECES AL AÑO EN LA EMPR ESA

SUCED E VARIA S VECES AL MES EN LA EMPRE SA

EN PERSONAS

ECONOMICAS

AMBIENTALE S

EN LA IMAGEN EMPRESAR IAL

UNA O MAS MUERTES

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUC TURA

CONTAMIENA CION IRREPARABL E

INTERNACI ONAL

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

INCAPACIDA D PARCIAL PERMANENT E

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB.

CONTAMINAC ION MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

INCAPACIDA D TEMPORAL >1DIA

DAÑOS SEVEROS INTERRUPCIO N TEMPORAL

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

CONTAMINAC ION LOCALIZADA

18

LESION MENOR

DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCIO N BREVE

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIO NES

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

Posibles causas: malos contactos, falla del aislamiento del conductor, falla en el equipo inversor. Medidas de protección: uso de reles térmicos de protección descrito en el indice de coordinación de protecciones.

15.4.

FACTOR DE RIESGO POR CORTOCIRCUITO.

RIESGO A EVALUAR

ELECTROCUCION O QUEMADURA

P O R

EN

FACTOR DE RIESGO

EVENTO O EFECTO POTENCIAL

CORTOCIRCUITO

REAL

RED FV 220V FUENTE

FRECUENCIA

NO HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN LA EMPRE SA

SUCED E VARIA S VECES AL AÑO EN LA EMPR ESA

SUCED E VARIA S VECES AL MES EN LA EMPRE SA

CONSECUENCIAS

EN PERSONAS

ECONOMICAS

AMBIENTALE S

EN LA IMAGEN EMPRESAR IAL

UNA O MAS MUERTES

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUC TURA

CONTAMIENA CION IRREPARABL E

INTERNACI ONAL

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

INCAPACIDA D PARCIAL PERMANENT E

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB.

CONTAMINAC ION MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

INCAPACIDA D TEMPORAL >1DIA

DAÑOS SEVEROS INTERRUPCIO N TEMPORAL

CONTAMINAC ION LOCALIZADA

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

LESION MENOR

DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCIO N BREVE

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIO NES

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

Posibles causas: malos contactos, falla del aislamiento del conductor, falla en el equipo inversor, humedades o encharcamientos. Medidas de protección: uso de reles térmicos de protección descrito en el indice de coordinación de protecciones..

19

15.5.

FACTOR DE RIESGO POR CONTACTO DIRECTO.

RIESGO A EVALUAR

ELECTROCUCION O QUEMADURA

P O R

EN

FACTOR DE RIESGO

EVENTO O EFECTO POTENCIAL

CONTACTO DIRECTO

REAL

RED FV 220V FUENTE

FRECUENCIA

NO HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN LA EMPRE SA

SUCED E VARIA S VECES AL AÑO EN LA EMPR ESA

SUCED E VARIA S VECES AL MES EN LA EMPRE SA

CONSECUENCIAS

EN PERSONAS

ECONOMICAS

AMBIENTALE S

EN LA IMAGEN EMPRESAR IAL

UNA O MAS MUERTES

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUC TURA

CONTAMIENA CION IRREPARABL E

INTERNACI ONAL

5

MEDIO

ALTO

ALTO

ALTO

MUY ALTO

INCAPACIDA D PARCIAL PERMANENT E

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB.

CONTAMINAC ION MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

INCAPACIDA D TEMPORAL >1DIA

DAÑOS SEVEROS INTERRUPCIO N TEMPORAL

CONTAMINAC ION LOCALIZADA

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

LESION MENOR

DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCIO N BREVE

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIO NES

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

Posibles causas: malos contactos, impericia de personal no autorizado, violacion de las distancias mínima. Medidas de protección: Establecer distancias de seguridad, instalar avisas de protección, puesta a tierra. 15.6.

FACTOR DE RIESGO POR CONTACTO INDIRECTO.

RIESGO A EVALUAR

ELECTROCUCION O QUEMADURA

P O R

CONSECUENCIAS

EN PERSONAS

UNA O MAS MUERTES

REAL

ECONOMICAS

AMBIENTALE S

DAÑO GRAVE EN INFRAESTRUC TURA

CONTAMIENA CION IRREPARABL E

EN

FACTOR DE RIESGO

EVENTO O EFECTO POTENCIAL

CONTACTO INDIRECTO

RED FV 220V FUENTE

FRECUENCIA

EN LA IMAGEN EMPRESAR IAL

INTERNACI ONAL

5

NO HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN EL SECTO R

HA OCURR IDO EN LA EMPRE SA

MEDIO

ALTO

ALTO

SUCED E VARIA S VECES AL AÑO EN LA EMPR ESA ALTO

SUCED E VARIA S VECES AL MES EN LA EMPRE SA MUY ALTO

20

INCAPACIDA D PARCIAL PERMANENT E

DAÑOS MAYORES; SALIDA DE SUB.

