Fotografia DESCRIPCIÓN BREVE la instalación eléctrica de baja tensión de un sistema fotovoltaico dimensionado para ser instalado en XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX Lugar y fecha __________________________ CED: xxxxxxxxxxxxx ING. xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx 1 CONTENIDO 2 Antecedentes 3 3 Objetivo 4 3.1 4 5 6 Datos generales del sistema de generación fotovoltaica Cálculos para circuitos de fuente fotovoltaica y circuito de entrada al inversor 4 6 4.1 Cálculo de conductores 6 4.2 Protección contra sobrecorriente 4.3 15 4.4 17 4.5 Cálculo de la caída de voltaje 21 Cálculo del circuito de Salida del Inversor. 24 12 5.1 Cálculo de conductores 24 5.2 Protección contra sobrecorriente 27 5.3 28 5.4 Cálculo de la Canalización 29 5.5 Cálculo de la caída de voltaje 32 Circuito para Interconexión del Sistema Fotovoltaico 34 6.1 Cálculo del conductor 34 6.2 Protección contra sobrecorriente 38 6.3 Cálculo de puesta a tierra 39 6.4 Cálculo de la Canalización 40 6.5 La caída de voltaje. 43 7 Calculo de corto circuito 46 8 sistema de proteccion contra sobretensiones 47 9 Sistema de tierras 48 10 Coordinación de protecciones 49 11 Subestación 50 12 ANEXO 1 listas 51 13 ANEXO 2 procedimiento o manual de mantenimiento 52 pág. 1 2 ANTECEDENTES Xxxxxxxxxxxxxxxx desea instalar un Sistema Fotovoltaico de ¿?? kWp para instalarlo en Azotea/patio/etc del inmueble. Ubicado en Dirección completa. CROQUIS El sistema eléctrico esta alimentado por la red general de distribución de CFE y no cuenta con sistemas auxiliares o de emergencia como plantas generadoras. pág. 2 3 OBJETIVO Reunir en el presente documento la información descriptiva de la instalación eléctrica de igual forma fundamentar, calcular y seleccionar los elementos que integrarán la instalación eléctrica de baja tensión de un Sistema Fotovoltaico que deberá cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas y Disposiciones Administrativas de Carácter General Aplicables que se pretende instalar en XXXXXXXXXX. 3.1 DATOS GENERALES DEL SISTEMA DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA No. de módulos fotovoltaicos material marca ¿?? Modelo ¿?? No. inversores marca modelo ¿???? Figura 1. *Figura 690-1(b). - Identificación de los Componentes de un Sistema Solar Fotovoltaico Elegir figura correspondiente de acuerdo a la norma pág. 3 El sistema se conectará a una instalación existente y de acuerdo con el “Manual de interconexión de Centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW” donde en su Tabla 1 Esquemas de interconexión para Centrales Eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW con relación al uso y venta de energía eléctrica, el esquema que le corresponde cumplir será el No. ¿?, tal como se aprecia en la siguiente Figura: Tabla 1 Elegir la correcta Esquema de interconexión 2 para Centrales Eléctricas menores o iguales que 250 kW en Media Tensión con Centros de Carga. Elegir el correspondiente pág. 4 Nota: En este documento cuando se utilice un * (asterisco) junto a la palabra: Artículo, Figura o Tabla, es porque estos fueron tomados de la NOM-001-SEDE-2012 4 CÁLCULOS PARA CIRCUITOS DE FUENTE FOTOVOLTAICA Y CIRCUITO DE ENTRADA AL INVERSOR 4.1 CÁLCULO DE CONDUCTORES Se pretende instalar una fuente fotovoltaica de ¡??? kWp en un arreglo como se muestra en la siguiente figura: Figura 2. Arreglo del sistema fotovoltaico propuesto pág. 5 A cada uno de los tres inversores se conectarán ¡??? páneles fotovoltaicos, uno constituido de un circuito en serie de ¿¿?? módulos y otro circuito en serie con ¿?? módulos. Redactar según corresponda El primer cálculo que se desea hacer es el de los conductores del circuito de la fuente fotovoltaica, para ello y de acuerdo con la NOM en el artículo *690-8(a) y *690-8(b). Dimensionamiento y corriente de los circuitos en su nota aclaratoria para este caso, dice: Nota: Cuando se aplican los requisitos de (a)(1) y (b)(1), el factor de multiplicación es del 156% Para el cálculo de la ampacidad máxima del circuito se deberá diseñar con la corriente de corto circuito del módulo, que se puede localizar en su placa de datos o en la ficha técnica. Figura 3. Datos técnicos de placa del módulo fotovoltaico elegido Ampacidad Máxima en el circuito o corriente de diseño (I diseño) 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐼𝑆𝐶 ∗ 156% pág. 6 Donde: 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝐼𝑆𝐶 : 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑑ú𝑙𝑜 Sustituyendo Datos: 𝐼𝑆𝐶 : 9.47 𝐴 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 9.47 ∗ 156% = 14.77 𝐴 Por lo tanto, para el circuito de salida de la fuente fotovoltaica y el circuito de entrada del inversor necesitamos un cable que tenga una ampacidad no menor 14.77 A, así utilizando la siguiente tabla y el criterio del articulo *11014(c)(1)(a)., tenemos: *Tabla 310-15(b)(16). - Ampacidades permisibles en conductores aislados para tensiones hasta 2000 volts y 60 °C a 90 °C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o directamente enterrados, basados en una temperatura ambiente de 30 °C* Para la selección del conductor en el circuito de salida de fuente fotovoltaica y entrada del inversor podemos utilizar un cable de calibre no menor a 14 AWG. 