25 Memoria Ps Zafra.pdf

PROYECTO DE EJECUCIÓN

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” DE 49,99 MWP, SUBESTACIÓN ELEVADORA EN EL MUNICIPIO DE ALCALÁ DE GUADAÍRA (SEVILLA) Autor:

Pedro González Montero

Empresa:

OPDE (Otras Producciones de Energía)

Titular:

Planta Solar OPDE ANDALUCÍA 1, S.L.

Promotor:

OPDE

Fecha:

1 de Marzo de 2.018

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 1 DE 273

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” DE 49,99 MW Y SUBESTACIÓN ELEVADORA EN EL MUNICIPIO DE ALCALÁ DE GUADAÍRA, SEVILLA

MEMORIA DESCRIPTIVA

Madrid, Marzo de 2018

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 2 DE 273

ÍNDICE 1.

DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROYECTO

6

1.1

Antecedentes

6

1.2

Objeto

6

1.3

Titular

7

1.4

Redacción

7

1.5

Alcance

7

1.6

Descripción general

7

1.7

Parcelas afectadas planta solar y subestación

8

1.8

Acceso

8

1.9

Vida útil

10

1.10

Condiciones de diseño

10

1.11

Repercusiones ambientales

11

1.11.1

Clima

11

1.11.2

Geología y suelo

11

1.11.3

Flora y fauna

11

1.11.4

Paisaje

11

1.11.5

Ruidos

11

1.11.6

Medidas correctoras de impactos

12

2.

LOCALIZACIÓN

12

3.

NORMATIVA APLICADA

13

4.

3.1

Directivas comunitarias aplicables

13

3.2

Legislación eléctrica aplicable

13

3.3

Legislación obra civil aplicable

15

3.4

Legislación seguridad e higiene aplicable

15

3.5

Legislación medio ambiente aplicable

16

DESCRIPCIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO

16

4.1

Descripción general del generador

17

4.2

Módulos fotovoltaicos

18

4.3

Estructura soporte

20

4.4

Inversores

23

4.5

Caja de conexiones

27

4.6

Configuración y dimensionado de la instalación

27

4.6.1

Potencia de inversores

27

4.6.2

Configuración de campo solar

27

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA”

5.

6.

PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 3 DE 273

4.6.3

Tensión de entrada. Número módulos en serie.

28

4.6.4

Corriente de entrada. Número de series.

29

4.7

Instalación eléctrica

30

4.8

Instalación de puesta a tierra.

31

4.9

Sistema de monitorización.

33

4.10

Instalación de seguridad y vigilancia

36

4.11

Sistemas auxiliares

39

4.12

Datos de proyecto

39

OBRA CIVIL PLANTA SOLAR

40

5.1

Canalizaciones

40

5.2

Vallado

41

5.3

Edificaciones

41

5.3.1

Centros inversores y transformadores

41

5.3.2

Centro de control

42

INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE GENERACIÓN 6.1

Descripción del sistema

43 43

6.1.1

Tensión nominal

43

6.1.2

Reducción de pérdidas en el cableado.

43

6.1.3

Corriente máxima admisible.

44

6.2

Diseño de secciones de cableado corriente continua

44

6.3

Diseño de secciones de cableado corriente alterna

45

6.4

Cableado desde seguidor hasta cuadros de agrupación

45

6.5

Cableado desde cuadros de agrupación hasta inversores

46

6.6

Protecciones eléctricas en corriente continua.

46

6.6.1

Contactos directos e indirectos.

46

6.6.2

Sobrecargas.

46

6.6.3

Sobretensiones.

47

6.6.4

Interruptor automático magnetotérmico individual.

47

6.6.5

Interruptor automático magnetotérmico general

47

6.6.6

Interruptor automático magnetotérmico diferencial

47

6.6.7

Interruptor automático manual

47

6.6.8

Interruptor automático de la interconexión

48

6.7

Pararrayos

48

6.8

Instalaciones de puesta a tierra

48

6.8.1

Puesta a tierra en corriente continua

49

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA”

6.8.2 7.

OP – ZAFRA

REV.: 1

Puesta a tierra en corriente alterna

HOJA 4 DE 273

49 49

7.1

Descripción de la instalación

49

7.2

Transformadores

49

7.3

Aparamenta

51

7.4

Instalaciones secundarias

53

7.5

Líneas subterráneas de media tensión

54

Tramos

MONTAJE DE INSTALACIÓN PLANTA SOLAR 8.1

9.

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

SISTEMA DE EVACUACIÓN MEDIA TENSIÓN

7.5.1 8.

PROYECTO:

Aprovisionamiento, transporte, recepción y almacenamiento del material

MONTAJE PLANTA SOLAR 9.1

Montaje del campo solar

55 56 56 57 57

9.1.1

Instalación de equipos electrónicos

57

9.1.2

Interconexión y cableado de equipos

57

9.1.3

Instalación del resto de canalizaciones eléctricas

57

9.2

Control de calidad de montaje

58

10. PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO PLANTA SOLAR

58

11. OPERACIÓN DE PLANTA SOLAR

59

12. MANTENIMIENTO DE PLANTA SOLAR

59

12.1

Mantenimiento preventivo

59

12.2

Mantenimiento correctivo

62

13. GARANTIAS PLANTA SOLAR

62

13.1

Ámbito general de la garantía

62

13.2

Plazos

63

13.3

Condiciones económicas

63

13.4

Anulación de la garantía

63

13.5

Lugar y tiempo de la prestación

63

14. DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIÓN 20/132 KV 70 MVA.

65

14.1

Datos de partida del diseño

65

14.2

Descripción de las posiciones

65

14.3

Disposición física de subestación

66

14.4

Estructura metálica de subestación

69

14.5

Obra civil de parque intemperie de subestación

69

14.6

Características generales de diseño

70

14.7

Características de los equipos y materiales de subestación

71

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA”

14.8

PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

Sistemas de protecciones subestación

REV.: 1

HOJA 5 DE 273

75

14.8.1

Protecciones salidas de línea de 132kV.

75

14.8.2

Protecciones transformador.

75

14.8.3

Protecciones salidas de línea de 20kV.

76

14.9

Embarrados y cables de potencia

76

14.10 Enclavamientos

76

14.11 Posición de control

77

14.12 Posición de servicios auxiliares

77

14.12.1 Servicios auxiliares de c.a.

77

14.12.2 Servicios auxiliares de c.c.

78

14.13 Medida

79

14.14 Comunicaciones y telecontrol

79

14.15 Instalaciones complementarias

80

14.15.1 Sistema de puesta a tierra

80

14.15.2 Sistema de alumbrado

81

14.15.3 Sistema de protección contraincendios

82

14.16 Sistema de Aire Acondicionado

82

14.17 Sistema de Calefacción

82

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 6 DE 273

1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROYECTO 1.1 Antecedentes La aprobación del Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico supuso una nueva regulación para las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Dicho cambio se confirmó con la aprobación del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regular la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos, que establece el régimen jurídico y económico de dichas instalaciones. Posteriormente, la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, donde el Gobierno puede establecer un régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes renovables mediante mecanismo de concurrencia competitiva. España alcanzó en 2014 un 17,3% de consumo de energía renovable sobre el consumo de energía final. Actualmente, ante la previsión del consumo de electricidad en torno al 0,8% anual hasta el 2020 y la necesidad de cumplimiento del objetivo europeo fijado en el 20% de energía renovable sobre consumo de energía final, resulta necesario un impulso de instalación de nueva capacidad renovable en el sistema eléctrico. En la actualidad, la tecnología solar fotovoltaica sigue optimizando su diseño y reduciendo los costes de instalación, operación y mantenimiento, atisbándose una paridad eléctrica con el mercado de energía en los años venideros.

1.2 Objeto El objeto del presente Proyecto de ejecución es la descripción de las características técnicas de las instalaciones de la Planta Solar OPDE “Zafra”” de 49,99 MWp para su ejecución, su definición técnica y detalle. Se describirán las instalaciones eléctricas en Baja Tensión, de corriente continua, de corriente alterna y elevación a media tensión de un sistema de generación de energía eléctrica mediante el empleo de energía solar fotovoltaica (generador fotovoltaico). El generador fotovoltaico se concibe mediante un sistema de seguimiento solar a un eje, el cual se ubica en las fincas correspondientes al Polígono 33 parcelas 32, 33, 35, 39, 40 y 7, del Término municipal de Alcalá de Guadaíra (Sevilla). La subestación de planta “Zafra” 20/132 kV de 70 MVA, de 431 m² de superficie total, propiedad de Planta Solar Opde ANDALUCIA 1, S.L. elevara la energía a la tensión de conexión, la cual llegará al punto de conexión mediante una línea aérea de 132 kV (objeto de otro proyecto), desde la salida de la subestación Opde Zafra hasta la entrada a las infraestructuras de 132kV de Endesa en la Subestación de Dos Hermanas. La potencia requerida de EVACUACIÓN de la planta fotovoltaica PS OPDE ZAFRA es de 49,99 MW, por lo que todos los cálculos y dimensionamientos de la línea se realizarán en base a ello. En consecuencia, la redacción del presente Proyecto de ejecución tiene como finalidad la descripción de las condiciones técnicas de conexión y seguridad de la instalación para el correcto funcionamiento, por lo que se pretenden alcanzar un objetivo bien definido:

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA”

-

PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 7 DE 273

Obtención de Autorización Administrativa y Aprobación de proyecto.

1.3 Titular La entidad promotora de la actuación es la siguiente: -

Planta Solar OPDE ANDALUCIA 1, S.L CIF. B71324339

Los datos de la persona y dirección de contacto a efectos de notificaciones relacionadas son los siguientes: Polígono Industrial Santos Justo y Pastor s/n C.P. 31510, Fustiñana (Navarra) Tfno.: 948 840 985 Los datos de la persona y dirección de contacto a efectos de notificaciones relacionadas son los siguientes: D. Alejandro Álvarez Tfno.: 914 559 996

1.4 Redacción La empresa redactora del presente proyecto es Planta Solar OPDE ANDALUCIA 1, S.L. Teléfono de contacto:

914 559 996

Dirección:

Calle Emilio Vargas, 1, planta 4 28043 Madrid, España

1.5 Alcance El presente proyecto de ejecución describe la instalación de generación fotovoltaica y el sistema de media tensión hasta la subestación de planta denominada SET “Zafra” y la subestación elevadora “Zafra” (la línea aérea de evacuación desde SET “Zafra” hasta SET Dos Hermanas es objeto de otro proyecto).

1.6 Descripción general El presente proyecto de ejecución se redacta para obtener la aceptación de punto de conexión propuesto en el expediente referencia 91-2017 / FPS – 2 de Endesa, con el fin de proseguir los trámites para la construcción de una Planta Solar Fotovoltaica en el municipio de Alcalá de Guadaíra (Sevilla), conectada a la red eléctrica, de 49,99 MW de potencia instalada generada por el campo fotovoltaico, cuyo fin es la generación de energía eléctrica e inyección a la Subestación de Dos Hermanas a 132 kV de tensión. La planta fotovoltaica se construirá en las siguientes parcelas: -

Polígono 33 parcela 32. Superficie total: 6,0888 has. Polígono 33 parcela 33. Superficie total: 2,0020 has. Polígono 33 parcela 35. Superficie total: 34,8669 has. Polígono 33 parcela 40. Superficie total: 39,1532 has.

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA”

-

PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

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HOJA 8 DE 273

Polígono 33 parcela 39. Superficie total: 14,0832 has. Polígono 33 parcela 7. Superficie total: 95,3203 has.

Las coordenadas del centro de la instalación son: 37º 15´ 41” N

Huso 30

5º 52´ 17” W

245.349 4.127.757

La superficie total ocupada por las parcelas es de 144,775087 has de un total de 191,520476 has. El campo generador estará constituido por módulos de 340 Wp de potencia máxima, agrupados en cadenas de treinta (30) unidades en serie montadas sobre estructuras de seguimiento del este al oeste con una separación de 7 metros. Se instalarán 28 inversores de 1637 kVA de potencia AC a 25ºC, agrupados en estaciones de potencia de 4 inversores, transformador a 20 kV y celdas de protección y de línea, por tanto, la instalación estará formada por 6 subcampos de 6.548 kVA de salida AC y 7.140 kWp de potencia instalada en campo solar y 1 subcampo de 6.548 kVA de salida AC y 7.150,2 kWp de potencia instalada en campo solar. Los transformadores serán de 6.560 kVA de potencia nominal, los cuales estarán agrupados en 3 circuitos de 13.120 kVA y 1 circuito de 6.560 kVA, que llegarán directamente a la subestación de planta “Zafra” 20/132 kV 70 MVA.. La subestación elevadora Opde “Zafra” consta de las siguientes posiciones: o o o o o o o o

1 posición de línea de 132 kV. 1 posición de transformación 70 MVA. 4 posiciones de 20 kV en edificio prefabricado. 2 posiciones reserva de 20 kV en edificio prefabricado. 1 posición de medida. 1 posición reserva de medida. 1 Posición de control. Posición de servicios auxiliares.

1.7 Parcelas afectadas planta solar y subestación TERMINO MUNICIPAL POLIGONO PARCELA

AFECCION

REFERENCIA CATATASTRAL 41004A033000070000IO 41004A033000520000IE, 41004A033000530000IS, 41004A033000390000IO 41004A033000400000IF 41004A033000320000IG 41004A033000330000IQ 41004A033000350000IL

Alcalá de Guadaíra

33

7

Ocupación

Alcalá de Guadaíra

33

39

Ocupación

Alcalá de Guadaíra Alcalá de Guadaíra Alcalá de Guadaíra Alcalá de Guadaíra

33 33 33 33

40 32 33 35

Ocupación Ocupación Ocupación Ocupación

1.8 Acceso A la instalación se accede a través de la siguiente ruta:

UTM X Y HUSO 244781 4128341 30 245140 4127716

30

245161 246065 245938 245501

30 30 30 30

4127256 4127748 4127685 4127745

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INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

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HOJA 9 DE 273

ACCESO 1: -

Salida 11 de A-376 Girar a la derecha hacia SE-418. Circular 1,5 km por camino de acceso a la finca

ACCESO 2: -

Salida 11 de A-376 hacia A-8031/Dos Hermanas/Se-3204/Alcalá de Guadaira. En la rotonda, tomar la primera salida en dirección A-8031. Circular 0,9 km por carretera A-8031 . Y después girar a la derecha durante 500 m hasta llegar a la finca.

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1.9 Vida útil La vida útil del Proyecto se estima en 30 años. No obstante, al término de este período se evaluará mantener en operación la planta, pudiendo ser su vida útil de unos 5 o 10 años más. Desde el punto de vista de la eficiencia de la PSFV, hay que tener presente que se produce un aumento de las pérdidas de año en año, estimándose que al final de su vida útil el rendimiento de la PSFV se puede haber reducido en un 20-25%. En los cálculos económicos se aplicará un coeficiente de pérdida de productividad anual, el cual será más alto en los últimos años de vida de la planta, ya que envejecimiento (o pérdida de productividad) no es lineal. Pero, también, se tendrá en cuenta un valor residual de la instalación a los 30 años, que represente el precio al cual podría ser vendida.

1.10 Condiciones de diseño En el diseño de la planta solar descrita se han tenido en cuenta estudios sobre la ubicación más adecuada para la instalación y el tipo de configuración idónea con la potencia asignada en el punto de conexión con referencia 91-2017 / FPS – 2. Los condicionantes estimados son los siguientes: -

Se ha tomado las superficies de terreno de las parcelas más idóneas para la instalación, evitando zonas con suelos pedregosos y zonas de altas pendientes.

-

Se ha escogido una estructura con seguimiento solar para optimizar la producción eléctrica respecto a la superficie ocupada.

-

La estructura estará directamente hincada en el suelo, sin utilización de hormigón, asimismo no se realizarán movimientos de tierra para viales. Los movimientos de tierra serán para las zanjas de líneas eléctricas.

