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Proyecto Fin de Carrera Proyecto de instalación fotovoltaica de 1 MW conectada a la red Ángel Pérez Monge Ingeniero Industrial

Memoria Descriptiva

I.- MEMORIA DESCRIPTIVA

PROYECTO DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA DE 1 MW CONECTADA A LA RED

Proyecto Fin de Carrera Parque solar fotovoltaico de 1 MW con conexión a red Ángel Pérez Monge Ingeniero Industrial

Memoria 1

MEMORIA DESCRIPTIVA

ÍNDICE

1. ANTECEDENTES __________________________________________________________5

2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EFECTO FOTOELÉCTRICO ______6

2.1 GENERALIDADES ____________________________________________________________62.1.1 El efecto fotovoltaico ________________________________________________________________ 62.1.2 La radiación solar __________________________________________________________________ 72.1.3 Ventajas e inconvenientes de las instalaciones fotovoltaicas _________________________________ 8

2.2 DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. _____________________102.2.1 Desarrollo fotovoltaico en España ____________________________________________________ 112.2.2 Datos sobre las instalaciones solares fotovoltaicas en España ______________________________ 13

2.3 APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. INSTALACIONES

CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA. _____________________________________________142.3.1 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica __________________________________ 152.3.2 Elementos constitutivos de la instalación _______________________________________________ 162.3.3 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica _________________________________ 17

3. OBJETO DEL PROYECTO__________________________________________________18

4. EMPLAZAMIENTO________________________________________________________19

5. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN _____________________________________20

6. ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS Y AMBIENTALES DEL PROYECTO ___________20

6.1 POLÍTICA ENERGÉTICA. MARCO LEGAL _____________________________________20

6.2 VENTAJAS SOCIOECONÓMICAS Y AMBIENTALES DEL HUERTO SOLAR _______226.2.1 Tiempo de recuperación energética ____________________________________________________ 23

6.3 INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL DE LOS PALACIOS Y

VILLAFRANCA ___________________________________________________________________24

6.4 INCIDENCIA SOCIOECONÓMICA _____________________________________________24

7. NORMAS APLICABLES ____________________________________________________25

8. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN _______________________________________31

9. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA ___________________________________________33

9.1 TIPO DE CRISTAL ___________________________________________________________33

9.2 TIPO DE SEGUIMIENTO______________________________________________________35


Memoria 2

10. DIMENSIONADO DEL SISTEMA Y COMPONENTES _________________________35

10.1 RADIACIÓN DE LA ZONA ___________________________________________________3710.1.1 Años Meteorológicos Tipo. Junta de Andalucía__________________________________________ 3710.1.2 Efecto de la radiación solar en la célula fotovoltaica _____________________________________ 41

10.2 ANÁLISIS DE SOMBRAS _____________________________________________________42

10.3 EFECTO DE LA TEMPERATURA _____________________________________________45

10.4 VALORACIÓN DE LA PRODUCCIÓN _________________________________________4810.4.1 Ahorro en las emisiones ____________________________________________________________ 4910.4.2 Complemento por Energía Reactiva __________________________________________________ 50

10.5 DISPOSICIÓN DE PANELES__________________________________________________52

10.6 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS _______________________________________________52

10.7 ESTRUCTURA SOPORTE ____________________________________________________54

10.8 INVERSORES _______________________________________________________________5610.8.1 Características generales __________________________________________________________ 5610.8.2 Composición del convertidor _______________________________________________________ 5710.8.3 Aparatos de medida y señalizaciones _________________________________________________ 5810.8.4 Protecciones y cumplimiento del rd 1663/2000 _________________________________________ 5910.8.5 Características principales _________________________________________________________ 5910.8.6 Requisitos de ventilación___________________________________________________________ 6010.8.7 Monitorización y comunicaciones____________________________________________________ 6110.8.8 Alarmas ________________________________________________________________________ 6210.8.9 Análisis del rendimiento del inversor__________________________________________________ 63

11. INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL HUERTO SOLAR___________________________66

11.1 DESCRIPCIÓN GENERAL____________________________________________________66

11.2 CONDICIONES GENERALES DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL

GENERADOR SOLAR _____________________________________________________________67

11.3 INSTALACIÓN DE CORRIENTE CONTINUA___________________________________6811.3.1 Cableado________________________________________________________________________ 6811.3.2 Aparamenta _____________________________________________________________________ 7811.3.3 Canalizaciones eléctricas___________________________________________________________ 78

11.4 INSTALACIÓN DE CORRIENTE ALTERNA____________________________________7911.4.1 Cableado________________________________________________________________________ 7911.4.2 Aparamenta _____________________________________________________________________ 8011.4.3 Canalizaciones eléctricas___________________________________________________________ 80

11.5 INSTALACIONES AUXILIARES ______________________________________________80

11.6 PUESTA A TIERRA __________________________________________________________8311.6.1 Tierra de protección de corriente continua _____________________________________________ 8311.6.2 Tierra de protección de corriente alterna ______________________________________________ 8411.6.3 Tierra de servicio _________________________________________________________________ 85


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12. INSTALACIÓN DE ENLACE CON LA RED DE ENDESA_______________________86

12.1 SEPARACIÓN GALVÁNICA __________________________________________________86

12.2 INSTALACIÓN DE SALIDA __________________________________________________86

12.3 ELEMENTOS DE MEDIDA ___________________________________________________87

13. OBRA CIVIL_____________________________________________________________87

13.1 DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE SOLAR________________________________________87

13.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS _______________________________________________8813.2.1 Movimiento de tierras______________________________________________________________ 8913.2.2 Canalizaciones para cableado _______________________________________________________ 89

14. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN _________________________________________98

14.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN _________________________________________98

14.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA _________________________________________________9914.2.1 Características de la red de alimentación ______________________________________________ 9914.2.2 Características de las celdas MT _____________________________________________________ 9914.2.3 Transformadores ________________________________________________________________ 11114.2.4 Características de los cuadros de BT_________________________________________________ 11214.2.5 Características del material vario de MT y BT _________________________________________ 114

14.3 PUESTA A TIERRA _________________________________________________________11514.3.1 Tierra de protección ______________________________________________________________ 11514.3.2 Tierra de servicio ________________________________________________________________ 116

14.4 INSTALACIONES SECUNDARIAS ___________________________________________117

14.5 OBRA CIVIL _______________________________________________________________117

15. TRAMO AÉREO DE M.T. _________________________________________________118

15.1 TRAZADO _________________________________________________________________119

15.2 CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS ________________________________________119

15.3 CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR _____________________________________119

15.4 AISLAMIENTO ____________________________________________________________12015.4.1 Nivel de aislamiento ______________________________________________________________ 12015.4.2 Tipo de aislamiento ______________________________________________________________ 121

15.5 APOYO____________________________________________________________________12415.5.1 Numeración y placas de peligro_____________________________________________________ 12515.5.2 Tomas de tierra__________________________________________________________________ 125

15.6 CONVERSIÓN AÉREO-SUBTERRÁNEA ______________________________________126

15.7 SECCIONADORES _________________________________________________________127


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15.8 PARARRAYOS _____________________________________________________________127

16. TRAMO SUBTERRÁNEO DE M.T. _________________________________________128

16.1 NIVEL DE AISLAMIENTO __________________________________________________128

16.2 CABLE DE MT _____________________________________________________________129

16.3 PUESTA A TIERRA _________________________________________________________130

16.4 CANALIZACIONES_________________________________________________________13016.4.1 Cintas de señalización ____________________________________________________________ 13216.4.2 Placas de protección _____________________________________________________________ 133

16.5 PRUEBA DE LAS LÍNEAS SUBTERRÁNEAS DE MT ___________________________134

16.6 CONEXIÓN CON LAS CELDAS DE ENTRADA-SALIDA DE LOS TRAFOS________135

17. JUSTIFICACIÓN URBANÍSTICA__________________________________________135


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1. ANTECEDENTES

Los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor

expansión ha experimentado en el campo de la actividad fotovoltaica durante

los últimos años. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha

requerido el desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado,

optimizar diseño y funcionamiento tanto de productos como de instalaciones

completas y, por otro, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico,

siempre cuidando la integración de los sistemas y respetando el entorno

ambiental.

El Real Decreto 436/2004 permite en España que cualquier interesado pueda

convertirse en productor de electricidad a partir de la energía del Sol. Por fin el

desarrollo sostenible puede verse impulsado desde las iniciativas particulares

que aprovechando el recurso solar pueden contribuir a una producción de

energía de manera más limpia y más nuestra. Ahora, el ciudadano en su

vivienda unifamiliar, la comunidad de vecinos, las empresas u otras entidades

que lo deseen podrán disponer de su instalación solar conectada a la red. No

hay que olvidar la buena imagen corporativa que conllevan este tipo de

iniciativas en una sociedad cada vez más sensibilizada con su medioambiente. El promotor de este proyecto posee un terreno rural donde la no utilización de

dicho terreno para labores agrícolas, unido a la presencia de una línea de

media tensión propiedad de Endesa que discurre por el norte de la parcela,

hacen del emplazamiento un lugar idóneo para este tipo de aplicación. Al

mismo tiempo, la aparición de multitud de productos específicos lanzados por

las entidades financieras crean el marco ideal para realizar holgadamente la

inversión necesaria.


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2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EFECTO FOTOELÉCTRICO

2.1 GENERALIDADES

La Energía Solar es una energía limpia, que utiliza una fuente inagotable y que

no cuesta, pero su mayor inconveniente radica en cómo poder convertirla de

una forma eficiente en energía aprovechable. La tecnología actual en este

sentido va dirigida en dos direcciones: conversión eléctrica y conversión

térmica. La conversión directa en energía eléctrica se produce en las células solares y

se basa en el efecto fotovoltaico. Explicar este efecto y dar una visión general

de esta tecnología, de su estado actual y de sus aplicaciones, son los objetivos

de este apartado.

2.1.1 El efecto fotovoltaico

Los sistemas fotovoltaicos transforman la energía radiante del sol en energía

eléctrica. Este proceso de transformación se produce en un elemento

semiconductor que se denomina célula fotovoltaica. Cuando la luz del sol

incide sobre una célula fotovoltaica, los fotones de la luz solar transmiten su

energía a los electrones del semiconductor para que así puedan circular dentro

del sólido. La tecnología fotovoltaica consigue que parte de estos electrones

salgan al exterior del material semiconductor generándose así una corriente

eléctrica capaz de circular por un circuito externo.

Para hacer posible el manejo práctico de las células fotovoltaicas, estas se

presentan asociadas eléctricamente entre sí y encapsuladas en un bloque

llamado panel o módulo fotovoltaico, que constituye el elemento básico para la

producción de electricidad. Normalmente, un módulo fotovoltaico está formado

por unas 36 células, teniendo diferentes medidas que oscilan desde el 0,5 m2

hasta 1 m2, el grosor también oscila ente 3,5 cm y 5 cm.


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El módulo fotovoltaico está formado por unos conjuntos de células solares

conectadas entre sí en serie y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado

para su utilización, este voltaje suele ser de 12V aunque a plena radiación solar

y 25ºC de temperatura suele ser de 15V a 17V. El conjunto de células está

envuelto por unos elementos que le confieren protección frente a los agentes

externos y rigidez para acoplarse a las estructuras que lo soportan.

2.1.2 La radiación solar

Las condiciones de funcionamiento de un módulo fotovoltaico dependen de

variables externas tales como la radiación solar y la temperatura de

funcionamiento. Para poder efectuar el diseño de una instalación solar

fotovoltaica se necesita saber la radiación del lugar. Para ello se ha de

disponer de las datos de radiación solar actualizados y de fuentes de

reconocido prestigio. La cantidad de energía recibida del Sol (radiación solar) y la demanda diaria de

energía serán los factores que nos marcarán el diseño de los sistemas

fotovoltaicos. Como norma general esta energía nos será dada en kJ/m2. La elección de los datos de radiación solar dependerá directamente de la

situación de la instalación, así como de las condiciones meteorológicas

predominantes y particulares de cada lugar. Para cada ubicación utilizaremos

una base de datos de radiación solar mensual interceptada. Existen dos magnitudes que permiten dimensionar la superficie del módulo

solar.

HORA SOLAR PICO (H.S.P.)

Se define como la cantidad de horas de sol con una intensidad de radiación de

1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la

radiación total recibida durante el día, es la misma que la recibida durante las


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horas sol pico pero contadas a razón de 1000 W/m2. En España este valor está

comprendido entre las 2 horas en invierno y las 4 horas en verano.

WATIO PICO (WP) Se define como la máxima potencia que puede recibir un panel o módulo

fotovoltaico y coincide con una intensidad de radiación constante de 1000 W/m2

o 100 mW/cm2 a una temperatura de 25ºC.

2.1.3 Ventajas e inconvenientes de las instalaciones fotovoltaicas

Las instalaciones de generación de energía eléctrica fotovoltaica presentan las

siguientes ventajas:

Son sistemas modulares, lo que facilita su flexibilidad para adaptarse a

diferentes tipos de aplicaciones, y su instalación es relativamente

sencilla.


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Tienen una larga duración. La vida útil de una planta fotovoltaica, la

define la vida útil de sus componentes, principalmente el generador o

módulo fotovoltaico, que constituye más del 50% del valor de la

instalación. Los módulos tienen una vida esperada de más de 40 años.

Realmente no se tienen datos para saber con exactitud la vida real de

un generador conectado a red porque no se tiene suficiente perspectiva,

existen módulos de instalaciones aisladas de red que llevan funcionando

más de 30 años sin problemas. En cuanto a las instalaciones

conectadas a red, la instalación europea más antigua es la del

Laboratorio de energía, Ecología y Economía (LEEE) de Lugano, Suiza,

que empezó a funcionar hace veinte años. Los expertos de LEEE

aseguran, que esta instalación, pionera en todos los aspectos, puede

estar en funcionamiento, al menos, diez años más. La vida útil de los

restantes elementos que componen la planta FV, inversores y

medidores, así como los elementos auxiliares, cableado, canalizaciones,

cajas de conexión, etc., es la vida útil típica de todo equipo electrónico y

material eléctrico, la cual es compatible con la larga vida útil del

generador FV, con el adecuado mantenimiento.

No requieren apenas mantenimiento. El mantenimiento es escaso, y no

solo es conveniente hacerlo en las horas nocturnas para tener una

disponibilidad diurna máxima, sino que es necesario, para evitar que

existan tensiones en los generadores.

Ofrecen una elevada fiabilidad. Las instalaciones fotovoltaicas son de

una alta fiabilidad y disponibilidad operativa alta, del orden del 95%.

No producen ningún tipo de contaminación ambiental, por lo que

contribuyen a la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) al

utilizarse como alternativa a otros sistemas generadores de energía

eléctrica más contaminantes.

Tienen un funcionamiento silencioso.


Memoria 10

Por otro lado, para conseguir su plena incorporación a los hábitos de la

sociedad, como una solución complementaria a los sistemas tradicionales de

suministro eléctrico, es necesario superar ciertas barreras:

A nivel económico se deberá fomentar la reducción de los costes de

fabricación y precio final de la instalación a partir de las innovaciones

que se introduzcan en el sector y a las economías de escala generadas

como consecuencia del aumento de la demanda y de los volúmenes de

producción. Del mismo modo, se deberán conseguir condiciones de

financiación aceptables para abordar la inversión necesaria.

Desde punto de vista estético se deberán integran los elementos

fotovoltaicos en los edificios desde su fase de diseño y también en los

entornos tanto urbano como rural.

2.2 DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA.

El desarrollo global de esta tecnología ha alcanzado unos ritmos de

crecimiento del orden del 40%, que coincide con el ritmo de crecimiento en

España. La producción de paneles solares fotovoltaicos sigue estando dominada por las

células de silicio cristalino, de hecho la producción española es toda ella de ella

de silicio cristalino. Los generadores fotovoltaicos fabricados durante el 2004 supusieron un


Memoria 11

incremento respecto al año anterior del 60%. Esta es una de las razones por

las que se está observando una escasez de módulos respecto a la demanda.

La razón última de estas tensiones demanda-oferta hay que buscarlas en la

insuficiente capacidad coyuntural de purificación del silicio. El silicio es el elemento, tras el oxígeno, más abundante y distribuido por

nuestro planeta, pero no se encuentra aislado, ni puro, sino combinado con

oxígeno, por ejemplo en la cuarcita – con un 90% de óxido de silicio (SiO2) –, y

de la que se debe extraer el oxígeno y las impurezas para obtener, en una

primera etapa, el silicio de grado metalúrgico con pureza del orden del 99%. Del silicio de grado metalúrgico obtenido por la industria metalúrgica se debe

obtener un silicio con menos impurezas, no más de unas pocas partes por

millón, para que pueda servir para las industrias electrónica y solar. La forma

de hacerlo es mediante una trasformación del silicio metalúrgico sólido en gas

silano o triclorosilano del cual se extrae el silicio sólido con la pureza adecuada. La escasez de silicio de grado solar es coyuntural porque no hay limitaciones

de silicio, ni silicio metalúrgico – las necesidades actuales de silicio solar son

menos del 2% de la producción del silicio metalúrgico –, ni de capital dispuesto

a invertir en una industria como es la de su purificación que tiene un gran futuro

y es rentable.

2.2.1 Desarrollo fotovoltaico en España

Se ha producido un cambio importante en el desarrollo fotovoltaico en España

con la aprobación del RD 436/2004 cuya repercusión se ha notado en muchos

aspectos. En el aspecto económico, podemos decir que, antes de este decreto, los

titulares de una instalación fotovoltaica en España no tenían una seguridad

jurídica de que recibirían una prima por el kWh fotovoltaico inyectado en red


Memoria 12

durante los años necesarios para alcanzar el retorno de la inversión. El

mercado necesitaba subvenciones importantes que disminuyeran esa

inquietud, subvenciones que limitaban el mercado a los pocos MW al año para

los que había ayuda. El RD 436/2004 ha dado a la mayoría de los inversores la seguridad de que va

a tener una rentabilidad razonable, lo que en el año 2005 ha propiciado, junto

con un interés generalizado por esta tecnología, por su adecuación

medioambiental, sencillez y fiabilidad, un aumento del número de proyectos y

del tamaño medio de instalaciones, con una media superior a los 3 kW de hace

sólo dos o tres años. Las instalaciones realizadas en el año 2004 se estiman en algo más de 10 MW.

En el futuro ese volumen se superará con creces si tenemos en cuenta el alto

número de proyectos que se están iniciando y los numerosos puntos de

conexión a la red de distribución que se están pidiendo. El año 2006 ha

supuesto una eclosión de solicitudes de futuras plantas fotovoltaicas en un

crecimiento sin precedentes, alentado por las ventajas que supone el RD. Este nuevo contexto de mayor dinamismo y mayor volumen ha logrado que los

precios bajen y que su bajada haya compensado la subida del precio de alguno

de los componentes del sistema, como es el caso de los módulos fotovoltaicos

antes mencionado. La bajada anual de precios en el último año en España se estima que ha sido

del orden de un 5% que es lo que se viene consiguiendo tradicionalmente, con

lo que la industria española, en su conjunto, fabricantes, distribuidores,

instaladores, etc., ha podido mantener el compromiso tácito de bajar

anualmente los precios en justa correspondencia a la ayuda que recibe de la

sociedad. Esta bajada de precios con respecto a años anteriores, junto con la seguridad

que da al inversor el RD 436/2004, permite no necesitar subvenciones para la


Memoria 13

mayoría de las instalaciones conectadas, lo que supone evitar, el proceso de

pedirlas que es muy costoso por sus tramitaciones siempre lentas y complejas,

la incertidumbre en la adjudicación, el condicionamiento del calendario de

montajes, etc. El no necesitar subvenciones para las instalaciones fotovoltaicas

conectadas estándar en nuestro país que ha posibilitado el RD 436/2004, es

una de las principales causas de la reducción media de precios observada.