CONTAMINAC ION MAYOR

NACIONAL

4

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

ALTO

INCAPACIDA D TEMPORAL >1DIA

DAÑOS SEVEROS INTERRUPCIO N TEMPORAL

CONTAMINAC ION LOCALIZADA

REGIONAL

3

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

ALTO

LESION MENOR

DAÑOS IMPORTANTES INTERRUPCIO N BREVE

EL EFECTO MENOR

LOCAL

2

BAJO

BAJO

MEDIO

MEDIO

MEDIO

MOLESTIA FUNCIONAL

DAÑOS LEVES SIN INTERRUPCIO NES

SIN EFECTO

INTERNA

1

BAJO

BAJO

BAJO

BAJO

MEDIO

Posibles causas: malos contactos, falla de puesta a tierra, violacion de las distancias mínima. Medidas de protección: Establecer distancias de seguridad, instalar avisos de protección, puesta a tierra, equipotenciar equipos.

15.7.

DECISIONES Y ACCIONES PARA CONTROLAR EL RIESGO.

Las decisiones para controlar el riesgo dependen entonces de los resultados obtenidos en las matrices de riesgo.

21

16. DISTANCIAS DE SEGURIDAD. Las distancias mininas de seguridad se toman con base en el articulo 13º de RETIE adoptado de la norma ANSI C2, en su numeral 13.4 “ distancias mínimas para trabajos en partes energizadas.

Para el tramo de corriente alterna (220VAC), que corresponde desde el inversor hasta el tablero de brakers, se toma como base la tabla 13.7. y se fija un limite de 1m como minino de aproximación seguro a lo equipos energizados.Ademas se fijan avisos de seguridad y riesgo eléctrico para evitar infringir con el limite de aproximación restringida de los equipos y evitar contacto con partes energizadas. Para el tramo de corriente continua (DC), que corresponde al tramo entre los paneles y el inversor; se fija 1m como mínimo de aproximación a cualquier equipo energizado y 30cm como limite de aproximación restringida.

22

17. CÁLCULO DE CARGAS ACTUALES Y FUTURAS. N/A. No se considera cálculo de cargas actuales y futuras, porque el diseño es de sistema de generación fotovoltaica interconectado, el cual, no comprende cargas iniciales.

18. DISEÑO DE PUESTA A TIERRA. N/A. Para caso no se considera un diseño de puesto a tierra ya que la instalación no es nueva y por lo tanto el sistema FV se conecta al punto de puesta a tierra existente en el lugar. Sin embargo se verifica la existencia del mismo y se comprueba la conductividad de los equipos y elementos metálicos equipotenciados a tierra. La equipotencialidad de los equipos se realiza utilizando un conductor que une los equipos y estructura utilizando pernos de conexion a tierra. En la figura siguiente se describen los accesorios de equipotencializacion.

Para la selección del calibre de puesta a tierra de la instalación se tiene en cuenta la tabla 250-95 del retie.

23

Para el caso se selecciono un conductor de tierra con las siguientes especificaciones: cal 10AWG cu THHN THW 600V 60° 19. DISEÑO FOTOVOLTAICO. 19.1.

CLASIFICACION DE AREAS.

Como se mencionó en la sección 1.1, se considera un sistema de 5kW.. El número de paneles solares fotovoltaicos se eligió de acuerdo con su potencia pico, tensión nominal de trabajo, y en función también de las características del inversor al que se conectan. La configuración de 14 paneles irá organizada como se muestra en la siguiente imagen:Un string de 7 paneles llamado string 1 y otro string 2 de 7 paneles consecuentemente.

24

1

2

IMAGEN 6. Disposición Paneles Solares

Los cables fotovoltaicos irán por debajo de la estructura y sujetados con precinto plástico, hasta llegar a una caja de paso ubicada en techo y con protección IP65, de esta caja se despachan los conductores hasta el tablero FV en coraza metálica IMC y tubería EMT en interiores. Cabe resaltar que la estructura estará aterrizada sólidamente a tierra con un conductor calibre 12AWG. Las areas libres en el exterior de la plataforma de paneles es usada para la limpieza de los mismos. Al interior del local se ubica el equipo inversor y el tablero de protecciones AC y DC. 19.2.

RADIACIÓN SOLAR

El rendimiento de la instalación se obtiene a partir de la estimación de las Horas Pico Solares (HPS) correspondientes al emplazamiento. A partir de los datos de la Base de datos PVGIS, se puede generar una tabla como la siguiente, donde se resume que la irradiación media diaria es de 4.96 kWh/m2/día: MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio

DÍAS 31 28 31 30 31 30 31

RADIACIÓN DIARIA EN KWH/M2 5,133 5,03 5,788 5,11 4,941 4,869 5,141 25

Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio

31 30 31 30 31 30.42

5,048 4,288 4,74 4,653 4,861 4,96

TABLA 9. PRONOSTICO DE RADIACIÓN POR MES

19.3.

PRONÓSTICO DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA

Con ayuda de software PVsyst se ha logrado pronosticar la generación fotovoltaica del sistema. Los parámetros de entrada al programa han sido seleccionados de acuerdo con los datos correspondientes al proyecto tales como el consumo proyectado del cliente, ubicación, equipos, obstáculos, características del emplazamiento y otros. Las pérdidas resultantes para este proyecto en condiciones antes especificadas varían de un 25,2% a un 26,5%, en estas aparte de tener presente las eficiencias de los equipos: panel fotovoltaico e inversor también se han tenido en cuenta pérdidas adicionales en el cableado, pérdidas por sombra, pérdidas por temperatura, pérdidas adicionales en la indisponibilidad del sistema por fallos y por indisponibilidad debida al mantenimiento. Resultando así una producción anual pronosticada de 8913 kWh, como se muestra a continuación.