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 < 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 14.77 𝐴 < 15 𝐴 La NOM, sin embargo, requiere de ajustes basados en las condiciones ambientales donde se requiere ser instalados los conductores para la correcta conexión de equipos, por lo tanto, es necesario implementar los factores de corrección que se muestran a continuación: pág. 7 4.1.1 El factor de ajuste en el calibre del conductor por ocupación en la canalización, depende del número de conductores portadores de corriente alojados en una canalización, tal como se refleja en la siguiente Tabla: *Tabla 310-15(b)(3)(a). - Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización o cable Dado que los circuitos de la fuente fotovoltaica estarán integrados cada uno por 3 conductores: 1 positivo y 1 negativo más la puesta a tierra, son 2 conductores portadores de corriente, entonces no aplican las condiciones de la tabla anterior. 4.1.2 Para la corrección por temperatura realizaremos el cálculo basados en temperatura máxima promedio diaria de ¿¿¿???, que es de 26 °C. Figura 4. Temperaturas de ¿¿¿???, Veracruz, México Fuente: Servicio Meteorológico Nacional (humidity 1981–2000) Dado que el sistema fotovoltaico se instalará en una azotea, se colocará la tubería a una altura de 300 mm o mayor, para que el sumador de temperatura no afecte significativamente nuestro cálculo, conforme a la siguiente tabla: pág. 8 *Tabla 310-15(b)(3)(c). - Ajustes a la temperatura ambiente para canalizaciones circulares expuestas a la luz solar en o por encima de azoteas 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑇𝑚𝑎𝑥 𝑝𝑟𝑜𝑚 + 𝑇𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑐𝑢𝑖𝑡 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 26°𝐶 + 14°𝐶 = 40 °𝐶 Ajuste en la ampacidad del conductor dado el ajuste por temperatura: *Tabla 310-15(b)(2)(a). - Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 30 °C. Corrigiendo la ampacidad del cable con el nuevo factor obtenemos: 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐹. 𝐶. 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 15 ∗ 0.82 = 12.3 𝐴 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 < 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 pág. 9 14.77 𝐴 > 12.3 𝐴❌ Como se puede observar, la ampacidad del conductor calibre 14 una vez corregida, es inferior a la corriente de diseño, por tal motivo seleccionaremos un conductor de mayor capacidad y repetiremos los ajustes requeridos *Tabla 310-15(b)(16). - Ampacidades permisibles en conductores aislados para tensiones hasta 2000 volts y 60 °C a 90 °C. No más de tres conductores portadores de corriente en una canalización, cable o directamente enterrados, basados en una temperatura ambiente de 30 °C* Seleccionamos el calibre 12 AWG y le aplicamos el factor de corrección: 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐹. 𝐶. 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 20 ∗ 0.82 = 16.4 𝐴 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 < 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 14.77 𝐴 < 16.4 𝐴✔ Dado que la ampacidad corregida del conductor es mayor a la corriente de diseño, entonces se dejará el conductor calibre 12 AWG seleccionado y a continuación seleccionaremos el tipo de aislamiento adecuado para los conductores de este circuito. Los módulos fotovoltaicos funcionan a temperaturas elevadas cuando se exponen a temperaturas ambiente altas y al brillo de la luz solar. Estas temperaturas pueden rutinariamente exceder 70º C en muchos lugares. Los conductores de interconexión de los pág. 10 módulos están disponibles con aislamiento para lugares mojados y temperatura nominal de 90 ºC o más. Por lo tanto debemos usar cable formado por un conductor de cobre suave, con aislamiento de polietileno de cadena cruzada (XLPE), resistente a la luz ultravioleta. Figura 5. Agregando el conductor al Diagrama Unifilar 4.2 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE Para proteger el circuito utilizamos el criterio del articulo 690-8(b)(1)(a): 1) Dispositivos de Sobrecorriente. Donde son requeridos, los dispositivos de sobrecorriente deben ser seleccionados como es requerido en (a) hasta (d) siguientes: a. Conducir no menos del 125 por ciento de la corriente máxima calculada en 690-8 (a). Nota: Cuando se aplican los requisitos de (a)(1) y (b)(1), el factor de multiplicación es de 156% De acuerdo a la NOM la corriente de diseño para el cálculo del fusible o dispositivo de sobrecorriente para este cálculo, es igual a la corriente máxima (corriente de corto circuito, Isc del módulo fotovoltaico), multiplicada por 1.56, entonces: 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 9.47 ∗ 156% = 14.77 𝐴 De acuerdo con