2.2.2 Datos sobre las instalaciones solares fotovoltaicas en España

VIDA ÚTIL

La vida útil de una planta fotovoltaica es la de sus componentes. Si la planta

está diseñada correctamente y se realiza el mantenimiento recomendado, se

pueden esperar en España los siguientes valores:

Los módulos, vida esperada de más de 40 años.

La electrónica, vida útil de más de treinta años.

Los elementos auxiliares que componen la instalación cableado,

canalizaciones, cajas de conexión etc., pueden durar más de 40 años.

RENDIMIENTO GLOBAL

Los módulos fabricados en España, dependiendo de la tecnología y de la

potencia de las células fotovoltaicas que lo componen, tienen un

rendimiento entre los valores del 13,5% y el 11,5%, es decir, que 1 m2

de módulo, según el modelo y clase, tendrá una potencia nominal entre

135 Wp y 115 Wp.

El rendimiento de la instalación viene también determinado por una serie

de factores entre los que destacan:


Memoria 14

o La tolerancia en los valores de potencia nominal del módulo

fotovoltaico (entre un +0% y un –10%).

o La pérdida de potencia al trabajar el módulo en condiciones de

operación distintas a las que tenía cuando que se midió su potencia

nominal. El módulo, por ejemplo, adquiere en operación temperaturas

superiores a los 25ºC con los que se midió en fábrica (pérdidas entre

un 5 y un 10%).

o Las pérdidas del inversor están comprendidas entre un 5 y un 11%.

o Otras pérdidas, generalmente caídas de tensión (se suele tomar un

3% aproximadamente).

Por tanto, sobre la potencia nominal del módulo se debe aplicar los siguientes

valores medios de rendimiento global, en una primera aproximación:

Instalación Rendimiento Global

Pequeña (entre 1 y 5 kW) 0,750

Mediana (entre 5 y 100 kW) 0,775

Grande (entre 100 kW y 1 MW) 0,800

Centrales fotovoltaicas (entre 1 y 50 MW) 0,825

2.3 APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA. INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA. Existen dos formas de utilizar la energía eléctrica generada a partir del efecto

fotovoltaico. Primeramente encontramos instalaciones aisladas de la red

eléctrica, que son sistemas en las que la energía generada se almacena en

baterías para poder disponer de su uso cuando sea preciso. En segundo lugar, encontramos las instalaciones conectadas a la red eléctrica


Memoria 15

convencional, en las que toda la energía generada se envía a la red eléctrica

convencional para su distribución donde sea demandada. Debido a que la

instalación fotovoltaica objeto del presente proyecto corresponde a esta

segunda tipología, en adelante se presentaran en detalle los sistemas

conectados a la red eléctrica. Es el concepto de autoproductor en el que todos los generadores de

electricidad vierten su energía a la red y de la que todos los consumidores

toman la energía necesaria de modo que, en tiempo real, se ajusta la demanda

a la producción:

2.3.1 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica

Para poder llevar a cabo estas instalaciones primeramente se deberá contar

con la existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad

para admitir la energía producida por la instalación fotovoltaica. En los lugares

en los que se dispone de electricidad, la conexión a red de los sistemas

fotovoltaicos contribuye a la reducción de emisiones de dióxido de carbono


Memoria 16

(CO2) a la atmósfera.

El consumo de electricidad es independiente de la energía generada por los

paneles fotovoltaicos. El usuario compra la electricidad que consume a la

distribuidora al precio establecido y además puede facturar los kWh generados

a un precio superior, ya que, en España, la electricidad generada con sistemas

fotovoltaicos goza de una prima que mejora su rentabilidad económica.

En las instalaciones conectadas a red, el tamaño de la instalación es

independiente del consumo de electricidad del edificio, lo que simplifica en gran

medida su diseño. Para dimensionar la instalación habrá que tener en cuenta la

inversión inicial y el espacio disponible así como la rentabilidad que se desea

alcanzar con la venta de la electricidad generada.

2.3.2 Elementos constitutivos de la instalación

El esquema de un sistema fotovoltaico conectado a la red es el que sigue a

continuación:


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Los elementos que componen la instalación son:

Generador fotovoltaico: transforma la energía del sol en energía

eléctrica.

Cuadro de protecciones: Contiene alarmas, desconectadores,

protecciones, etc...

Inversores: Son los elementos que adaptan la energía entregada por el

generador fotovoltaico (en forma de corriente continua) a las condiciones

requeridas por los diferentes tipos de cargas, ya sean éstas en corriente

continua, en corriente alterna o inyección de energía directamente a la

red. Son muchos los tipos de inversores, que utilizando diferentes

tecnologías, se comercializan en la actualidad. A los empleados en

instalaciones conectados a la red eléctrica se les exige una baja

producción de armónicos, su adaptación a cualquier red eléctrica y una

generación con alto factor de potencia.

Contadores: Se requieren dos contadores con finalidades distintas. Un

contador principal contabiliza la energía producida y enviada a la red

para que pueda ser facturada a la compañía a los precios estipulados.

Por otro lado, un contador secundario mide los pequeños consumos de

los equipos fotovoltaicos para descontarlos del total de la energía

producida.

2.3.3 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica

Las principales aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red

eléctrica convencional son las siguientes:

Sistemas sobreexpuestos en tejados de edificios. Son sistemas

modulares de fácil instalación donde se aprovecha la superficie de

tejado existente para sobreponer los módulos fotovoltaicos. El peso de


Memoria 18

los paneles sobre el tejado no supone una sobrecarga para la mayoría

de los tejados existentes.

Plantas de producción. Son aplicaciones de carácter industrial que

pueden instalarse en zonas rurales no aprovechadas para otros usos o

sobrepuestas en grandes cubiertas de áreas urbanas (aparcamientos,

zonas comerciales, áreas deportivas, etc...).

Integración en edificios. Esta aplicación tiene como principal

característica ser un sistema fotovoltaico integrado en la construcción,

de modo que los paneles solares quedan tanto estructural como

estéticamente integrados en la cubierta del edificio.

3. OBJETO DEL PROYECTO

Este proyecto se redacta con el fin de definir constructivamente una instalación

de generación fotovoltaica de acuerdo con la legislación vigente, para la

obtención de la aprobación del proyecto de ejecución y licencias de obras de la

instalación y la obtención del punto de conexión, así como servir de base a la

hora de proceder a la ejecución de dicha instalación, de forma que lo

proyectado pueda ser directamente ejecutado mediante la correcta

interpretación y aplicación de las especificaciones.

La planta fotovoltaica objeto de este proyecto se concibe mediante un sistema

fijo, con inclinación de 30º y conexión a la red a construir en el término

municipal de Los Palacios y Villafranca (Sevilla), siendo la potencia nominal

total de la instalación de 1 MW.

En consecuencia, la redacción del presente proyecto tiene como finalidad el

establecimiento de todas aquellas condiciones técnicas de conexión y de

seguridad de la instalación, para la correcta tramitación de los

correspondientes expedientes de legalización de la instalación eléctrica ante la


Memoria 19

Delegación de la consejería de Innovación, Ciencia y Empresa de la Junta de

Andalucía en Sevilla.

Asimismo, servirá de base para su tramitación tanto en los organismos oficiales

implicados, como en la compañía eléctrica a cuyas instalaciones se inyecta la

energía generada.

La vida útil del huerto solar y, por consiguiente, de la presente instalación se

estima en TREINTA (30) AÑOS.

4. EMPLAZAMIENTO

El parque solar objeto de este proyecto se implantará en la Finca “Haza de

Cuenca”, en el polígono 15, parcela 97, en el término municipal de Los

Palacios y Villafranca (Sevilla). La ubicación exacta del emplazamiento se

resume a continuación:

• Provincia: Sevilla. • Término Municipal: Los Palacios y Villafranca. • Finca: Haza de Cuenca • Superficie de la finca: 5,43 ha • Coordenadas UTM: X: 241352, Y: 4111298 • Huso: 30 • Coordenadas geográficas: Lat.: 37º 6' 41” N, Long: 5º 55' 8” W

Por el lado sur de la finca discurre el camino RD 88 el cual pertenece a una red

de viales para la interconexión de las diversas fincas existentes. Dicho camino

enlaza con la Carretera de Andalucía N-IV situada al este de la parcela.

La finca cuenta por su lado oeste con un acceso mediante un camino existente

el cual enlaza con la Autopista del sur AP-4.


Memoria 20

El punto de conexión proporcionado por la compañía suministradora se

encuentra en la línea de 20 kV “línea Girón en el apoyo existente número 39”,

que atraviesa la finca, asignándonos la evacuación de 1 MW.

La finca en la cual se ubica el parque solar objeto de este proyecto es

totalmente llana y se encuentra ubicada en zonas dedicadas al sector agrario

5. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN

Las características técnicas del parque solar son las siguientes:

• Potencia nominal de la instalación 1 MW • Número de inversores 2 x 500kW • Número de transformadores 2 x 630 kVA • Potencia máxima del campo solar 1.092 kWp • Número total de módulos 5.460 • Conexión a la red Trifásica

6. ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS Y AMBIENTALES DEL PROYECTO

6.1 POLÍTICA ENERGÉTICA. MARCO LEGAL

La política energética a nivel europeo, nacional y autonómico tiene como

objetivos prioritarios garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico,

reducir la dependencia energética exterior y el respeto al medio ambiente, esto

último reflejado en los compromisos de España con el Protocolo de Kyoto

desarrollado mediante el Plan Nacional de Asignación.

A nivel europeo son múltiples las iniciativas elaboradas para contribuir a estos

objetivos de política energética.


Memoria 21

A nivel nacional, España ha asumido estas iniciativas y así el 8 de julio de 2005

se aprobó el Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética y el 26 de agosto de 2005 se aprobó el Plan de Energías

Renovables 2005–2010.

El desarrollo de las Energías Renovables se orienta hacia la generación

sostenible de la energía, para ello se desarrollan iniciativas para la utilización

de las fuentes de energías renovables por excelencia; Energía Solar, Energía

Eólica, Energía Hidráulica, Biogás, Biomasa y Biocarburantes. El objetivo

fundamental en relación a las Energías Renovables es que el 12,1% del

consumo global de energía en 2010 sea abastecido por fuentes de energía

renovables, las cuales contribuirán a la producción eléctrica en un 30,3% y

supondrán una aportación del 5,83% a los combustibles usados en el

transporte.

La Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico, en el Título IV

Capítulo II define la producción de energía eléctrica en régimen especial,

dentro del que se encuadra la energía solar.

La entrada en vigor del nuevo Real Decreto 661/2007, supone un impulso

definitivo a la generación de energía eléctrica a partir del Sol, creando un

marco legal estable muy favorable para la aplicación y rentabilización de este

tipo de proyectos.

A nivel autonómico, la Junta de Andalucía ha establecido en el Plan Energético

de Andalucía (PLEAN) 2003–2006, aprobado por Decreto 86/2003, de 1 de

abril, que para el año 2010 las fuentes de energías renovables deben suponer

un 15,0% de la demanda de energía primaria de la Comunidad, superior al

12,1% fijado a nivel nacional.


Memoria 22

La instalación objeto de este proyecto se encuentra dentro del citado Plan

Energético de Andalucía (PLEAN) 2003–2006, de modo que con la

implantación de esta instalación solar fotovoltaico se contribuiría al desarrollo

de las Energías Renovables y por consiguiente a la mejora de la calidad del

medio ambiente.

Actualmente, la Junta de Andalucía está desarrollando el Plan Andaluz de

Sostenibilidad Energética (PASENER) 2007-2013, documento que recogerá las

políticas de la Junta para los próximos siete años en infraestructuras

energéticas, fuentes renovables y medidas de ahorro, eficiencia, innovación y

diversificación.

6.2 VENTAJAS SOCIOECONÓMICAS Y AMBIENTALES DEL HUERTO

SOLAR

La idoneidad del parque solar situado en el Término Municipal de Los Palacios

y Villafranca se enmarca dentro del contexto de la situación energética actual y

de la necesidad de un medio ambiente sostenible que sea capaz de generar

riqueza sobre los municipios y comarcas del territorio.

A continuación se enumeran los beneficios y ventajas que esta instalación solar

aportará al municipio de Los Palacios y Villafranca:

- Energía renovable

El parque solar es una instalación de producción de energía eléctrica a partir

del sol, que es una fuente de energía renovable.

- Mejora del medio ambiente y de la eficiencia energética


Memoria 23

El parque solar en Los Palacios y Villafranca supone los siguientes ahorros de

emisiones contaminantes al medio ambiente:

1. Emisión de CO2: 1.693,47 Tm/año no emitidas gracias al parque solar.

2. Emisión de SO2: 4.745,57 kg/año no emitidas gracias al parque solar.

3. Emisión de NOx: 2.914,22 kg/año no emitidas gracias al parque solar.

Además, la instalación del parque solar, supone un Ahorro de Energía Primaria

de 396,50 tep/año.

6.2.1 Tiempo de recuperación energética

Los sistemas fotovoltaicos sólo generan emisiones en su fase de fabricación:

directa y, sobre todo, indirectamente, por la energía invertida. El tiempo de

recuperación energética es el tiempo que el sistema fotovoltaico necesita para

producir la energía que se invirtió en su fabricación.

Una vez amortizada la inversión energética, la energía producida durante el

resto de su vida útil (la energía neta) está libre de emisiones. Por tanto, se

evitan las emisiones que se producirían si se generara esta energía con

energía convencional.

Existe gran dispersión en los estudios realizados para determinar dicho tiempo

de recuperación debido a la diferencia de hipótesis existentes (productividad,

inclusión de otros elementos del sistema…), pero todos los estudios predicen

que dicho tiempo es menor que la duración neta del sistema.

Tras analizar el estudio llevado a cabo por Knapp y Jester (2000) sobre el

Módulo sc Si SP75 (Siemens), se llegó a la conclusión de que el tiempo de

recuperación energética oscilaba entre los 2-3 años, siendo este


Memoria 24

significativamente menor que la duración del sistema (más de 25 años). Debido

a ello la energía producida es de 9 a 17 veces la invertida en su elaboración.

6.3 INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL DE LOS

PALACIOS Y VILLAFRANCA

Las principales características del parque solar con respecto a su incidencia

sobre el medio ambiente local de Los Palacios y Villafranca son las siguientes:

1. No produce emisiones de gases contaminantes.

2. No produce emisiones de efluentes líquidos.

3. No produce residuos sólidos.

4. No produce ruidos.

5. No tiene efectos nocivos ni incidencia alguna sobre la vegetación o la

fauna local, ya que es una actividad totalmente compatible con éstas.

6. Al final de la vida de la instalación se procederá al desmantelamiento de

la misma restituyendo el emplazamiento a su estado originario.

6.4 INCIDENCIA SOCIOECONÓMICA

La construcción del parque solar supone la creación de empleo directo e

indirecto durante las fases de construcción y de funcionamiento de la

instalación.


Memoria 25

El parque solar objeto de este proyecto consta de 8 instalaciones, estas se

dividen a su vez en dos asociaciones A y B. Cada una de ellas esta constituida

por cuatro grupos, la asociación A consta de los grupos 1, 2, 3 y 4, mientras

que la B consta de los grupos 5, 6, 7 y 8. A través de dichas asociaciones se

alimentará independientemente a cada inversor de 500 kW de que consta la

planta. Durante la fase de construcción de este huerto solar se generarán entre

8 y 12 puestos de trabajo para desarrollar los trabajos de obra civil, instalación

eléctrica y montaje de los módulos fotovoltaicos.

La construcción del conjunto del parque solar se estima en 6 meses.

Durante la fase de explotación del parque solar, cuya vida se estima en 30

años, se generarán entre 3 y 4 puestos de trabajo directo para realizar los

trabajos de mantenimiento y vigilancia.

7. NORMAS APLICABLES

Para la ejecución de las instalaciones, se tendrán en cuenta las siguientes

normas y reglamentos:

• Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (Ley de

Regulación del Sector Eléctrico). Y las modificaciones introducidas por la

Ley 50/1998 de 30 de diciembre de Medidas Fiscales, Administrativas y

del Orden Social.

• Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.


Memoria 26

• Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

• Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre de 2000, sobre tarifas

eléctricas. Incluye el coste máximo de verificación de las acometidas por

parte de la compañía distribuidora en las instalaciones de conexión a

red.

• Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política

Energética y Minas, por la que se establece modelo de contrato tipo y

modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a

red de baja tensión.

• Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las

instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su

incentivación en la participación en el mercado de producción,

determinadas obligaciones de información de sus previsiones de

producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía

eléctrica producida.

• Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

• Norma UNE de obligado cumplimiento así como aquellas que se

relacionan en las instrucciones técnicas complementarias del

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

• Resolución de 11 de noviembre de 2003, de la Dirección General de

Industria, Energía y Minas, por la que se aprueba el modelo del

certificado de instalación eléctrica de baja tensión.


Memoria 27

• Resolución de 1 de diciembre de 2003, de la Dirección General de

Industria, Energía y Minas por la que se aprueba el modelo de memoria

técnica de diseño de instalaciones eléctricas de baja tensión.

• Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial.

• Corrección de errores del Real Decreto 661/2007, de 25 de julio, por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial.

• Corrección de errores del Real Decreto 661/2007, de 26 de julio, por el

que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial.

• Instrucción de 21 de enero de 2004, de la Dirección General de

Industria, Energía y Minas, sobre el procedimiento de puesta en servicio

de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red.

• Resolución de 23 de febrero de 2005, de la Dirección General de

Industria, Energía y Minas, por la que se establecen normas

complementarias para la conexión de determinadas instalaciones

generadoras de energía eléctrica en régimen especial y agrupaciones de

las mismas a las redes de distribución en baja tensión.

• Orden de 8 de julio de 2005, por la que se regula la coordinación entre el

procedimiento administrativo a seguir para la tramitación de las

instalaciones de generación de energía eléctrica en régimen especial


Memoria 28

gestionables y los procedimientos de acceso y conexión a las redes

eléctricas.

• Instrucción de 12 de mayo de 2006 de la Dirección General de Industria,

Energía y Minas, complementaria de la Instrucción de 21 de enero de

2004, sobre el procedimiento de puesta en servicio de las instalaciones

fotovoltaicas conectadas a la red.

• Reglamento Electrónico de Baja Tensión. Ministerio de Industria,

Energía, y sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

• Pliego de especificaciones técnicas de diseño y montaje de

instalaciones solares fotovoltaicas para producción de electricidad del

programa de la Junta de Andalucía.

• Pliego de condiciones técnicas de instalaciones solares fotovoltaicas

conectadas a red del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la

Energía, IDAE, de octubre de 2002.

• Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las

especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas.

• Corrección de errores de la orden de 26 de marzo de 2007, por la que

se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones

fotovoltaicas andaluzas.

• Normas particulares y condiciones técnicas y de seguridad de Sevillana

Endesa.


Memoria 29

• Recomendaciones UNESA y Normas Particulares de Compañía

Sevillana de Electricidad, aprobadas por la Dirección General de

Industria, Energía y Minas el 11 de Diciembre de 1989.

• Código Técnico de la Edificación, CTE.

• Ley 7/2002, de 17 de diciembre, de Ordenación Urbanística de

Andalucía.

• Ley 18/2003, BOJA de 31/12/03, Capítulo XV, Artículo 164. Modificación

de la Ley de Ordenación Urbanística de Andalucía.