-

La potencia instalada de la PSFV será de 49,99 MW, dividida en 27 inversores de 1.785 KWp de potencia instalada y 1.637 Kva de potencia de salida AC nominal y 1 inversor de 1.795,02 kWp de potencia instalada y 1637 Kva de potencia de salida AC nominal.

-

Se dispondrán 6 subcampos de 6.548 kVA de salida AC y 7.140 kWp de potencia instalada en campo solar y 1 subcampo de 6.548 kVA de salida AC y 7.150,2 kWp de potencia instalada en campo solar.

-

Se diseñarán 7 transformadores de 6.560 Kva de potencia nominal.

-

Se diseñará una subestación elevadora 20/132kV.

-

Se realiza un estudio de recurso solar específico y de producción y rendimiento. Para la estimación del recurso solar se utilizará diversas fuentes y se calculará el año solar representativo intentando minimizar incertidumbres.

-

Se respetarán las distancias reglamentarias, servidumbres, afecciones y demás interacciones con infraestructuras públicas o privadas que interfieran en el diseño.

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A partir de estos parámetros se han diseñado las distribuciones de cadenas de series y filas. Se proponen determinadas marcas y modelos para los diferentes elementos de la planta solar. Indicar que se trata de un proyecto de ejecución en fase de tramitación, así, en el caso que la empresa promotora designe equipos distintos deberá realizar un proyecto de ejecución teniendo en cuenta estas diferencias y sus nuevas configuraciones.

1.11 Repercusiones ambientales La energía solar fotovoltaica, al igual que otras energías renovables, constituye, frente a las energías obtenidas mediante combustibles fósiles, una fuente inagotable de energía, que además contribuye al abastecimiento energético y respeto al medio ambiente, evitando los efectos de su uso directo (contaminación atmosférica, residuos, etc.) y los derivados de su generación (excavaciones, minas, canteras, etc.) Los efectos de la energía solar fotovoltaica sobre los principales factores ambientales son los siguientes: 1.11.1 Clima La generación de energía eléctrica directamente a partir de la luz solar no requiere ningún tipo de combustión, por lo que no se produce polución térmica ni emisiones de CO2 que favorezcan el efecto invernadero. En cuanto al “robo” de radiación solar por parte de los paneles al medio ambiente circundante que, en teoría podría modificar el microclima local, es necesario recordar que aproximadamente sólo el 10% de la energía solar incidente por unidad de tiempo sobre la superficie del campo fotovoltaico es transformada y transferida a otro lugar en forma de energía eléctrica, siendo el 90% restante reflejada o transferida a través de los módulos. 1.11.2 Geología y suelo La geología de la zona pertenece a la zona 22 según el Mapa Geológico de Andalucía, siendo la zona de la superficie de la planta solar Opde “Zafra” parte del Plioceno compuesto de sedimentos miopliocénicos. El uso del suelo es típicamente uso agrícola de cereal con leves ondulaciones. La instalación de la planta solar no afectara a ningún elemento especial geológico o algún uso de suelo protegido. 1.11.3 Flora y fauna La repercusión sobre la vegetación es nula, puesto que no supone ninguna eliminación de elementos arbóreos o especies protegidas. Respecto a la fauna de la zona, los vallados utilizados serán responsables con la fauna local. Se realizará un inventario, evaluación y valoración de impacto en el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental. 1.11.4 Paisaje La repercusión en el paisaje será estudiado mediante un estudio de impacto visual desde las carreteras que disponen de acceso visual a la planta, y de núcleos urbanos de importancia. 1.11.5 Ruidos La Planta solar fotovoltaica tiene una operación silenciosa, por tanto, no representa un impacto

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INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

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acústico en la zona. 1.11.6 Medidas correctoras de impactos En el Estudio de Impacto Ambiental se analizarán todos los impactos detallados de las instalaciones y se establecerán medidas correctoras tanto en la fase de construcción como en la fase de explotación, asimismo se realizará un Plan de desmantelamiento para el final de la vida útil de la Planta y un Programa de vigilancia y seguimiento ambiental en todas las fases de proyecto.

2. LOCALIZACIÓN La instalación se emplaza dentro del término municipal de Alcalá de Guadaíra (Comunidad Autónoma de Andalucía) concretamente en: -

Polígono 33 parcela 32. Superficie total: 6,0888 has. Polígono 33 parcela 33. Superficie total: 2,0020 has. Polígono 33 parcela 35. Superficie total: 34,8669 has. Polígono 33 parcela 40. Superficie total: 39,1532 has. Polígono 33 parcela 39. Superficie total: 14,0832 has. Polígono 33 parcela 40. Superficie total: 95,3203 has.

El perímetro del polígono que delimita el área se encuentra definido en plano, así como las coordenadas UTM de situación de la planta son las siguientes: X: 245.331

37º 15´ 41´´ N

Y: 4.127.740

5º 52´ 18´´ O

HUSO: 30

ALTITUD: 56 m.

Coordenadas UTM

Coordenadas geográficas

Fig.1 Localización

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Fig.2 Ortofoto de situación

3. NORMATIVA APLICADA El capítulo de normativa se define de acuerdo con la legislación nacional aplicable, reglamentos y normas técnicas vigentes, y Directivas de la Unión Europea, siendo las siguientes de aplicación. 3.1 Directivas comunitarias aplicables -

-

-

Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad. Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE Directiva 2014/35/UE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de febrero de 2014 sobre la armonización de las legislaciones de los Estados miembros en materia de comercialización de material eléctrico destinado a utilizarse con determinados límites de tensión

3.2 Legislación eléctrica aplicable -

-

Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica REAL DECRETO 223/2008, de 15 de febrero, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta

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IDENTIFIC.:

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tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09. Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (RD 842/2002), ver las Instrucciones Complementarias, ITC 40 y la Nota de Interpretación Técnica de la equivalencia de la separación Galvánica de la Conexión de Instalaciones generadoras en Baja Tensión Real Decreto 560/2010, de 7 de mayo, por el que se modifican diversas normas reglamentarias en materia de seguridad industrial para adecuarlas a la Ley 17/2009, de 23 de noviembre, sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio, y a la Ley 25/2009, de 22 de diciembre, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la Ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio. Real Decreto 1053/2014, de 12 de diciembre, por el que se aprueba una nueva Instrucción Técnica Complementaria (ITC) BT 52 «Instalaciones con fines especiales. Infraestructura para la recarga de vehículos eléctricos», del Reglamento electrotécnico para baja tensión, aprobado por Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, y se modifican otras instrucciones técnicas complementarias del mismo. Real Decreto 1544/2011 sobre tarifas de acceso a productores, en régimen ordinario y especial Real Decreto-ley 1/2012, de 27 de enero, por el que se procede a la suspensión de los procedimientos de preasignación de retribución y a la supresión de los incentivos económicos para nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y residuos Real Decreto-ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico Real Decreto-ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sector financiero Orden HAP/703/2013, de 29 de abril, por la que se aprueba el modelo 583 «Impuesto sobre el valor de la producción de la energía eléctrica. Autoliquidación y Pagos Fraccionados», y se establece la forma y procedimiento para su presentación Real Decreto 413/2014, de 6 de junio por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITCRAT 01 a 23. Decreto 3151/68 por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión. Real Decreto 3275/82 por el que se aprueba el Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23. Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. UNE 21308-1:1994 Ensayos de Alta Tensión. Parte 1: Definiciones y prescripciones generales relativas a los ensayos. UNE-EN 60060-2 Técnicas de Ensayo en alta tensión. Parte 2: Sistemas de medida. UNE-EN 60071 Coordinación de aislamiento. UNE-EN 60270 Técnicas de ensayo en Alta Tensión. Medidas de las descargas parciales. UNE-EN 60865-1 Corrientes de Cortocircuito. Parte 1: Definiciones y métodos de cálculo.

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UNE-EN 60909-0 Corrientes de Cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 0: Calculo de corrientesUNE-EN 60909-3 Corrientes de Cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 3: Corrientes durante dos cortocircuitos monofásicos a tierra simultáneos y separados y corrientes parciales de cortocircuito circulando a través de tierra. UNE 21144 Cables Eléctricos. UNE 21192 Cálculo de las intensidades de cortocircuito térmicamente admisibles, teniendo en cuenta los efectos del calentamiento no adiabático. UNE 211003-3 Limites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada superior a 30 kV (Um=36 kV). UNE-EN 60228:2005 Conductores de cables aislados. UNE-EN 60228 CORR.:2005 Conductores de cables aislados. UNE-HD 632-3A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios para tensión asignada desde 36 kV (Um=42 kV) hasta 150 kV (Um=170 kV). Parte 3: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de XLPE y pantalla metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de XLPE y pantalla metálica y sus accesorios (lista de ensayos 3A). UNE-HD 632-5A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios para tensión asignada desde 36 kV (Um=42 kV) hasta 150 kV (Um=170 kV). Parte 5: Prescripciones de ensayo para cables con aislamiento de XLPE y cubierta metálica y sus accesorios. Sección A: Cables con aislamiento de XLPE y cubierta metálica y sus accesorios (lista de ensayos 5A). UNE-HD 632-8A:1999 Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios para PNE 211632-6A Cables de energía con aislamiento extruido y sus accesorios, para tensión asignada desde 36 Kv (Um=42 kV) hasta 150 Kv (Um=170 kV). Parte 6: Cables con aislamiento de XLPE y cubierta de compuesto de poliolefina (tipos 1, 2 y 3). UNE 21021:1983 Piezas de conexión para líneas eléctricas hasta 72,5 kV. NORMATIVA Y CONDICIONES DE CONTRATACION, NORMAS PARTICULARES 2005 (ENDESA). NORMA GE CNL002 Tubos de polietileno para canalizaciones subterráneas (ENDESA). NORMA ONSE 01.01-16B Arquetas prefabricadas para canalizaciones subterráneas (ENDESA)

3.3 Legislación obra civil aplicable -

Código Técnico de la Edificación, DB SE-AE, Seguridad Estructural: Acciones en la Edificación. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo. Código Técnico de la Edificación, DB SE-C, Seguridad estructural: Cimientos. Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo. Se aplicarán la Normativa urbanística vigente aplicable a este tipo de instalaciones en el Término Municipal de Alcalá de Guadaira, provincia de Sevilla.

3.4 Legislación seguridad e higiene aplicable -

Real Decreto 1627/97 por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras en construcción y todas las actualizaciones que le afectan. ITC-33 REBT-Instalación eléctrica obras Real Decreto 487/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, en particular

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dorsolumbares, para los trabajadores y todas las actualizaciones que le afectan. Real Decreto 1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo y todas las actualizaciones que le afectan. Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico y todas las actualizaciones que le afectan. Ley 54/2003, de 12 de diciembre, de reforma del marco normativo de la Prevención de riesgos laborales y todas las actualizaciones que le afectan. Real Decreto 171/2004, de 30 de enero, por el que se desarrolla el Art. 24 de la Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales, en materia de coordinación de actividades empresariales y todas las actualizaciones que le afectan. Real Decreto 1311/2005, de 4 de noviembre, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente a los riesgos derivados o que puedan derivarse de la exposición a vibraciones mecánicas y todas las actualizaciones que le afectan. Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.

3.5 Legislación medio ambiente aplicable -

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Ley 7/2007 de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental. Decreto-ley 5/2014, de 22 de abril, de medidas normativas para reducir las trabas administrativas para las empresas. Decreto 5/2012 por el que se regula la Autorización ambiental Integrada. Decreto 356/2010 por el que se regula la Autorización Ambiental Unificada. Decreto 297/1995 Reglamento de Calificación Ambiental. Decreto 1/2016 donde se regula la Calificación Ambiental por declaración responsable. Ley 11/2014, de 3 de julio, por la que se modifica la ley 26/2007, de 23 de octubre, de Responsabilidad Medioambiental Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental Decreto 114/2012, de 22 de junio, por el que se establecen las bases regulad oras de las ayudas destinadas a Entidades Locales para la instalación de Puntos Limpios para la recogida selectiva de residuos domésticos Decreto 178/2006, de 10 de Octubre, por el que se establecen normas de protección de la avifauna para las instalaciones eléctricas de alta tensión.

4. DESCRIPCIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO Las instalaciones fotovoltaicas convierten la energía que proporciona el sol en energía eléctrica alterna de 630 V, que es inyectada directamente en la red eléctrica de la compañía distribuidora a través de los transformadores y subestación. En un primer paso se convierte la energía procedente de la radiación solar en energía eléctrica a través de una serie de módulos solares, montándose estos sobre estructuras móviles de seguimiento. A este conjunto de módulos solares se le denomina generador fotovoltaico. Posteriormente la corriente continua producida en el generador fotovoltaico se convierte en corriente alterna mediante inversores. Esta energía se conduce posteriormente a los centros de transformación que elevarán la tensión hasta 20 kV. Desde los centros de transformación partirán las líneas subterráneas de media tensión hasta la subestación, objeto de otro proyecto, donde se hará la conexión.

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Se asegurará un grado de aislamiento eléctrico mínimo de tipo básico clase I en lo que afecta a equipos (módulos e inversores) y al resto de materiales (conductores, cajas, armarios de conexión…). En este apartado exceptuaremos el cableado de continua, que será de doble aislamiento. La instalación incorporará todos los elementos necesarios para garantizar en todo momento la protección física de las personas, la calidad de suministro y no provocar averías en la red. Aunque la conexión de la planta fotovoltaica se realizará en la subestación de alta tensión de la Compañía Eléctrica Distribuidora, y dado que el objetivo final de la planta será el vender la energía producida a la compañía en cuestión, se dispondrá de equipo de medida con el fin de controlar la energía producida por toda la instalación fotovoltaica.

4.1 Descripción general del generador Las parcelas donde se instalará el generador fotovoltaico son de formas irregulares, la superficie aproximada es de 191,520476 has. El generador fotovoltaico objeto de esta memoria está ubicado en varios cerramientos de vallado perimetral, debido al cruzamiento de líneas eléctricas aéreas, a las cuales se respecta la distancia, según articulo 35 apartado 2 de RLAAT, resultando una superficie vallada de 1.447.750,87 m² y una longitud de 14.872,846 metros. El generador fotovoltaico dispondrá de un sistema de seguimiento solar a un eje, mediante estructura de acero galvanizado en caliente, la cual permitirá que los módulos fotovoltaicos puedan realizar un seguimiento horizontal. Esta regulación manual mediante una articulación con regulación micrométrico permite inclinar el ángulo del seguidor entre 20º y 35º respecto de la horizontal. El seguidor es accionado por un motor controlado de programación astronómica que sigue el punto de máxima radiación en el cielo según cada época del año. El sistema se compone de 1.263 seguidores de 90 módulos y 556 seguidores de 60 módulos tipo Axial Structural o similar. Suman un total de 147.030 módulos y una superficie de captación solar de 285.289,955 m². Los módulos se agruparán en 4901 cadenas de 30 módulos. La potencia total que se extraerá de la instalación generadora objeto de la presente memoria será de 45.836 kWn, siendo la potencia instalada de 49.990,2 kWp. Para generar esta potencia se dispondrán 28 inversores de 1.637 kWn, de los cuales, 27 tendrán un campo solar de 1.785 kWp y 1 tendrá un campo solar de 1.750,2 kWp. La instalación generadora fotovoltaica estará constituida por los siguientes elementos: -

Generador fotovoltaico: módulos fotovoltaicos. Inversores Estructura y sistema de seguimiento solar. Sistema eléctrico. (cuadro de nivel, conducciones, cableado, protecciones eléctricas, monitorización, puesta a tierra etc.) Evacuación de la energía. (celdas de MT, transformadores) Protecciones. Sistemas auxiliares (vigilancia)

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4.2 Módulos fotovoltaicos El módulo utilizado es el modelo ETSOLAR ET-P672340WW_1500V o de similares características, con las siguientes características principales: -

Compuesto 72 (6x12) células policristalinas Potencia máxima 340 Wp Máximo voltaje del sistema 1.500 Vcc Corriente de cortocircuito 9,52 A Tensión de circuito abierto 46,9 V Tensión en punto Pmáx 38,16 V Corriente en punto Pmáx 8,91 A Tipo de terminal de salida Caja de conexionado Cable 1.200 mm Conectores MC4 Medidas 1.956 x 992 x 40 mm (largo x ancho x grosor) Peso 25,7 kg

Los conductores de interconexión entre módulos FV serán de sección no inferior a 4 mm² de cobre flexible con aislamiento de 1.500 Vcc especial para intemperie. Se conectarán en serie 30 módulos, y se agruparán en los centros de inversores de la siguiente forma:

Centro Inversores 1

Centro Inversores 2

Centro Inversores 3

Centro Inversores 4

Centro Inversores 5

Centro Inversores 6

Centro Inversores 7

Potencia (kWp)

7140

7140

7140

7140

7140

7140

7150,2

Nº módulos

21000

21000

21000

21000

21000

21000

21030

Módulos en serie

30

30

30

30

30

30

30

Nº series

700

700

700

700

700

700

700

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4.3 Estructura soporte Uno de los elementos importantes en una instalación fotovoltaica, para asegurar un perfecto aprovechamiento de la radiación solar es la estructura de soporte, encargada de sustentar los módulos solares, dándole la inclinación adecuada para que los módulos reciban la mayor cantidad de radiación y conseguir un aumento de su eficacia. El generador se instalará en una estructura soporte unida al seguidor, construida en acero galvanizado por inmersión caliente y dimensionada adecuadamente para soportar el peso de los módulos y cargas de viento correspondientes a la zona. El seguidor está compuesto por los siguientes elementos: -

-

-

Pilares. Son los perfiles que van anclados al suelo y soportan el eje central de giro del seguidor. El anclaje al suelo puede ser mediante hincado, micropilote o tornillo de cimentación. En este proyecto se considera directamente hincado, que se definirá en el cálculo del estudio geotécnico. Articulación. Une el pilar con la pieza de articulación.