el articulo 240 debemos utilizar un dispositivo de sobrecorriente de valor nominal inmediato superior a la corriente calculada: En el mercado encontramos fusibles de 15 A, y el voltaje máximo para la selección del fusible puede tomarse del cálculo de Voc de la cadena, sumando el voltaje de cada módulo conectado en serie de 45.7 Vcd cada uno. pág. 11 Voc de cadena de 10 paneles: 10 𝑉𝑜𝑐 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎 1 = ∑ 𝑉𝑜𝑐𝑃𝑛 = 𝑉𝑜𝑐𝑃1 + 𝑉𝑜𝑐𝑃2 + ⋯ + 𝑉𝑜𝑐𝑃10 𝑛=1 Donde: Voccadena1: Voltaje de circuito abierto para cadena 1 VocPn: Voltaje de circuito abierto de panel según características de la ficha técnica Figura 6. Datos técnicos de placa del módulo fotovoltaico policristalino marca ¡????? pág. 12 Sustituyendo: 10 𝑉𝑜𝑐 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎 1 = ∑ 𝑉𝑜𝑐𝑃𝑛 = 45.7 + 45.7 + ⋯ + 45.7 = 457 𝑉𝑐𝑑 𝑛=1 9 𝑉𝑜𝑐 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎 2 = ∑ 𝑉𝑃𝑛 = 𝑉𝑃1 + 𝑉𝑃2 + ⋯ + 𝑉𝑃9 𝑛=1 9 𝑉𝑜𝑐 𝑐𝑎𝑑𝑒𝑛𝑎 2 = ∑ 𝑉𝑃𝑛 = 45.7 + 45.7 + ⋯ + 45.7 = 411.3 𝑉𝑐𝑑 𝑛=1 Determinando que el voltaje de operación de los fusibles debe ser mayor que 457 Vcd y 411.3 Vcd respectivamente, comercialmente encontramos fusibles que funcionan a 600 Vcd y 1,000 Vcd, con los cálculos anteriores determinamos que cualquiera de los dos voltajes comerciales son factibles de utilizarse. Todos los conductores de los circuitos de fuentes fotovoltaicas y de salida deben tener protección contra sobrecorriente de acuerdo con 690-9. Figura 7. Agregando las protecciones contra sobrecorriente al Diagrama Unifilar pág. 13 pág. 14 4.3 CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA La selección del cable de puesta a tierra en el circuito de la fuente fotovoltaica dependerá del valor del Fusible seleccionado, usando la tabla 250-122 de la NOM. Tabla 250-122. Conductor de puesta a tierra de la fuente fotovoltaica Por lo tanto el conductor a utilizar será un conductor de cobre, desnudo o con forro de color verde calibre 14 AWG. La norma exige que se conecte a tierra todos los equipos en el artículo 690-43, dentro de los equipos importantes encontramos al inversor donde se debe realizar la conexión a tierra del sistema en corriente directa y corriente alterna, existen tres métodos permitidos por la norma y esta ocasión utilizaremos el propuesto en el artículo 690-47(c)(2) 2) Electrodo común de puesta a tierra de corriente continua y de corriente alterna. Un conductor del electrodo de puesta a tierra de corriente continua del tamaño especificado en 250-166 pág. 15 debe correr desde el punto de conexión marcado del electrodo de puesta a tierra de corriente continua hasta el electrodo de puesta a tierra de corriente alterna. El criterio de selección es el siguiente: b) No menor que el conductor más grande. Si el sistema de corriente continua es diferente al de (a) anterior, el conductor del electrodo de puesta a tierra no debe ser menor que el conductor más grande alimentado por el sistema, y no menor que el 8.37 mm2 (8 AWG) de cobre, o el 13.3 mm2 (6 AWG) de aluminio. Por lo tanto el conductor de puesta a tierra en el lado de corriente continua del inversor debe ser un cable calibre 8 AWG que se conecte desde la borna de puesta a tierra en el lado de corrientecontinua hasta el electrodo de puesta a tierra del la subestación sin interrupciones o empalmes y derivaciones. Figura 8. Agregando el conductor de puesta a tierra al Diagrama Unifilar pág. 16 4.4 CÁLCULO DE LA CANALIZACIÓN Cuando se instalan en lugares fácilmente accesibles, los circuitos de fuente y de salida fotovoltaicos, funcionando a tensiones máximas del sistema mayores a 30 volts, se deben instalar en una canalización. Se pretende que el Sistema fotovoltaico sea interactivo con fines escolares por lo tanto es necesario brindarle una canalización tal como lo exige 690-31(a). El factor de relleno en tubo conduit debe ser calculado usando la tabla 1 del Capítulo 10. Tabla 1.- Porcentaje de la sección transversal en tubo conduit y en tubería para los conductores El criterio que utilizaremos para seleccionar la tubería será *300-6. Protección contra la corrosión y el deterioro. Las canalizaciones, charolas portacables, ensamble de cables con canalizaciones prealambradas, canales auxiliares, armadura de cables, cajas, forros de cables, gabinetes, codos, coples, accesorios, soportes y todo el material de soporte, deben ser de materiales adecuados para el medio ambiente en el cual van a ser instalados. 