• Instrucción 4/2004 de la Dirección General de Urbanismo en relación

con los informes a emitir por la Consejería de Obras Públicas y

Transportes sobre la implantación de parques eólicos en Andalucía,

previstos en la Disposición Adicional Séptima de la Ley de Ordenación

Urbanística de Andalucía.

• Plan General de Ordenación Urbanística del término municipal de Los

Palacios y Villafranca.

• Ley 16/2002 de 1 de julio de prevención y control integrados de la

contaminación.

• Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de

Impacto Ambiental.

• Real Decreto 1131/1988, de 30 de septiembre, por el que se aprueba el

reglamento para la ejecución de RDL 1302/86.


Memoria 30

• Ley 4/1989, de 27 de marzo, de conservación de espacios naturales y

de la flora y fauna silvestre (disposición adicional segunda y artículos

referentes a los planes de ordenación de los recursos naturales).

• Ley 7/1994, de 18 de mayo, de la Junta de Andalucía, de Protección

Ambiental.

• Decreto 292/95, Reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental de la

Comunidad Autónoma de Andalucía.

• Decreto 153/1996, de 30 de abril, por el que se aprueba el Reglamento

de Informe Ambiental.

• Ley 7/2007, de 9 de agosto, Gestión Integrada de la Calidad Ambiental.

• Real Decreto 1432/2008, de 29 de agosto, por el que se establecen

medidas para la protección de la avifauna contra la colisión y la

electrocución en líneas eléctricas de alta tensión.

• Ley 2/89, de 18 de julio, inventario de espacios naturales protegidos de

Andalucía.

• Ley Forestal de Andalucía (Ley 2/92 de 15 de junio).


Memoria 31

8. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

La instalación fotovoltaica de conexión a red responde a un sencillo esquema

como el que sigue:

El subsistema de captación y generación, es decir, el generador fotovoltaico

está constituido por una serie de paneles o módulos del mismo modelo

conectados eléctricamente entre sí. Estos módulos se encargan de transformar

la energía del sol en energía eléctrica generando una corriente eléctrica

continua proporcional a la irradiancia solar que incide sobre ellos.

El subsistema de acondicionamiento de potencia, o inversores, es el encargado

de transformar la corriente continua generada en el campo solar en corriente

alterna, con una forma de onda senoidal y una frecuencia de 50 Hz, ya que no

es posible inyectar directamente la energía del generador fotovoltaico a la red

eléctrica. De esta forma ya se puede suministrar la energía producida a la red

eléctrica.


Memoria 32

La energía procedente de cada inversor es conducida de forma individual hasta

un mismo centro de transformación, donde antes de inyectar a la red eléctrica,

transformamos la tensión de salida de la instalación fotovoltaica a la tensión de

descarga de la línea eléctrica mediante dos transformadores. En dicho centro

de transformación se cuantifica la energía producida mediante una celda de

medida.

La descarga a la red eléctrica se realiza a través de un tramo subterráneo de

M.T. que sale del centro de transformación y de una línea aérea.

La instalación se acogerá al Régimen Especial de Autoproductores que se

regula por el R.D. 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial.

La energía generada, medida por los correspondientes contadores, se venderá

a la empresa distribuidora tal y como marca el Real Decreto 661/2007, de 25

de mayo, antes mencionado.

La energía consumida por las instalaciones auxiliares será abastecida por la

generada a través de la planta dentro de sus posibilidades. En el momento que

dicho autoabastecimiento no fuese posible (condiciones climatológicas

adversas, nocturnidad), la energía consumida por las instalaciones se abonará

a la empresa distribuidora independientemente de la energía generada por el

campo solar fotovoltaico.


Memoria 33

9. ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

9.1 TIPO DE CRISTAL

La investigación de las células fotovoltaicas está en continua evolución, en

busca de la mejor relación calidad-precio. Ha habido numerosas propuestas de

uso de materiales con muy buenos rendimientos, pero su alto coste ha hecho

inviable su comercialización. En la actualidad, el material más usado es el

silicio, debido a la larga experiencia que hay en el uso de éste en el ámbito

fotovoltaico.

Los tipos de silicio más comunes en este momento son:

• Silicio monocristalino

Es el material mas utilizado actualmente para la fabricación de células solares.

Su fabricación es laboriosa y compleja, se intenta sustituir para abaratar los

costos.

El silicio se purifica, se funde y se cristaliza en lingotes redondos. Una vez

redondeado se corta en finas obleas, para conseguir células individuales

cortando los extremos redondeados para aprovechar la superficie. Las células

tienen un color uniforme, generalmente es azul o negro.

Las células monocristalinas consiguen un rendimiento del 19,1% en laboratorio

y entre un 10 y un 13% en producción.

• Silicio policristalino


Memoria 34

Las células policristalinas de silicio están fabricadas con silicio de menor

pureza y por tanto de un costo más bajo que las anteriores. Esto da lugar

generalmente a un rendimiento levemente más bajo, pero los fabricantes de las

células policristalinas afirman que las ventajas del coste compensan las

pérdidas de la eficacia.

La superficie de células policristalinas se diferencia de las monocristalinas en

que tiene zonas de colores diferentes en vez del color uniforme de las células

monocristalinas.

Las células policristalinas consiguen un rendimiento del 18% en laboratorio y

entre un 10 y un 12% en producción.

• Silicio amorfo

Es diferente de los otros dos tipos anteriores, el silicio amorfo no tiene ninguna

estructura cristalina. El silicio amorfo esta formado por capas delgadas

sucesivas depositadas al vacío sobre un cristal, plástico o metal, su proceso es

similar a un pintado de aquí su economía. Las células amorfas del silicio se

producen en variedad de colores y con ellas se consiguen rendimientos del

11,55% en el laboratorio y hasta el 8% en producción.

Puesto que pueden ser hechas de diversos tamaños forman generalmente una

célula continua que ocupa todo el módulo. Hasta el momento actual, el

principal problema del silicio amorfo es su degradación o disminución de su

eficiencia tras una prolongada exposición a los rayos solares. A pesar que el

material es muy estable y el comportamiento frente a agentes externos como

humedad, temperatura, corrosión es muy buena, en las 100 primeras horas de

funcionamiento se produce una degradación hasta que se estabiliza y la

producción de corriente es prácticamente estable después.


Memoria 35

Finalmente, nos decidimos a instalar módulos de silicio policristalino, que son

los que presentan una mejor relación rendimiento-precio.

9.2 TIPO DE SEGUIMIENTO

Debido a exigencias del promotor y al poco terreno del que disponemos,

desechamos la posibilidad de instalar seguidores. Éstos necesitan de mucho

más espacio que las instalaciones fijas a causa de las sombras que producen

éstas estructuras, por lo que elegiremos estructuras fijas sin seguimiento.

Las estructuras portantes se fabricarán especialmente para esta aplicación y

consistirán en una serie de perfiles, principalmente en L, galvanizados y

soldados, roblonados o atornillados para formar el diseño requerido.

10. DIMENSIONADO DEL SISTEMA Y COMPONENTES

El parque solar que se proyecta de 1 MW estará compuesto de 8 instalaciones,

estas se dividen a su vez en dos instalaciones A y B que asocian en cada una

4 grupos, A (grupos 1, 2, 3 y 4) y B (grupos 5, 6, 7 y 8). Cada una de las dos

asociaciones de grupos A y B dispone de un inversor de la potencia nominal de

dicha instalación. La configuración de ambos grupos se detalla a continuación:

Asociación A.

Formado por 2730 paneles fotovoltaicos de 200 Wp que alimentarán a un

inversor de 500 kW, dispuestos en 26 ramales constituidos por 130 conjuntos

en paralelo, donde cada ramal viene establecido por 5 conjuntos de 21 paneles

en serie cada uno. Dicha asociación supone una potencia pico de 546 kWp.


Memoria 36

Nº de ramales Nº de conjuntos/ramal Nº de paneles/conjunto

Grupo 1 7 5 21

Grupo 2 7 5 21

Grupo 3 6 5 21

Grupo 4 6 5 21

Total 26 130 2730

Asociación B.

Formado por 2730 paneles fotovoltaicos de 200 Wp que alimentarán a un

inversor de 500 kW, dispuestos en 26 ramales constituidos por 130 conjuntos

en paralelo, donde cada ramal viene establecido por 5 conjuntos de 21 paneles

en serie cada uno. Dicha asociación supone una potencia pico de 546 kWp.

Nº de ramales Nº de conjuntos/ramal Nº de paneles/conjunto

Grupo 5 7 5 21

Grupo 6 6 5 21

Grupo 7 7 5 21

Grupo 8 6 5 21

Total 26 130 2730

Los estructura soporte de los paneles solares será fija con una inclinación de

30º, siendo la orientación hacia el sur, puesto que ésta es la orientación óptima

con la que se obtiene la mayor captación de radiación solar.


Memoria 37

10.1 RADIACIÓN DE LA ZONA

Cuando se evalúan, diseñan o se hacen análisis económicos de los sistemas

de aprovechamiento de la energía solar, se requiere de información precisa y

detallada de la radiación solar. El conocer las características de la radiación

solar no es un asunto sencillo, ya que varía a cada instante. Las condiciones

atmosféricas, el clima, las características geográficas, son entre otros, los

parámetros más importantes que determinan la cantidad de radiación solar que

se recibe en un punto determinado de la superficie terrestre. El tiempo y coste necesario para que una red solarimétrica produzca datos de

precisión conocida y suficiente representatividad temporal a partir de los cuales

extrapolar espacialmente los promedios mensuales de la radiación global diaria

suele superar las urgencias de los diseñadores de sistemas de

aprovechamiento de esta fuente de energía, razón por lo cual surgen bases

alternativas de información.

Las bases de datos de irradiancia, por tanto, deberán tener la suficiente

precisión como para ser aceptada, dado que todo el cálculo energético y, por

tanto, económico, depende fundamentalmente de estos valores.

Dentro de amplio espectro de bases de datos existentes, se ha optado por una

de las más aceptadas por 2 motivos:

• Experiencia del editor de la base de datos.

• Oficialidad de la misma.

10.1.1 Años Meteorológicos Tipo. Junta de Andalucía

Esta base de datos ha sido elaborada mediante la gestión de la Sociedad para

el Desarrollo Energético de Andalucía (SODEAN) antes de convertirse en la

Agencia Andaluza de la Energía, de la Consejería de Innovación, Ciencia y


Memoria 38

Empresa. Lo realmente valioso de esta base de datos no es en sí la gran

cantidad de información que se suministra sobre multitud de localidades que

hasta ahora no habían tenido ningún tipo de dato, sino el carácter oficial que

tiene al provenir de los propios organismos de la Junta de Andalucía,

configurándose, por tanto, como un base de datos de enorme valor para el

proyectista.

La base de datos contiene la información de la Años Meteorológicos Tipo de

Andalucía (AMT-A) para todas las capitales de provincia, valores extremos para

todas las ciudades de entidad, entre las que figura la de nuestro

emplazamiento.

AMT-A nos suministra valores de radiación horizontal, en un plano inclinado,

con diferentes valores del ángulo de acimut e incluso con un perfil de sombras

definible. Asimismo, nos suministra valores de temperaturas, humedades y

velocidad del viento, tanto medios como extremos.

Según dicha base de datos, se han tomado los valores de las irradiaciones por

metro cuadrado al día para la latitud de Sevilla según diversas inclinaciones del

panel y según el mes del año en el que nos encontramos.

Las inclinaciones analizadas son las siguientes:

- Radiación horizontal (0º)

- Radiación a 15º

- Radiación a 25º

- Radiación a 30º

- Radiación a 40º


Memoria 39

Los valores de las irradiaciones en kW/m2/día obtenidos se recogen en la

siguiente tabla:

Tabla 1. Irradiaciones en Sevilla según diversas inclinaciones (AMT-A)

Radiac (0º) Radiac (15º) Radiac (25º) Radiac (30º) Radiac (40º) AMT-A kWh/m2/día kWh/m2/día kWh/m2/día kWh/m2/día kWh/m2/día

Enero 2,539 3,301 3,757 3,827 4,261

Febrero 3,397 3,795 4,148 4,471 4,439

Marzo 4,446 5,197 5,470 5,215 5,633

Abril 5,490 5,549 5,589 5,790 5,420

Mayo 6,706 6,796 6,650 6,469 6,137

Junio 7,192 7,158 6,901 6,634 6,236

Julio 7,566 7,003 6,796 7,127 6,210

Agosto 6,892 6,608 6,587 7,003 6,249

Septiembre 5,326 5,638 5,844 6,022 5,657

Octubre 3,971 4,629 5,011 5,070 5,351

Noviembre 2,836 3,161 3,531 4,129 3,523

Diciembre 2,305 2,798 3,194 3,536 3,426

Media 4,889 5,144 5,290 5,441 5,212

Según los datos expresados anteriormente se han elaborado dos gráficas

donde en ellas se observan más claramente los distintos valores que se

obtendrían a partir de las inclinaciones estudiadas.


Memoria 40

Ilustración 1 Radiación en Sevilla según diversas inclinaciones.

Ilustración 2. Radiaciones medias en Sevilla para diversas inclinaciones

Se observa claramente que la inclinación óptima de los paneles para una

instalación fija es de 30º debido a que con dicha inclinación se obtiene la mayor

radiación media al día.


Memoria 41

Obviamente con el seguimiento fijo no se aprovecha el máximo de la

irradiancia posible, como se observa en las celdas que hemos señalado en

celeste en la Tabla 1, donde se dan valores mayores que los que

aprovecharemos con la inclinación elegida. Sin embargo, tras analizar los

valores de dichas celdas recalcadas se observa que difieren con respecto a los

tomados (Radiación 30º) en una media de un 7%, estando dicho valor dentro

de un rango permisivo que no representa una gran disparidad para la obtención

de altas productividades.

10.1.2 Efecto de la radiación solar en la célula fotovoltaica

De igual modo que ocurre con la temperatura, la radiación solar también afecta

directamente al rendimiento de la célula solar fotovoltaica, evidentemente los

cambios en la radiación producen una variación en la característica de salida

de la célula fotovoltaica.

Ilustración 3. Influencia de la radiación solar sobre la salida de la célula fotovoltaica


Memoria 42

En este caso, observamos que la tensión de circuito abierto apenas varía con

la influencia de la radiación, en cambio, ahora es la corriente de cortocircuito la

que se ve afectada, de forma que, a menor radiación, menor corriente de salida

y por lo tanto menor potencia de salida (Ilustración 4).

Ilustración 4. Influencia de la radiación solar sobre la potencia de salida de la célula

fotovoltaica

10.2 ANÁLISIS DE SOMBRAS

Cuando una célula solar queda bajo sombra deja de producir corriente. Se

comporta, entonces, como un diodo conectado en sentido de bloqueo.

Pero si a través de una única célula deja de fluir la corriente, ésta deja de fluir

también a través de todas las células conectadas en serie con ella. Se habla en

tales casos del efecto pinzamiento de manguera. Se produce, entonces, en la

célula solar una tensión (la suma de las restantes células solares conectadas

en serie) que es mayor que la tensión de ruptura del diodo. La corriente


Memoria 43

penetra entonces a mayor tensión y la célula se puede calentar mucho,

pudiendo dañarse así (en puntos concretos) de forma permanente (hot-spot). Por tanto, el sombreado tiene efectos directos sobre el rendimiento de la

planta, pues, por la conexión en serie de las células solares dentro de un

módulo y la conexión en serie de los módulos dentro de una cadena, la célula

solar que recibe menos irradiación determina la intensidad de corriente y, por

ende, la potencia de toda la cadena. Con las actuales células solares cristalinas, hasta las pequeñas sombras o

impurezas puntuales (hojas, excrementos de pájaros,...) pueden reducir

claramente el rendimiento del módulo solar. Para evitar el efecto de las sombras sobre las células solares al descubierto y

los daños a las células solares bajo sombra, se conecta a cada cadena de

células un diodo de by-pass en paralelo. En caso de sombreado, este diodo de

by-pass soslaya la célula afectada.

Ilustración 5. Efecto de diodo by-pass

Estos diodos también se instalan en la caja de conexiones del módulo, para

evitar que algún módulo en la serie pueda provocar estos efectos por quedar

en sombra.

En este proyecto se cuida este aspecto para que las sombras propias no

tengan el tipo de efecto comentado, por lo que en nuestra instalación no se


Memoria 44

prevé ningún obstáculo delante de la instalación solar que pudiera causar

sombras sobre los paneles. Aún así, es necesario realizar un estudio de las

sombras que pueden darse en los paneles debidas a ellos mismos, estando

contabilizadas las pérdidas ocasionadas por el sol tras los mismos en las

radiaciones proporcionadas por la base de datos tomada AMT-A.

Separaremos las filas de módulos una distancia tal que garantice la ausencia

de sombras para un ángulo de visión de 15º para todas las épocas del año.

Con esta configuración, la sombra de unos módulos se proyecta sobre los de

atrás en un rango de horas en los que los valores de radiación son ya tan

pequeños que el propio inversor ya ha cortado la entrada de corriente por no

poder hacer el seguimiento del punto MPP.

El ángulo de visión, es el ángulo que forman los rayos del sol con una

superficie horizontal, es decir, el ángulo con el que incide.

Dicha separación se establece de tal forma que al encontrarse el sol con un

ángulo de visión de 15º, la sombra de la arista superior de una fila ha de

proyectarse, como máximo, sobre la arista inferior de la fila siguiente.

Para este método tomado, teniendo en cuenta que nuestros ramales miden

3,19 m de ancho poseyendo los mismos una inclinación de 30º y tomando un

ángulo de visión con respecto al sol de 15º, resulta una distancia mínima entre

las partes inferiores de 2 filas de módulos consecutivas de 8,72 m.

En la memoria de cálculo se analizan los parámetros considerados, siendo los

resultados obtenidos tras el modelo tomado los representados en la Tabla 2.


Memoria 45

Tabla 2. Porcentaje de pérdidas debidas al efecto de las sombras

Sombras Ener Febr Marz Abr May Jun Jul Agost Sept Oct Nov Dic

Pérdidas 17% 7% 5% 4% 1% 2% 2% 3% 3% 8% 12% 16%

10.3 EFECTO DE LA TEMPERATURA

Es necesario explicar de qué manera actúa la temperatura en la célula

fotovoltaica debido a que es junto con la radiación una de las causas

principales por la que la característica de salida I-V de los paneles fotovoltaicos

se ve afectada, lo cual significa que no se obtiene una potencia en terminales

del panel fotovoltaico constante. Por esta razón y para trabajar en el punto

óptimo de potencia necesitamos realizar el circuito de búsqueda del punto

máximo.

Cualquier objeto que se encuentre bajo la acción de la radiación solar, se

calentará, y en nuestro caso la temperatura es un factor muy importante a tener

en cuenta a la hora de utilizar elementos fotoeléctricos.

En la Ilustración 6 se muestra la característica de salida de la célula fotovoltaica

instalada en este proyecto en función de la temperatura. La curva de la

izquierda corresponde a una temperatura muy por encima de los 25ºC y la

curva de la derecha corresponde a una temperatura de 10ºC.


Memoria 46

Ilustración 6. Influencia de la temperatura sobre la salida de la célula fotovoltaica

En la gráfica se puede observar que la temperatura afecta directamente a la

tensión de circuito abierto de la célula fotovoltaica disminuyendo

considerablemente su valor, de modo que la potencia de salida se ve afectada

de igual forma (Ilustración 7), mientras que la corriente que aporta el panel

apenas se ve afectada.

Como conclusión se tiene con que a medida que la temperatura aumenta, la

tensión y la potencia en bornes del panel disminuyen.