Soporte de accionamiento de giro. La pieza que une la articulación con el elemento giratorio del mástil.

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Mastil central. Pieza longitudinal que une el rodamiento que mueve el motor con la estructura que soporta los módulos.

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Estructura soporte módulos. Perfilería que unida al mástil central sujeta los módulos. El sistema de fijación de módulos permitirá las necesarias dilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante.

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Motor. El motor es de pequeño tamaño y corriente continua a 24 V mediante autoalimentado.

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Unidad de control. La unidad de control está fijada al mástil y monitoriza la instalación.

El seguidor ML-TRACKER de Axial Structural ha sido diseñado para soportar velocidades elevadas de viento de hasta 60 km/h.

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El rango de seguimiento es de ± 60º, siendo la pendiente máxima permitida norte – sur de 8,5%, mientras es ilimitada en la dirección este – oeste. Las dimensiones de los dos tipos de seguidores son: -

90 módulos: 90,84 m x 1,96 m x 2,327 m (94,35 m x 1,96 m x 2,3727 m con módulos) 60 módulos: 60,56 m x 1,96 m x 2,327 m (63,44 m x 1,96 m x 2,3727 m con módulos)

Los elementos estructurales fabricadas con sistema de gestión de la calidad y con marcado CE, según normas ISO 9001:2015 y UNE EN1090, se componen de distintos materiales: -

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Acero estructural laminado con calidad 275JR. Dicho acero se galvaniza en caliente según norma UNE EN/ISO 1461 en cuanto a espesor de recubrimiento y norma UNE EN/ISO 14713 en cuanto a duración de corrosión. Aluminio 6065 de tratamiento T6. Tornillería inoxidable o tornillería con recubrimientos especiales que mantienen su garantía de durabilidad.

La garantía de la estructura es de 15 años, del motor de 2-5 años y los elementos electrónicos de 2-5 años.

4.4 Inversores El inversor es parte fundamental en la instalación, ya que permite la conversión de la energía generada en los módulos de corriente continua a corriente alterna. El funcionamiento de los inversores es totalmente automático. A partir de que los módulos solares generan potencia suficiente, la electrónica de potencia implementada en el inversor supervisa la tensión, la frecuencia de red y la producción de energía. El equipo de inversores dispone de una realimentación desde el medidor de fase de manera que constantemente se realiza un autoajustado que mantiene el factor de potencia igual a la unidad en todo momento, incluso aunque sea necesario provocar un desfase entre la V de la red y la generada por el inversor. El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (RD 842/2002), ITC-BT40, indica que las centrales no deberán inyectar en la red armónicos que eleven su nivel a valores no admisibles. Se prestará especial atención a las centrales que posean inversores. La aparición de armónicos autoriza automáticamente a desconectar de la red la central. Los inversores trabajan de forma que toman la máxima potencia posible (seguimiento del punto de máxima potencia) de los módulos solares. Cuando la radiación solar que incide sobre los paneles no es suficiente para suministrar corriente a la red, el inversor deja de funcionar. Puesto que la energía que consume la electrónica procede de los paneles solares, por la noche el inversor sólo consume una pequeña cantidad energía procedente de la red de distribución de la compañía. Se instalarán 28 inversores tipo INGECON SUN 1640TLUB630 OUTDOOR de 1.637 kVA o de similares características, formando 7 Power Station CON 20 de 6.548 kVA, cuyas principales características son: -

Potencia salida: 6.560 kVA Inversores: 4 unidades Ingecon Sun 1640TLUB630 outdoor Equipado con transformador sellado herméticamente de aceite BT/MT de 20 kV. Compartimento con protección IP55 para MT. Equipos de conmutación y BT. Potencia nominal hasta 50ºC de temperatura ambiente.

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Certificado CSC para transporte de contenedores. Sistema Plug & Play.

Dichos inversores proporcionan corriente alterna (senoidal) de 630 V a partir de la corriente continua generada, posteriormente se eleva a 20 kV en el transformador. El Power Station también dispone de celdas de protección de transformador tipo 0L1P y dispone de una celda de línea o dos (tipo 1L1P o 2L1P), dependiendo del circuito de media tensión indicado en el unifilar. Se instalarán las siguientes protecciones: -

Polaridad inversa. Cortocircuitos y sobrecargas de salida. Fusibles de CC. Interruptores DC motorizados con control de puerta. Interruptores térmicos magnéticos AC con control de puerta. Descargadores de sobretensión DC y AC Sistema de monitoreo anti-isla con desconexión automático Sistema de control de aislamiento. Sistema de desconexión automática en caso de Sobrecalentamiento del transformador LV / MV. Botón de desconexión de emergencia, accesible desde fuera. Relé de protección DGPT2 incluido en el transformador. Protección MT con protecciones fusibles o disyuntor.

Las características técnicas suministradas por los fabricantes de los inversores seleccionados son las que se muestran a continuación:

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4.5 Caja de conexiones Con el fin de optimizar las secciones del cableado en la parte de corriente continua, se instalarán cajas de conexionado entre las series de módulos (cable 6 mm2) y los inversores (cables de 95 mm2 a 300 mm2, según las intensidades y distancias a considerar). La caja de conexión CC (corriente continua) estará formada por un máximo de 16 entradas de corriente continua de hasta 6 mm2 y una salida de líneas CC de hasta 300 mm2. Las líneas procedentes de los módulos están protegidas por fusibles tipo gG de 15 A. Contendrá un disyuntor-seccionador general de 250 A, así como descargadores de sobretensión para proteger la instalación. La caja de conexiones debe ser completamente estanca, IP 65, para asegurar el aislamiento frente a la humedad, al agua y al polvo que producen una progresiva degradación en los circuitos.

4.6 Configuración y dimensionado de la instalación Las especificaciones técnicas de los inversores proporcionan información para tener en cuenta para el diseño e instalación de los generadores fotovoltaicos. En base a la configuración que se seleccione, y el tipo y características operativas de los módulos, se determina el número, la potencia y el nivel de tensión de trabajo de los inversores.

4.6.1 Potencia de inversores El número de inversores deriva de la potencia del sistema fotovoltaico y de la configuración escogida. Como regla general, dado que los inversores poseen diversos niveles de potencia y que la potencia total del sistema fotovoltaico es determinada por el área útil disponible y el punto de conexión asignado, se asume que la relación entre la potencia del generador fotovoltaico y la potencia nominal del inversor estará comprendida dentro del siguiente intervalo de potencia, para cada una de los inversores: 0,7 x P < Pinv < 1,2 x P En nuestro caso: 0,7 x 1785 kW < 1637 kW < 1,2 x 1785 kW Efectivamente, 1249,5 kW < 1637 kW < 2142 kW En términos generales, es favorable escoger un inversor con una potencia sensiblemente menor a la del generador fotovoltaico (Pinv < P) dado que la eficiencia de los inversores es relativamente baja para las gamas de potencia operacionales inferiores al 10% de la potencia nominal. Este sub-dimensionado puede implicar una sobrecarga del inversor puntualmente, por lo que se debe conocer claramente el funcionamiento del inversor en caso de sobrecarga, y configurar el generador fotovoltaico de manera de evitar esa posibilidad.

4.6.2 Configuración de campo solar El parámetro para tener en cuenta en el momento de definir la configuración del generador

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fotovoltaico es la tensión de entrada al inversor. Todos los inversores de conexión a red poseen un rango operativo de tensiones de entrada que generalmente está asociado al rango del algoritmo interno de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP), así como un límite máximo de tensión de entrada. La tensión del generador fotovoltaico viene dada por la sumatoria de las tensiones individuales de los módulos conectados en serie en una rama. Ahora bien, dado que la tensión del módulo fotovoltaico depende de la temperatura, en el diseño debemos considerar las situaciones operativas extremas, tanto en invierno como en verano. Por lo tanto, el intervalo de operación del inversor (rango de seguimiento de MPP) debe ajustarse en función de la curva característica del generador fotovoltaico para distintas temperaturas de operación, y el punto de máxima potencia de cada una de estas curvas debe situarse en el rango de seguimiento. Adicionalmente siempre hay que considerar dentro del ajuste la tensión máxima admisible del inversor.

4.6.3 Tensión de entrada. Número módulos en serie. El número máximo de módulos en serie por cadena viene condicionado por la situación de la estación fría. La tensión de los módulos fotovoltaicos aumenta a medida que disminuye la temperatura, alcanzando como límite máximo la tensión de circuito abierto, siempre y cuando exista una irradiancia solar considerable y además el inversor haya abierto el circuito generador. Por seguridad los inversores no restablecerán la continuidad en el circuito generador a menos que la tensión de circuito abierto disminuya bajo el límite de tensión de entrada admisible, ya que de lo contrario podrían ocasionarse daños en el equipo. Para el cálculo del número máximo de módulos en serie, se establece como estándar para el diseño, una temperatura de célula de -10°C, sin embargo, para nuestro caso consideramos 10ºC. El número máximo de módulos en serie se obtendrá de la expresión:

Nmax = Umax / Uca(-10ºC), con -0,34%/ºC para el módulo ET-P672340WW Nmax = 1500 / 49,4 Nmax = 30,36 Donde Umax es la tensión máxima admisible en la entrada del inversor, que según los datos del fabricante es de 1500 Vcc, y Uca es la tensión de circuito abierto del módulo fotovoltaico empleado en el generador evaluada a una temperatura de célula de 10°C. La tensión de circuito abierto del módulo suele venir indicada para las condiciones de referencia estándar (STC) de 1.000 W/m2 de irradiancia, A.M. 1,5 y temperatura de célula de 25°C. La tensión de los módulos fotovoltaicos disminuye a medida que aumenta la temperatura de la célula, a tal punto que esta disminución implica una reducción igualmente importante de la potencia de salida del módulo al aumentar la temperatura. Paradójicamente al existir mayor radiación disponible, también la temperatura del ambiente y la de célula son mayores, por lo que a nivel de los módulos la eficiencia de conversión de energía solar disminuye. Un sistema fotovoltaico tendrá una tensión en sus terminales inferior a la tensión teórica en sus condiciones de referencia (STC) debido a las elevadas temperaturas de operación de la célula, temperaturas que suelen encontrarse entre los 50°C y 70°C.

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Si la tensión de operación del generador disminuye debajo del límite mínimo del rango de seguimiento del punto de máxima potencia (MPP), podría implicar una reducción del rendimiento global del generador, ya que simplemente el algoritmo del inversor no localizaría el punto de máxima potencia dentro de su rango, y optaría por desconectar al generador asumiendo que no hay suficiente producción solar, con lo que se perderían horas de sol productivas. Para evitar la situación anterior se debe calcular el número mínimo de módulos conectados en serie por rama, y se asume una temperatura de operación en verano de unos 70°C. El número mínimo viene dado por la expresión: Nmin = Umppt / Umpp(70ºC), con -0,34%/ºC para el módulo ET-P672340WW Nmin = 915 / 38,9 Nmin = 23,52 Siempre hay que considerar que la temperatura de célula en operación dependerá de la ubicación del módulo, y más directamente del grado de ventilación, para cada condición hay que evaluar si la temperatura máxima de la célula puede ser mayor o menor a la señalada. En base al número máximo (30,36) y mínimo (23,52) de módulos conectados en serie, y el número total de módulos, se define para el generador un número de 30 módulos en serie.

4.6.4 Corriente de entrada. Número de series. Una vez definido el número de módulos conectados en serie, y comprobada teóricamente la operatividad de esa configuración, se debe dimensionar el número de series o cadenas (strings) del generador fotovoltaico. En este caso el límite lo marca la corriente máxima admisible de entrada del inversor. El número máximo de módulos conectados en paralelo o series vendrá expresado por: Nparalelo = Imax / Iserie Nparalelo = 2.000 / 8,91 Nparalelo = 224,46 En este caso la corriente máxima admisible en la entrada del inversor. Y la serie es la corriente nominal de cada serie de 30 módulos, que es igual a la corriente nominal del módulo fotovoltaico. En este caso se podría hacer la corrección de temperaturas respectiva, pero dada la naturaleza del sistema, el incremento de temperaturas de una célula fotovoltaica implica una variación considerable de su tensión, aunque no de su corriente. La corriente depende en mucho mayor grado de la radiación solar incidente, por lo tanto, se asumen como despreciables las variaciones debidas a variaciones de temperatura. En base al número máximo (224) de módulos/series conectados en paralelo, la configuración asumida para el número de paneles en serie y el número total de módulos del generador, se define en 175 las cadenas conectadas en paralelo para cada inversor. Por tanto, cada uno de los inversores estará conformado por 5250 módulos, 175 cadenas de 30 módulos en series, a excepción de un inversor que está conformado por 5279 módulos, 175 cadenas de 30 módulos en series y una cadena de 29 módulos en serie para poder cuadrar la potencia asignada.

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Esto supone, que los 7 subcampos tendrá 4 inversores, de los cuales, seis de ellos estarán conformados por 21000 módulos, en 700 cadenas de 30 módulos en serie y uno de ellos estará formado por 21030 módulos, en 701 cadenas de 30 módulos en serie. El total de la planta tiene 7 subcampos de 4 inversores, que suman un total de 28 inversores, 147.030 módulos en 4901 cadenas de 30 módulos.

4.7 Instalación eléctrica La instalación eléctrica se llevará a cabo según la normativa vigente, y en todo momento su diseño tendrá en cuenta el disminuir las pérdidas de generación al mínimo recomendable. Se instalarán todos los elementos de seccionamiento y protección. La instalación eléctrica comprende la instalación en baja tensión de la interconexión de las cadenas de módulos fotovoltaicos, la interconexión de los grupos con las cajas de conexionado intermedio de strings, y de ahí a inversores. Se realizará la conexión trifásica en baja tensión desde el inversor hasta el transformador ubicado en los Power Station. Todo conducido a través de canalizaciones adecuadas a cada disposición. El sistema eléctrico contará con los siguientes elementos de protección, para maximizar la vida útil del generador, y la asegurar la continuidad de la producción. 1. Interruptor general manual, interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. Este interruptor será accesible a la empresa distribuidora en todo momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual. 2. Interruptor automático diferencial, como protección contra derivaciones en la parte de alterna de la instalación. 3. Interruptor automático de interconexión controlado por software, controlador permanente de aislamiento, aislamiento galvánico y protección frente a funcionamiento en isla, incluidas en el inversor. Este interruptor estará controlado por un vigilante de la tensión y la frecuencia de la red eléctrica. Los umbrales permitidos son: a. En frecuencia: 49 - 51 Hz· b. En tensión: 0,85·Um – 1,1·Um También el inversor contiene un interruptor del lado de continua, que protege de los posibles contactos indirectos y es un sustituto de fusibles o varistores. 4. Aislamiento clase II en todos los componentes: módulos, cableado, cajas de conexión, etc. 5. Varistores entre positivo y tierra y negativo y tierra para el generador fotovoltaico, contra sobretensiones inducidas por descargas atmosféricas (incluido en inversor). 6. Fusible en cada polo del generador fotovoltaico, con función seccionadora.