1) Expuesto a la luz solar. Cuando los materiales están expuestos a la luz solar, deben estar identificados como resistentes a la luz solar. Tubo conduit metálico pesado de acero galvanizado (RMC) 344-10. Usos permitidos a) Condiciones atmosféricas y ocupaciones 1) Tubo conduit metálico pesado de acero galvanizado (RMC) y de acero inoxidable. Se permitirá el uso de tubo conduit metálico pesado de acero galvanizado (RMC) y de acero inoxidable en todas las condiciones atmosféricas e inmuebles. acuerdo a la (NOM) se debe corregir por los siguientes factores: por temperatura, por agrupamiento pág. 17 Por lo tanto la instalación deberá contar con Tubo conduit metálico pesado de acero galvanizado (RMC) en sus canalizaciones. El cálculo del factor de agrupamiento Para realizar el cálculo del factor de relleno es necesario conocer la ficha técnica de los conductores a utilizar, cable solar (Figura 9) y conductor de puesta a tierra (Figura 10) Recordando: 𝐷 2 𝐴 = 𝜋( ) 2 Donde : A: área del cable D:diámetro exterior nominal del cable basado en ficha técnica (Figura 9) Figura 9. Información Técnica del cable para uso solar pág. 18 Área del conductor solar: 𝐷 2 6.2 2 𝐴𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 𝜋 ( ) = 𝜋 ( ) 2 2 𝐴𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 = 30.19 𝑚𝑚2 Figura 10. Información Técnica del cable de puesta a tierra Tamaño Tipo mm2 Diámetro aproximado Area aproximada mm mm2 AWG o kcmil TW, XF, XFF, THHW, THW, 2.08 THW-2 14 3.378 8.968 3.31 12 3.861 11.68 5.26 10 4.470 15.68 6.63 8 5.994 28.19 TW,THHW, THW,THW-2 Realizando el cálculo del área basándonos en los valores de un cable THW cal. 14 AWG de Cobre. 𝐷 2 3.378 2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 = 𝜋 ( ) = 𝜋 ( ) 2 2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 = 8.968 𝑚𝑚2 Figura 11. Sumando las áreas de los conductores del circuito de la fuente fotovoltaica Cable Calibre Area Positivo 12 AWG 30.19 mm2 Negativo 12 AWG 30.19 mm2 Puesta a Tierra 14 AWG 8.968 mm2 Área ocupada por el cable 69.348 mm2 Apoyándonos de la siguiete tabla, seleccionaremos la canalización adecuada pág. 19 69.348𝑚𝑚2 < 81 𝑚𝑚2 La tubería a utilizar en cada circuito será de por lo menos 16 mm Conduit metálico pesado(RMC). Figura 12. Agregando la canalización al Diagrama Unifilar pág. 20 4.5 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE Es posible calcular la caída de voltaje utilizando la ley de Ohm 𝑉 = 𝐼𝑅 Donde: V: Voltaje en Volts(V) I: intensidad de Corriente del Circuito en Amperes (A) R: Resistencia del circuito en Ohms (Ω) El valor de la resistencia se puede obtener de la siguiente tabla de la NOM: pág. 21 pág. 22 El valor para el calibre 12 AWG es de 6.73 Ω/Km. 𝑅∗𝑑 𝐸 =𝐼∗( ) 1,000 Figura 13. Caida de Voltaje por circuito (Volts) Caída de voltaje Calibre de Conductor Corriente nominal Cadena 1 12 AWG 8.89 A 9.5 m 6.73 Ω/km 0.56838215 Inversor 1 Cadena 2 12 AWG 8.89 A 11 m 6.73 Ω/km 0.6581267 Inversor 2 Cadena 3 12 AWG 8.89 A 13.4 m 6.73 Ω/km 0.80171798 Inversor 2 Cadena 4 12 AWG 8.89 A 14.1 m 6.73 Ω/km 0.84359877 Inversor 3 Cadena 5 12 AWG 8.89 A 15.90 m 6.73 Ω/km 0.95129223 Inversor 3 Cadena 6 12 AWG 8.89 A 17.3 m 6.73 Ω/km 1.03505381 Inversor Circuito Inversor 1 Distancia Resistencia El porcentaje de la caída de voltaje dependerá del valor del voltaje en cada circuito: 𝐸 𝑒% = 𝑥100 𝑉 Figura 13. Caida de Voltaje por circuito en porcentaje (%) pág. 23 Voltaje Caída de voltaje Inversor Circuito e% Inversor 1 Cadena 1 371 V 0.56838215 0.153% Inversor 1 Cadena 2 333.1 V 0.6581267 0.198% Inversor 2 Cadena 3 371 V 0.80171798 0.216% Inversor 2 Cadena 4 333.1 V 0.84359877 0.253% Inversor 3 Cadena 5 371 V 0.95129223 0.256% Inversor 3 Cadena 6 333.1 V 1.03505381 0.311% 5 CÁLCULO DEL CIRCUITO DE SALIDA DEL INVERSOR. 5.1 CÁLCULO DE CONDUCTORES Figura 14. Calculando los conductores del Circuito de Salida del Inversor Según el articulo 690-8(a)(3), la Corriente del circuito de salida del inversor será la corriente máxima permanente de salida del inversor. Figura 15. Datos técnicos de los Inversores pág. 24 Tomamos como 26 A la corriente máxima de la salida del inversor y recordando: 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐶𝐴 ∗ 125% 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 26 𝐴 ∗ 125% = 32.5 𝐴 Por lo tanto debemos buscar un conductor con una ampacidad mayor o igual a 32.5 A apoyándonos para esto en la siguiente tabla: Tabla 310-15(b)(16) 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 32.5 𝐴 < 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 < 40 𝐴✔ La NOM, sin embargo requiere de ajustes basados en las condiciones ambientales donde se instalarán los equipos, por lo tanto es necesario implementar los factores de corrección que se muestran a continuación: pág. 25 Tabla 310-15(b)(3)(a).- Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización El circuito estará integrado por ¿? conductores ¿? fases, más la puesta a tierra, son ¿? conductores portadores de corriente y no aplica las condiciones de la tabla anterior. Para la corrección por temperatura realizaremos el cálculo basados en temperatura máxima promedio diaria de ¿¿¿???, que es de ¿? °C. Figura 16. Temperaturas de ¡¡¡????, Veracruz, México Fuente: Servicio Meteorológico Nacional (humidity 1981–2000) Dada la ubicación del inversor, para el circuito de la salida de este, no le aplican ajustes para canalizaciones sobre azotea. 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑇𝑚𝑎𝑥 𝑝𝑟𝑜𝑚 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 26°𝐶 Para justificar este dato, utilizaremos la siguiente tabla: pág. 26 Tabla 310-15(b)(2)(a).- Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 30 °C. Corrigiendo la ampacidad del cable con el nuevo factor obtenemos: 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐹. 𝐶. 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 40 ∗ 1.00 = 40 𝐴 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 < 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 32.5 𝐴 < 40 𝐴✔ Por lo tanto no debemos incrementar el calibre del conductor. 5.2 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE Estos conductores deben protegerse de sobrecorrientes de acuerdo con el Artículo 240. Dicha protección debe ubicarse en la salida del inversor. 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐶𝐴 ∗ 125% 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 26 𝐴 ∗ 125% = 32.5 𝐴 32.5 𝐴 < 40 𝐴 Se utilizará una protección de 2 polos por 40 A a 220V, en la salida del inversor. pág. 27 Figura 17. Agregando la protección sobre corriente al Diagrama Unifilar 5.3 CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA La selección del cable de puesta a tierra en el circuito de la salía del inversor, dependerá del valor del interruptor seleccionado, usando la tabla 250-122 de la NOM. Tabla 250-122 pág. 28 Por lo tanto debemos utilizar un conductor de cobre, desnudo o con forro de color verde calibre 10 AWG. Figura 18. Agregando el conductor de puesta a tierra al Diagrama Unifilar 5.4 CÁLCULO DE LA CANALIZACIÓN El criterio que utilizaremos para seleccionar la tubería será el mismo que la parte de la salida de la Fuente fotovoltaica, utilizando tubería Conduit pesado (RMC). El factor de relleno en tubo conduit debe ser calculado usando la tabla 1 del Capítulo 10. Tabla 1.- Porcentaje de la sección transversal en tubo conduit y en tubería para los conductores El cálculo del factor de agrupamiento Para realizar el cálculo del factor de relleno es necesrio conocer las características de los conductores a utilizar en el circuito: Recordando: 𝐷 2 𝐴 = 𝜋( ) 2 pág. 29 Donde : A: área del cable D:diámetro exterior nominal del cable basado en ficha técnica. Figura 19. Información Técnica del cable de puesta a tierra Realizaremos el cálculo del área basándonos en los valores de un cable THW cal. 8 AWG de Cobre. 𝐷 2 5.994 2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒 = 𝜋 ( ) = 𝜋 ( ) 2 2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒 = 28.19 𝑚𝑚2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 𝐷 2 4.47 2 = 𝜋( ) = 𝜋( ) 2 2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 = 15.68 𝑚𝑚2 Figura 20. Sumando las áreas de los conductores del circuito de Salida del Inversor pág. 30 Cable Calibre Area Fase 1 8 AWG 28.19 mm2 Fase 2 8 AWG 28.19 mm2 Puesta a Tierra 10 AWG 15.68 mm2 Área ocupada por el cable 72.06 mm2 72.06𝑚𝑚2 < 81 𝑚𝑚2 La tubería a utilizar para cada circuito de salida del inversor deberá será de por lo menos 16 mm Conduit metálico pesado(RMC). Figura 20. Agregando la canalización al Diagrama Unifilar pág. 31 5.5 CÁLCULO DE LA CAÍDA DE VOLTAJE La caída de voltaje es posible calcularla utilizando la ley de Ohm, pero a diferencia de la corriente directa se debe utilizar en lugar de la resistencia, la impedancia en CA. 𝑉 = 𝐼𝑅 = 𝐼𝑍 Donde: V: Voltaje en Volts(V) I: intensidad de Corriente del Circuito en Amperes (A) R: Resistencia del circuito en Ohms (Ω) Z: impedancia en CA (Ω) La impedancia (Z) eficaz se define como R cos (θ)+ X sen(θ), en donde θ es el ángulo del factor de potencia del circuito. Al multiplicar la corriente por la impedancia eficaz se obtiene una buena aproximación de la caída de tensión de línea a neutro, la impedancia eficaz (Ze) se puede calcular a partir de los valores de R y XL dados en esta tabla, como sigue: Ze = R x FP + XL sen [arc cos (FP)]. 𝑍𝑒 = 𝑅 𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 + 𝑋𝐿 𝑠𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑛 𝜃 𝑍𝑒 = 𝑅 𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 + 𝑋𝐿 𝑠𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑛 (𝜃) 𝐹. 𝑃. =𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 Tomando para el calculo un factor de potencia (F.P.) de 0.9 pág. 32 Sutituyendo valores: 𝑍𝑒 = 2.56(0.9) + 0.213(0.436) = 2.3969 𝛺/𝑘𝑚 El valor para el calibre 8 AWG es de 2.3969 Ω/Km. 𝑍∗𝑑 𝐸 =𝐼∗( ) 1,000 Figura 21. Caida de Voltaje por circuito (Volts) Calibre de Conductor Corriente nominal Distancia Resistencia Caída de voltaje Inversor Circuito Inversor 1 C1 8 AWG 26 A 2m 2.3969 Ω/Km 0.125 V Inversor 2 C2 8 AWG 26 A 2m 2.3969 Ω/Km 0.125 V Inversor 3 C3 8 AWG 26 A 2m 2.3969 Ω/Km 0.125 V El porcentaje de la caída de voltaje dependerá del valor del Voltaje en cada circuito: 𝐸 𝑒% = 𝑥100 𝑉 Figura 22. Caida de Voltaje por circuito en porcentaje (%) Inversor pág. 33 Circuito Voltaje Caída de voltaje e% Inversor 1 C1 127V 0.125 0.098% Inversor 2 C2 127 V 0.125 0.098% Inversor 3 C3 127 V 0.125 0.098% 6 CIRCUITO PARA INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO 6.