Memoria 47

Ilustración 7. Influencia de la temperatura sobre la potencia de salida de la célula fotovoltaica

El análisis del efecto de la temperatura en las células fotovoltaicas, como

veremos en la memoria de cálculo, nos ofrece los siguientes resultados:

Tabla 3. Porcentaje de pérdidas debida al efecto de la temperatura

Temperatura Ener Febr Marz Abr May Jun Jul Agost Sept Oct Nov Dic

Pérdidas 3% 5% 7% 8% 10% 12% 14% 14% 12% 9% 5% 3%


Memoria 48

10.4 VALORACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Cualquier sistema de producción energética está sometido a una serie de

pérdidas en las diferentes etapas de trasformación y/o transporte de la energía

que afectan al global de la energía producida. Evaluarlas y limitarlas forma parte del diseño adecuado de la instalación

fotovoltaica. Se podrán distinguir el siguiente conjunto de pérdidas:

• Debidas a la dispersión de los módulos fotovoltaicos

• Por el cableado tanto en CC como en CA

• Debidas a los transformadores

• Debida a la Línea de Media Tensión Subterránea

• Por suciedad (Valor estimado)

• Por disponibilidad (Valor estimado)

• Debida al Rendimiento Europeo del Inversor

• Por efecto de las sombras entre los paneles

• Por efecto de la temperatura en las células fotovoltaicas

• Debida a la posición

La producción energética de nuestra instalación asciende, una vez

descontadas todas las pérdidas, a 1.609.797,34 kWh/año.


Memoria 49

10.4.1 Ahorro en las emisiones

El consumo de energía primaria provoca, en el lugar de generación (central

térmica), una serie de emisiones de gases contaminantes y de efecto

invernadero, siendo los más importantes, por sus consecuencias

medioambientales, las emisiones de diferentes tipos de óxido de azufre y de

anhídrido carbónico, principal causante del efecto invernadero y del

calentamiento global del planeta. Cada kWh generado por la planta fotovoltaica supondrá evitar la emisión de

estos gases en las centrales de producción de energía con medios no

renovables. Por tanto, cuanta más energía se genere con fuentes renovables,

menor serán las emisiones lanzadas a la atmósfera.

Concretamente, por 1 kWh generado se evita emitir a la atmósfera

aproximadamente 1 kg de CO2, unos 3 gr de SO2 y unos 2 gr de NOx. Así como

se evita el consumo de 1 tep (tonelada equivalente de petróleo) por cada

11.600 kWh producidos. En el apartado de cálculos se podrán observar las

emisiones evitadas al completo.

Ilustración 8. Ahorro en emisiones anuales


Memoria 50

10.4.2 Complemento por Energía Reactiva

Según Real Decreto 661-2007 en su Artículo 29. Complemento por energía

reactiva hace alusión a que toda instalación acogida al régimen especial,

independientemente de la opción de venta elegida en el Artículo 24.1.

Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen

especial, recibirá un complemento por energía reactiva por el mantenimiento de

unos determinados valores de factor de potencia.

Este complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia

con el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será

revisado anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V de dicho

Real Decreto 661-2007. En el apartado de cálculos se podrá examinar el

procedimiento seguido para la obtención de la máxima retribución posible.

Para obtener la óptima bonificación en cada período del día, debemos calibrar

el factor de potencia dado por el inversor entre los valores representados en la

Tabla 4, dependiendo de la fase del día en la que nos encontremos y en la

estación del año en la que estemos produciendo.

Tabla 4. Factor de potencia y bonificación/penalización porcentual referentes al

complemento por energía reactiva

Donde en la tabla anteriormente representada se han sombreado las

bonificaciones óptimas a percibir en para cada uno de los tres períodos del día.

Bonificación %

Tipo de fp Factor de potencia Punta Llano Valle 1,00 0 4 0 1,00 > fp ≥ 0,98 0 2 0

Capacitivo 0,98 > fp ≥ 0,97 2 0 -1 0,97 > fp ≥ 0,96 4 0 -2 0,96 > fp ≥ 0,95 6 0 -3 fp < 0,95 8 -4 -4


Memoria 51

Cada una de ellas lleva asociada consigo el valor que debe poseer el factor de

potencia siendo su característica capacitiva.

Según la división del mercado eléctrico nacional en zonas a efectos de

aplicación de la discriminación horaria, Andalucía está catalogada como zona

4, y por ello le corresponde la distribución mostrada en la tabla Tabla 5.

Tabla 5. Distribución horaria de los períodos del día

Por lo que como resultado de dicho proceso, tomaremos en la medida de lo

posible los siguientes valores del factor de potencia.

Tabla 6. Factor de potencia tomado según período del día

Tras llevar a cabo el proceso explicado donde se controla exhaustivamente el

factor de potencia en cada período del día, se obtienen unas primas anuales y

un porcentaje de bonificación media que se muestra en la tabla siguiente.

Tabla 7. Complemento por Energía Reactiva y Bonificación resultantes

OFICIALES SOLARES Invierno Verano Invierno Verano

Punta 18 a 22 10 a 14 17 a 21 8 a 12

Llano 8 a 18 / 22 a 24 8 a10 / 14 a 24 7 a 17 / 21 a 23 6 a 8 / 12 a 22

Valle 0 a 8 0 a 8 23 a 7 22 a 6

Período del día Factor de potencia % Bonificación Punta < 0,95 8 Llano 1,00 4 Valle 1,00 0

Complemento por Energía Reactiva (€) % Bonificación

Promedio mensual: 402,11 4,10 Total Anual: 4.825,36 4,10


Memoria 52

10.5 DISPOSICIÓN DE PANELES

La instalación estará formada por módulos fotovoltaicos instalados sobre

estructura fija, con inclinación de 30º, la cual es la óptima para las coordenadas

de la parcela.

El sistema se compone de 5.460 módulos fotovoltaicos Viessmann (Vitovolt

200), de 200 Wp cada uno, agrupados en 52 hileras constituidas por 5

conjuntos cada una, donde cada conjunto está compuesto por 21 paneles en

serie como se indica en los planos.

Las hileras están separadas 6 m como se muestra en el apartado de cálculos y

en los planos, para evitar los efectos negativos de pérdidas de producción

eléctrica asociado a las sombras que unas hileras puedan producir sobre las

otras.

La separación entre paneles de cada conjunto será de 3 cm aproximadamente,

siendo la separación entre conjuntos en una misma hilera sobre 10 cm. El

ancho de cada panel y las separaciones antes comentadas hacen que cada

hilera mida 53,20 metros de largo.

10.6 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Los paneles solares son el elemento de generación eléctrica y se pueden

disponer en serie y/o paralelo para obtener la tensión nominal requerida en

cada caso. Estos paneles están formados por un número determinado de

células que están protegidas por un vidrio, encapsuladas sobre un material

plástico y todo el conjunto enmarcado con un perfil metálico.

El módulo solar propuesto es el modelo Vitovolt 200 de 200 Wp del fabricante VIESSMANN. Estos módulos cuentan con la garantía de más de 50 MWp


Memoria 53

instalados en toda Europa, poseen certificado IEC 61215, CEE 89/392, clase

de protección II y garantía de calidad interna permanente, aunque su uso se

extiende fácilmente más allá de los 25 años. Permiten un rápido montaje

gracias a una conexión sencilla de los cables eléctricos.

Está formado por un total de 54 células de silicio policristalinas de primera

calidad, estando alojadas en dos láminas de plástico. La parte trasera, a su

vez, está recubierta por una lámina EVA que garantiza la permeabilidad de la

luz y provoca altos rendimientos de los módulos. De este modo, las células se

encuentran protegidas de los agentes meteorológicos y poseen un elevado

aislamiento entre sus partes eléctricamente activas.

A continuación se adjuntan las características técnicas del módulo solar

propuesto:

Características físicas Descripción

Células 56 de silicio policristalinas

Medidas 1482 x 992 x 35 mm

Peso 16,8 kg

Conexión Cables de 4 mm2 con conector

Multicontact MC4

Valores límite / cualificaciones Descripción

Temperatura máx. del módulo -40 +85ºC

Tensión máxima del sistema 1000 V

Presión de superficie 2400 N/m2

Granizo Ø 25 mm / v = 23 m/s

Humedad a 85ºC 85% relativa


Memoria 54

10.7 ESTRUCTURA SOPORTE

El sistema usado en el huerto solar será elaborado por Schletter Solar-

Montagesysteme, donde para dicha instalación se ha tomado el modelo de

Sistema para huerta solar FS generación III, la cual facilita la elaboración

rápida y eficiente del proyecto con el tipo de módulo escogido. Los perfiles

enmarcados de acero con geometría óptima forman el fundamento en todos los

sistemas de esta serie y garantizan uniformemente una duración larga, una

integración del suelo óptima, aislamiento mínimo de la superficie del suelo y

una accesibilidad buena para el mantenimiento de las instalaciones. La

estructura portante de módulos está formada por aluminio contando con unas

uniones especiales de pinzas que reducen el tiempo significativamente.

1 MPP= Maximum power point (potencia máxima según STC)

2 Condiciones STC= Standard Test conditions (Condiciones de prueba estandarizadas: nivel de radiación 1000 W/m2, temperatura de la célula 25ºC, distribución espectral AM 1.5 G)

Datos térmicos Descripción

Coefic. Tª Corriente cortocircuito 0,055±0,001 %/ºC

Coefic. Tª Tensión circuito abierto -(0,43±0,001) %/ºC

Coefic. Tª Potencia MPP1 -(0,47±0,05) %/ºC

TONC 46 ºC

Datos eléctricos2 Descripción

Tensión máxima admisible 200 W

Corriente de cortocircuito 8,12 A

Tensión de circuito abierto 33,4 V

Corriente MPP 7,63 A

Tensión MPP 26,2 V

Rendimiento 13,60 %

Potencia por superficie 136,05 W/m2


Memoria 55

Las partes de la que consta la estructura se detallan a continuación:

- La base: formada por un poste perfilado que se hinca a presión en el

suelo. Su geometría se encuentra tanto para cargas estáticas como

dinámicas. Comparado con otros postes, el ahorro de material es de

un 50%.

- El soporte: la combinación perfecta entre la ligereza del aluminio y la

solidez del acero galvanizado hace exitosa dicha configuración del

soporte. El perfil continuo no deja lugar a marcas de golpe que

pueden causar gastos adicionales o ser corroídas.

- Perfiles de carga: son diseñados según el flujo de fuerzas. Todos los

perfiles contienen ranuras de fijación integradas, para facilitar el

montaje. Los perfiles se fijan a los soportes mediante uniones

especiales.

Debido al número reducido de componentes y a la sencillez de que consta la

instalación en el terreno mediante al uso eficiente del hincado o enclavamiento,

el tiempo de montaje es esencialmente reducido. Además es posible ajustar el

sistema por medio de tres ejes en la base del soporte.

Ilustración 9. Estructura soporte


Memoria 56

10.8 INVERSORES

El inversor es un equipo fundamental en la instalación eléctrica fotovoltaica, ya

que permite la conversión de la energía generada por los paneles fotovoltaicos

de corriente continua a corriente alterna. El inversor propuesto es el inversor Ingecon Sun 500 TL de 500 kW del

fabricante Ingeteam, para aplicaciones fotovoltaicas conectadas a red, trifásico

y completamente autónomo. Se conecta por un lado al conjunto de paneles

fotovoltaicos de los que recibe la energía eléctrica en forma de tensión continua

y por otro al cuadro de salida a la red eléctrica en corriente alterna.

10.8.1 Características generales

El inversor Ingecon Sun 500 TL permanece en estado de espera siempre y

cuando la tensión de paneles en circuito abierto sea inferior a 405 V

aproximadamente (valor ajustable en la puesta en marcha). En esas

condiciones, el inversor se encontrará desconectado de la red. Funcionan convirtiendo la potencia continua proporcionada por el generador

fotovoltaico en potencia alterna trifásica. Dicho modelo está provisto de cuatro

entradas independientes para la mejora del rendimiento de la instalación,

donde a partir de cuatro sistemas avanzados de seguimiento se asegura la

extracción de la potencia máxima en cada instante del generador fotovoltaico,

funcionamiento llamado MPPT (Maximum Power Point Tracking). La topología del dicho inversor proporciona la inyección en la red eléctrica de

corrientes senoidales con muy bajo contenido en armónicos (distorsión en

corriente < 3% a potencia nominal), eliminando los errores de sincronización de

aquellos inversores que utilizan topologías de generación en tensión, como por

ejemplo:


Memoria 57

- Sensibilidad a las bruscas variaciones de tensión de red.

- Sensibilidad a variaciones de fase de la red.

- Sensibilidad frente a distorsiones transitorias de red que provocan la

circulación de sobreintensidades y en ocasiones el disparo del

inversor o de sus protecciones.

El inversor incorpora vigilantes de red que se aseguran su desconexión de ésta

en caso de que falle, bien por salida de sus rangos de operación o bien por un

fallo de ésta. El circuito de potencia está basado en puentes inversores con

IGBT’s en número adecuado en función de la potencia total de salida del

inversor, con sistemas de protección de los semiconductores que aseguren su

integridad ante cualquier fallo, bien sea por causas externas como por internas

de control. También actúa como controlador permanente de aislamiento para la

desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de

pérdida de aislamiento.

Los inversores proyectados se colocarán en casetas prefabricadas de

hormigón que los protegerán con grado suficiente de las inclemencias

meteorológicas.

10.8.2 Composición del convertidor

El convertidor está formado por los siguientes elementos en su fase de

potencia para cada una de las cuatro entradas de las que dispone:

• Protecciones eléctricas integradas independientes para cada etapa.

• Seccionador de DC con mando a puerta.

• Seccionador de AC con mando a puerta.

• Descargador de sobretensiones atmosféricas DC.

• Descargador de sobretensiones atmosféricas AC.


Memoria 58

• Sistema de vigilancia anti-isla con desconexión automática.

• Vigilante de aislamiento DC.

• Posibilidad de desconexión manual de la red.

• Pantalla LCD de 2 x 16 caracteres y un teclado

• Monitorización en el frontal del equipo.

• Datalogger interno para almacenamiento de datos.

• Protección contra polarizaciones inversas, sobretensiones, cortocircuitos.

• Aislamiento galvánico sin uso de transformador de baja tensión.

10.8.3 Aparatos de medida y señalizaciones

El Inversor Ingecon Sun 500 TL, presenta las medidas de los principales

parámetros a través de un display. Las medidas presentadas son las

siguientes:

- Tensión CC de entrada

- Corriente CC de entrada

- Tensión AC de salida

- Potencia AC de salida

- Corriente AC por fase

- Factor de potencia

- Frecuencia de red Así mismo, en un sinóptico situado en el frontal y por medio de pilotos, se

indicarán los distintos estados del inversor, y de sus contactores de conexión–

desconexión.


Memoria 59

10.8.4 Protecciones y cumplimiento del rd 1663/2000

El Inversor Ingecon Sun 500 TL incorpora todas las protecciones exigidas por

el RD 1663/2000 además de las propias del equipo. Las protecciones para

cada una de las cuatro etapas independientes y modulares de que consta son:

• Contra polarizaciones inversas.

• Contra cortocircuitos y sobrecargas en la salida.

• Contra sobretensiones transitorias en la entrada y la salida.

• Seccionador de DC con mando a puerta.

• Fusibles DC.

• Seccionador-magnetotérmico de AC con mando a puerta.

• Descargadores de sobretensiones atmosféricas DC.

• Descargadores de sobretensiones atmosféricas AC.

• Sistema de vigilancia anti-isla con desconexión automática.

• Vigilante de aislamiento DC.

• Contra fallos de aislamiento.

• Contra sobretemperatura del equipo.

10.8.5 Características principales

3 No superarda en ningún caso. Se ha considerado el aumento de tensión de los paneles ‘Voc’ provocado por las

bajas temperaturas.

Valores de entrada (DC)

Rango de tensión MPP 405 – 750 Vdc

Tensión máxima3 900 V

Corriente máxima 1.429 A

Número de entradas MPPT 4


Memoria 60

10.8.6 Requisitos de ventilación

Los inversores deben ir instalados en posición vertical y a una distancia mínima

de 0,6 m de cualquier obstáculo, pared o similar, tanto por la parte delantera

como la trasera, permitiendo la adecuada circulación de aire para la

refrigeración del equipo.

4 Para Psal>25% de la Potencia nominal

Valores de salida (AC)

Potencia nominal 500 kW

Potencia máxima 550 kW

Corriente máxima 1.443 A

Tensión nominal 3 x 220 Vac, IT

Frecuencia nominal 50 / 60 Hz

Coseno de Phi4 1

Distorsión armónica (THD) <3%

Eficiencia máxima 97,6%

Euroeficiencia 95,9%

Consumo nocturno 0 W

Requisitos mecánicos

Dimensiones 3600 x 1900 x 800 mm

Peso aproximado 2.500 kg

Protección IP-20

Condiciones ambientales

Temperatura de funcionamiento -10ºC a +65ºC

Humedad relativa 0 – 95%


Memoria 61

La temperatura ambiente máxima de funcionamiento del equipo es de 65 ºC,

siendo recomendable una temperatura de 25 ºC, con el objeto que la vida útil

del inversor sea la máxima. Por tanto, para conseguir estas temperaturas, será preciso conectar por la

parte superior de los armarios unas turbinas que extraigan el aire de los

armarios, llevándolo directamente al exterior del recinto donde se encuentre el

inversor. Con esta medida reduciremos sensiblemente la potencia necesaria

para los equipos de refrigeración del recinto.

10.8.7 Monitorización y comunicaciones

Este inversor permite la comunicación mediante un puerto RS-485, fibra óptica,

inalámbrica o Ethernet.

Los inversores están preparados para su monitorización remota de las

corrientes de string del campo fotovoltaica, mediante la utilización de los

Sistemas de Monitorización de Ingecon Sun String Control. Los inversores se

conectan a la Unidad Central de Monitorización (instalada junto a los equipos)

mediante una comunicación RS-485. Esta Unidad incorpora un Modem tipo GSM/GPRS para la transmisión remota

de las principales variables de funcionamiento de los inversores y de la

estación meteorológica. Estas medidas se pueden consultar a través de una página web desde

cualquier punto con acceso a Internet. Existe la posibilidad de recibir las alertas

de alarmas vía SMS para el diagnóstico de fallos.


Memoria 62

10.8.8 Alarmas

Al ser un inversor totalmente autónomo, no precisa la intervención de ningún

usuario, salvo en los casos en los que sea necesario su configuración o ante

una alarma. Las alarmas indicadas por este inversor son las siguientes:

• Fallo de tensión en la red: cuando la tensión a la que se conecta el inversor

está fuera del rango de funcionamiento. Se rearma automáticamente al

reponerse las condiciones de la red.

• Fallo de frecuencia de red: cuando la frecuencia a la que se conecta el

inversor está fuera del rango de funcionamiento. Se rearma automáticamente

al reponerse las condiciones de la red.

• Fusión de fusibles: cuando el fusible que protege la conexión de corriente

continua se ha fundido.

• Secuencia de fases errónea: cuando el orden de conexionado de las fases

no es el correcto.

• Derivación en paneles: cuando el nivel de aislamiento del generador

fotovoltaico ha descendido por debajo de un umbral mínimo.

• Actuación de protecciones internas: cuando las protecciones del inversor

se han activado.

• Protección de isla: cuando el inversor intenta funcionar en ausencia de la

red a la que está conectado.

• Sobretemperatura: cuando la temperatura interna del inversor es superior a

los 90 ºC.