Con objeto de optimizar la eficiencia energética y garantizar la absoluta seguridad del personal, se tendrán en cuenta los siguientes puntos adicionales: -

Todos los equipos situados a la intemperie tendrán un grado de protección mínimo IP65. Todos los conductores de baja tensión serán de cobre, y su sección será la suficiente para asegurar que las pérdidas de tensión en cables y cajas de conexión sean inferiores a las indicadas tanto por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión como por la compañía eléctrica que opere en la zona.

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Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma. Se adoptará cable unipolar bajo tubo enterrado en zanja, con doble aislamiento XLPE unipolares. Los marcos de los módulos y las estructuras soporte se conectarán a la tierra siguiendo la normativa vigente en este tipo de instalaciones; es decir, sin alterar las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora.

4.8 Instalación de puesta a tierra. Los efectos de la corriente sobre el cuerpo humano dependen de la intensidad y de la duración. Los sistemas eléctricos se aíslan convenientemente para evitar la ocurrencia de contactos; pero el aislamiento puede fallar accidentalmente, dando origen a situaciones peligrosas que deben ser atajadas mediante medidas de protección. Cuando se produce un fallo (avería, contacto inoportuno, etc.), se dice que ha ocurrido un defecto, y a la corriente resultante se le llama corriente de defecto, que es precisamente la que puede ocasionar daños a las personas. Existen normas generales a este respecto, como son las del Reglamento de Baja Tensión (RBT) o la norma UNE 20460-4-41 (equivalente a la IEC/CEI 60364-4-41), y que todas son unánimes al señalar la existencia de niveles de corriente que conviene evitar por el riesgo que suponen para la salud de las personas (daños orgánicos). Así, los sistemas de protección se basan, o bien en limitar las corrientes de defecto, o bien en detectar su ocurrencia y eliminar la tensión que las produce antes de que puedan dañar a las personas. El límite para corrientes DC está en 100 mA, siendo el tiempo máximo de actuación 5 segundos. Existen varias soluciones bien desarrolladas para proteger a las personas frente a derivaciones en el lado DC de los sistemas fotovoltaicos. Descripciones detalladas se encuentran en el RBT y en la norma UNE 20460-4-41. -

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Configuración flotante del generador, es decir, que sus dos polos estén aislados de tierra. Al no existir un camino de retorno para la corriente, esta medida garantiza una protección total en el caso de un primer defecto. En términos de seguridad de las personas, esta situación es equivalente a la que se logra con el interruptor diferencial, aunque tiene la notoria ventaja de que no precisa aparallaje alguno, puesto que la protección es una característica intrínseca de esta configuración. El único requisito que exige su implantación es que la resistencia de aislamiento, Riso, entre generador y tierra, anterior a la ocurrencia de la derivación, sea tan alta como para limitar la corriente de derivación a un máximo de 100 mA. En la práctica esto es equivalente a imponer que Riso >1,25 V*OC / 100 mA., (V*oc= tensión de circuito abierto del generador en condiciones estándar). Esta condición es no sólo muy fácil de cumplir (las resistencias de aislamiento en generadores reales suelen ser del orden de los MΩ), sino también muy fácil de comprobar, por lo que el recurso a ella es altamente recomendable. Vigilancia permanente del aislamiento. Consiste en la incorporación de un dispositivo capaz de medir el valor de Riso y de avisar en caso de que, por ocurrencia de algún defecto en la instalación, no se cumpla la condición de seguridad definida en el párrafo anterior. De esta forma, el defecto puede ser reparado antes de que ocurra un segundo defecto que, ahora sí, podría ser peligroso, ya que el primer defecto representa un camino por el que la corriente de retorno podría circular con comodidad. El inversor dispone de este dispositivo de control de aislamiento. La combinación de esta medida con la anterior proporciona un alto grado de seguridad. Además, los paneles tendrán un aislamiento tipo II lo que evitará un defecto fase-estructura apoyo

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paneles. Doble aislamiento. También llamada Clase II, esta medida de protección consiste en separar las partes accesibles de las instalaciones de sus partes activas, mediante un doble aislamiento o un aislamiento reforzado.

La estructura del seguidor-generador y caja de conexión contará con una red de puesta a tierra para la totalidad de la planta y tendrá que garantizar el valor normalizado (REBT) de resistencia de puesta a tierra. La sección mínima del conductor de puesta a tierra es de 16 mm². Todas las partes metálicas estarán conectadas a la tierra de la instalación. La tierra de la instalación será una tierra independiente de la tierra del neutro de los centros de transformación y no alterará las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de la Compañía. La red de tierras de la planta consta de las puestas a tierra siguientes independientes unas de otras: -

Puesta a tierra de los neutros de los transformadores de potencia de 6560 kVA. Puesta a tierra de herrajes de alta tensión. Red de puesta a tierra general de la planta a base de cable de cobre desnudo repartido por la planta, tanto de corriente continua como alterna de baja tensión (generación, estructuras, servicios auxiliares y corriente continua).

A esta red de tierra última se conectarán las barras de tierra de los cuadros, las estructuras metálicas, soportes, armaduras, bandejas, motores, etc. La red de tierras para la instalación de media tensión, consta de las puestas a tierra siguientes independientes unas de otras: -

Puesta a tierra de herrajes de alta tensión denominada “tierra de protección”. Puesta a tierra de los neutros de los transformadores de potencia de 6560 kVA denominada “tierra de servicio”.

Tierra de Protección Estará constituida por un electrodo de forma rectangular de dimensiones 18 x 5 m, con 16 picas. Para evitar tensiones de contacto peligrosas, se adoptarán medidas de seguridad adicionales: -

-

Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del centro de transformación, no tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión, debido a defectos o averías. En el piso se instalará un mallazo cubierto por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra de protección del centro de transformación.

Tierra de Servicio La puesta a tierra de los neutros se realizará con un electrodo en línea con cuatro picas. Si el valor de tierra del neutro medido fuera superior al calculado, se dispondrán las picas necesarias conectadas en paralelo, hasta conseguir dicho valor.

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4.9 Sistema de monitorización. Cada generador fotovoltaico llevará incorporado un sistema de monitorización. El sistema base, será aquel incorporado en el inversor INGECON SUN EMS Plant Controller o de similares características, y que permitirá predecir el comportamiento y garantizar la calidad y estabilidad del suministro eléctrico. En los cuadros de agrupación se instalará comunicación RS485 y tarjeta “AAP0022 Com RS485” mediante fibra óptica. Siendo los parámetros más importantes para su configuración: -

-

-

-

Nº de cadenas instaladas: es el número de cadenas conectadas al equipo. Corriente nominal de cada cadena % desviación media: es el porcentaje de desviación entre la corriente de cada cadena y la media de las corrientes del equipo para la cual deseamos obtener una alarma. Tiempo antes de alarma: es el tiempo que la cadena deberá aportar una corriente por encima del % de desviación media, antes de que el equipo genere una alarma. Se definirá en segundos. Detección de luz: es una función que puede estar activada o desactivada. Cuando esta función está activada, en el caso de existir una detección de luz en el interior del equipo (por ejemplo: una tapa mal cerrada), el sistema genera una alarma y cierra un relé de libre potencial. Envío de trama de comando de parada: es una función que puede estar activada o desactivada. Si tanto esta función como la función “detección de luz” están activas, genera por comunicación una orden de paro para el inversor asociado al Ingecon Sun String Control, cuando existe una detección de luz en el interior del equipo. Nodo del inversor asociado al Ingecon String Control: es el nodo de comunicación del inversor al cual está conectado el Ingecon String Control.

Estará compuesto por dos sistemas fundamentales: medida y control, un sistema SCADA, que debe ser compatible con el fabricante de seguidor y de inversor considerado para la integración de toda la monitorización y la red de comunicaciones que une el control con los inversores, transmitiendo las consignas de funcionamiento y monitorizando el estado de los equipos. Estará conformado por un sistema de adquisición de datos y registro, que junto con la posibilidad de enlace con los dispositivos que opcionalmente se instalarán en las cajas de conexionado de cadenas, facilitará las labores de mantenimiento preventivo, correctivo y predictivo de cada generador. Los datos controlados son los siguientes: -

-

Potencia activa, potencia reactiva, tensión y frecuencia del punto de conexión. Requerimientos del operador de red. Establece las referencias de parámetros como tensión del punto de conexión, potencia activa y reactiva, reserva de potencia activa, etc. Estos requerimientos pueden ser predeterminados por el operador de red o el operador de planta o modificarse de manera dinámica mediante una consigna externa. Valores instantáneos de inyección de potencia activa y reactiva de los diferentes inversores.

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Se pueden controlar los siguientes parámetros: -

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On-Demand Production. Permite controlar la potencia de salida de la planta fotovoltaica limitándola al valor deseado. Ramp Rate Control. Controla la potencia generada por los inversores para que la variación de la potencia de salida de la planta se realice según la consigna establecida. Fast Frequency Regulation. El sistema es capaz de adaptar la producción de potencia en función de las variaciones de frecuencia. Digital Q compensantion. Permite controlar la potencia reactiva de salida de la planta. Power Factor Control. Regulación del factor de potencia en el punto de conexión. Automatic Voltage Regulation. Permite regular la tensión de la instalación en el punto de conexión. Voltage Droop Control. Según la ganancia establecida, el sistema ajusta la potencia reactiva necesaria en el punto de conexión, dependiendo de la diferencia de tensión existente. Power Oscilations Damping. Permite implementar estrategias de control para minimizar las oscilaciones de frecuencia, tanto en régimen estacionario como transitorio.

Incluye los siguientes elementos: -

PLC. Analizador de potencia. Switch de comunicaciones. Fuente de alimentación. Protecciones.

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4.10 Instalación de seguridad y vigilancia La instalación contará con un sistema de vigilancia perimetral en toda la instalación. Se dispondrán dispositivos IanCAM (cámaras de seguridad) o similar, las cuales estarán situadas cada 50 metros aproximadamente y equidistantes 0.5 m. del vallado perimetral; serán instaladas en postes metálicos a una altura de 2,25 m y poseerán un foco infrarrojo para visión nocturna. Las cámaras IanCAM transmiten por la red TCP/IP al Centro de Control remoto la información de video. El software de gestión instalado en el Centro Control puede ser programado para reaccionar de forma automática a todo tipo de alarmas que llegan de los dispositivos, por ejemplo: -

Reproducir un aviso sonoro. Mostrar ventanas de las cámaras que estén en el lugar de alarma en un monitor especial. Enviar un correo electrónico. Enviar un SMS (en este caso es necesario un modem GSM/GPRS conectado al servidor)

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*Dispositivo IanCAm con cubierta protectora.

*Dispositivo infrarrojos acoplables para IanCAm

El modelo E-FMW es un sensor punto a punto que está compuesto de un transmisor y un receptor. El principio de funcionamiento es el siguiente: en el espacio entre transmisor y receptor se crea un campo electromagnético el cual compone la zona de detección en forma de una elipse prolongada. Como otras características se destacan la adaptación del sensor a un relieve concreto gracias a los reguladores, la resistencia de campos electromagnéticos producidos por líneas de transmisión de energía eléctricas cercanas (hasta 500 kV) y protección contra relámpagos. A continuación, se muestra un esquema de funcionamiento y las características de los sensores:

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4.11 Sistemas auxiliares La instalación contará con una serie de instalaciones auxiliares complementarias que completan la instalación del parque solar. Se dispondrá de alimentación eléctrica para los consumos auxiliares, alimentados a través de las propias cajas de agrupación de la instalación. Los servicios auxiliares objeto de esta alimentación serán los siguientes: Motorización. El motor empleado en el sistema de seguimiento será alimentado directamente desde los módulos fotovoltaicos. Alumbrado normal, emergencia y fuerza del centro de control. El alumbrado normal de las casetas será mediante luminarias estancas de superficie, e interruptor de superficie para encendido junto a la puerta de acceso, realizado mediante manguera de cable tripolar 0,6/1 kV, en montaje superficial bajo tubo rígido de PVC. La instalación de fuerza se compondrá por tomas triples de corriente, realizado mediante manguera de cable tripolar 0,6/1 kV en montaje superficial bajo tubo rígido de PVC. Sistema de adquisición de datos. Una de las salidas del cuadro de servicios auxiliares se habilitará para el sistema de adquisición de datos de la instalación. Sistema de seguridad. Se habilitará una salida para el sistema de vigilancia y seguridad perimetral en cada cuadro.

4.12 Datos de proyecto

ZAFRA 49,99 MW

DATOS

Potencia instalada

49.990,2 kW

Potencia nominal

45.836 kW

Modulo Número de módulos Inversor

ETSOLAR ET-P672340WW_1500V 147.030 INGECON SUN 1640TLUB630 OUTDOOR

Número de inversores

28 x 1637 kW

Transformadores

7 x 6560 KVA

Potencia nominal

45.836 kW

Tipo de estructura

Seguidor horizontal

Orientación

Sur

Numero de módulos en serie

30

Número de series

4901

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5. OBRA CIVIL PLANTA SOLAR Las características topográficas del emplazamiento hacen precisas las siguientes obras para la colocación de los sistemas de seguimiento solar fotovoltaico y estaciones de inversores y transformadores: -

-

-

Adecuación del terreno mediante desbroce y preparación de alineaciones en zonas de pendiente para la correcta instalación de los seguidores. Caminos de acceso, para el traslado de los equipos, desplazamiento y mantenimiento, caminos de acceso a las diferentes instalaciones necesarias para el buen funcionamiento del parque fotovoltaico y caminos peatonales de acceso a equipos inversores y transformadores. Para todo ello se habilitarán las correspondientes cunetas, drenajes y obras hidráulicas necesarias. Adecuación de acceso a parcelas instaladas. Cimentación de estaciones de inversores y transformadores, incluido el drenaje necesario para impedir el anegamiento de las zonas limítrofes y el sellado de los tubos de entrada y salida de las canalizaciones de protección de cables. Cimentación de centro de control. Adecuación del terreno para instalación de sistema de vigilancia y vallado. Medidas de protección ambiental (restauración de terrenos afectados, tierra vegetal, hierba y repoblación). Canalizaciones y arquetas enterradas para los cables eléctricos. Medidas de seguridad y salud necesarias para la buena ejecución del proyecto

Los caminos internos del Parque tienen por objeto permitir el acceso a las principales zonas de maniobra para los equipos de mantenimiento de la planta solar. En la medida de lo posible se utilizarán los caminos existentes como base del nuevo trazado.