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR Se propone llevar la energía de los ¡? inversores en un solo circuito, debemos cumplir con los siguientes requisitos de 690-14(c)(1) y 690-14(d)(1)-(4). c) Requisitos para el medio de desconexión. Se debe proveer un medio que desconecte todos los conductores de un edificio u otra estructura de los conductores del sistema fotovoltaico. 1) Ubicación. El medio de desconexión del sistema fotovoltaico se debe instalar en un lugar fácilmente accesible, bien sea en el exterior de un edificio o estructura, o en el interior, lo más cerca del punto de entrada de los conductores del sistema. d) Inversores interactivos con el suministrador montados en lugares que no son fácilmente accesibles. Se permitirá que los inversores interactivos con el suministrador estén montados sobre techos u otras áreas exteriores que no sean fácilmente accesibles. Estas instalaciones deben cumplir las condiciones (1) hasta (4) siguientes: (1) Se debe montar un medio de desconexión del sistema fotovoltaico de corriente continua al alcance de la vista desde el inversor o dentro de él. (2) Se debe montar un medio de desconexión de corriente alterna al alcance de la vista desde el inversor o dentro de él. (3) Los conductores de salida de corriente alterna provenientes del inversor y un medio adicional de desconexión de corriente alterna para el inversor deben cumplir con (c)(1) anterior. (4) pág. 34 Se debe instalar una placa con leyenda de acuerdo con 705-10. Figura 23. Calculando los conductores del Circuito para la Interconexión del SFV Para realizar el cálculo hacemos la sumatoria de corriente de los inversores: Recordando LCK “La suma algebraica de las corrientes que entran a cualquier nodo es cero.” Por lo tanto: la suma de las corrientes que entran es igual a la suma de las corrientes que salen. Donde: 𝐼𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 = 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 1 + 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 2 + 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 3 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 1 = 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 2 = 𝐼𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟 3 = 26 𝐴 Sustituyendo: 𝐼𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 = 26 + 26 + 26 = 78 𝐴𝐶𝐴 Por lo tanto: pág. 35 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐼𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 ∗ 125% 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 78 𝐴 ∗ 125% = 97.5 𝐴 Tabla 310-15(b)(16) Se utiliza el conductor de calibre 1/0 AWG.. 97.5 𝐴 < 125 𝐴 La NOM, sin embargo requiere de ajustes basados en las condiciones ambientales donde se instalarán los equipos. Los factores de corrección que se muestran a continuación: pág. 36 Tabla 310-15(b)(3)(a).- Factores de ajuste para más de tres conductores portadores de corriente en una canalización El circuito estará integrado por ¿? conductores ¿? fases, más la puesta a tierra, son ¿? conductores portadores de corriente y no aplica las condiciones de la tabla anterior. Para la corrección por temperatura realizaremos el cálculo basados en temperatura máxima promedio diaria de ¿???, que es de ¿? °C. Figura 24. Temperaturas de ¿?, Veracruz, México Fuente: Servicio Meteorológico Nacional (humidity 1981–2000) El circuito de la salida del inversor no le aplica ajustes para canalizaciones sobre azotea. 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑇𝑚𝑎𝑥 𝑝𝑟𝑜𝑚 𝑇𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 26°𝐶 Aplicando la temperatura de diseño en la siguiente tala: pág. 37 Tabla 310-15(b)(2)(a).- Factores de Corrección basados en una temperatura ambiente de 30 °C. Corrigiendo la ampacidad del cable con el nuevo factor obtenemos: 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 𝐼𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐹. 𝐶. 𝑇𝑒𝑚𝑝. 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 = 125 ∗ 1.00 = 125 𝐴 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 < 𝐼𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 97.5 𝐴 < 125𝐴✔ Por lo tanto no debemos incrementar el calibre del conductor. 6.2 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE Estos conductores deben protegerse de sobrecorrientes de acuerdo con el *Artículo 240. El medio de desconexión del sistema fotovoltaico se debe instalar en un lugar fácilmente accesible, bien sea en el exterior de un edificio o estructura, o en el interior, lo más cerca del punto de entrada de los conductores del sistema.. 