Memoria 63

10.8.9 Análisis del rendimiento del inversor

El objeto de dicho apartado es el análisis y verificación del rendimiento

presentado por el inversor mediante sus datos técnicos. Para llevar a cabo

dicho estudio hemos partido de las hipótesis de la inexistencia de ningún tipo

de pérdidas debidas a cableado.

Para obtener una conclusión hemos tomado las siguientes gráficas:

1. Potencia MPP - Radiación Efectiva 30º perteneciente a los módulos

Vitovolt 200 (Ilustración 10).

2. % Potencia de carga - % Rendimiento perteneciente al inversor Ingecon

Sun 500 TL (Ilustración 11).

Ilustración 10. Potencia (W) - Radiación Efectiva 30º (W/m2) del módulo Vitovolt 200


Memoria 64

Ilustración 11. % Carga - % Rendimiento del Inversor Ingecon Sun 500 TL

Analizando a través de la base de datos AMT-A hora tras hora la radiación

efectiva y a partir de la linealización de la Ilustración 10, se han obtenido las

potencias MPP que generan los módulos cada hora. Dichas potencias

representan para los 2.730 módulos que inciden en un inversor su porcentaje

de carga a la entrada del mismo. Tras aplicar ponderaciones de cálculo y

empleando la gráfica de la Ilustración 11 linealizada mediante tramos, se ha

logrado obtener el rendimiento presentado por el inversor en su estado de

funcionamiento durante un año.

Dicho procedimiento queda reducido en la siguiente Tabla 8, donde en la

memoria de cálculo se detalla el procedimiento llevado a cabo para su

obtención.


Memoria 65

Tabla 8. Resultados del análisis del Rendimiento Inversor Ingecon Sun 500 TL

Tras analizar el resultado obtenido (96,28%) y compararlo con el proporcionado

por el fabricante en su hoja de datos técnicos (97,6%), vemos que la disparidad

de resultados es ínfima, teniendo un error de un 1,35%.

Radiación Efectiva 30º

(W/m2)

% Carga Inversor

% Rendimiento Inversor

Enero 114.753,3 54,18 96,24 Febrero 119.515,9 56,51 96,27 Marzo 151.041,3 62,21 96,30 Abril 159.444,4 63,72 96,30 Mayo 180.287,0 61,90 96,30 Junio 175.115,1 59,97 96,30 Julio 189.871,1 60,44 96,30 Agosto 186.486,0 60,29 96,30 Septiembre 158.679,1 59,01 96,29 Octubre 143.145,7 57,24 96,27 Noviembre 117.733,2 54,11 96,24 Diciembre 105.959,4 53,41 96,23 Suma Total: 1.802.031,6 Promedio Anual: 96,28%


Memoria 66

11. INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL HUERTO SOLAR

11.1 DESCRIPCIÓN GENERAL

El campo fotovoltaico está formado una serie de módulos FV en serie, en

número condicionado por las características eléctricas y de temperatura de los

propios módulos y del inversor. Los conjuntos en serie se conectan en paralelo

en las cajas de conexión y dentro de los límites para no sobrecargar el inversor

y que se mostrarán en el apartado de cálculos. El cableado de corriente continua se realizará con cable RV-K 0,6/1kV. Este

cable tiene aislamiento de polietileno reticulado, cubierta de PVC y está

preparado para un aislamiento de 1000 V. Asimismo, su pantalla de hilos de

acero le confieren gran resistencia a las inclemencias del tiempo y es un eficaz

protector contra roedores. Se realizarán las conexiones en serie de cada agrupación de 21 módulos

fotovoltaicos. Cada agrupación se va uniendo a las demás en las

correspondientes cajas de conexiones ubicadas sobre la estructura soporte de

los módulos. Las cajas de conexión se van ubicando en cascada de modo que

cada caja aguas abajo (en el sentido de la potencia de generación) va

recogiendo la energía de las anteriores y la de las series de módulos que se le

van incorporando.

Las secciones de los cables se calcularán para soportar la corriente que por

ellos circula y teniendo en cuenta las limitaciones sobre las caídas de tensión.

La instalación eléctrica necesaria para el correcto funcionamiento del

generador solar fotovoltaico, se compone de:

Instalación eléctrica de corriente continua

Instalación eléctrica de corriente alterna


Memoria 67

11.2 CONDICIONES GENERALES DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL

GENERADOR SOLAR

Dado que la instalación eléctrica del generador solar se encuentra en

intemperie, para evitar fallos de aislamiento, se seguirán los criterios de la ITC-

BT-30 del REBT para locales húmedos, siguiendo las siguientes condiciones

generales:

Cableado

El cableado utilizado en toda la planta será de cobre, flexible, con una tensión

asignada de 0.6/1 kV de aislamiento, exceptuando el conductor de protección

de tierra que tendrá una tensión de aislamiento de 750 V. El diseño del

cableado se ha realizado para que no se supere una caída de tensión mayor

del 2% para corriente alterna y del 1.5% para corriente continua.

Aparamenta

Las cajas de conexión, cajas de fusible y, en general, toda la aparamenta

utilizada en el generador solar, deberán presentar el grado de protección

correspondiente a la caída vertical de gotas de agua, IPX1. Sus cubiertas y las

partes accesibles de los órganos de accionamiento no serán metálicas.

Se ha diseñado el sistema de protección para que la instalación esté protegida

contra sobreintensidades, cortocircuitos, sobretensiones y contactos directos e

indirectos tanto en la parte de corriente continua como en la de alterna.

Canalizaciones eléctricas

Las canalizaciones serán estancas en el campo solar, utilizándose para

terminales, empalmes y conexiones de las mismas, sistemas o dispositivos que

presenten el grado de protección correspondiente a la caída vertical de gotas

de agua (IPX1).


Memoria 68

Para el presente proyecto se prevé la instalación de conductores aislados bajo

tubo, por lo que se prescribe que deberán cumplir la ITC-BT-21, pero

disponiendo un grado de resistencia a la corrosión de 3.

11.3 INSTALACIÓN DE CORRIENTE CONTINUA

11.3.1 Cableado

El campo fotovoltaico de 1 MW proyectado está formado por dos asociaciones

A y B donde cada una de ellas tiene integrados cuatro grupos (A posee los

grupos 1, 2, 3 y 4, mientras que B posee los grupos 5, 6, 7 y 8), siendo el

número total de ramales de la instalación de 52 estando repartidos entre los

ocho grupos. Cada ramal se encuentra constituido por 5 conjuntos, donde

dichos conjuntos están comprendidos por 21 panales en serie. A continuación

mediante tablas se detallan las características eléctricas de cada grupo:

ASOCIACIÓN A

Tabla 9. Características eléctricas en Corriente Continua del Grupo 1

Caja Long(m) Polarid Inst Umax(V) Imax(A) mm2PROP mm2

ELEG ICABLE(A)

Array en serie (21 módulos) 21,0 Unip II Bnd 600,71 7,84 1,5 4 45

Siguiente array a caja 1.x 1.x 43,7 Unip II Bnd 600,71 7,84 1,5 6 57




Array más cercano a caja 1.x 1.x 2,5 Unip II Bnd 600,71 7,84 1,5 6 57

Caja 1-1 a 1.S 1.S 2,0 Unip II TEn 600,71 39,20 6 16 100







Caja 1.S a inversor 1.S 34,0 Unip II TEn 600,71 274,40 120 150 340

Caja 1.S a inversor: RV-K 2 x (1 x 150 mm2)


Memoria 69

Resistencia (Ω) ΔU (V) ΔU (%) ΔUACUMULADA (%) Protecc. Pérd.(W) Total(W)

Array en serie (21 módulos) 0,1890 1,482 0,247% 12 11,62 406,59

Siguiente array a caja 1.x 0,2622 2,056 0,342% 0,589% 12 16,12 112,81




Array más cercano a caja 1.x 0,0150 0,118 0,020% 0,266% 12 0,92 6,45

Caja 1-1 a 1.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 1-2 a 1.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 1-3 a 1.S 0,0563 2,205 0,367% 0,956% 63 86,44 86,44

Caja 1-4 a 1.S 0,0490 1,919 0,319% 0,908% 63 75,23 75,23

Caja 1-5 a 1.S 0,0619 2,427 0,404% 0,993% 63 95,15 95,15

Caja 1-6 a 1.S 0,0617 2,419 0,403% 0,992% 63 94,83 94,83

Caja 1-7 a 1.S 0,0504 1,976 0,329% 0,918% 63 77,45 77,45

Caja 1.S a inversor 0,0082 2,239 0,373% 1,366% 315 614,41 614,41

1. Pérdidas CC: 1.810,51



ELEG ICABLE(A)

















Memoria 70








Caja 2-1 a 2.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 2-2 a 2.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 2-3 a 2.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 2-4 a 2.S 0,0350 1,371 0,228% 0,817% 63 53,74 53,74

Caja 2-5 a 2.S 0,0442 1,734 0,289% 0,877% 63 67,96 67,96

Caja 2-6 a 2.S 0,0374 1,468 0,244% 0,833% 63 57,53 57,53

Caja 2-7 a 2.S 0,0439 1,722 0,287% 0,875% 63 67,49 67,49

Caja 2.S a inversor 0,0132 3,622 0,603% 1,480% 315 993,90 993,90




ELEG ICABLE(A)













Caja 3.S a inversor 3.S 157,0 Unip II TEn 600,71 235,20 95 2x150 544



Memoria 71








Caja 3-1 a 3.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 41,49

Caja 3-2 a 3.S 0,0230 0,903 0,150% 0,739% 63 35,40 35,40

Caja 3-3 a 3.S 0,0257 1,008 0,168% 0,757% 63 39,51 39,51

Caja 3-4 a 3.S 0,0245 0,960 0,160% 0,749% 63 37,62 37,62

Caja 3-5 a 3.S 0,0221 0,867 0,144% 0,733% 63 33,98 33,98

Caja 3-6 a 3.S 0,0267 1,048 0,175% 0,763% 63 41,09 41,09

Caja 3.S a inversor 0,0188 4,431 0,738% 1,501% 250 1042,21 1042,21




ELEG ICABLE(A)













Caja 4.S a inversor 4.S 150,0 Unip II TEn 600,71 235,20 95 2 x 150 544



Memoria 72








Caja 4-1 a 4.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 4-2 a 4.S 0,0230 0,903 0,150% 0,739% 63 35,40 35,40

Caja 4-3 a 4.S 0,0257 1,008 0,168% 0,757% 63 39,51 39,51

Caja 4-4 a 4.S 0,0245 0,960 0,160% 0,749% 63 37,62 37,62

Caja 4-5 a 4.S 0,0310 1,214 0,202% 0,791% 63 47,57 47,57

Caja 4-6 a 4.S 0,0267 1,048 0,175% 0,763% 63 41,09 41,09

Caja 4.S a inversor 0,0180 4,234 0,705% 1,496% 250 995,74 995,74


1. Pérdidas totales CC por inversor: 7.556,79 1,5%

ASOCIACIÓN B



ELEG ICABLE(A)

















Memoria 73








Caja 5-1 a 5.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 5-2 a 5.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 5-3 a 5.S 0,0563 2,205 0,367% 0,956% 63 86,44 86,44

Caja 5-4 a 5.S 0,0490 1,919 0,319% 0,908% 63 75,23 75,23

Caja 5-5 a 5.S 0,0442 1,734 0,289% 0,877% 63 67,96 67,96

Caja 5-6 a 5.S 0,0535 2,097 0,349% 0,938% 63 82,19 82,19

Caja 5-7 a 5.S 0,0439 1,722 0,287% 0,875% 63 67,49 67,49

Caja 5.S a inversor 0,0115 3,161 0,526% 1,482% 315 867,40 867,40




ELEG ICABLE(A)
















Memoria 74








Caja 6-1 a 6.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 6-2 a 6.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 6-3 a 6.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 6-4 a 6.S 0,0490 1,919 0,319% 0,908% 63 75,23 75,23

Caja 6-5 a 6.S 0,0442 1,734 0,289% 0,877% 63 67,96 67,96

Caja 6-6 a 6.S 0,0374 1,468 0,244% 0,833% 63 57,53 57,53

Caja 6.S a inversor 0,0152 3,575 0,595% 1,504% 250 840,85 840,85




ELEG ICABLE(A)

















Memoria 75








Caja 7-1 a 7.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 7-2 a 7.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 7-3 a 7.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 7-4 a 7.S 0,0350 1,371 0,228% 0,817% 63 53,74 53,74

Caja 7-5 a 7.S 0,0310 1,214 0,202% 0,791% 63 47,57 47,57

Caja 7-6 a 7.S 0,0374 1,468 0,244% 0,833% 63 57,53 57,53

Caja 7-7 a 7.S 0,0314 1,230 0,205% 0,794% 63 48,21 48,21

Caja 7.S a inversor 0,0146 4,017 0,669% 1,502% 315 1102,32 1102,32




ELEG ICABLE(A)
















Memoria 76








Caja 8-1 a 8.S 0,0045 0,176 0,029% 0,618% 63 6,91 6,91

Caja 8-2 a 8.S 0,0360 1,411 0,235% 0,824% 63 55,32 55,32

Caja 8-3 a 8.S 0,0563 2,205 0,367% 0,956% 63 86,44 86,44

Caja 8-4 a 8.S 0,0490 1,919 0,319% 0,908% 63 75,23 75,23

Caja 8-5 a 8.S 0,0619 2,427 0,404% 0,993% 63 95,15 95,15

Caja 8-6 a 8.S 0,0535 2,097 0,349% 0,938% 63 82,19 82,19

Caja 8.S a inversor 0,0120 2,822 0,470% 1,463% 250 663,83 663,83

Pérdidas CC: 1.669,15 1. Pérdidas totales CC por inversor: 7.577,77 1,5%

NOTA:

Pol (Polaridad):

Unip II.- Cable unipolar de dos hilos.

Inst. (Instalación):

Bnd.- Instalación en bandeja.

TEn.- Instalación enterrada en zanjas bajo tubo.

Para las conexiones entre los 21 paneles en serie de cada conjunto, se

utilizarán los cables Multicontact MC4 de 4 mm2 que poseen los mismos.

Con el objeto de minimizar el cableado que ha de llevarse hasta el inversor,

cada ramal contará con una caja de conexiones de cinco entradas (entrada por

cada conjunto que compone el ramal) instalada en su esquina. Las salidas de

cada una de estas cajas se agruparán por grupos en una caja sumadora (X-S)

albergada en el primer ramal de cada grupo, siendo X el número del grupo al

que pertenece.


Memoria 77

De esta forma, de cada grupo partirá únicamente una sola línea procedente de

su caja sumadora (X-S) hacia el inversor, por lo que tendremos ocho

condcuctores que parten de la instalación generadora hacia los inversores. Al

contar la instalación con dos inversores con la característica de poseer cuatro

entradas independientes cada uno, las ocho líneas procedentes del campo

fotovoltaico se repartirán para ser conectadas a las respectivas entradas de los

inversores, quedando por tanto cada asociación A y B conectada a cada

inversor I y II.

Tabla 17. Configuración de la instalación fotovoltaica

Asociación Grupos Ramales/Grupo Conjuntos/Ramal Paneles Serie/Conjunto Potencia

1 7 5 21 2 7 5 21

A 3 6 5 21 546 kWp 4 6 5 21 Número total paneles: 2.730 5 7 5 21 6 6 5 21

B 7 7 5 21 546 kWp 8 6 5 21 Número total paneles: 2.730

Tabla 18. Disposición de la instalación fotovoltaica

Asociación Grupos Cajas sumadoras Destinos cajas sumadoras

1 1-S 2 2-S 3 3-S

A

4 4-S

Inversor I

5 5-S 6 6-S 7 7-S

B

8 8-S

Inversor II


Memoria 78

11.3.2 Aparamenta

Las cajas situadas en las esquinas de cada ramal dispondrán de fusibles de 12

A, con el objetivo de proteger los conductores y poder desconectar cada ramal

para operaciones de mantenimiento o reparación.

Las cajas sumadoras de cada grupo dispondrán de un interruptor-seccionador

calibrado según al grupo que corresponda con la función de proteger las líneas.

En el inversor vienen incorporadas el resto de protecciones necesarias en el

lado de corriente continua, como protecciones contra sobretensiones, fallos de

aislamiento, funcionamiento anti-isla, que junto con la utilización de materiales

de clase II y una configuración flotante, conseguirán protección contra

contactos directos e indirectos.

11.3.3 Canalizaciones eléctricas

Los conductores que unan cada conjunto, constituido por 21 paneles

fotovoltaicos serie, con la caja instalada en su ramal, se instalarán en bandejas

prefabricadas estancas ubicadas bajo los paneles fotovoltaicos, con grado de

protección correspondiente a la caída vertical de gotas de agua, IPX1, y

resistencia a la corrosión 3.

El cableado, en su red principal o troncal, irá instalado bajo tubo de polietileno

PEAD Φ 160 mm enterrado en zanja, el cual tendrá, en sus racores de unión a

cajas o envolventes, un grado de protección mínimo IP 64, proporcionando una

resistencia a la compresión de 320 N y una resistencia al impacto de 2 Kg cada

100 mm. Con ello se dotará a la instalación efectuada una protección mecánica

efectiva.


Memoria 79

Dicho cableado mencionado en el párrafo anterior, tiene la función de unir las

cajas instaladas en cada ramal entre ellas y agruparlas en la caja sumadora de

cada grupo, tras unificar cada uno de los ocho grupos en su caja sumadora,

desde esta se realiza la evacuación de la producción para hacerla llegar a su

correspondiente entrada en el inversor.

11.4 INSTALACIÓN DE CORRIENTE ALTERNA

11.4.1 Cableado

Desde cada inversor saldrá una línea trifásica que se unirá a su cuadro de baja

tensión provisto de cuatro salidas instalado en el centro de transformación.

La descripción de los conductores empleados se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 19. Características eléctricas en Corriente Alterna a la salida de los Inversores

Long(m) Pot (kW) U (V) I (A) Polaridad Instalac S (mm2) R (Ω/km) ΔU (%) Pérd. (W) Pérd (%)

Inversor I 10 500 400 721,7 Unip III+N TEn 4 x 150 0,03 0,094% 468,75 0,094%

Inversor II 10 500 400 721,7 Unip III+N TEn 4 x 150 0,03 0,094% 468,75 0,094%

El cableado empleado en la unión desde los inversores hacia los cuadros de

baja tensión en el centro de transformación son del tipo:

RV-K 0,6/1 kV 3 x (4 x 150 mm2) + 70 mm2 instalado bajo tubo de polietileno

PEAD Φ 180 mm enterrado en zanja


Memoria 80

11.4.2 Aparamenta

Las líneas que unen los inversores con los cuadros de baja tensión del centro

de transformación estarán protegidas ante cortocircuitos y sobreintensidades,

mediante interruptores magnetotérmicos omnipolares de 1000 A, 50 kA.

11.4.3 Canalizaciones eléctricas

Los conductores que van desde los inversores hasta los cuadros de baja

tensión irán instalados bajo tubo de PEAD de 180 mm de diámetro enterrados

en zanja.

11.5 INSTALACIONES AUXILIARES

La instalación contará con una serie de instalaciones auxiliares

complementarias que completan la instalación del parque solar fotovoltaico.

Esta alimentación de servicios auxiliares acometerá al denominado cuadro de

servicios auxiliares que se dispondrá en el interior del Centro de Inversores y

que contendrá las distintas protecciones de las alimentaciones eléctricas que

proporciona.

Los servicios auxiliares objeto de esta alimentación serán los siguientes:

1. Equipo de Extractores.

Motivado por el calor que suelen desprender los equipos inversores,

compuestos fundamentalmente por electrónica de potencia. Cada caseta de

Inversores se dotará además de la ventilación propia natural, de una

climatización específica compuesta por un equipo de extracción. Dispondrá,

asimismo, de termostato a través del cual se podrá regular la temperatura a

partir de la cual deseemos que comience a funcionar.