5.1 Canalizaciones Las canalizaciones del cableado de la planta se efectuarán mediante zanjas adecuadas al número y tipo de tubos que deberán albergar. En los casos en los que exista un cruce, los tubos podrán ir colocados en uno, dos o tres planos. La profundidad de la zanja dependerá del número de tubos, pero será la suficiente para que los situados en el plano superior queden a una profundidad mínima de 0,60 m, tomada desde la rasante del terreno a la parte inferior del tubo. La distancia mínima entre un cable de baja tensión y otros cables de energía eléctrica será 0,25 m con cables de alta tensión y de 0,10 m con cables de baja tensión, siendo la distancia del punto de cruce a los empalmes superior a 1 m. Los cables de baja tensión podrán instalarse paralelamente a otros de baja o alta tensión manteniendo entre ellos una distancia mínima de 0,10 m con los de baja tensión y de 0,25 m con los de MT. Las líneas de media tensión irán siempre en tubos de PE de 160 mm de diámetro. La separación mínima entre los cables de energía eléctrica y los de telecomunicaciones será de 0,20 m, siendo la distancia del punto de cruce a los empalmes superior a 1 m. Las zanjas se dividen en zanjas principales, que unen los circuitos de media tensión entre transformadores y subestación, y zanjas secundarias, que unen las cajas de conexionado con

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los inversores. La conexión entre series y caja de conexión se realizará mediante bandeja. Las zanjas de corriente continua estarán rellenas de arena y de tierra compactada, según los detalles indicados en los planos tipo. Las zanjas que contengan canalizaciones de media tensión estarán hormigonadas en cualquier cruzamiento y llevarán cinta señalizadora. El trazado de las zanjas se realizará de manera que se optimicen los recorridos de los cables, con el fin de reducir la caída de tensión y los costes.

5.2 Vallado Se instalará vallado perimetral indicado en planos formado por: -

Postes de acero galvanizado de ø48x1,2 mm de espesor cada 2 metros, incluyendo taladrado y taponado. Elementos de tensión (jabalcones y tornapuntas) de iguales características que los postes cada 10 postes. Malla cinegética anudada tipo bisagra de 2 m. Tensores galvanizados, pletinas, pasadores de aleta de aluminio y tornillería.

Para su instalación deberán hormigonarse los postes, en perfecta alineación vertical y horizontal. Se deberán instalar las puertas que sean necesarias para la correcta maniobra de la planta solar. Las puertas estarán constituidas por dos hojas abatibles de 5 x 2,2 m formada por pilares de tubo de acero galvanizado de diámetro 100x2 mm de espesor, bastidores y barrotes intermedios de tubo de acero galvanizado de diámetro 48x1,2 mm de espesor, malla electrosoldada 50x50x4 mm de acero galvanizado con pestillo y cerrojo para candado. En el lateral oeste de la planta se dispondrá doble vallado, uno a dos metros del otro. El primer vallado dispondrá de zuncho perimetral de cimentación con dimensiones 40x40 cm de hormigón en masa con dos alturas de bloque de hormigón de mampostería 40x40x20 cm de base de seguridad.

5.3 Edificaciones 5.3.1 Centros inversores y transformadores Se trata de una caseta cuya parte de instalación está diseñada para exterior, sin embargo, la aparamenta de media tensión y control se encuentra en un contenedor. Elementos exteriores: -

4 inversores de 1637 kW 1 transformador de 6560 kVA

Elementos interiores: -

Celdas de media tensión Control

La cimentación consistirá en solera de losa de hormigón armado de 20 cm de espesor, con mallazo armadura ø 10 mm asentado sobre firme de zahorra. Las dimensiones serán de 17,5 m x 5 m.

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5.3.2 Centro de control Se realizará un centro de control prefabricado que albergará el sistema de monitorización y vigilancia y un recinto de almacén. Las dimensiones interiores serán 13,88 m x 3,4 m. Se preparará una superficie de terreno de 16 m x 5 m debidamente compactado y con firme de zahorra, sobre la cual se construirá una losa de hormigón de limpieza HM10 de 10 cm de espesor mínimo. Se construirá una losa de cimentación prefabricada de 15 cm de espesor, sobre la cual se montará la estructura prefabricada de hormigón armado del centro de control. El centro dispondrá los siguientes componentes: -

2 puertas estándar de doble chapa de acero con aislante interior de lana de roca de hueco libre de paso de 900x2055 mm. 1 puerta de dos hojas de las mismas características con rejilla de ventilación y dimensiones 2400x2300 mm. 1 ventana de aluminio correderas sin RPT de 1200x1100 mm con reja de seguridad. 3 rejillas de ventilación de 500x500 mm. Suelo técnico de 300 mm de altura. Instalación eléctrica con cuadro para instalaciones interiores de alumbrado y tomas de corriente.

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Split de refrigeración de 3000 frigorías. Extintor portátil de anhídrido carbónico de 5 kg (CO2) y uno de polvo polivalente de 6 kg (eficacia 29A– 113B) en un armario de poliéster para exteriores.

6. INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE GENERACIÓN 6.1 Descripción del sistema La potencia instalada es de 49.990,2 kW. La potencia nominal de generación del parque será de 45.836 kW, formado por veintiocho (28) inversores de 1.637 kW, agrupados en 7 power station de 6.548 kW de manera que la planta quedará diferenciada en 7 subcampos, de los cuales habrá: -

6 de 6.548 kW de potencia nominal y 7.140 KW de potencia instalada. 1 de 6.548 kW de potencia nominal y 7.150,2 kW de potencia instalada.

El generador fotovoltaico, a través de la radiación solar, produce una variación de tensión en corriente continua. El inversor es el encargado de transformar la corriente continua en alterna a una tensión de 630 V. La energía generada por cada 4 inversores que conforma una instalación se eleva a 20 kV de tensión mediante transformador de 6.560 kW. Los transformadores constituirán circuitos de evacuación que se dirigirán hacia la entrada de media tensión de la subestación de planta. El criterio de dimensionamiento de cada parte del sistema eléctrico será diferente debido a que el voltaje variará según la configuración de los módulos fotovoltaicos. En el dimensionado del cableado en el generador fotovoltaico deben tenerse en cuenta tres criterios esenciales. Por una parte el cumplimiento de los límites fijados por la tensión nominal del cableado, asegurar que no se sobrepasa la intensidad de corriente máxima admisible de los cables según la disposición de los mismos en la instalación, y la minimización de las pérdidas en las líneas.

6.1.1 Tensión nominal La tensión de operación de los generadores fotovoltaicos normalmente no sobrepasará la tensión nominal de los cables estándar, tensiones que se sitúan entre los 915 y 1.300V. Para grandes sistemas fotovoltaicos, con series de gran número de módulos, deberá comprobarse que la tensión de circuito abierto a -10º C no sobrepase la tensión nominal del cableado para evitar posibles fallos y daños en la instalación eléctrica.

6.1.2 Reducción de pérdidas en el cableado. El criterio fundamental en el diseño de las secciones del cableado es el de reducir lo máximo posible las pérdidas resistivas en los cables, lo que se traduce en evitar pérdidas de energía generada en forma de calor (efecto Joule). Como ya se ha mencionado el generador fotovoltaico generalmente operará a lo largo del año en torno al 80% de su potencia nominal debido a que las condiciones meteorológicas reales difieren notablemente de las condiciones de prueba de los módulos. Por lo tanto, la corriente de operación será generalmente inferior a la corriente nominal en condiciones estándar (STC). Por lo que una intensidad igual a la mitad de la corriente nominal del generador, implicará una reducción de las pérdidas por efecto Joule (P=I2 x R) hasta alcanzar un 64% de las pérdidas

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nominales. Por lo tanto, el diseño considerando las condiciones nominales de operación implicará un porcentaje de pérdidas menor que el esperado.

6.1.3 Corriente máxima admisible. La sección del cable debe ser finalmente verificada en función de la intensidad de corriente máxima de servicio que circulará por el cable. La corriente máxima que puede circular por un módulo, o por una rama (agrupación de módulos conectados en serie) se corresponde a la corriente de cortocircuito. La corriente máxima admisible por los cables está influenciada por la temperatura ambiente, el agrupamiento de los cables y las conducciones utilizadas. Para la determinación de las corrientes admisibles reales de la instalación, los valores teóricos de corriente máxima deberán ser corregidos con los correspondientes factores de corrección asociados.

6.2 Diseño de secciones de cableado corriente continua Se utilizará cable de cobre flexible, con doble aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y PVC, de distintas secciones para la parte de continua (CC). Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a 1,8 kV El dimensionado dependerá de la energía a transportar y de la distancia a recorrer por la corriente eléctrica. Para el cálculo de la sección mínima de conductores emplearemos el criterio de la caída de tensión máxima admisible. La ecuación siguiente permite calcular la sección (Sdc) mínima requerida para no superar la caída de tensión V=1,5%, que se producirá en una línea con corriente continua:

Donde, -

Ldc es la longitud del tramo en estudio Idc es la corriente máxima de la rama que en este caso sería la corriente de cortocircuito (Icc) UMPP es la tensión de máxima potencia en condiciones nominales Pdc es la potencia nominal de la rama fotovoltaica en condiciones STC Κ es la conductividad eléctrica del cobre es 56 m/(Ω/mm2)

En el diseño se debe considerar que esa caída de tensión máxima se corresponde a la total desde los módulos fotovoltaicos hasta el inversor, por lo que, si existen varios tramos, cada uno puede tener una caída de tensión distinta pero la suma de las pérdidas en cada uno de ellos no debe superar esa caída de tensión definida. De esta forma se obtienen las distintas dimensiones de los cableados en función de las distancias que tengamos en cada caso. La sección mínima calculada se deberá luego ajustar al valor nominal superior existente en el mercado y que cumpla con la normativa. Una vez optimizada la sección del cable en cada uno de los tramos de manera de minimizar las pérdidas por efecto Joule, se debe comprobar que la sección seleccionada admite la correspondiente intensidad de corriente máxima del generador en cada tramo.

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Por último, señalar que, para una eficaz protección de tierra y cortocircuito, es recomendable usar cables unipolares aislados para los positivos y negativos de la instalación, más si se usasen cables multipolares, el conductor de protección no deberá estar sujeto a ninguna tensión. Y en el caso de locales con posibilidad alta de ocurrencia de descargas atmosféricas, los cables deberán poseer blindajes de protección. 6.3 Diseño de secciones de cableado corriente alterna De igual forma que en la sección de corriente continua, se utilizará cable de cobre flexible, con doble aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y PVC, de distintas secciones para la parte de continua (CC). Los cables podrán ser de uno o más conductores y de tensión asignada no inferior a 0,6/1 kV. El dimensionado en esta sección dependerá igualmente de la energía a transportar y de la distancia a recorrer por la corriente eléctrica. A fin de optimizar la sección del cableado, emplearemos en su diseño el criterio de la caída de tensión máxima admisible. Las ecuaciones siguientes permiten calcular la sección (Sac) mínima requerida para no superar la caída de tensión V=1,5% relativa a la tensión nominal de la red, que se producirá en el cableado de una instalación en corriente alterna:

Para una instalación monofásica

Para una instalación trifásica Donde, -

Lac es la longitud del tramo en estudio Inac es la corriente nominal en alterna del inversor Un es la tensión nominal de red K es la conductividad eléctrica del cobre es 56 m/(Ωmm2) Cosφ es el factor de potencia que debe ser cercano a 1.

Una vez optimizada la sección del cable en cada uno de los tramos de manera de minimizar las pérdidas por efecto Joule, se debe comprobar que la sección seleccionada admite la correspondiente intensidad de corriente máxima del generador en cada tramo. Un aspecto para tener en cuenta es la impedancia de la red hasta los terminales del inversor. Ésta no debe ser superior a 1,25 o la impedancia recomendada por el fabricante del inversor. La impedancia se obtiene a partir de la distancia entre los terminales del inversor y el punto de conexión de la red, y la sección transversal del cable de interconexión.

6.4 Cableado desde seguidor hasta cuadros de agrupación El cableado de los seguidores hasta los cuadros de agrupación se realizará mediante bandeja rejitando intemperie. En cualquier caso, el diseño y la instalación cumplirán con el REBT utilizando todo el material normalizado, curvas, uniones, reducciones, etc, teniendo todos los accesorios la misma capacidad de carga. Solo se utilizarán cables, conductores aislados con cubierta, unipolares o multipolares según norma UNE 20.460-5-52, con una tensión nominal de 1,8 Kv.

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En el dimensionado de la bandeja se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones: -

Se contemplará un porcentaje de ampliación mínimo de un 15% La sección de la bandeja será un 40% superior a la suma total de las secciones de los cables que vayan a circular por cada tramo.

6.5 Cableado desde cuadros de agrupación hasta inversores El cableado de los seguidores hasta los cuadros de agrupación se realizará mediante canalización subterránea. Los conductores irán entubados bajo zanja desde la salida de cuadros de agrupación hasta inversores.

6.6 Protecciones eléctricas en corriente continua. 6.6.1 Contactos directos e indirectos. El generador fotovoltaico se conectará en modo flotante, proporcionando niveles de protección adecuados frente a contactos directos e indirectos, siempre y cuando la resistencia de aislamiento de la parte de continua se mantenga por encima de unos niveles de seguridad y no ocurra un primer defecto a masas o a tierra. En este último caso, se genera una situación de riesgo, que se soluciona mediante: -

Aislamiento de clase II en los módulos fotovoltaicos, cables y cajas de conexión. Controlador permanente de aislamiento, integrado en el inversor, que detecte la aparición de derivaciones a tierra. El inversor detendrá su funcionamiento y se activará una alarma visual en el equipo.

Los cables de las ramas del generador fotovoltaico normalmente son agrupados hasta la caja de conexión del generador, que usualmente se encuentra cercana al inversor de conexión a red. En el diseño de la protección individual de los cables de cada rama, hay que tener en cuenta que la corriente de cortocircuito es aproximadamente igual que la corriente nominal de la rama. Este hecho condiciona la utilización de fusibles o disyuntores que puedan utilizarse para proteger el cableado contra los cortocircuitos.

6.6.2 Sobrecargas. Los fusibles son normalmente distribuidos por cada una de las ramas de los grandes sistemas fotovoltaicos para proteger la instalación eléctrica de sobrecargas. Adicionalmente entre el generador y el inversor debe instalarse un elemento de corte general bipolar para continua, que debe ser dimensionado para la tensión máxima de circuito abierto del generador a -10ºC, y para 125% de la corriente máxima del generador. En el caso que se dispongan fusibles por ramas, la sección transversal del cableado de la rama puede entonces ser determinada a partir de la corriente límite de no fusión del fusible de la rama. En este caso, la corriente admisible del cable (Iz) deberá ser superior a la corriente nominal del elemento de protección (In) y a su vez, inferior al corriente límite de fusión del mismo (Inf). A su vez, la Inf no podrá ser superior a 1,15 veces la Iz: In ≤ Inf ≤ 1,15 × Iz

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Adicionalmente, para evitar cortes imprevistos en la producción energética, la corriente nominal del fusible (In) vendrá dada por la expresión: In ≥ 1,25 × In RAMA De esta forma una vez que ocurra una sobrecarga en alguno de los conductores activos de la instalación fotovoltaica, los fusibles deberán de protegerlos. Cabe mencionar que el elemento de corte, tendrá que ser capaz de conectar y desconectar el generador en carga, en buenas condiciones de seguridad.

6.6.3 Sobretensiones. Sobre el generador fotovoltaico se pueden producir sobretensiones de origen atmosférico de cierta importancia. Por ello, se protegerá la entrada de CC del inversor mediante dispositivos de protección de clase II (integrado en el inversor), válido para la mayoría de equipos conectados a la red, y a través de varistores con vigilancia térmica.

6.6.4 Interruptor automático magnetotérmico individual. El calibre del interruptor para protección de sobrecargas deberá cumplir. I diseño de línea ≥ I asignada a dispositivo de protección ≥ I admisible de línea Además, el interruptor magnetotérmico deberá tener una intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión.

6.6.5 Interruptor automático magnetotérmico general De igual forma el calibre del interruptor para protección de sobrecargas deberá cumplir. I diseño de línea ≥ I asignada a dispositivo de protección ≥ I admisible de línea

6.6.6 Interruptor automático magnetotérmico diferencial La instalación contará con un interruptor automático diferencial de 30 mA de sensibilidad en la parte CA, para proteger de derivaciones en este circuito. Con el fin de que actúe por fallos a tierra, será de un calibre superior a la del magnetotérmico de protección general. Adicionalmente hay que verificar que el interruptor diferencial posea una intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la compañía distribuidora, de no ser así, habrá que estudiar la selectividad entre el interruptor diferencial y los interruptores magnetotérmicos a fin de comprobar la seguridad de la protección. Se instalará un relé diferencial de calibre adecuado, 30 mA de sensibilidad y de clase A, que aseguran el disparo para el valor de corriente de fuga asignado en alterna, como en alterna con componente en continua.