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝐼𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 ∗ 125% 𝐼𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 78 𝐴 ∗ 125% = 97.5 𝐴 97.5 𝐴 < 100 𝐴 Se utilizará una protección de 3 polos por 100 A a 220V, entre la salida de la caja concentradora de los ITM de inversores y el centro de carga del edificio. pág. 38 Figura 25. Agregando la protección contra sobre corriente al circuito de interconexión 3 x 100ª 10KA 3-1/0 AWG THW C u 6.3 CÁLCULO DE PUESTA A TIERRA La selección del conductor de puesta a tierra en el circuito de interconexión del SFV dependerá del valor del Interruptor seleccionado, usando la tabla 250-122 de la NOM. pág. 39 Por lo tanto debemos utilizar un conductor de cobre, desnudo o con forro de color verde calibre 8 AWG 6.4 CÁLCULO DE LA CANALIZACIÓN El criterio que utilizaremos para seleccionar la tubería será el mismo que para la salida de la Fuente fotovoltaica, utilizando tubería Conduit pesado (RMC). El factor de relleno en tubo conduit debe ser calculado usando la tabla 1 del Capítulo 10. Tabla 1.- Porcentaje de la sección transversal en tubo conduit y en tubería para los conductores El cálculo del factor de agrupamiento Para realizar el calculo del factor de relleno es necesrio conocer la ficha técnica del cable a utilizar: Recordando: 𝐷 2 𝐴 = 𝜋( ) 2 Donde : A: área del cable D:diámetro exterior nominal del cable basado en ficha técnica. Realizaremos el calculo del área basandonos en los valores de un cable THW cal. 8 AWG de Cobre. pág. 40 𝐷 2 12.7 2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒 = 𝜋 ( ) = 𝜋 ( ) 2 2 𝐴𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑓𝑎𝑠𝑒 = 126.67 𝑚𝑚2 𝐷 2 6.477 2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 = 𝜋 ( ) = 𝜋 ( ) 2 2 𝐴𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎 𝑎 𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎 = 32.9 𝑚𝑚2 Figura 26. Sumando las áreas de los conductores del circuito de interconexión pág. 41 Cable Calibre Area Fase 1 4 AWG 126.67 mm2 Fase 2 4 AWG 126.67 mm2 Fase 3 4 AWG 126.67 mm2 Puesta a Tierra 8 AWG 32.9 mm2 Área ocupada por el cable 411.68 mm2 411.68 𝑚𝑚2 < 533 𝑚𝑚2 La tubería a utilizar en cada circuito deberá ser de por lo menos 41 mm Conduit metálico pesado(RMC). pág. 42 Figura 26. Agregando la canalización al Diagrama Unifilar< 3 x 70ª 10KA 3-1/0 AWG THWCu 1-8 AWG Cu 1-T Conduit PG 41 mm 6.5 LA CAÍDA DE VOLTAJE. En el cálculo de la caída de voltaje es posible utilizar la ley de Ohm, pero a diferencia de la corriente directa se debe utilizar en lugar de la resistencia, la impedancia en CA. 𝑉 = 𝐼𝑅 = 𝐼𝑍 Donde: V: Voltaje en Volts(V) I: intensidad de Corriente del Circuito en Amperes (A) R: Resistencia del circuito en Ohms (Ω) Z: impedancia en CA (Ω) La impedancia (Z) eficaz se define como R cos (θ)+ X sen(θ), en donde θ es el ángulo del factor de potencia del circuito. Al multiplicar la corriente por la impedancia eficaz se obtiene una buena aproximación de la caída de tensión de línea a neutro, la impedancia eficaz (Ze) se puede calcular a partir de los valores de R y XL dados en esta tabla, como sigue: Ze = R x FP + XL sen [arc cos (FP)]. pág. 43 𝑍𝑒 = 𝑅 𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 + 𝑋𝐿 𝑠𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑛 𝜃 𝑍𝑒 = 𝑅 𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 + 𝑋𝐿 𝑠𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑛 (𝜃) 𝐹. 𝑃. =𝑐𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑠 𝜃 Tomando para el calculo un factor de potencia (F.P.) de 0.9 Sutituyendo valores: 𝑍𝑒 = 0.39(0.9) + 0.180(0.436) = 0.429𝛺/𝑘𝑚 El valor para el calibre 1/0 AWG es de 0.429 Ω/Km. 𝑍∗𝑑 𝐸 =𝐼∗( ) 1,000 Figura 27. Caida de Voltaje por circuito (Volts) Circuito Cto. Interconexión Calibre de Conductor 1/0 AWG Corriente nominal Distancia 78 A 12 m Resistencia 0.429 Ω/Km Caída de voltaje 0.402 V El porcentaje de la caída de voltaje dependerá del valor del voltaje en cada circuito: 𝐸 𝑒% = 𝑉 𝑥100 cx pág. 44 Figura 28. Caida de Voltaje por circuito en porcentaje (%) Circuito Cto. Interconexión Voltaje Caída de voltaje 127V 0.402 e% 0.316% Figura 27. Agregando la caída de voltaje al Diagrama Unifilar 3 x 100ª 10KA 3-4 AWG THWCu 1-8 AWG Cu 1-T Conduit PG 16 mm e%=0.316 pág. 45 7 CALCULO DE CORTO CIRCUITO El calculo de corto circuito para el presente proyecto se realizo por medio del metodo de bus infinito ya que no se proporcionan MVA´s por parte del cliente en el punto de conexión, acontinuacion se presentan los resultados. Voltaje 13,200 V Transformador Pedestal 3 fases, 75 KVA Voltaje 13,200/220-127 V Z%= 3.46 Voltaje 220V Para la elaboracion de los calculos la formula para el bus infinito es la siguiente: 𝐼𝑠𝑐𝑎 = (𝑥𝑓𝑚𝑟 𝐹𝐿𝐴)𝑥100/𝑍 Donde : 𝐼𝑠𝑐𝑎 = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝐴 (𝑥𝑓𝑚𝑟 𝐹𝐿𝐴) = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑍 = 𝑖𝑚𝑝𝑒𝑑𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 Se necesita sacar la corriente del transformador, por lo que se utiliza la siguiente formula: 𝐼𝑥𝑓𝑚𝑟 𝐹𝐿𝐴 = 𝑘𝑉𝐴𝑥1000 𝑉𝑥√3 Donde : 𝐼𝑥𝑓𝑚𝑟 𝐹𝐿𝐴 = 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 𝐴 kVA= Capacidad del transformador en kVA V= Voltaje del secundario del transformadors en V 𝐼𝑥𝑓𝑚𝑟 𝐹𝐿𝐴 = pág. 46 75𝑘𝑉𝐴𝑥1000 220𝑉𝑥√3 = 197.05 𝐴 Sustituyendo la primera ecuacion con el resultado anterior: 𝐼𝑠𝑐𝑎 = (197.05𝐴)𝑥100 2.5 = 7,882.29 𝐴 = 7.8𝑘𝐴 Podemos ver que los niveles de nuestras protecciones para