Tema: Caidas de tensión por criterio económico

Muy buenas,

Según he podido comprobar en diferentes proyectos, hay grandes diferencias de caidas de tensión por criterio económico según el proyectista.
´
¿Con que caidas de tensión trabajais normalmente? Entre 0,8-1 % o por el contrario hay que ir buscando casi el 0,6-0,8%. Hablo en la parte de alterna y para pequeñas plantas de 100 kw y 10 seguidores con un % general de todos los seguidores. Se que es un tema muy recurrido pero no tanto desde el punto de vista económico y de viabilidad del cableado.

Para este 0,8% sale una general de 3,5x95mm2 en Aluminio para 6 seguidores y 120 metros y otra de 3,5x95mm2 en Aluminio para 4 seguidores de 60 metros.

¿como lo veis? aceptable o deberiamos irnos a lineas de 120-150 para buscar el 0,6%

Un saludo y espero vuestro consejo.

Hola,

Un pequeño comentario de paso, porque suele ser una cosa de la cual pasa todo el mundo: la caída de tensión que se calcula por los métodos usuales siempre se entiende A MÁXIMA POTENCIA. Ello implica que la pérdida energética en los cables sobre una base anual es bastante menor. Un buen orden de magnitud es de considerar que hay un factor 4 (2²) entre lo que se perdería si la central estuviese trabajando a potencia máxima todo el tiempo, y lo que perderá en la realidad. Por ejemplo cuando dimensionáis las pérdidas en AC para que tengan un máximo de caída de tensión del 1,5 % a máxima potencia (obligatorio para cumplir con el REBT), la pérdida energética anual asociada será de algo como 0,375 %.

Un saludo solar bien cableado.

Me parece muy interesante, yo no había caído en eso pero tengo una pregunta, ¿Por qué ese factor de 2 elevado a 2? Por otra parte, ya se que es una bobada pero ¿en que instrucción se dice lo de la caida del 1.5%? En el pliego del idae pone el 2%

El pliego se podría decir que es una especie de "guía para la realización de instalaciones", más que una normativa, define las condiciones establecidas en su día para poder optar a las ayudas proporcionadas por el estado.

Sin embargo, el Reglamento tiene carácter legal, y en su instrucción ITC-BT-40, habla de "instalaciones generadoras, entendiendo como tales las destinadas a atransformar cualquier energía no eléctrica (solar) en eléctrica". En el punto 5, habla de que las pérdidas entre "el generador y el punto de interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1.5% para la intensidad nominal"

Lo del factor de 2 elevado a 2... esperaré yo también a ver esa respuesta, pero supongo que será una estimación de que las pérdidas serían equivalentes a 1/4 de las calculadas a potencia nominal...

Iniciado por POT

Lo del factor de 2 elevado a 2... esperaré yo también a ver esa respuesta, pero supongo que será una estimación de que las pérdidas serían equivalentes a 1/4 de las calculadas a potencia nominal...

Ciertamente estimando una corriente mitad de la nominal, las pérdidas son la cuarta parte, tiene sentido.

Esto es a lo que te refieres??

P=R*Imax^2

Si la intensidad es la mitad... I = (Imax)*(1/2)

P=R*I^2*(1/4)

Muy interesante lo que plantea SolarJonathan, una cosa es cumplir las con las pérdidas en funcionamiento nominal y así cumplir con la ITC y otra arrastrar esas pérdidas a la evaluación del PR, yo sinceramente no había caido en ello por simple que parezca. Estoy intentando justificar la relación de la mitad de intensidad media a lo largo del año respecto a la nominal pero no acabo de verlo del todo. Voy a describir los pasos que (interpreto yo) que habría que dar:

1) Fijamos una localidad por ejemplo de Cuenca, y nos sale según el Instituto Nacional de Meteorología que hay una radiación sobre plano (30º) de 1843 kWh/m2
2) Fijamos el nº de horas de sol medio en la provincia = 2572 h
3) Dividimos los kWh entre las h y sacaríamos los kW/m2 medios durante las horas solares del año = 0,7 aprox; Eso suponen 700 W/m2
4) Como los valores de tensión no cambian mucho podemos aproximar que la intensidad media va a estar en torno al 70% de las condiciones nominales (1 sol)
5) A esta intensidad las pérdidas del 1,5% en el caso de que vayamos a un cable (DC o AC) justito para dar esa cifra (cosa poco recomendable!!) serían 0,7^2=0,5 * 1,5% = 0,75%

Este resultado es mayor del 0,375 que aporta SolarJonathan...me he dejado algún dato?? El ejemplo de Cuenca a lo mejor da radiaciones medias más altas de lo normal, o ese dato de I=0,5*In se da en latitudes mas altas?

podríais decirme si voy bien con este planteamiento?

Otra cosa que se me acaba de ocurrir...en AC también las intensidades a considerar son menores?? En este caso la potencia de salida siempre es la misma (o parecida) y es la fijada por el inversor luego las intensidades no dependen de las condiciones de radiación verdad?

Bueno muchas dudas espero no aburriros

Saludos,

Tecnun

En realidad lo que fijan los inversores es la tensión (400 V), la intensidad inyectada es la que varía según la radiación y como consecuencia la potencia entregada.

Por esto, si disminuye la intensidad, tendremos una intensidad menor para una sección de cable igual, es decir el cable ofrecería menos resistencia para esa intensidad, con lo que las pérdidas disminuyen de una forma directamente proporcional.

Imaginaos otra situación, tu consideras un cable con muy poca sección, si aumentas la intensidad mucho el cable se calentará (lo cual se traduce en pérdidas) más que si tuviera una sección mucho mayor.

El caso es: ¿Cuanto disminuye la intensidad de media a lo largo del año?

Si disminuye un 70% según tecnun yo lo haría de forma sencilla mediante la formula

P = V x I
V = I x R
P = I^2 x R
P’= (I x 0,7)^2 x R --> P’ = 0,49 x P

Gracias Pavlo que metida de zarpa los inversores no tienen acumuladores de energía, la potencia que reciben la ondulan y la inyectan, eso sí a V=cte. Esta claro lo del factor 0,5^2=0.375 ó 0,7^2=0,49 lo que no sé si con ese 0,7 me he dejado alguna cosilla pues de los datos que suele dejar SolarJonathan me fio bastante y fijo que tienen alguna explicación o por pura experiencia. En cualquier caso bueno es saber que las pérdidas se minoran bastante con el cumplimiento estricto de la ITC-BT-40.

Por cierto, no sé si me salgo del tema pero para el cálculo del cable más adecuado, a través de las tablas de las ITCs (07), la mayoría de la gente considera la resistividad del cobre en 1/56 y eso es sólo cierto a temperatura ambiente. Puesto que la temperatura de funcionamiento es mayor habría que ir iterando 2 ó 3 veces hasta dar con la temperatura de funcionamiento y con esa resistividad y fijadas las pérdidas en STC elegir la sección más adecuada. Como esto es un poco costoso (sobretodo lo de iterar) me agencié una excel muy práctica-os la paso- la cual tiene en cuenta la temperatura de funcionamiento normal de los cables. Le faltaría el cálculo para aluminio (sólo contempla el cobre) pero está muy bien.

Saludos, Tecnun

se pueden ejecutar las macros de la hoja?