6.6.7 Interruptor automático manual Será un interruptor magnetotérmico con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión.

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6.6.8 Interruptor automático de la interconexión Se utilizará para la conexión-desconexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o de la frecuencia de red, junto a un relé de enclavamiento. La protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um respectivamente). Esta protección estará integrada en los inversores. El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático. Esto es gestionado por los inversores, por lo que el estado del contactor (on/off) se señalizará con claridad en el frontal del equipo en un lugar destacado.

6.7 Pararrayos Se dispondrá de un pararrayos con tecnología CTS para evitar el impacto directo en la zona de protección y proteger a personas y a la instalación. El conjunto de la instalación se ha diseñado para canalizar la energía del proceso anterior a la formación del rayo desde el cabezal aéreo hasta la toma de tierra de continua.

6.8 Instalaciones de puesta a tierra La puesta a tierra consiste en una unión metálica directa entre determinados elementos de una instalación y un electrodo o grupo de electrodos enterrados en el suelo. En esta conexión se consigue que no existan diferencias de potencial peligrosas en el conjunto de instalaciones, edificio y superficie próxima al terreno. La puesta a tierra permite el paso a tierra de los corrientes de falta o de descargas de origen atmosférico. Para garantizar la seguridad de las personas en caso de corriente de defecto, se establece 10Ω para este tipo de instalación fotovoltaica. La puesta a tierra se realizará de forma que no altere la de la compañía eléctrica distribuidora, con el fin de no transmitir defectos a la misma. Asimismo, las masas de cada una de las instalaciones fotovoltaicas estarán conectadas a una única tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento electrotécnico para baja tensión. Por ello, se realizará una única toma de tierra a la que se conectará tanto la estructura soporte del seguidor, como el terminal de puesta a tierra del inversor teniendo en cuenta la distancia entre estos, con el fin de no crear diferencias de tensión peligrosas para las personas. Si la distancia desde el campo de paneles a la toma de tierra general fuera grande se pondría una toma de tierra adicional para las estructuras, próximas a ellas. Para la conexión de los dispositivos del circuito de puesta a tierra será necesario disponer de bornes o elementos de conexión que garanticen una unión perfecta, teniendo en cuenta que los esfuerzos dinámicos y térmicos en caso de cortocircuitos son muy elevados Si en una instalación existen tomas de tierra independientes se mantendrá entre los conductores de tierra una separación y aislante apropiado a las tensiones susceptibles de aparecer entre estos conductores en caso de falta. Los conductores de protección serán independientes por circuito, deberán ser de las siguientes características:

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Para las secciones de fase iguales o menores de 16 mm² el conductor de protección será de la misma sección que los conductores activos. Para las secciones comprendidas entre 16 y 35 mm² el conductor de protección será de 16 mm². Para secciones de fase superiores a 35 mm² hasta 120 mm2 el conductor de protección será la mitad del activo.

Los conductores que constituyen las líneas de enlace con tierra, las líneas principales de tierra y sus derivaciones, serán de cobre o de otro metal de alto punto de fusión y su sección no podrá ser menor en ningún caso de 16 mm² de sección, para las líneas de enlace con tierra, si son de cobre.

6.8.1 Puesta a tierra en corriente continua En el lado de continua, los cables activos irán aislados de tierra (los varistores si no existen sobretensiones son una resistencia muy elevada que mantiene el aislamiento de tierra). Es decir, irán en una configuración flotante. Mientras que todas las masas asociadas al lado de continua irán puestas a tierra, incluidas las del pararrayos, los cuadros de continua y la valla metálica. De modo que el esquema de puesta a tierra es un sistema IT en continua. Este tipo de configuración es segura por sí misma en caso de un primer defecto de aislamiento. No obstante, si se produce un segundo de defecto se puede producir retorno de la corriente por tierra, siendo muy peligroso por electrocución. Se diseñará el siguiente sistema de tierras para una resistencia de tierras no superior a 10 Ohm. Todas las masas de la instalación de continua irán puestas a tierra mediante un cable de equipotencialidad de cobre de 50 mm2. Las masas de las estructuras irán unidas entre sus patas dos a dos. Además, el cable equipotencial irá unido por dos sitios a cada fila de paneles transversales.

6.8.2 Puesta a tierra en corriente alterna Las tierras del lado de continua y de alterna serán separadas e independientes. Para la puesta a tierra del lado de alterna se dispondrá un sistema TN-C, con los transformadores puestos a tierra, al igual que el resto de instalación en alterna. Así mismo se dispondrán el número de picas suficiente para conseguir una resistencia no superior a 10 Ohm.

7. SISTEMA DE EVACUACIÓN MEDIA TENSIÓN 7.1 Descripción de la instalación La instalación está formada por: -

7 transformadores de 6.560 KVAs 0,63/20 kV. Celdas de protección y línea. Líneas subterráneas de Media Tensión que conectan en las celdas de 20 kV de subestación de planta.

7.2 Transformadores Los transformadores objeto del presente proyecto, serán del tipo hermético aislado en aceite mineral de 6.560 kVa a 20 Kv y frecuencia 50 Hz. Estarán ubicados en los power station junto

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a los bloques de 4 inversores. Se unirán entre ellos mediante circuitos de la siguiente forma: -

Trafo 2 al Trafo 3 y Trafo 3 a subestación de planta. Trafo 5 al Trafo 4 y Trafo 4 a subestación de planta. Trafo 7 al Trafo 6 y Trafo 6 a subestación de planta. Trafo 1 a subestación de planta.

Dichos transformadores darán salida a la energía generada por cada agrupación de 4 inversores mediante líneas subterráneas hacia la subestación de planta que elevara la tensión de 20 Kv A 132 Kv que es la tensión del punto de conexión adjudicado.

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7.3 Aparamenta En el recinto del power station se encuentra la aparamenta necesaria para la evacuación hacia la subestación mediante celdas prefabricadas bajo envolvente metálica. La acometida al mismo será subterránea y el suministro de energía se efectuará a una tensión de servicio de 20 kV y una frecuencia de 50 Hz. Las celdas a emplear serán modulares de aislamiento y corte en hexafluoruro de azufre (SF6). Las celdas son modulares con aislamiento y corte en SF6, cuyos embarrados se conectan de forma totalmente apantallada e insensible a las condiciones externas (polución, salinidad, inundación, etc). La parte frontal incluye en su parte superior la placa de características, la mirilla para el manómetro, el esquema eléctrico de la celda y los accesos a los accionamientos del mando, y en la parte inferior se encuentran las tomas para las lámparas de señalización de tensión y 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. El embarrado de las celdas estará dimensionado para soportar sin deformaciones permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se puedan presentar. Las celdas cuentan 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 su incidencia sobre las personas, cables o aparamenta del centro de transformación. Los interruptores tienen tres posiciones: conectados, seccionados y puestos a tierra. Los mandos de actuación son accesibles desde la parte frontal, pudiendo ser accionados de forma

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manual o motorizada. Los enclavamientos pretenden que: -

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No se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con el aparato principal cerrado, y recíprocamente, no se pueda cerrar el aparato principal si el seccionador de puesta a tierra está conectado. 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.

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. Las características generales de las celdas son las siguientes, en función de la tensión nominal (Un): Clase 20 kV -

Tensión asignada: 20 kV Nivel de aislamiento asignado: 50 kV Tensión soportada asignada de impulso tipo rayo: 125 kV / 145 kV Frecuencia asignada: 50-60 Hz Corriente asignada en servicio continuo y calentamiento: 630 A a 45 ºC Corriente admisible asignada de corta duración: 16 kA Valor de creta de corriente asignada: 40 kA 50 Hz 41,6 kA

-

60 Hz

Duración de cortocircuito asignada: 1 s Tensión asignada de alimentación de los dispositivos de cierre y apertura y de los circuitos auxiliares y de mando: 230 V 50/60 Hz

Se habilitarán las siguientes celdas: -

Power Station 1: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con

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fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 2: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 3: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. o Celda de entrada de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 4: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. o Celda de entrada de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 5: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 6: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. o Celda de entrada de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra. Power Station 7: o Celda de protección de posición de trafo con interruptor de corte en carga con fusibles y seccionador de tierra. o Celda de salida de línea con seccionador en carga y seccionador de tierra.

7.4 Instalaciones secundarias En el interior del recinto de los power station se instalará un mínimo de dos puntos de luz, capaces de proporcionar un nivel de iluminación suficiente para la comprobación y maniobra de los elementos del mismo. El nivel medio será como mínimo de 150 lux. Así como la iluminación de emergencia. Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación. Además, se deberá poder efectuar la sustitución de lámparas sin peligro de contacto con otros elementos en tensión. El interruptor se situará al lado de la puerta de entrada, de forma que su accionamiento no represente peligro por su proximidad a la alta tensión. Se dispondrá también un punto de luz de emergencia de carácter autónomo que señalizará los accesos al centro de transformación.  PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS. Para el personal itinerante de mantenimiento, no se exige que en el centro de transformación haya un extintor. En caso contrario, se incluirá un extintor de eficacia 89B. La resistencia ante el fuego de los elementos delimitadores y estructurales será RF-180 y la clase de materiales de suelos, paredes y techos M0 según Norma UNE 23727.

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 VENTILACIÓN. La ventilación del recinto se realizará de modo natural mediante rejas de entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto, siendo la superficie mínima de la reja de entrada de aire en función de la potencia del mismo. Estas rejas se construirán de modo que impidan el paso de pequeños animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes en tensión si se introdujeran elementos metálicos por las mismas.  MEDIDAS DE SEGURIDAD. Las celdas dispondrán de una serie de enclavamientos funcionales descritos a continuación: -

Sólo será posible cerrar el interruptor con el interruptor de tierra abierto y con el panel de acceso cerrado. El cierre del seccionador de puesta a tierra sólo será posible con el interruptor abierto. La apertura del panel de acceso al compartimento de cables sólo será posible con el seccionador de puesta a tierra cerrado. Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor.

Las celdas de entrada y salida serán de aislamiento integral y corte en SF6, y las conexiones entre sus embarrados deberán ser apantalladas, consiguiendo con ello la insensibilidad a los agentes externos, evitando de esta forma la pérdida del suministro en los centros de transformación interconectados con éste, incluso en el eventual caso de inundación del centro de transformación. Las bornas de conexión de cables y fusibles serán fácilmente accesibles a los operarios de forma que, en las operaciones de mantenimiento, la posición de trabajo normal no carezca de visibilidad sobre estas zonas. Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el momento de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al operario de la salida de gases en caso de un eventual arco interno. El diseño de las celdas impedirá la incidencia de los gases de escape, producidos en el caso de un arco interno, sobre los cables de media tensión y baja tensión. Por ello, esta salida de gases no debe estar enfocada en ningún caso hacia el foso de cables.

7.5 Líneas subterráneas de media tensión Los tramos de línea subterránea de M.T. de unión entre los centros de transformación y estos con subestación de la planta, se situarán por el interior de la planta. Se utilizarán cables AL RHZ1-OL homologado por Endesa cuyas características esenciales son las siguientes: -

Conductor: Cuerda redonda compacta de hilos de aluminio, clase 2, conforme a UNE 60228. Composición semiconductora interna: capa extrusionada de material conductor. Aislamiento: polietileno reticulado (XLPE). Composición semiconductora externa: capa extrusionada de material conductor separable en frío. Protección longitudinal contra el agua: cordones cruzados higroscópicos o cinta hinchante.

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Pantalla metálica: hilos de cobre en hélice con cinta de cobre a contraespira. Sección total 16 mm². Separador: cinta de poliéster Cubierta exterior: poliolefina termoplástica, Z1 Vemex.

Las líneas estarán formadas por tres conductores del tipo AL RHZ1-OL 18/30 kV de secciones desde 150 mm² de sección en aluminio a 300 mm2. Los cables se alojarán en zanjas de profundidad máxima de 1,05 m. y anchura de 0,6 m (en función del número de conductores y tubos) que, además de permitir las operaciones de apertura y tendido, cumple con las condiciones de paralelismo, cuando lo haya. El lecho de la zanja debe ser liso y estar libre de aristas vivas, cantos, piedras, etc. En el mismo se colocará una capa de arena de mina o de río lavada, limpia y suelta, exenta de sustancias orgánicas, arcilla o partículas terrosas, y el tamaño del grano estará comprendido entre 0,2 y 3 mm, de un espesor mínimo de 0,10 m, sobre la que se depositará el cable o cables a instalar. Encima irá otra capa de arena de idénticas características y con unos 0,10 m de espesor, y sobre ésta se instalará una protección mecánica. A continuación se tenderá una capa de tierra procedente de la excavación y con tierras de préstamo de, arena, todo-uno o zahorras, de 0,25 m de espesor, apisonada por medios manuales. Se cuidará que esta capa de tierra esté exenta de piedras o cascotes. Sobre esta capa de tierra, y a una distancia mínima del suelo de 0,10 m y 0,30 m de la parte superior del cable se colocará una cinta de señalización como advertencia de la presencia de cables eléctricos, las características, color, etc., de esta cinta serán las establecidas en la NI 29.00.01. Para señalizar la presencia de los cables y, a la vez, protegerlos ante el choque con herramientas metálicas en eventuales trabajos de excavación, se colocarán a lo largo de todo el tendido de placas de plástico normalizadas. Además, por encima de las placas, se tenderá una cinta de señalización de cables de color amarillo, una por cada tubo. El radio de curvatura después de colocado el cable será como mínimo, 15 veces el diámetro. El radio de curvatura en operaciones de tendido será superior a 20 veces su diámetro. Será necesaria la construcción de arquetas 1,150 x 0,6 x 1,20 m (tipo A2 Endesa) en todos los cambios de dirección de los tubos. En alineaciones superiores a 40 metros se dispondrá de arquetas, de forma que ésta sea la máxima distancia entre arquetas, además se intentará colocar donde no haya tráfico rodado.

7.5.1 Tramos Los tramos de líneas de media tensión hasta subestación que se instalarán serán los siguientes: -

-

Trafo 2 al Trafo 3 y Trafo 3 a subestación de planta. o

Trafo 2 al Trafo 3: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 240 mm2 (6.560 kVA)

o

Trafo 3 a Subestación: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 300 mm2 (13.120 kVA)

Trafo 5 al Trafo 4 y Trafo 4 a subestación de planta. o

Trafo 5 al Trafo 4: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 240 mm2 (6.560 kVA)

o

Trafo 4 a Subestación: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 300 mm2 (13.120 kVA)

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Trafo 7 al Trafo 6 y Trafo 6 a subestación de planta. o

Trafo 7 a Trafo 6: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 240 mm2 (6.560 kVA)

o

Trafo 6 a Subestación: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 240 mm2 (13.120 kVA)

Trafo 1 a subestación de planta. o

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Trafo 1 a Subestación: AL RHZ1-OL 18/30 kV de 300 mm2 (6.560 kVA)

MATERIALES.

El aislamiento de los materiales de la instalación estará dimensionado como mínimo para la tensión más elevada de la red (Aislamiento pleno). Los materiales siderúrgicos serán como mínimo de acero A-42b. Estarán galvanizados por inmersión en caliente con recubrimiento de zinc de 0,61 kg/m² como mínimo, debiendo ser capaces de soportar cuatro inmersiones en una solución de SO4 Cu al 20 % de una densidad de 1,18 a 18 ºC sin que el hierro quede al descubierto o coloreado parcialmente. -

CONDUCTORES, EMPALMES Y APARAMENTA ELÉCTRICA.

Los conductores utilizados en la red eléctrica estarán dimensionados para soportar la tensión de servicio y los empalmes serán adecuados para el tipo de conductor empleado y aptos igualmente para la tensión de servicio. Los empalmes para conductores con aislamiento seco podrán estar constituidos por un manguito metálico que realice la unión a presión de la parte conductora, sin debilitamiento de sección ni producción de vacíos superficiales. El aislamiento podrá ser construido a base de cinta semiconductora interior, cinta autovulcanizable, cinta semiconductora capa exterior, cinta metálica de reconstitución de pantalla, cinta para compactar, trenza de tierra y nuevo encintado de compactación final, o utilizando materiales termorretráctiles, o premoldeados u otro sistema de eficacia equivalente. Los empalmes para conductores desnudos podrán ser de plena tracción de los denominados estirados, comprimidos o de varillas preformadas. -

PUESTA A TIERRA.