Memoria 81

2. Alumbrado normal, emergencia y fuerza.

Las casetas de inversores dispondrán de una instalación interior de alumbrado

normal, alumbrado de emergencia y fuerza.

El alumbrado normal será realizado mediante luminarias estancas de

superficie, de potencia 1x58 W c/u, e interruptor de superficie para encendido

junto a la puerta de acceso, realizado mediante manguera de cable unipolar

0,6/1 kV, 3x2,5 mm2 (F+N+TT), en montaje superficial bajo tubo rígido de PVC,

de M-20.

El alumbrado de emergencia se compondrá de una luminaria de emergencia de

superficie, de 100 lúmenes, con conjunto de fijación, incluido telemendo de

emergencia, con pulsador para cuadro del telemando, realizado el circuito de

alimentación mediante manguera de cable tripolar 0,6/1 kV, 3x2,5 mm2

(F+N+TT), en montaje superficial bajo tubo rígido de PVC, de M-20.

Por último, la instalación de fuerza se compondrá por dos tomas triples de

corriente de 16 A, realizado mediante manguera de cable tripolar de 0,6/1 kV,

3x6mm2, (F+N+TT), en montaje superficial bajo tubo rígido de PVC, de M-25.

Una de estas tomas se empleará en la conexión del equipo informático

(ordenador e impresora) encargado del tratamiento local de la información

proveniente del sistema de adquisición de datos.

3. Alumbrado exterior.

Se dispondrá una salida del cuadro expuesto para abastecer el alumbrado

exterior de la planta.

4. Sistema de adquisición de datos.

Una de las salidas del cuadro de servicios auxiliares se habilitará para el


Memoria 82

sistema de adquisición de datos de la planta.

5. Sistema intrusismo.

Se implantará en el citado cuadro una salida para el consumo que supone la

alimentación del sistema para evitar el intrusismo en la planta, junto con un

sistema de alarmas acústico/visual.

6. Sistema detección de incendios.

Se instaurará en dicho cuadro una salida reservada para la alimentación del

sistema de detección de incendios.

7. Otros usos.

Finalmente, se implantarán en dicho cuadro una salida reserva para aquellos

consumos que se desearan en un futuro, así como, para la alimentación de

otros usos y aplicaciones no recogidas en los anteriores puntos. Se deberá instalar un ordenador personal PC.

Por último, se realizará alrededor del parque solar previsto, un doble

cerramiento vallado perimetral, realizado mediante malla galvanizada de simple

torsión 40/16 de 3 metros de altura, coronada con tres hilos de alambre

galvanizado de diámetro 1,7 mm y púas cada 80 mm.

Estas vallas se realizarán lo suficientemente alejadas de los módulos para no

provocar sombras en ningún momento del día. Su cometido será evitar la

entrada de personas ajenas a la instalación.


Memoria 83

11.6 PUESTA A TIERRA

La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se hará siempre de forma que

no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa

distribuidora, asegurándose que no se produzcan transferencias de defectos a

la red de distribución. Para ello se dispondrán tres sistemas de puesta a tierra

por cada instalación fotovoltaica; uno de las masas metálicas de la parte de

alterna (fundamentalmente inversor), otro de la parte de corriente continua, y

otro del neutro de salida del inversor.

Para el centro de transformación se dispondrá una red de tierra independiente

de las anteriores y se describirá en el apartado de centro de transformación.

11.6.1 Tierra de protección de corriente continua

Todas las partes metálicas de los elementos de corriente continua se unen a

esta tierra de protección, como son la estructura metálica soporte, marco de los

paneles, envolventes de los cuadros de corriente continua, borne de tierra de

protección de corriente continua del inversor, etc.

La configuración de la tierra de protección de cada instalación generadora tiene

las siguientes propiedades:

Geometría del sistema Anillo rectangular

Distancia de la red 48 x 54 m

Profundidad del electrodo horizontal 0,5 m

Número de picas 4

Longitud de las picas 2 m


Memoria 84

Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm2

El anillo rectangular irá instalado de forma que rodee a cada uno de los ocho

grupos que constituyen la instalación fotovoltaica.

La estructura soporte de los paneles, así como el marco metálico del mismo, se

unirán al conductor de la red de tierra, el cual estará unido al resto de la red

mediante soldadura aluminotérmica.

Durante la instalación de la puesta a tierra, se realizarán medidas

experimentales de la resistencia de la misma. Esta resistencia deberá ser

inferior a 80 Ω, según memoria de cálculo, por lo que en obra se podrá

aumentar o disminuir el número de picas, con el objeto de conseguir como

máximo esta resistencia.

En cada pica de puesta a tierra se dispondrá de una arqueta registrable, con el

objeto de poder realizar mediciones de la resistencia de tierra.

11.6.2 Tierra de protección de corriente alterna

Todas las partes metálicas de los elementos de corriente alterna se unen a

esta tierra de protección, como son las envolventes de los cuadros de corriente

alterna, borne de tierra de protección de corriente alterna del inversor, etc.

La configuración de la tierra de protección de cada instalación generadora tiene



Memoria 85

Geometría del sistema Picas alineadas

Número de picas 2

Longitud entre picas 2 m

Profundidad de las picas 0,8 m


Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 35 mm2.

Durante la instalación de la puesta a tierra, se realizarán medidas

experimentales de la resistencia de la misma. Esta resistencia deberá ser

inferior a 80 Ω, según memoria de cálculo, por lo que en obra se podrá

aumentar o disminuir el número de picas, con el objeto de conseguir como

máximo esta resistencia.

En cada pica de puesta a tierra se dispondrá de una arqueta registrable, con el

objeto de poder realizar mediciones de la resistencia de tierra.

11.6.3 Tierra de servicio

El neutro del inversor estará conectado al conductor neutro de la instalación,

que estará puesto a tierra en el centro de transformación.

Esta puesta a tierra se calculará en el apartado de centro de transformación.


Memoria 86

12. INSTALACIÓN DE ENLACE CON LA RED DE ENDESA

Además de los elementos y protecciones que pueda tener la propia instalación

fotovoltaica y sus equipos anexos auxiliares, la instalación eléctrica que une la

instalación fotovoltaica con la red de Endesa debe tener los siguientes

elementos:

12.1 SEPARACIÓN GALVÁNICA

La instalación debe disponer de una separación galvánica entre la red de

distribución de Endesa y la instalación fotovoltaica cumpliendo la Norma UNE

60742.

Esta protección viene incluida en el inversor, aportando en documentos anexos

el certificado de cumplimiento del RD 1663/2000 en cuanto a protecciones y

aislamiento galvánico.

12.2 INSTALACIÓN DE SALIDA

La evacuación de la instalación fotovoltaica tiene lugar a través de las celdas

de línea ubicadas en lugar accesible a la empresa distribuidora en el centro de

transformación, estas se colocarán antes de la medida.

Como elemento de corte perteneciente a la compañía se instala una celda con


- Seccionador de puesta en carga: Este seccionador será accesible a

Endesa en todo momento, con objeto de poder realizar la

desconexión manual. Asimismo, este seccionador deberá poder ser

bloqueado por Endesa en su posición de abierto, a fin de garantizar

la desconexión de la instalación fotovoltaica en caso necesario.


Memoria 87

12.3 ELEMENTOS DE MEDIDA

El elemento para la medida de la energía neta producida por la instalación

fotovoltaica estará ubicado en una celda para tal efecto en el centro de

transformación. Este módulo se instalará a la salida de la instalación

fotovoltaica, lo más cerca posible de la acometida y se encontrará debidamente

identificado. No estará dotado de fusibles.

Dicha celda de medida estará compuesta por el siguiente contenido:

- Juego de barras tripolar de 400 A, tensión de 24 kV y 16 kA.

- Tres transformadores de intensidad de relación 30/5 A, 10 VA

CL.0.2S, Ith = 5kA, gama extendida 150 % y aislamiento 24 kV.

- Tres transformadores de tensión unipolares, de relación

22.000:V3/110:V3, 25 VA, CL0.2, Ft = 1,9 y aislamiento 24 kV.

Además, el equipo de medida constará de un dispositivo de comunicación para

la lectura remota según RD 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba

el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

13. OBRA CIVIL

13.1 DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE SOLAR

La superficie aproximada de la finca donde se ubicarán todas las instalaciones

solares es de 5,43 has. Las instalaciones del parque solar ocuparán

prácticamente toda la superficie de la finca, dejando una entrada como zona de

servidumbre.


Memoria 88

Como ya se ha dicho en apartados anteriores, el parque solar fotovoltaico está

formado por 5460 paneles y dos inversores de 500 kW cada uno.

Para facilitar la ejecución de las obras y posterior mantenimiento de la planta

solar se realizará una nivelación del terreno a lo largo de las alineaciones y a lo

largo de todo el perímetro de la parcela.

Para observar la distribución proyectada ver el plano de distribución de

paneles.

13.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS

La obra civil necesaria para la construcción y explotación del parque solar

proyectado se describe a continuación:

• Mejora del terreno para acceso y cimentación de los módulos

fotovoltaicos.

• Zanjas y arquetas necesarias para las canalizaciones eléctricas.

• Edificios prefabricados de inversores y centro de transformación.

• Losas de apoyo para edificios prefabricados.

• Vallado perimetral.

Los trabajos a realizar para llevar a cabo la construcción de la instalación

fotovoltaica se describen a continuación:


Memoria 89

13.2.1 Movimiento de tierras

El movimiento de tierras consistirá en una limpieza y desbroce de 20 cm de

corteza vegetal que cubre la parcela en las zonas donde se apoyan los

módulos, seguida de relleno con zahorra compactada, para mejorar la

capacidad del terreno y la resistencia al hundimiento de la explanación, y

nivelación necesarias. El volumen de movimiento de tierra estimado en éste

caso es de unos 10.000 m3.

Para la colocación de las placas fotovoltaicas se salvarán los desniveles

existentes en la zona, de modo que todos los módulos que constituyen un

generador solar se encuentren al mismo nivel y altura para así minimizar los

efectos de sombra.

Se tendrá en cuenta que los generadores solares colocados más hacia el Sur

deberán estar siempre a menor cota que los que estén más hacia el Norte para

evitar problemas de sombras.

13.2.2 Canalizaciones para cableado

Zanjas

Para la conducción de las líneas eléctricas del generador solar se realizarán las

correspondientes zanjas y arquetas de registro que garanticen la correcta

ejecución de la instalación.

Estas zanjas deberán conducir los conductores de todos los generadores que

se prevén instalar en el parque solar.


Memoria 90

Las zanjas discurrirán entre:

• Los distintos grupos de generadores fotovoltaicos hacia las casetas de

inversores.

• Entre las casetas prefabricadas de los inversores y la del centro de

transformación.

• A la salida desde el centro de transformación hasta el apoyo donde se

realiza la conversión aéreo-subterránea.

El trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias

fijas. Asimismo, deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos de

los cables, a respetar en los cambios de dirección.

Las líneas se enterrarán siempre bajo tubo, a una profundidad mínima de 60

cm, con una resistencia suficiente a las solicitaciones a las que se han de

someter durante su instalación.

Las líneas irán en tubos que varían desde 160 mm de diámetro para continua,

180 mm de diámetro para corriente alterna y 220 mm de diámetro para la

salida desde el centro de transformación en Media Tensión, todos de PEAD

(Polietileno de Alta Densidad) corrugado de doble capa y de color rojo la parte

exterior y lisa y translúcida la interior, disponiéndose al menos un tubo de

reserva.


Memoria 91

Por cada tubo sólo discurrirá una línea BT, sin que pueda compartirse un

mismo tubo con otras líneas, tanto sean eléctricas, de telecomunicaciones, u

otras.

Se evitarán, en lo posible, los cambios de dirección de los tubos. En los puntos

donde se produzcan y para facilitar la manipulación de los cables, se

dispondrán arquetas con tapa registrables. Para facilitar el tendido de los

cables, en los tramos rectos se instalarán arquetas intermedias, registrables

como máximo cada 40 m. Esta distancia podrá variarse de forma razonable, en

función de derivaciones, cruces u otros condicionantes viarios.

Los detalles constructivos de las arquetas y zanjas se muestran en plano

adjunto.

La secuencia de operaciones a seguir para llevar a cabo la realización de las

canalizaciones requeridas para el cableado se describe a continuación:

1. Excavación de zanjas

Las dimensiones de las zanjas serán las indicadas en el plano de detalle de

zanjas y arquetas.

2. Preparación del lecho

Antes de la colocación de los tubos se rellenará con arena hasta 6 cm de

altura.

3. Tapado en primera fase


Memoria 92

Una vez preparado el lecho de apoyo para la conducción que se colocará en la

zanja, se realizará la puesta en zanja de los tubos correspondientes y el cable

de tierra si es el caso, utilizando para ello los medios adecuados. Una vez

puestos en zanja, se procede a su tapado en primera fase, que consiste en el

relleno de la zanja hasta 5 cm por encima de la conducción con arena. Sobre

este tapado se procederá a realizar el asiento de la siguiente conducción, en

caso necesario.

Una vez tendido el último tubo sobre la capa de arena se colocará la placa de

protección. A continuación, se coloca una primera tongada de material de

relleno.

4. Cinta de señalización

Como señal de aviso y con el fin de evitar accidentes cuando en el futuro se

realicen obras sobre la construcción instalada se colocará, después del tapado

en primera fase y sobre la conducción, una cinta de señalización según se

indica en el plano correspondiente.

5. Tapado en segunda fase

Con esta operación se completa el relleno de la zanja una vez colocadas las

conducciones que van a discurrir por la misma, utilizando para ello material con

una especificación menos exigente que el relleno de la primera fase,

compactando por tongadas de 30 cm como máximo, hasta conseguir el tapado

completo.

Las características de las placas de protección y de las cintas de señalización,

serán las siguientes:

• Placas de protección


Memoria 93

Para la protección de los cables, ante el choque con herramientas metálicas en

eventuales trabajos de excavación, se utilizarán placas de plástico colocadas a

lo largo del tendido.

Las características a las que habrán de responder son las siguientes:

- Tipo de material Polietileno (PE) o Polipropileno (PP)

- Densidad mínima PE = 0.94 g/cm3 PP = 1 g/cm3

- Color Amarillo S0580-Y10R (UNE-48103)

- Peso (aproximado) 0,5 kg/ud

- Dimensiones 250 x 1000 x 2.5 mm

- Resistencia a la tracción (unión entre placas) 10 kg

- Resistencia al impacto 50 J

Las placas estarán libres de halógenos y metales pesados. Permitirán

ensamblarse entre sí longitudinal y transversalmente mediante remaches de

plástico.

Llevarán marcas indelebles con la señal de advertencia de riesgo eléctrico, tipo

AE-10, y el anagrama de C.S.E.


Memoria 94

Además, llevarán rotulada en castellano la frase ¡ATENCIÓN! CABLES

ELÉCTRICOS, así como el nombre del fabricante, el año de fabricación y las

siglas PPC RV 0206 correspondiente a la denominación codificada por el grupo

Endesa.

• Cintas de señalización

Para advertir de la presencia de cables enterrados, se utilizarán cintas de

señalización tendidas a lo largo de todo el recorrido.


- Tipo de material PVC

- Color Amarillo vivo B-532 (UNE-48103)

- Resistencia a la tracción

Longitudinal 100 kg/cm2

Transversal 80 kg/cm2

- Dimensiones

Ancho 15 cm

Espesor 0.1 cm

La cinta llevará impresa de manera indeleble, con tinta negra, la frase

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS.


Memoria 95

Arquetas

A lo largo de la superficie de la instalación se dispondrán diversas arquetas de

registro normalizadas por Sevillana-Endesa, de tipo A-1 y A-2. Dichas arquetas

se colocarán en los siguientes lugares:

• Junto a las casetas prefabricadas donde se alojan los inversores y los

transformadores.

• En los cambios de sección.

• Cada 40 m como máximo en la instalación eléctrica en corriente

continua entre los grupos fotovoltaicos y las casetas de inversores.

Prefabricados para inversores y centro de transformación

Los inversores irán alojados en pequeños edificios prefabricados de hormigón

situados junto a cada uno de los generadores solares. Dichas casetas

prefabricadas de hormigón tendrán las siguientes características:

Tabla 20. Casetas de inversores

Longitud (mm) 5.600

Anchura (mm) 3.500

Altura (mm) 3.600

Superficie (m2) 19,6 Dimensiones exteriores

Altura vista (mm) 3.000

Longitud (mm) 5.440

Anchura (mm) 3.340

Altura (mm) 2.700 Dimensiones interiores

Superficie (m2) 18,2

Longitud (mm) 6.400 Anchura (mm) 4.300 Dimensiones excavación Profundidad (mm) 700

Peso (kg) 25.000


Memoria 96

A continuación se detallan las características de este edificio prefabricado de

hormigón:

- Envolvente:

La envolvente de este edificio es de hormigón armado vibrado. Se compone de

dos partes: una que aglutina el fondo y las paredes, que incorpora las puertas y

rejillas de ventilación natural, y otra que constituye el techo.

Las piezas construidas en hormigón ofrecen una resistencia característica de

300 kg/cm². Además, disponen de una armadura metálica, que permite la

interconexión entre sí y al colector de tierras. Esta unión se realiza mediante

latiguillos de cobre, dando lugar a una superficie equipotencial que envuelve

completamente al edificio.

La cubierta está formada por piezas de hormigón con inserciones en la parte

superior para su manipulación.

En la parte inferior de las paredes frontal y posterior se sitúan los orificios de

paso para los cables. Estos orificios están semiperforados, realizándose en

obra la apertura de los que sean necesarios para cada aplicación.

- Placa piso

Sobre la placa base y a una altura de unos 400 mm se sitúa la placa piso, que

se sustenta en una serie de apoyos sobre la placa base y en el interior de las

paredes, permitiendo el paso de cables a los que se accede a través de unas

troneras cubiertas con losetas.


Memoria 97

- Accesos

En la pared frontal se sitúan las puertas de acceso de peatones, mientras que

en la pared lateral se encuentra la puerta para el acceso de los inversores, en

las distintas paredes que cuenta el edificio presenta las rejillas de ventilación.

Todos estos materiales están fabricados en chapa de acero.

Las puertas de acceso disponen de un sistema de cierre con objeto de

garantizar la seguridad de funcionamiento para evitar aperturas intempestivas

de las mismas.

- Ventilación

Las rejillas de ventilación natural están formadas por lamas en forma de V

invertida, diseñadas para formar un laberinto que evita la entrada de agua de

lluvia en el edificio y se complementa cada rejilla interiormente con una malla

mosquitera.

- Acabado

El acabado de las superficies exteriores se efectúa con pintura acrílica rugosa

de color blanco en las paredes y marrón en el perímetro de la cubierta o techo,

puertas y rejillas de ventilación. Las piezas metálicas expuestas al exterior

están tratadas adecuadamente contra la corrosión.

- Calidad

Estos edificios prefabricados han sido acreditados con el Certificado de Calidad

UNESA de acuerdo a la RU 1303A.

- Alumbrado

El equipo va provisto de alumbrado conectado y gobernado desde el cuadro de

BT, el cual dispone de un interruptor para realizar dicho cometido.


Memoria 98

- Cimentación

Para la ubicación de los edificios es necesaria una excavación, cuyas

dimensiones variarán en función de la solución adoptada para la red de tierras,

sobre cuyo fondo se extiende una capa de arena compactada y nivelada de 10

cm de espesor.

14. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

14.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

El centro de transformación tiene la misión de suministrar la energía

proveniente de la planta solar fotovoltaica situada en la misma finca dónde se

colocará dicho centro.

La energía será suministrada por la planta solar en baja tensión, acometerá al

centro de transformación a través de los dos cuadros de baja tensión

conectados a las salidas de cada inversor, a una tensión de 400 V y frecuencia

de 50 Hz. Los transformadores de potencia incrementarán la tensión a 20 kV y

la verterán a una línea subterránea de 20 kV, que transcurre cercana al centro

de transformación. Para la evacuación final de la energía, se procederá a la

implantación de un apoyo doble circuito en el cual se realizará la conversión

aéreo-subterránea, desde dicho apoyo se ejecutará el entronque con el apoyo

de amarre número 39 existente mediante un vano de 30 m. Los cálculos de

dicho entronque realizados mediante dos programas se representan en un

anexo.

En éste apartado definiremos las características de las infraestructuras

eléctricas necesarias para la evacuación de la energía producida por el parque

solar fotovoltaico. En concreto un centro de transformación 0,4/20 kV 2x630

kVA.


Memoria 99

14.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA

14.2.1 Características de la red de alimentación

La red de la cual se alimenta el centro de transformación es del tipo

subterráneo, con una tensión de 20 kV, nivel de aislamiento según la MIE-RAT

12, y una frecuencia de 50 Hz.

La potencia de cortocircuito en el punto de acometida, según los datos

suministrados por la compañía eléctrica, es de 500 MVA, lo que equivale a una

corriente de cortocircuito de 14,43 kA eficaces.

14.2.2 Características de las celdas MT

Las celdas forman un sistema de equipos modulares de reducidas dimensiones

para MT, con aislamiento y corte en gas, cuyos embarrados se conectan

utilizando unos elementos de unión que consiguen una conexión totalmente

apantallada, e insensible a las condiciones externas (polución, salinidad,

inundación, etc.).

Las partes que componen estas celdas son:

Base y frente

La base soporta todos los elementos que integran la celda. La rigidez mecánica

de la chapa y su galvanizado garantizan la indeformabilidad y resistencia a la

corrosión de esta base. La altura y diseño de esta base permite el paso de

cables entre celdas sin necesidad de foso (para la altura de 1800 mm), y facilita

la conexión de los cables frontales de acometida.


Memoria 100

La parte frontal incluye en su parte superior la placa de características

eléctricas, la mirilla para el manómetro, el esquema eléctrico de la celda y los

accesos a los accionamientos del mando. En la parte inferior se encuentra el

dispositivo de señalización de presencia de tensión y el panel de acceso a los

cables y fusibles. En su interior hay una pletina de cobre a lo largo de toda la

celda, permitiendo la conexión a la misma del sistema de tierras y de las

pantallas de los cables.

Cuba

La cuba, fabricada en acero inoxidable de 2 mm de espesor, contiene el

interruptor, el embarrado y los portafusibles, y el gas se encuentra en su

interior a una presión absoluta de 1,3 bar. El sellado de la cuba permite el

mantenimiento de los requisitos de operación segura durante más de 30 años,

sin necesidad de reposición de gas.

Esta cuba cuenta con un dispositivo de evacuación de gases que, en caso de

arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitando así,

con ayuda de la altura de las celdas, su incidencia sobre las personas, cables o

la aparamenta del centro de transformación.

En su interior se encuentran todas las partes activas de la celda (embarrados,

interruptor-seccionador, puesta a tierra, tubos portafusible).

Interruptor/Seccionador/Seccionador de puesta a tierra

El interruptor tiene tres posiciones: conectado, seccionado y puesto a

tierra.


Memoria 101

La actuación de este interruptor se realiza mediante palanca de accionamiento

sobre dos ejes distintos: uno para el interruptor (conmutación entre las

posiciones de interruptor conectado e interruptor seccionado); y otro para el

seccionador de puesta a tierra de los cables de acometida (que conmuta entre

las posiciones de seccionador y puesta a tierra).

Mando

Los mandos de actuación son accesibles desde la parte frontal, pudiendo ser

accionados de forma manual o motorizada.

Fusibles (Celdas de protección)

En las celdas de protección, los fusibles se montan sobre unos carros que se

introducen en los tubos portafusibles de resina aislante, que son perfectamente

estancos respecto del gas y del exterior. El disparo se producirá por fusión de

uno de los fusibles o cuando la presión interior de los tubos portafusibles se

eleve debido a un fallo en los fusibles o al calentamiento excesivo de éstos.

Presenta también captadores capacitivos para la detección de tensión en los

cables de acometida.

Conexión de cables

La conexión de cables se realiza desde la parte frontal mediante unos

pasatapas estándar.

Enclavamientos


Memoria 102

La función de los enclavamientos incluidos en todas las celdas es:

1. Que no se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con

el aparato principal cerrado, y recíprocamente, que no se pueda

cerrar el aparato principal si el seccionador de puesta a tierra está

conectado.

2. Que no se pueda quitar la tapa frontal si el seccionador de puesta

a tierra está abierto, y a la inversa, no se pueda abrir el

seccionador de puesta a tierra cuando la tapa frontal ha sido

extraída.

Características eléctricas:

Las características generales de las celdas son las siguientes:

- Tensión asignada: 24 kV.

- Tensión soportada entre fases, y entre fases y tierra:

a frecuencia industrial (50 Hz), 1 minuto: 50 kV ef.

a impulso tipo rayo: 125 kV cresta.

- Intensidad asignada en funciones de línea: 400-630 A.

- Intensidad asignada en interruptor automático. 400-630 A.

- Intensidad asignada en ruptofusibles. 200 A.

- Intensidad nominal admisible durante un segundo: 16 kA ef.

- Valor de cresta de la intensidad nominal admisible: 40 kA cresta, es

decir, 2.5 veces la intensidad nominal admisible de corta duración.


Memoria 103

- Grado de protección de la envolvente: IP307 según UNE 20324-94.

- Puesta a tierra.

El conductor de puesta a tierra estará dispuesto a todo lo largo de las celdas

según UNE-EN 60298 , y estará dimensionado para soportar la intensidad

admisible de corta duración.

- Embarrado.

El embarrado estará sobredimensionado para soportar sin deformaciones

permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se puedan

presentar y que se detallan en el apartado de cálculos.

En la descripción de cada celda se incluyen los valores propios

correspondientes a las intensidades nominales, térmica y dinámica, etc.

Las celdas de MT son siete, diferenciadas en dos grupos abonado y compañía:

- Abonado:

Dos de protección para los transformadores (ruptofusibles)

Un interruptor automático para protección y corte de toda la

instalación.

Celda de medida.

- Compañía:

Una celda de seccionador de puesta en carga.

Dos celdas de línea de entrada/salida.


Memoria 104

o Celdas de línea entrada/salida:

La celda de entrada/salida de línea está constituida por un módulo metálico con

aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior

de cobre, y una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con

capacidad de corte y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de

acometida inferior-frontal mediante bornas enchufables. Presenta también

captadores capacitivos para la detección de tensión en los cables de

acometida.

• Características eléctricas:

- Tensión asignada 24 kV

- Intensidad asignada 400 A

- Intensidad de corta duración (1 s), eficaz 16 kA

- Intensidad de corta duración (1 s), cresta 40 kA

- Nivel de aislamiento

Frecuencia industrial (1 min.) a tierra y entre fases 50 kV

Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta) 125 kV

- Capacidad de cierre (cresta) 40 kA

- Capacidad de corte Corriente principalmente activa 400A


Memoria 105

• Características físicas

- Altura 1800 mm

- Anchura 420 mm

- Profundidad 850 mm

- Peso 145 kg

• Otras características constructivas :

- Mando interruptor: manual tipo B

o Celdas de seccionamiento con puesta en carga

La celda de seccionamiento con puesta en carga está constituida por un

módulo metálico con aislamiento en gas, que incorpora en su interior un

seccionador rotativo de tres posiciones, capaz de realizar el corte de la

instalación estando la misma en carga. La conexión de cables es superior-

frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos

para la detección de tensión en los cables de acometida.



- Juego de barras tripolares de 400 A para conexión superior con

celdas adyacentes.


Memoria 106

- Seccionador en SF6 de 400 A, tensión de 24 kV y 16kA.

- Mando CS1 manual dependiente.

- Embarrado de puesta a tierra.

- Posibilidad de maniobrar en carga.

o Celda de protección general (interruptor automático) La celda de interruptor automático de vacío está constituida por un módulo

metálico con aislamiento en gas, que incorpora en su interior un embarrado

superior de cobre, y una derivación con un seccionador rotativo de tres

posiciones, y en serie con él, un interruptor automático de corte en vacío,

enclavado con el seccionador. La puesta a tierra de los cables de acometida se

realiza a través del interruptor automático. La conexión de cables es inferior-

frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos

para la detección de tensión en los cables de acometida.



- Intensidad asignada 400 A



Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta) 125 kV


Memoria 107

- Capacidad de cierre (cresta) 400 A

- Capacidad de corte en cortocircuito 16 kA


- Altura 1800 mm

- Anchura 420 mm


- Peso 220 kg


- Mando interruptor automático: manual RAV

- Relé de protección: RPGM

o Celda de medida

La celda de medida es un módulo metálico, construido en chapa galvanizada,

que permite la incorporación en su interior de los transformadores de tensión e

intensidad que se utilizan para dar los valores correspondientes a los aparatos

de medida, control y contadores de medida de energía. Por su constitución, esta celda puede incorporar los transformadores de cada

tipo (tensión e intensidad), normalizados en las distintas compañías

suministradoras de electricidad. La tapa de la celda cuenta con los dispositivos que evitan la posibilidad de

contactos indirectos y permiten el sellado de la misma, para garantizar la no


Memoria 108

manipulación de las conexiones.




- Altura 1800 mm

- Anchura 420 mm


- Peso 180 kg


- Transformadores de medida: 3 TT y 3 TI

- De aislamiento seco y construidos atendiendo a las correspondientes

normas UNE y CEI, con las siguientes características:

- Transformadores de tensión

Relación de transformación: 22000/V3-110/V3 V

Sobre tensión admisible en permanencia: 1,2 Un en permanencia y 1,9 Un durante 8 horas


Memoria 109

Medida Potencia: 25 VA

Clase de precisión: 0,2, Ft=1,9

- Transformadores de intensidad

Relación de transformación: 30/5 A

Intensidad térmica: 5 kA

Sobreintensidad admisible en permanencia: Fs<=5

Medida Potencia: 10 VA

Clase de precisión: 0,2S

o Celdas protección transformador: (Ruptofusibles)

La celda de protección con fusibles está constituida por un módulo metálico

con aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado

superior de cobre, y una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con

capacidad de corte y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de

acometida inferior-frontal mediante bornas enchufables, y en serie con él, un

conjunto de fusibles fríos, combinados o asociados a ese interruptor. Presenta

también captadores capacitivos para la detección de tensión en los cables de

acometida.


Memoria 110

• Características eléctricas


- Intensidad asignada en el embarrado 400 A

- Intensidad asignada en la derivación 200 A

- Intensidad fusibles 3x40A

- Intensidad de corta duración (1 s), eficaz 16 kA

- Intensidad de corta duración (1 s), cresta 40 kA



Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta) 125kV

- Capacidad de cierre (cresta) 400 A

- Capacidad de corte en cortocircuito 16 kA


- Altura 1800 mm


Memoria 111

- Anchura 480 mm


- Peso 270 kg

14.2.3 Transformadores

Potencia unitaria de cada transformador y potencia total:

- Potencia del transformador 1: 630 kVA

- Potencia del transformador 2: 630 kVA

- Potencia total: 1260 kVA

Transformador trifásico reductor de tensión con neutro accesible en el

secundario, de potencia 630 kVA y refrigeración natural aceite, de tensión

primaria 20 kV y tensión secundaria 420 V en vacío (B2).

• Otras características constructivas:

- Regulación en el primario: ± 2.5%, ± 5%, ± 10%

- Tensión de cortocircuito (Ecc): 4 %

- Grupo de conexión: Dyn11

- Protección incorporada al transformador: Sin protección propia


Memoria 112

14.2.4 Características de los cuadros de BT

Los cuadros de BT, son un conjunto de aparamenta de BT cuya función es

recibir el circuito principal de BT procedente del transformador MT/BT y

distribuirlo en un número determinado de circuitos individuales.

Dichos cuadros de baja tensión disponen de 4 entradas de BT cada uno,

protegidas mediante fusibles de 160 A de intensidad nominal.

La estructura del cuadro de baja tensión está compuesta por un bastidor de

chapa blanca, en el que se distinguen las siguientes zonas:

- Zona de acometida, medida y de equipos auxiliares.

En la parte superior del módulo existe un compartimento para la acometida al

mismo, que se realiza a través de un pasamuros tetrapolar, evitando la

penetración del agua al interior. Dentro de este compartimento, existen cuatro

pletinas deslizantes que hacen la función de seccionador.

El acceso a este compartimento es por medio de una puerta abisagrada en dos

puntos. Sobre ella se montan los elementos normalizados por la compañía

suministradora.

- Zona de salidas

Está formada por un compartimento que aloja exclusivamente el embarrado y

los elementos de protección de cada circuito de salida. Esta protección se

encomienda a fusibles de la intensidad máxima más adelante citada,

dispuestos en bases trifásicas pero maniobradas fase a fase, pudiéndose

realizar las maniobras de apertura y cierre en carga.


Memoria 113

• Características eléctricas

- Tensión asignada: 440 V

- Intensidad asignada en los embarrados: 1600 A


Frecuencia industrial (1 min.)

a tierra y entre fases: 10 kV

entre fases: 2,5 kV

Impulso tipo rayo:

a tierra y entre fases: 20 kV

• Características constructivas:

- Anchura: 580 mm

- Altura: 1690 mm

- Fondo: 290 mm

• Otras características:

- Intensidad asignada en las salidas: 160 A


Memoria 114

14.2.5 Características del material vario de MT y BT

El material vario del centro de transformación es aquel que, aunque forma

parte del conjunto del mismo, no se ha descrito en las características del

equipo ni en las características de la aparamenta.

- Interconexiones de MT

La conexión entre las celdas de MT y los transformadores se realiza mediante

cables MT 18/30 kV de aislamiento de polietileno reticulado, unipolares, con

conductores de sección y material 1x150 mm2 Al.

Los terminales serán de tipo enchufables.

- Interconexiones de BT

Para las uniones entre los transformadores y el cuadro de BT, se utilizan

juegos de puentes de cables de BT del tipo RV 0,6/1 kV, unipolares de

aluminio. En nuestro caso, para la potencia de nuestro transformador, tenemos:

Fase 3 x 3 x 240 mm2

Neutro 2 x 240 mm2

- Defensa de transformadores

Los transformadores estarán rodeados por una protección metálica para

defensa del transformador.


Memoria 115

- Equipos de iluminación

El centro de transformación constará de un equipo de alumbrado que permita

la suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias en

los centros.

Además de un equipo autónomo de alumbrado de emergencia y señalización

de la salida del local.


14.3.1 Tierra de protección

Todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los

aparatos y equipos instalados en el centro de transformación se unen a la tierra

de protección: envolventes de las celdas y cuadros de BT, rejillas de

protección, carcasa de los transformadores, etc. Así como la armadura del

edificio (si éste es prefabricado). No se unirán, por contra, las rejillas y puertas

metálicas del centro, si son accesibles desde el exterior.

La configuración de la tierra de protección del centro de transformación tiene



Memoria 116

Tabla 21. Características Tierra de Protección

Geometría del sistema Anillo Rectangular

Distancia de la red 8 x 3 m

Profundidad del electrodo horizontal 0,5 m

Número de picas 4


Las picas se unirán entre si con conductor desnudo de cobre 50 mm2.

El anillo rectangular irá instalado de forma que rodee al centro de

transformación.

14.3.2 Tierra de servicio

Con objeto de evitar tensiones peligrosas en BT, debido a faltas en la red de

MT, el neutro del sistema de BT se conecta a una toma de tierra independiente

del sistema de MT, de tal forma que no exista influencia en la red general de

tierra, para lo cual se emplea un cable de cobre aislado.

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador,

la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad de

la celda de medida y los neutros de los inversores.

Tabla 22. Características Tierra de Servicio

Geometría del sistema Picas Alineadas

Profundidad de las picas 0,5 m

Longitud entre picas 2 m

Número de picas 2



Memoria 117

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio

independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado de

0,6/1 kV, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo,

contra daños mecánicos.

La separación entre ambas tierras será, al menos, de 13,13 m

14.4 INSTALACIONES SECUNDARIAS

El centro de transformación cuenta con un armario de primeros auxilios.

14.5 OBRA CIVIL

La envolvente del centro de transformación será prefabricada de hormigón.

Éstos centros de transformación prefabricados están formados por distintos

elementos que se ensamblan en obra para formar un edificio, en cuyo interior

se incorporan todos los componentes eléctricos: aparamenta de MT, cuadros

de BT, transformadores e interconexiones entre los diversos elementos.

Las características de este tipo de centros y la obra civil que llevamos a cabo

para su puesta en obra, son los mismos que ya expusimos en el apartado de

obra civil del proyecto solar.


Memoria 118

Las dimensiones del centro de transformación son:

Tabla 23. Caseta del centro de transformación

Longitud (mm) 7.240

Anchura (mm) 2.620

Altura (mm) 3.600

Superficie (m2) 19

Dimensiones exteriores

Altura vista (mm) 3.000

Longitud (mm) 7.080

Anchura (mm) 2.460

Altura (mm) 2.700 Dimensiones interiores

Superficie (m2) 17,4

Longitud (mm) 8.040 Anchura (mm) 3.420 Dimensiones excavación Profundidad (mm) 700

Peso (kg) 25.800

15. TRAMO AÉREO DE M.T.

La línea aérea de M.T. en la que hay que insertar un nuevo apoyo y modificar

el apoyo existente número 39 de la línea que cruza la parcela, está formada

por apoyos de celosía, y conductores LA-30, en doble circuito, a una tensión de

20 kV.

El nuevo apoyo insertado cercano al centro de transformación tendrá la función

de realizar la conversión aéreo-subterránea, a partir de este, mediante un vano

de 30 m se realizará el entronque con el apoyo de amarre existente número 39

que modificaremos.


Memoria 119

15.1 TRAZADO

Se realizará un trazado nuevo en el vano que proyectaremos entre el nuevo

apoyo y el existente. Mientras que la línea aérea existente no sufrirá ninguna

modificación en su trazado, se respetará el antiguo.

15.2 CRUZAMIENTOS Y PARALELISMOS

Los cálculos se realizan según el Art. 33 del R.L.A.T. para los diferentes

elementos que cruzan línea.

15.3 CARACTERÍSTICAS DEL CONDUCTOR

Se utilizará conductor de aluminio-acero según UNE 21018 (Normalización de

conductores desnudos a base de aluminio, para líneas eléctricas aéreas), del

tipo LA-30, cuyas características eléctricas y mecánicas son las siguientes:

• Denominación UNE LA-30

• Nº de hilos de aluminio 6

• Nº de hilos de acero 1

• Diámetro de los hilos de aluminio 2,38 mm

• Diámetro de los hilos de acero 2,38 mm

• Diámetro total del cable 7,14 mm

• Diámetro total del alma de acero 2,38 mm

• Sección del aluminio 26,7 mm2

• Sección del acero 4,4 mm2

• Sección total del cable 31,1 mm2

• Peso 0,1079 kg/m

• Carga de rotura 1,010 kg

• Módulo de Elasticidad 8.100 kg/cm2

• Resistencia a 20º C 1,0749 Ω/km

• Coeficiente de dilatación lineal 19,1 E-6 ºC-1


Memoria 120

Todas estas características de los conductores responden a lo especificado en

las normas:

- UNE-21005 (Alambres de acero galvanizado para cables aluminio y

aleación de aluminio, con alma de acero, destinados a líneas

eléctricas aéreas).