cortocircuito deberan ser igual o mayores de 10kA 8 SISTEMA DE PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES Para la selección de la protección de sobretensión se determina de acuerdo deacuerdo al área de exposición que la densidad de rayo a tierra que para el área de Xalapa es media por lo que se utiliza la figura 41 de la nom NXM-J-549-ANCE-2005. Se deberá utilizar un supresor de sobretensiones en el área de la acometida clase C de 20 kVA, para un rango de 240VCA, y en el lado de los inversores uno clase C-B 20 KVA para 600VCD pág. 47 9 SISTEMA DE TIERRAS Se realiza el calculo de la resistencia para el sistema de tierras con un arreglo tipo malla presentado en el siguiente diagrama, sabiendo que la resistividad proporcionada por el cliente es de10 Ωm,: Para el arreglo anterior se realiza el cálculo mostrado a continuación: Formula Sustitución Resultado 1 1 1 𝑅 = 𝜌[ + (1 + )] 𝐿𝑡 √20𝐴 1 + ℎ√20/𝐴 1 1 1 𝑅 = 10𝑚𝛺 [ + (1 + )] 24𝑚 √20 ∗ 9 1 + 0.6𝑚√20/9 R=1.995Ω Normativamente debemos tener una resistencia menor a 10 Ω por lo que nuestro sistema cumple con estas características, y el cable a utilizar deberá ser calibre 1/0 AWG como mínimo en cobre, con electrodos de 5/8. En el caso que el sistema de tierras sea diferente a lo mostrado en el cálculo se deberá solucionar con medios permitidos. pág. 48 10 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Para la realización de la coordinación de protecciones se utiliza el método grafico mediante la utilización de curvas de disparo. Para la primera parte en corriente directa se observa que las protecciones en CD serán fusibles por lo que se utiliza un fusible de marca Eaton modelo PV15A10# Se observa que el fusible rompe abajo de 6 seg. En 60A por lo quepara el sistema de corriente directa el sistema quedaría protegido. pág. 49 En las siguientes curvas se observa que el interruptor de 40 A y el de 100A actúan a 0.017 Seg.arriba de su carga máxima, por lo que la coordinación de protecciones es la correcta. 11 SUBESTACIÓN La Universidad XXXXXXXXX cuenta con un transformador trifasico 13200-220/127 V tipo pedestal de una capacidad de 75KVA en su subestacion particular, Alimentado por la red general de distribución de CFE, la cual cuenta con codos portafusibles en el punto de conexión, cabe mencionar que esta subestacion es existente y es hasta el momento su única fuente de energía, no cuenta con sistemas de emergencia o respaldo, al instalar los paneles calculados se pretende establecer una metodología de ahorro de energía y cuidado del medio ambiente. La generación del sistema fotovoltaico reduce la carga instalada por un 27.87% de la demanda contratada, por lo que el sistema no superara el 80 % de demanda de la subestación cuando se encuentre generaldo o consumiendo, como se muestra acontinuación. Capacidad del transformador Carga instalada Porcentaje utilización Generación Solar 0.0750 MVA 0.0675 MW 0.0577 MVA 0.0520 MW 76.93% 76.93% 0.0209MVA 0.01881MW pág. 50 Porcentaje utilizacion resultante 49.06% 49.06% La conexión al sistema se realizará en la carga del inmueble por lo que la energía que no se consuma en el inmueble será consumida por la red de distribución. pág. 51 12 ANEXO 1 LISTAS Lista de materiales y equipos pág. 52 ID Descripción Marca 1 Panel Fotovoltaico de 330 Wp 2 Cable 12 AWG RHW-2 Cu PV Luxen Solar Energy CONDUMEX 3 Cable 14 AWG THW CU IUSA 4 Porta Fusibles BLUSUN SOLAR 5 Fusibles de 15 A LEADER SOLAR 6 Inversor SUN6.0TL2M Sunnergy 7 Cable 8 AWG THW Cu Indiana 8 Cable desnudo 10 AWG IUSA 9 Interruptor termomagnético 2x40 A 10 Cable 4 AWG THW Schneider Electric Indiana 11 Cable 8 AWG THW Cu Indiana 12 Tubería pared gruesa 16 mm RYMCO 13 Tubería pared gruesa 21 mm RYMCO 14 Tubería pared gruesa 41 mm RYMCO 15 Interruptor termomagnético 3x200 A SIEMENS 13 ANEXO 2 PROCEDIMIENTO O MANUAL DE MANTENIMIENTO Procedimiento de mantenimiento preventivo ● ● ● ● ● ● ● Principalmente, debemos desconectar nuestro sistema, así evitaremos posibles accidentes. Seguiremos con una revisión visual de todos los elementos; así notaremos si existe algún daño en el panel (si ha sido impactado por algún elemento ambiental), si los cables del sistema están en perfecto estado. Debe verificarse que no existan objetos (como árboles) bloqueando la entrada de luz al panel solar. En caso de tener árboles cerca, mantenerlos podados para que no interfieran con la obtención de radiación. Una vez chequeados todos los componentes, es necesario hacer una limpieza, se recomienda usar solo agua y un paño para no dañar los paneles. Si limpiamos constantemente cada panel solar, permitimos que se optimice la captación de rayos solares, por tanto, será más efectiva su operatividad. Si por el contrario, los paneles están sucios, su efectividad se verá reducida considerablemente. El mantenimiento preventivo en el inversor corresponderá de limpieza con dielectrico y ajuste de zapatas. En el caso de mantenimientos correctivos se realizaran por personal calificado y certificado. pág. 53