En los extremos de las líneas subterráneas se colocará un dispositivo que permita poner a tierra los cables en caso de trabajos o reparación de averías, con el fin de evitar posibles accidentes originados por existencia de cargas de capacidad. Las cubiertas metálicas y las pantallas de las mismas estarán también puestas a tierra. En redes aéreas, todas las partes metálicas de los apoyos y herrajes serán conectadas a una toma de tierra en cada apoyo.

8. MONTAJE DE INSTALACIÓN PLANTA SOLAR 8.1 Aprovisionamiento, transporte, recepción y almacenamiento del material Un primer paso para el montaje de la central es el acopio de los materiales y equipos necesarios para la instalación. Este es un punto muy importante si se quiere tener éxito en el logro de las estimaciones de montaje de la misma. Para recibir los materiales se debe tener un local tipo caseta de obra para dar cabida a todo aquel material que no se pueda quedar a la intemperie, como son los equipos electrónicos. Se estima una zona de acopio de 4.073 m² y otra zona de aparcamientos y oficinas y casetas

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de obra. El material, como son los módulos y las estructuras metálicas se pueden almacenar en la intemperie, siempre que no exista peligro de robo. Todo lo que sea pequeño material como tornillería, cables, accesorios, etc., se aprovisionará por parte del instalador al inicio de la obra. También es importante hacer un buen control de la llegada de este material (recepción) para comprobar que el material ha llegado completo y en correcto estado. Habrá que evitar al máximo los imprevistos.

9. MONTAJE PLANTA SOLAR 9.1 Montaje del campo solar Antes de la colocación de los paneles se tienen que comprobar que éstos funcionen correctamente, evaluando que el voltaje y la intensidad sean los que indica el fabricante en la hoja de especificaciones. Esto se hace debido a que es mucho más fácil comprobarlos antes de instalarlos y no una vez ya estén instalados, lo que nos permite detectar posibles fallos de funcionamiento. Durante la fase de construcción daría empleo a unas 150 personas. El campo se montará en estructuras montadas sobre el terreno. El peso de cada una de ellas es de unos 40 Kg, por lo que el levantamiento y fijación se advierte como una tarea para realizarla con al menos cuadrillas de dos o tres personas, y la utilización de un camión grúa. Una vez montado el campo solar se procederá al conexionado eléctrico de los módulos, así como la puesta a tierra de los mismos y de la estructura. Los módulos se suministran con cable tipo multicontact preparado para conexión serie. Estas tareas se recomiendan dejadas a cargo de cuadrillas de dos personas especialistas. Por último, se montará la acometida eléctrica desde el campo solar hasta los centros de inversores y de transformación.

9.1.1 Instalación de equipos electrónicos La instalación de los equipos no requiere de ningún utillaje especial, siendo su montaje bastante sencillo y rápido. Se procederá primeramente al montaje en los armarios. Estas estructuras se montarán a una altura tal que las pantallas de los equipos queden a una altura típica de los ojos de una persona de pie Posteriormente se procederá a colgar y fijar (mediante los tornillos previstos) los equipos. En este caso una sola persona puede ser capaz de montar los equipos.

9.1.2 Interconexión y cableado de equipos La interconexión de los equipos y de éstos con las acometidas la puede realizar perfectamente una única persona con la ayuda de la herramienta habitual de electricista.

9.1.3 Instalación del resto de canalizaciones eléctricas Las instalaciones de las canalizaciones eléctricas seguirán las prescripciones del REBT. Para la instalación de las canalizaciones eléctricas se deberá disponer, al menos, de cuadrillas

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de dos o tres personas, siendo necesario únicamente aquellas herramientas y/o utillajes habituales de electricistas.

9.2 Control de calidad de montaje Para conseguir la calidad necesaria en la plata fotovoltaica es necesario efectuar primeramente una comprobación de todos los elementos que la componen a medida que se reciben del fabricante. En el caso de los módulos solares, se deben comprobar las polaridades, las tensiones y las intensidades uno por uno, clasificándolos según los valores obtenidos. Esto es muy importante para poder instalar los que realmente tienen los valores prácticamente iguales entre sí. Por otro lado, también se comprobarán los demás equipos, especialmente los inversores. El conexionado de los equipos se realizará siguiendo estrictamente las recomendaciones de los fabricantes. A medida que se vayan montando elementos, se irán comprobando todas las conexiones por partes, de manera que se obtenga un control de toda la planta.

10. PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO PLANTA SOLAR La compañía de distribución eléctrica y la administración pública competente tienen que hacer las comprobaciones oportunas de la instalación antes de la conexión a la red con tal que todas las protecciones del sistema funcionan correctamente, lo que puede implicar pruebas de conexión durante días. Una vez verificado que el sistema funciona correctamente comprobando todos los voltajes e intensidades de los diferentes puntos del sistema y verificando también la conexión a tierra, sólo queda conectarlo manualmente con los interruptores y seccionadores y empezar la inyección de energía en la red eléctrica. El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad. Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad en este documento, serán como mínimo las siguientes: -

-

Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas. Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento. Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la desconexión. Determinación de la potencia instalada.

Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, y además se hayan cumplido

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los siguientes requisitos: -

Entrega de toda la documentación requerida en este PCT. Retirada de obra de todo el material sobrante. Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación. Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional. No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

11. OPERACIÓN DE PLANTA SOLAR Gracias al control monitorizado del sistema, la operación se limitará al seguimiento de la producción (que tendrá que ser similar a la estimación de producción) que se podrá visualizar en el monitor o contador existente a tal efecto. Los inversores de la instalación permiten la comunicación vía RS-485 con cualquier usuario a través de tecnología GSM o GPRS. Cualquier incidencia quedará registrada una vez se pasen los datos en el ordenador (en caso de la instalación de la interface de captura de datos). El sistema de control prevé la conexión a un dispositivo externo (como una alarma) con tal de avisar en caso de fallo del sistema o pérdidas de energía.

12. MANTENIMIENTO DE PLANTA SOLAR El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red. Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción y prolongar la duración de la misma: -

Mantenimiento preventivo Mantenimiento correctivo

12.1 Mantenimiento preventivo El plan de mantenimiento preventivo está constituido por las operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma. El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita anual semestral a la

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instalación. Se realizará un informe técnico en cada visita donde se reflejarán todos los controles y verificaciones realizados y si hay alguna incidencia. Las instalaciones fotovoltaicas tienen dos partes claramente diferenciadas: -

El conjunto de los paneles e inversores, que transforman la radiación solar en energía eléctrica, constituyendo en definitiva una planta de potencia de generación eléctrica. El conjunto de equipos de la interconexión y protección, que permiten que la energía alterna tenga las características adecuadas según las normativas vigentes, y la protección de las personas y las instalaciones.

El mantenimiento de los equipos electrónicos viene especificado por el fabricante. En el planteamiento del servicio de mantenimiento de las instalaciones el instalador debe considerar los siguientes puntos: -

-

Las operaciones necesarias de mantenimiento. Las operaciones a realizar por el servicio técnico y las que han de realizar el encargado de la instalación. La periodicidad de las operaciones de mantenimiento. El contrato de mantenimiento y la garantía de los equipos. Las operaciones de mantenimiento, pueden ser de dos tipos muy diferenciados. Por un lado tenemos la revisión del estado de operatividad de los equipos, conexiones y cableado, incluyendo aspectos mecánicos, eléctricos y de limpieza; y por otro, el control y calibración de los inversores. Los procedimientos de mantenimiento, y la frecuencia de estos serán reflejados en el libro de mantenimiento de la instalación.

Los paneles fotovoltaicos requieren muy poco mantenimiento, por su propia configuración, carente de partes móviles y con el circuito interior de las células y las soldaduras de conexión muy protegidas del ambiente exterior por capas de material protector. Su mantenimiento abarca los siguientes procesos: -

-

-

Limpieza periódica de los paneles. La suciedad acumulada sobre la cubierta transparente del panel reduce el rendimiento del mismo y puede producir efectos de inversión similares a los producidos por las sombras. El problema puede llegar a ser serio en el caso de los residuos industriales y los procedentes de las aves. La intensidad del efecto depende de la opacidad del residuo. Las capas de polvo que reducen la intensidad del sol de forma uniforme no son peligrosas y la reducción de la potencia no suele ser significativa. La periodicidad del proceso del proceso de limpieza depende, lógicamente, de la intensidad del proceso de ensuciamiento. En el caso de los depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos instalando pequeñas antenas elásticas en la parte alta del panel, que impida a éstas que se posen. La acción de la lluvia puede en muchos casos reducir al mínimo o eliminar la necesidad de la limpieza de los paneles. La operación de limpieza debe ser realizada en general por el personal encargado del mantenimiento de la instalación, y consiste simplemente en el lavado de los paneles con agua y algún detergente no abrasivo, procurando evitar que el agua no se acumule sobre el panel. La inspección visual del panel tiene por objeto detectar posibles fallos, concretamente: o Posible rotura del cristal: normalmente se produce por acciones externas y rara vez por fatiga térmica inducida por errores de montaje. Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas: normalmente son debidas a entrada de humedad en el panel por fallo o rotura de las capas de encapsulado.

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El adecuado estado de la estructura portante frente a corrosión. La no existencia de sombras con afección al campo fotovoltaico, producidas por el crecimiento de vegetación en los alrededores. Control del estado de las conexiones eléctricas y del cableado. Se procederá a efectuar las siguientes operaciones: o Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables de conexionado de los paneles. o Comprobación de la estanquidad de la caja de terminales o del estado de los capuchones de protección de los terminales. En el caso de observarse fallos de estanqueidad, se procederá a la sustitución de los elementos afectados y a la limpieza de los terminales. Es importante cuidar el sellado da la caja de terminales, utilizando según el caso, juntas nuevas o un sellado de silicona. El mantenimiento del sistema de regulación y control difiere especialmente de las operaciones normales en equipos electrónicos. Las averías son poco frecuentes y la simplicidad de los equipos reduce el mantenimiento a las siguientes operaciones: o Observación visual del estado y funcionamiento del equipo. La observación visual permite detectar generalmente su mal funcionamiento, ya que éste se traduce en un comportamiento muy anormal: frecuentes actuaciones del equipo, avisadores, luces, etc. En la inspección se debe comprobar también las posibles corrosiones y aprietes de bornes. Comprobación del conexionado y cableado de los equipos. Se procederá de forma similar que, en los paneles, revisando todas las conexiones y juntas de los equipos. o Comprobación del tarado de la tensión de ajuste a la temperatura ambiente, que les indicaciones sean correctas. o Toma de valores: Registro de los amperios-hora generados y consumidos en la instalación, horas de trabajo,... El mantenimiento de las puestas a tierra: cuando se utiliza un método de protección que incluye la puesta a tierra, se ha de tener en cuenta que el valor de la resistencia de tierra, varía durante el año. Esta variación es debida a la destrucción corrosiva de los electrodos, aumento de la resistividad del terreno, aflojamiento, corrosión, polvo, etc., a las uniones de las líneas de tierra, rotura de las líneas de tierra... Estas variaciones de la resistencia condicionan el control de la instalación para asegurar que el sistema de protección permanezca dentro de los límites de seguridad. El programa de mantenimiento se basa en: o Revisiones generales periódicas para poner de manifiesto los posibles defectos que existan en la instalación. o Eliminación de los posibles defectos que aparezcan. Se proponen revisiones generales semestrales, a realizar las siguientes medidas: o Comprobación visual del generador fotovoltaico: detección de módulos dañados, acumulación de suciedad, etc. o Comprobación de las características eléctricas del generador fotovoltaico (Voc, Isc, Vmáx e Imáx en operación) o Comprobación de los ajustes en las conexiones, del estado del cableado, cajas de conexiones y de protecciones. o Comprobación de las características eléctricas del inversor (Vin, lin, lout, Vred, Rendimiento, fred) o Comprobación de las protecciones de la instalación (fallo de aislamiento), así como de sus períodos de actuación. o Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento. o Comprobación de la potencia instalada e inyectada a la red. o Comprobación del sistema de monitorización.

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Medir la resistencia de tierra, realizándose en el punto de puesta a tierra. Medir la resistencia de cada electrodo, desconectándolo previamente de la línea de enlace a tierra. Medir desde todas las carcasas metálicas la resistencia total que ofrecen, tanto las líneas de tierra como la toma de tierra.

Mantenimiento de los equipos de protección: la comprobación de todos los relés ha de efectuarse cuando se proceda a la revisión de toda la instalación, siguiendo todas las especificaciones de los fabricantes de estos. En resumen, este plan de mantenimiento preventivo incluirá las siguientes actuaciones: o o o o o

Inspección visual de los módulos, cableado, conexiones, circuitos de protección e inversor. Medición y comprobación de las tensiones y corrientes de los módulos. Comprobación de las protecciones eléctricas, verificando su comportamiento. Comprobación del normal funcionamiento del inversor. Comprobación de los cables y terminales, reapriete de bornes.

El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora, o bien por otra empresa que disponga del contrato de mantenimiento y conozca la instalación en profundidad. En las visitas de mantenimiento preventivo se le entregará al cliente copia de las verificaciones realizadas y las incidencias acaecidas, y se firmará en el libro de mantenimiento de la instalación, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y autorización de la empresa) y la fecha de la visita.

12.2 Mantenimiento correctivo El plan de mantenimiento correctivo se refiere a todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye: -

-

La visita a la instalación en caso de incidencia, la cual deberá producirse dentro de los plazos establecidos en el contrato de mantenimiento, pero siempre en tiempo inferior a una semana, y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma. El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación. Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía.

Este mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado. Este plan incluye todas las operaciones de reparación de equipos necesarios para que el sistema funcione correctamente. Se elaborará un presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación que deberá ser aceptado por el cliente antes de llevar a cabo dicha tarea.

13. GARANTIAS PLANTA SOLAR 13.1 Ámbito general de la garantía Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de

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acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones. La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acredite en la certificación de la instalación.

13.2 Plazos El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años. Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

13.3 Condiciones económicas La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía. Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante. Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación. Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.

13.4 Anulación de la garantía La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador, salvo lo indicado en el punto. 13.5 Lugar y tiempo de la prestación Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de fabricación de algún componente, lo comunicará fehacientemente al fabricante.

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El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas. Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargo del suministrador. El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

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14. DESCRIPCIÓN DE SUBESTACIÓN 20/132 KV 70 MVA. La subestación se encuentra en su totalidad en terrenos de titularidad privada, ubicada en el Polígono 33, parcela 7 del término municipal de Alcalá de Guadaíra, Sevilla. Las coordenadas UTM de la instalación son: X: 244.857 Y: 4.129.068 Huso 30. La línea se encuentra en su salida en terrenos de titularidad privada, ubicada en el Polígono 33, parcela 7 del término municipal de Alcalá de Guadaíra, y posteriormente, transcurre por parcelas de propiedad privada y pública.

14.1 Datos de partida del diseño Punto de conexión a la red: Subestación Dos Hermanas. Tensión 132 kV. UTM: Huso 30, X = 242.459, Y = 4.131.868 Zona de ubicación:

T.M. Dos Hermanas

Tensiones nominales:

132/20 kV.

Potencia a transformar:

70 MVA.

14.2 Descripción de las posiciones La instalación proyectada tendrá el siguiente alcance de acuerdo con el esquema unifilar: -

Parque de 132 kV. o o o

Tipo: Exterior convencional Esquema: Simple barra Alcance:  1 posición de salida de línea de 132 kV, constituida por:  1 Interruptor tripolar.  3 Transformadores de intensidad  1 Seccionador tripolar con p.a.t.