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio

DÍAS

PRONÓSTICO DE GENERACIÓN (KWH)

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31 30.42

800 750 750 690 720 740 780 770 750 720 710 720 765

TABLA 10. PRONOSTICO DE GENERACIÓN POR MES

19.4.

PROYECCIÓN DE USO DE ENERGÍA (AUTOCONSUMO Y EXCEDENTES)

FOTOVOLTAICA

GENERADA 26

De acuerdo, al comportamiento de consumo energético del predio, se estima un uso de la energía generada de acuerdo con la siguiente tabla: MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Promedio

DÍAS

PRONOSTICO GENERACION

31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

800 750 750 690 720 740 780 770 750 720 710 720

30.42

765

PRONÓSTICO DE AUTOCONSUMO (KWH)

PRONÓSTICO DE EXCENDENTES ENTREGADOS A RED (KWH)

192 180 180 165,6 172,8 177,6 187,2 184,8 180 172,8 170,4 172,8 183,6

608 570 570 524,4 547,2 562,4 592,8 585,2 570 547,2 539,6 547,2 581,4

TABLA 11. PRONOSTICO DE AUTOCONSUMO Y EXCEDENTES ENTREGADOS A RED POR MES

IMAGEN 7. Curvas promedio de generación de energía y consumo.

20. PRUEBAS A REALIZAR EL DÍA DE CONEXIÓN 27

La prueba de conexión debe realizarse entre las 9 am y 3pm. La prueba debe comenzar con el breaker AC de la planta solar fotovoltaica ubicado en el tablero general de distribución en estado OFF. En estas condiciones se debe medir el nivel de tensión en los bornes del tablero de distribución general, la cual debe ser de 120/220 V. La tensión en los terminales AC del inversor debe ser 0. Se debe verificar que exista nivel de tensión en los terminales DC del inversor, el cual debe ser en cada entrada MPPT. Además, las corrientes DC y AC en el inversor deben ser 0. Luego se debe accionar el breaker AC en el tablero general de distribución y pasado 5 minutos se debe observar que el inversor se ha enganchado a la red de energía eléctrica comercial, tanto en tensión como en frecuencia. En este momento se medirá el nivel de corriente en AC y en DC, los cuales dependen del nivel de radiación solar que se tenga en el momento de la prueba. El nivel de tensión en DC habrá disminuido también dependiendo del nivel de radiación y de la curva VI característica del panel solar instalado. Nota: El día de inspección el constructor y/o diseñador realizará las pruebas del sistema fotovoltaico diligenciando un protocolo y/o check list. Nota 2: Garantizar el libre y fácil acceso, al inversor y equipos asociados al sistema por parte del personal autorizado para realizar las pruebas el día de la conexión

21. DESVIACION DE LA NORMA El tablero de protecciones eléctricas y seccionamiento AC se encuentra a una altura mayor a 1,7m debido a que la ubicación presenta un flujo de personas alto que no deben tener acceso a dichos tableros. En el lugar se ubica una persona capacitada que posee la herramienta ( banco) para el acceso a los tableros. 22. CONCLUSIONES El presente informe muestra las características específicas y los documentos de soporte del diseño para una planta fotovoltaica de 5kW a ser instalada en la ciudad de Ocaña. 23. REFERENCIAS [1] Sección 210-19, Inciso a), Nota 4: “Los conductores de circuitos ramales como están definidos en la sección 100, con una sección que evite una caída de tensión superior al 3% en las salidas más alejadas de fuerza, calefacción, alumbrado o cualquier combinación de ellas y en los que la caída máxima de tensión de los circuitos alimentador y ramal hasta la salida más lejana no supere al 5%, ofrecen una eficacia razonable de funcionamiento. Para la caída de tensión en los conductores del alimentador, véase el artículo 215-2”

28

[2] Sección 215-2, Inciso b), Nota 2: “Los conductores de alimentadores tal como están definidos en la sección 100, con un calibre que evite una caída de tensión superior al 3% en las salidas más lejanas para potencia, calefacción, alumbrado o cualquier combinación de ellas y en los que la caída máxima de tensión de los circuitos alimentador y ramales hasta la salida más lejana no supere el 5%, ofrecen una eficacia de funcionamiento razonable.

24. FIRMA. Diseño y calculos realizados por: Ingeniero electricista Nicolas Ujueta Alvarez Con tarjeta profesional AT205150691

Direccion de correspondencia: Calle 11 13 25 centro ocaña Correo: [email protected] Movil: +57 3015790529

25. ANEXOS 25.1.

Anexo 1

29

30

31

25.2.

Anexo2

32

25.3.

Anexo 3.

33

25.4.

Anexo 4.

34

25.5.

Anexo 5.

35