- UNE-21014 (I) (Alambres de aluminio para conductores de líneas

aéreas).

- UNE-21016 (Cables de aluminio con alma de acero para las líneas

aéreas).

15.4 AISLAMIENTO

15.4.1 Nivel de aislamiento

El art.24 del R.L.A.T., define el nivel de aislamiento de una línea, por las

tensiones de ensayo soportadas en las dos condiciones siguientes:

- A impulso tipo rayo

- Bajo lluvia, a frecuencia industrial, durante un minuto

A continuación se definen el tipo de asilamiento proyectado, para superar los

niveles mínimos exigidos.


Memoria 121

Tabla 24. Tipo de aislamiento según Art. 24

Categoría de la línea

Tensión más elevada

Tensión ensayo choque (Tipo rayo)

Tensión ensayo frecuencia industrial

3ª 24 kV eficaces 125 kV cresta 50 kV eficaces

15.4.2 Tipo de aislamiento

El aislamiento estará formado por cadenas de aisladores del tipo caperuza y

vástago. Los elementos constituyentes de las cadenas de amarre son:

Aisladores

El aislamiento estará constituido por cadenas simples de 3 elementos de vidrio

templado del tipo caperuza y vástago U40BS.

Las características fundamentales mecánicas y eléctricas para los aisladores

U40BS son las siguientes:

- Denominación U40BS

- Material Vidrio templado

- Carga de rotura mecánica 40 kN

- Paso(P) del aislador 100 mm

- Longitud conjunto aisladores 300 mm

- Diámetro nominal máximo de la parte aislante 175 mm

- Norma de acoplamiento 11A

- Tensión mantenida a frecuencia industrial bajo lluvia 78 kV

- Tensión mantenida a frecuencia industrial en seco 130kV

- Tensión mantenida a impulso tipo rayo1,2/50 micros 195 kV

- Longitud línea de fuga 555 mm

- Línea de fuga específica 23,125 mm/kV

- Peso de un elemento 1,65 kg


Memoria 122

La normativa aplicable para la fabricación de estos aisladores será:

- UNE 21.009.- Medidas de acoplamiento para rótula y alojamiento de

rótula de los elementos de cadenas de aisladores.

- UNE 21.114.- Ensayos de aisladores para líneas superiores a 1000V.

- UNE 21.124.- Características de los elementos tipo caperuza y

vástago.

- UNE 21.126.- Disposiciones de enclavamiento para las uniones entre

los elementos de las cadenas de aisladores mediante rótula y

alojamiento de rótula. Dimensiones y ensayos.

Herrajes

Se consideran bajo esta denominación todos los elementos necesarios para la

fijación de los aisladores al apoyo y a los conductores, los elementos de

protección eléctrica de los aisladores y finalmente los accesorios del conductor.

Se tendrá en cuenta en su utilización su comportamiento frente al efecto

corona y serán fundamentalmente de hierro forjado, protegido de la oxidación

mediante galvanizado a fuego.

Todos los bulones serán siempre con tuerca, arandela y pasador, estando

comprendido el juego entre éstos y sus taladros entre 1 y 1.5 mm. El juego

axial entre piezas estará comprendido entre 1 y 2.5 mm.

Se tendrán en cuenta las disposiciones de los taladros y los gruesos de chapas

y casquillos de cogida de las cadenas para que éstas queden posicionadas

adecuadamente.


Memoria 123

Todas las características métricas, constructivas, de ensayo, etc. de los

herrajes serán las indicadas en las normas siguientes:

- UNE 21.006.- (Herrajes para las líneas eléctricas. Nomenclatura,

características generales y ensayos).

- UNE 21.009.- Medidas de acoplamiento para rótula y alojamiento.

- UNE 21.126.- (Dispositivos de enclavamiento para las uniones entre

los elementos de las cadenas de aisladores mediante rótula y

alojamiento de rótula. Dimensiones y ensayos).

- UNE 207.009.- (Herrajes y elementos de fijación y empalme para

líneas eléctricas aéreas de alta tensión).

Los herrajes empleados para las distintas cadenas de amarre son las

siguientes:

- Horquilla

- Rótula

- Alargadera

- Grapa

Debiendo tener la horquilla de unión de la cadena a la torre una carga de rotura

mínima de 10000 kg, carga de rotura mínima de la grapa 4000 kg y carga de

rotura del resto de la cadena 4000 kg.


Memoria 124

15.5 APOYO

El apoyo será metálico de celosía, formado por perfiles angulares normalizados

con acero EN 10025 S 275 para las diagonales y EN 10025 S 355 para los

montantes, siendo su anchura mínima 45 mm y su espesor mínimo de 4 mm.

Los tornillos empleados serán de calidad 5.6. La composición de la materia

prima, la designación y las propiedades mecánicas cumplen la norma DIN-267,

hoja 3; las dimensiones de los tornillos y las longitudes de apriete se ajustan a

las indicadas en la norma DIN-7990, con la correspondiente arandela de 8 mm,

según norma DIN-7989 y tuercas hexagonales.

El apoyo tendrá protección de superficie por zincado a fuego. El galvanizado

se hará de acuerdo con la norma UNE-21.006 (Herrajes para las líneas

eléctricas. Nomenclatura, características generales y ensayos). Según la citada

norma, la cantidad mínima de zinc será de 5 gramos por decímetro cuadrado

de superficie galvanizada.

La superficie presentará una galvanización lisa adherente, uniforme, sin

discontinuidad y sin manchas.

Se elegirá el apoyo adecuado para los tenses del conductor y en función de las

necesidades de ubicación se colocará un apoyo de la serie POSTEMEL.

Se ha empleado el siguiente: C - 15 - 1800 - DC d=1,25 m

En éste apoyo se realiza la conversión aéreo-subterránea. Para este apoyo se

ha elegido la serie C-1800 con armado en doble circuito y distancia entre

crucetas de 1,25 m al tresbolillo.


Memoria 125

Las dimensiones del apoyo empleado se representan en el plano

correspondiente.

15.5.1 Numeración y placas de peligro

El nuevo apoyo llevará una placa de señalización de peligro eléctrico, situada a

una altura visible y legible desde el suelo, pero sin acceso directo desde el

mismo, con una distancia mínima de 2.5 m.

Irá numerado, según el criterio establecido, de tal forma que la numeración sea

visible desde el suelo.

15.5.2 Tomas de tierra

El apoyo estará provisto de una puesta a tierra, con objeto de limitar las

tensiones de defecto a tierra que puedan producirse por descargas en el propio

apoyo. Las puestas a tierra se realizarán teniendo en cuenta lo indicado en los

Art.12.6 y 26 del R.L.A.T, y la normativa de la compañía suministradora.

Esta instalación de puesta a tierra, complementada con los dispositivos de

interrupción de corriente en cabecera de línea, deberá facilitar la descarga a

tierra de la intensidad homopolar de defecto, y contribuir, en caso de contacto

con masas susceptibles de ponerse en tensión, a eliminar el riesgo eléctrico

de tensiones peligrosas. El valor máximo de la resistencia de puesta a tierra

será de 20 Ω.

Cuando, debido a las características del terreno, no fuera posible obtener el

valor de la resistencia de puesta a tierra indicado en el párrafo anterior, se

admitirá un valor superior, siempre que se refuerce el aislamiento del apoyo

hasta el valor correspondiente al escalón superior de tensión normalizada

(aislamiento reforzado).


Memoria 126

Los apoyos situados en lugares de pública concurrencia, que soporten

aparatos de maniobra, o en conversiones aéreo-subterráneas, dispondrán de

una toma de tierra en forma de anillo cerrado, enterrado alrededor de la

cimentación, a 1 m de distancia de las aristas de ésta y a 0,5 m de profundidad.

Al anillo se le conectarán como mínimo dos picas de 2 m hincadas en el

terreno, de modo que se consiga un valor de resistencia menor de 20 Ω. Caso

de no conseguirse el valor exigido, se ampliará el electrodo mediante picas

alineadas.

15.6 CONVERSIÓN AÉREO-SUBTERRÁNEA

En los casos de que una línea aérea deba convertirse en subterránea, se

tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

- La conexión del cable subterráneo con la línea aérea será siempre

seccionable.

- En el tramo de subida hasta la línea aérea, el cable subterráneo irá

protegido dentro de un tubo o bandeja cerrada de hierro galvanizado o

de material aislante con un grado de protección contra daños

mecánicos no inferior a IK10 según la norma UNE EN50102.

Sobresaldrá como mínimo 2,5 m por encima del nivel del terreno. Su

diámetro será como mínimo 1,5 veces el diámetro aparente del terno

de cables unipolares. Las dimensiones de la bandeja serán de 4,5x1,5

veces el diámetro de un cable unipolar.

- Deberán instalarse protecciones contra sobretensiones mediante

pararrayos. Los terminales de tierra de éstos se conectarán

directamente a las pantallas metálicas de los cables y entre sí,

mediante una conexión lo más corta posible y sin curvas pronunciadas.


Memoria 127

15.7 SECCIONADORES

Tal y como se establece en la normativa de la compañía suministradora

(AND005), en los apoyos de conversión aéreo–subterránea se dispondrán de

seccionadores unipolares en cada fase, de características adecuadas.

Para líneas aéreas de hasta 36 kV en zonas de nivel de contaminación normal,

como es el presente caso, el seccionador elegido será:

Seccionador unipolar 550 mm 36 kV 400A, cuya denominación y designación

serán las siguientes:

Denominación: Seccionador unipolar de 36 kV, para líneas aéreas, con

aisladores de apoyo poliméricos con una línea fuga correspondiente al nivel de

contaminación I.

SELA U I P 36 RU 6401 C

15.8 PARARRAYOS

A fin de proteger los cables subterráneos empleados en esta instalación de las

sobretensiones que se provocasen como consecuencia de posibles descargas

atmosféricas, se instalarán en las torres finales de tramo subterráneo, en los

extremos de los cables unipolares unos pararrayos de óxidos metálicos POM

24/10, con las siguientes características definidas mediante la norma de la

compañía AND01500:

- Tensión nominal: 20 kV

- Corriente nominal de descarga: 10 kA

- Tensión asignada del pararrayos: 24 kV

- Tensión de servicio continuo del pararrayos: 19,5 kV


Memoria 128

- Tensión residual (onda 8/20 µs a 10 kV): 79,2 kV

- Línea de fuga: 800 mm

- Envolvente: polimérica

- Elemento activo: óxido de zinc

16. TRAMO SUBTERRÁNEO DE M.T.

La línea subterránea derivará del nuevo apoyo de amarre que se proyecta, en

una doble conversión aéreo-subterránea, realizando una entrada y salida del

apoyo, y alimentará al centro de transformación del parque solar.

16.1 NIVEL DE AISLAMIENTO

El art. 24 del RLAT, define el nivel de aislamiento de una línea, por las

tensiones de ensayo soportadas en las dos condiciones siguientes:

- A impulso tipo rayo

- Bajo lluvia, a frecuencia industrial, durante 1 minuto

Estableciendo los siguientes valores mínimos, correspondientes a la tensión

nominal y a la más elevada de línea:

- Tensión nominal 20 kV eficaces

- Tensión más elevada 24 kV eficaces

- Tensión de ensayo al choque 125 kV cresta


Memoria 129

(impulso tipo rayo)

- Tensión de ensayo a frecuencia industrial 50 kV eficaces

16.2 CABLE DE MT

El cable cumplirá lo prescrito en las normas particulares de la compañía, así

como las normas UNE 21123 y RU 3305.

Se utilizará cable unipolar aislado con polietileno reticulado y tensión asignada

18/30 kV, con cubierta de poliolefina y obturación longitudinal para evitar la

propagación del agua.

Los conductores serán circulares y compactos, de clase 2 según la norma UNE

21022 y estarán formados por un mínimo de 30 alambres.

La cubierta exterior de poliolefina será de color rojo, tendrá un espesor mínimo

de 2 mm y llevarán unas marcas indelebles y fácilmente legibles que

identifiquen al fabricante, la designación completa del cable y las dos últimas

cifras del año de fabricación.

El cable dispondrá de pantalla de aislamiento constituida por una parte

semiconductora no metálica, asociada a una parte metálica. La sección

geométrica de la parte conductora será como mínimo de 16 mm2.

La designación del cable que se ha seleccionado es la siguiente:

RHZ1 – OL 18/30 kV (1x240) K Al + H16


Memoria 130

Las características del cable son las siguientes:

- Sección: 240 mm2

- Sección de la corona de alambres que forma la pantalla: 16 mm2

- Intensidad máxima admisible a 25 ºC enterrado 332 A

con factor de corrección 0.8:

- Intensidad máxima admisible de cortocircuito 22,3 kA

a 250 ºC, para una duración máxima de 1 s:

- Intensidad máxima admisible en la pantalla 2,9 kA

a 160 ºC, para una duración máxima de 1 s:

- Radio de curvatura mínimo: 635 mm

- Resistencia óhmica: 0,125 Ω/km

- Capacidad: 0,222 µF/km


Las pantallas de los cables serán conectadas a tierra en todos los puntos

accesibles a una toma que cumpla las condiciones técnicas especificadas en la

reglamentación vigente.

16.4 CANALIZACIONES

La instalación de las líneas subterráneas de distribución se dispondrá, en

general, por terrenos de dominio público, preferentemente bajo las aceras. El


Memoria 131

trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias fijas

como líneas en fachada y bordillos. Asimismo deberán tenerse en cuenta los

radios de curvatura mínimos de los cables, a respetar en lo cambios de

dirección.

En la etapa de proyecto se deberá consultar con las empresas de servicio

público y con los posibles propietarios de servicios para conocer la posición de

sus instalaciones en la zona afectada. Una vez conocida, antes de proceder a

la apertura de la zanja se abrirán calas de reconocimiento para confirmar o

rectificar el trazado previsto en el proyecto.

El tendido de los cables se realizará en zanjas de anchura y profundidad

variables, enterrados bajo tubo. La profundidad mínima de la canalización será

de 90 cm en acera y de 110 cm en calzada a fin de preservar estos circuitos de

las incidencias que se desarrollan en el subsuelo urbano, es decir, la

construcción de otras redes eléctricas de BT, de alumbrado público, las

acometidas subterráneas de teléfonos, acometidas de gas y, eventualmente,

alcantarillados muy superficiales.

En los cruces bajo calzada se instalará un segundo tubo como reserva y se

construirá sobre ellos un dado de hormigón. También se dispondrá de un

segundo tubo de reserva en las zonas en las que se prevea una posible futura

ampliación de la red.

Para ello se nivelará el fondo con una capa de arena fina de 6 cm de espesor,

sobre la que asentarán los tubos, recubriéndose posteriormente con arena

hasta una altura de 30 cm.

En los tramos enterrados, las líneas irán en tubo de diámetro 220 mm PEAD

(Polietileno de Alta Densidad) corrugado de doble capa y de color rojo la parte


Memoria 132

exterior y lisa y translúcida la interior, disponiéndose al menos un tubo de

reserva.

El color rojo será añadido en el procedimiento de extrusión, no admitiéndose

tubos pintados. Los tubos llevarán marcados en la cubierta, a intervalos no

superiores a 3 m, el nombre del fabricante, la fecha de fabricación, indicando el

uso normal (N), según la norma UNE EN 50086.

Los tubos serán para uso normal, tipo N, según UNE 50086-2-4, con una

resistencia a la compresión mayor de 450 N para un deflexión del 5%.

Presentarán un grado de protección IP 54 frente a influencias externas.

Se dispondrán arquetas tipo A-2 en las entradas – salidas del centro de

transformación y en los cambios de dirección de acuerdo a la normativa

Endesa y tipo A-1 para registro de las alineaciones. En las alineaciones, las

arquetas no distarán más de 40 m.

Los marcos y tapas para arquetas cumplirán con la Norma ONSE 01.01-14. En

todo caso, las tapas de fundición serán Clase D400.

Los detalles constructivos de las arquetas se muestran en plano adjunto.

16.4.1 Cintas de señalización

Para advertir de la presencia de cables enterrados, se utilizarán cintas de

señalización tendidas a lo largo de todo el recorrido.


Memoria 133


- Tipo de material PVC

- Color Amarillo vivo B-532 (UNE-48.103)

- Resistencia a la tracción

Longitudinal 100 kg/cm2

Transversal 80 kg/cm2

- Dimensiones

Ancho 15 cm

Espesor 0,1 cm

La cinta llevará impresa de manera indeleble, con tinta negra, la frase:

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS.

16.4.2 Placas de protección

Para la protección de los cables, ante el choque con herramientas metálicas en

eventuales trabajos de excavación, se utilizarán placas de plástico colocadas a

lo largo del tendido.


- Tipo de material Polietileno (PE) o Polipropileno (PP)

- Densidad mínima PE = 0,94 g/cm3 PP = 1 g/cm3


Memoria 134

- Color Amarillo S0580-Y10R (UNE-48.103)

- Peso (aproximado) 0,50 kg/ud.

- Dimensiones (mm) 250 x 1000 x 2,5

- Resistencia a la tracción (unión entre placas) 10 kg

- Resistencia al impacto 50 J

Las placas estarán libres de halógenos y metales pesados. Permitirán

ensamblarse entre sí longitudinal y transversalmente mediante remaches de

plástico.

Llevarán marcas indelebles con la señal de advertencia de riesgo eléctrico, tipo

AE-10, y el anagrama de C.S.E.

Además, llevarán rotulada en castellano la frase: ¡ATENCIÓN! CABLES

ELÉCTRICOS, así como el nombre del fabricante, el año de fabricación y las

siglas PPC RV 0206 correspondiente a la denominación codificada por el grupo

Endesa.

16.5 PRUEBA DE LAS LÍNEAS SUBTERRÁNEAS DE MT

Antes de su incorporación a la red de Endesa, las líneas subterráneas de MT,

deben ser probadas según el procedimiento Endesa DMD003.


Memoria 135

16.6 CONEXIÓN CON LAS CELDAS DE ENTRADA-SALIDA DE LOS

TRAFOS

La conexión a la celdas se realizará mediante botellas terminales de interior

para conductor de RHZ1 – OL 18/30 kV (1x240) K Al + H16.

Estos terminales cumplirán la norma Endesa NNZ014, donde se definen las

características constructivas y los ensayos que deben satisfacer.

Las características técnicas de los terminales para conductor de 240 mm2,

vienen reflejadas en las especificaciones técnicas de Endesa, código 6700013.

17. JUSTIFICACIÓN URBANÍSTICA

La instalación objeto de este proyecto se sitúa formando la instalación de un

nuevo Huerto Solar ubicado en el término municipal de Los Palacios y

Villafranca, Polígono 15, Parcela 97.

De acuerdo con el artículo 164 de la Ley 18/2003 sobre Modificación de la Ley

de Ordenación Urbanística de Andalucía (LOUA), y por ser esta instalación (y

el Huerto solar completo) una instalación de generación mediante fuente de

energía renovable, se justificará mediante el oportuno proyecto de

desmantelamiento el cumplimiento de las condiciones impuestas en el artículo

52.4 de la Ley de Ordenación Urbanística de Andalucía (LOUA).

Es necesario destacar que desde el inicio del proyecto está previsto que, de

acuerdo a la legislación vigente, al final de la vida del mismo, se procederá al

desmantelamiento y restitución del entorno, de modo que se garantiza la vuelta

de los terrenos a su estado original.

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