-

 3 Transf. de tensión inductivos 1 posición de primario transf. de potencia, constituida por:  1 trafo de potencia.  3 Autoválvulas 132 kV

Parque de 20 kV: o o o

Tipo: Cabina interior blindada aislada en SF6 Esquema: Simple barra Alcance:  1 celdas de secundario de transf. de potencia, constituida por:  1 Seccionador tripolar con dos posiciones “abierto-cerrado”.  1 Interruptor tripolar  3 Transf. intensidad  1 Transf. Tensión

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4 celdas de salida de línea, constituidas cada una por:  1 Seccionador tripolar con tres posiciones “abierto-cerradotierra”  1 Interruptor tripolar  3 Transf. Intensidad  1 Transf. intensidad toroidal 2 celdas de salida de línea reserva, constituidas cada una por:  1 Seccionador tripolar con tres posiciones “abierto-cerradotierra”  1 Interruptor tripolar  3 Transf. Intensidad  1 Transf. intensidad toroidal 1 celda de servicios auxiliares, constituida por:  1 Seccionador tripolar con dos posiciones “abierto-cerrado”  3 Fusibles 2 celdas de medida (una de reserva).

Posición de transformación

La posición de transformador de 70 MVA 132/20 kV estará constituida por: o o o o o -

1 Transformador 132/20 kV 70 MVA sin regulación en carga. 3 Pararrayos autoválvulas 132 kV, 10 kA. 3 Pararrayos autoválvulas 20 kV, 10 kA. 1 Resistencia p.a.t. del neutro 30 ohmios, 24 kV, 300 A 10 sg. 1 Transf. intensidad protección de cuba 150/5 A.

Posición de control

Se instalará un sistema integrado de control y protecciones (SICP) que integrará las funciones de control local, telecontrol y protecciones. -

Posición de servicios auxiliares

Constituido por: o o o

1 Transf. 50 kVA, 20.000/400 V. 1 Rectificador batería 125 Vcc 100 Ah. 1 Convertidor 125/48 Vcc

14.3 Disposición física de subestación La Subestación se ha proyectado de acuerdo con la siguiente descripción: -

Parque Intemperie

En él se instalarán las posiciones de 132 kV. El aparellaje y los embarrados altos estarán soportados por estructura metálica galvanizada

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en caliente, anclada sobre cimentaciones de hormigón. Los transformadores de potencia se instalarán sobre bancada provista de vías para su desplazamiento instalándose un sistema de recogida de aceite estanco. La disposición física de la Subestación proyectada responderá a lo indicado en los planos de planta y alzado que se acompañan. -

Edificio

La caseta será de construcción prefabricada de hormigón armado tipo monobloque tipo PFU5 o similar de dimensiones exteriores según consta en planos adjuntos. En él se instalarán las cabinas para la distribución y medida en Media Tensión, así como los Servicios Auxiliares correspondientes a la Subestación. También se ubicarán en este edificio los cuadros para control y protección de los sistemas de 132 kV, y baterías de 125 Vcc, 100 A.h. Consta de una sala, tanto para los equipos de control como para las cabinas de MT. En una dependencia separada se instalará el transformador de servicios auxiliares. Las características constructivas principales serán: o

Facilidad de Instalación.

Las sencillas uniones entre los diferentes elementos prefabricados permitirán un montaje cómodo y rápido. Para su ubicación se realizará una excavación, en el fondo de la cual se dispondrá un lecho de arena lavada y nivelada. o

Material.

El material empleado en la fabricación de los prefabricados será hormigón armado y vibrado siendo su dosificación la adecuada para dar una resistencia a la compresión superior a 250 Kg/cm2. Los paramentos están diseñados para aguantar los esfuerzos verticales de su propio peso y una presión horizontal superior a 100 Kg/cm2. Toda la armadura es electrosoldada, garantizando su resistencia mecánica con redondos corrugados de 10 y 12 mm. De diámetro y con una malla de 150x150x6 mm. Calidad B-500-S lo que permite que se comporte como una Jaula de Faraday. o

Equipotencialidad.

La propia armadura de mallazo electrosoldado, gracias a un sistema de unión apropiado de los diferentes elementos, garantizará la perfecta equipotencialidad de todo el prefabricado. Como se indica en la RU 1303A, las puertas y rejillas de ventilación no estarán conectadas al sistema de equipotencial. Entre la armadura equipotencial, embebida en el hormigón, y las puertas y rejillas existirá una resistencia eléctrica superior a 10.000 ohmnios (RU 1303A). Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial será accesible desde el exterior.

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Impermeabilidad.

Los techos estarán diseñados de tal forma que se impidan las filtraciones y la acumulación de agua sobre éstos, desaguando directamente al exterior desde su perímetro. En las uniones entre paredes y entre techos se colocarán dobles juntas de neopreno para evitar la filtración de humedad. Además, los techos se sellarán posteriormente con masilla especial para hormigón garantizando así una total estanqueidad. o

Grados de Protección.

Serán conformes a la UNE 20324/89 de tal forma que la parte exterior del edificio prefabricado será de IP239, excepto las rejillas de ventilación donde el grado de protección será de IP339. Los componentes principales que formarán el edificio prefabricado son los que se indican a continuación: o

Bases.

La solera estará formada por una o varias bases atornilladas entre sí. En las bases de la envolvente se dispondrá de los orificios para la entrada de cables de alta y baja tensión. El sistema de losas intermedias montadas sobre la viga del recinto permite disponer de un falso suelo de 0,5 m de altura para la distribución de los cables, siendo su espesor de 10cm. Estos orificios serán partes debilitadas del hormigón que se deberán romper (desde el interior del prefabricado) para realizar la acometida de cables. o

Paredes.

Serán elementos prefabricados de hormigón armado capaces de soportar los esfuerzos verticales de su propio peso, más el de los techos, y sobrecargas de éstos, simultáneamente con una presión horizontal de 100 Kg/m2. Las paredes se unen entre sí mediante la tornillería que garantizará la equipotencialidad entre las diferentes placas. o

Techos.

Los techos estarán formados por piezas de hormigón armado y serán diseñados para soportar sobrecargas de 100Kg/m2. La cubierta irá provista de una inclinación del 2% aproximadamente en forma de U para facilitar el vertido de agua. Los techos se atornillarán entre sí y se apoyarán sobre las paredes sellándose las uniones mediante masilla de caucho garantizándose así su estanqueidad. o

Suelos.

Estarán constituidos por elementos planos prefabricados de hormigón armado. En la parte frontal se dispondrán unas placas de peso reducido que permitirán el acceso de personas a

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la parte inferior del prefabricado a fin de facilitar las operaciones de conexión de los cables. A continuación de los suelos, se establecerá el foso en el que se instalarán las celdas. La parte del foso que no quede cubierta por las celdas o cuadros eléctricos se taparán con unas placas prefabricadas para tal efecto. La subestación tendrá una superficie total de 431 m².

14.4 Estructura metálica de subestación Para soportes de aparatos se utilizarán estructuras metálicas formadas por perfiles de la serie de fabricación normalizada en este país, con acero A-42b (s/UNE 36008 rev. 3), exigiéndole la calidad soldable y llevarán una protección de superficie galvanizada ejecutada de acuerdo con la norma UNE 37501, siendo su peso en zinc de 5 grs. por dm². de superficie galvanizada. Las estructuras están diseñadas para admitir: -

-

Las torres y vigas que sirven de fijación de los conductores de amarre se dimensionarán considerando la acción conjunta de las siguientes cargas: o Peso propio. o Acción de un viento de 120 km/h de velocidad actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide o Tiro de los conductores: 1000 kg/fase Los soportes de aparatos están diseñados para admitir: o Peso propio. o Cargas estáticas transmitidas por los aparatos. o Cargas dinámicas transmitidas por el aparellaje de maniobra. o Acción de un viento de 120 Km/h. de velocidad actuando perpendicularmente a las superficies sobre las que incide.

En general todos los elementos sometidos a las acciones anteriormente citadas estarán dimensionados para no sobrepasar los 2.600 Kg/cm².

14.5 Obra civil de parque intemperie de subestación La obra civil a realizar estará constituida por: -

Bancada de transformador 132/20 kV provista de vías para facilitar el movimiento del mismo. Estará conectada a un pozo de recogida de aceite estanco con tubo.

-

Fundaciones de soportes de aparatos que serán bloques de hormigón en masa y llevarán incorporados los anclajes de sujeción.

-

Conjunto de canales de cables realizados con hormigón armado o ladrillo, cubiertos con losas de hormigón armado.

-

El acabado superficial de la subestación se realizará con grava y con un espesor mínimo de 10 cm. para obtener una resistividad superficial de 3.000 ohmios x metro.

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El desagüe superficial de la subestación se realizará utilizando los canales de cables que tendrán sección y pendiente suficiente para realizar el drenaje a puntos

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determinados, donde conectarán con tubos de drenaje que conducirán el agua a las acequias de desagüe existente. -

Pozo de recogida de aceites dieléctricos.

-

Zanjas para instalación del electrodo general de puesta a tierra.

Criterios de diseño: -

La fundación del transformador se ha diseñado como viga elástica apoyada en el terreno y con una carga uniformemente repartida igual a la presión que ejerce sobre el terreno toda la fundación con una acción 1,25 veces el peso del transformador más el peso propio.

-

Las fundaciones se proyectarán de acuerdo con las características del terreno. El método de cálculo empleado es el de Sulzberguer que confía la estabilidad de la cimentación a las acciones horizontales y verticales del terreno.

-

Los valores de los coeficientes empleados en este método son los indicados en el apartado 4 del artículo 31 del R.L.A.T.

-

No se admitirá un ángulo de giro de la cimentación, cuya tangente sea superior a 0,01 para alcanzar el equilibrio de las acciones que produzcan el máximo momento de vuelco.

-

El coeficiente de seguridad al vuelco, relación entre el momento estabilizador y el momento de vuelco no será inferior a 1,5.

14.6 Características generales de diseño

UND.

POS. 132 kV.

POS. 20 kV.

Tensión nominal

kV.

132

20

Tensión más elevada para el material

kV.

145

24

Frecuencia nominal

Hz.

50

50

Tensión soportada f.i.

kV.

275

50

Tensión soportada rayo

kV.

650

125

CARACTERÍSTICAS

Resistencia Conexión del neutro

Aislado limit.300 A

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

Línea mínima fuga aisladores

REV.: 1

HOJA 71 DE 273

mm.

3625

600

Intensidad nominal barras

A.

2000

630

Intensidad nominal pos. línea

A.

2000

630

Intensidad nominal pos. transf.

A.

2000

630

Intensidad máxima de defecto trifásico

kA.

31,5

25

Duración del defecto trifásico

seg.

1

1

14.7 Características de los equipos y materiales de subestación -

Parque de 132 kV: o

Posición de salida de línea: 

Interruptor tripolar  Nº. de polos 3  Instalación Intemperie  Tensión asignada kV 145  Frecuencia nominal Hz 50  Tensión soportada f.i. kV.ef. 275  Tensión soportada rayo kV.cresta 650  Intensidad nominal A. 2.000  Medio de extinción SF6  Poder de corte nominal de c.c. kA. 40  Poder de cierre nominal de c.c. kA. 80  Duración nominal c.c. seg. 3  Secuencia maniobra nominal O-0,3s-CO-1min-CO  Mando: Motorizado, resorte con una bobina de cierre y otra de disparo, relé antibombeo y contactos auxiliares de señalización.



Transformador de intensidad  Instalación  Tensión asignada kV  Frecuencia nominal Hz  Tensión soportada f.i. kV.ef.  Tensión soportada rayo kV.cresta  Relación de transformación A 5-5  Potencias de precisión simultáneas: VA o 1er. Núcleo medida 20VA Cl. 0,5 o 2º. Núcleo protección o 3er. Núcleo protección

Intemperie 145 50 275 650 250-500/5-5-

10 VA.C1030 5P30 30 5P30

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

 

Intensidad térmica Intensidad dinámica

HOJA 72 DE 273

kA kA

31,5 80



Seccionador tripolar con p.a.t:  Nº. de polos 3  Nº de columnas por polo 3  Instalación Intemperie  Tensión asignada kV 145  Frecuencia nominal Hz 50  Tensión soportada f.i. kV.ef. o A tierra y entre polos 275  Tensión soportada rayo kV.cresta o A tierra y entre polos 650  Intensidad nominal A. 1250  Intensidad límite térmica kA. 31,5  Accionamiento cuchillas principales Eléctrico  Accionamiento cuchillas p.a.t. Manual indirecto



Transformador de tensión  Instalación  Tipo  Tensión asignada  Frecuencia nominal  Tensión soportada f.i.  Tensión soportada rayo  Factor de tensión  

-

REV.: 1

Intemperie Inductivo kV 145 Hz 50 kV.ef. 275 kV.cresta 650 1,2 continuo, 1,5 Un durante 30 seg. kV 132:3/0,11:3/0,11:3/

Relación de transformación 0,11:3 Potencias de precisión simultáneas: VA o 1º. Núcleo o 2º. Núcleo

25 cl 0,5 - 3P 10 cl 6P

Parque de 20 kV: Las características de los equipos que componen las celdas serán: o

Celdas de salida de línea:  Interruptor  Nº. de polos  Instalación  Medio de extinción y aislamiento  Tensión nominal  Frecuencia nominal  Intensidad nominal   

Intensidad de corte Ciclo Mando

3 Interior kV Hz A

SF6 24. 50 630

kA ef. 25 O-0,3s-CO-15seg.-CO. Motorizado con una bobina

PROYECTO DE EJECUCIÓN PLANTA SOLAR OPDE “ZAFRA” PROYECTO:

INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 73 DE 273

de cierre, dos de disparo, relé antibombeo y contacto auxiliares de señalización 3NA + 3NC. 

Seccionador tripolar tres posiciones  Nº. de polos 3.  Instalación Interior.  Tensión asignada kV 24  Frecuencia nominal Hz 50  Tensión soportada f.i. kV.ef. o A tierra y entre polos 50 o Sobre distancia de aislamiento 60  Tensión soportada rayo (kV.cresta) o A tierra y entre pol 125 o Sobre distancia de aislamiento 145  Intensidad nominal A 630.  Intensidad límite térmica kA 25  Accionamiento Manual/Motorizado



Transformador de intensidad  Instalación  Tensión asignada kV  Aislamiento  Relación de transformador A o 1er. Núcleo (medida) o Restantes Núcleos (protección)  Intensidad límite térmica kA  Sobreintensidad admisible en



o

Transformador de intensidad toroidal  Instalación  Impedancia (Ω)  Tipo  Nivel de aislamiento V  Relación de transformación A  Potencias de precisión simultáneas (VA) o 1er núcleo

Interior 24 Seco 500/5-5 15 VA cl. 0,2 7,5 VA 5 P20. 25 1,2xln. permanencia

Interior 0,1 Toroidal 1000 20/1 5P20

Celdas de secundario de transformador: 

Interruptor  Nº. de polos 3  Instalación Interior  Medio de extinción y aislamiento SF6  Tensión nominal kV 24  Frecuencia nominal Hz 50  Intensidad nominal A 630  Intensidad de corte kA ef. 25  Ciclo O-0,3s-CO-15seg.-CO.  Mando Motorizado con una bobina de cierre, dos de disparo, relé antibombeo y contactos auxiliares

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INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

REV.: 1

HOJA 74 DE 273

de señalización 3NA + 3NC. 

Seccionador dos posiciones  Tensión asignada kV 24  Frecuencia nominal Hz 50  Tensión soportada f.i. (kV ef.) o A tierra y entre polos 50 o Sobre distancia de aislamiento 60  Tensión soportada rayo (kV.cresta) o A tierra y entre polos 125 o Sobre distancia de aislamiento 145  Intensidad nominal A 630  Intensidad límite térmica kA 25  Accionamiento Manual/Motorizado



Transformador de intensidad  Instalación  Tensión asignada  Aislamiento  Relación de transformador o 1er. Núcleo o 2º núcleo o 3º núcleo  Intensidad límite térmica  Sobreintensidad admisible en



-

Transformador de tensión  Instalación  Tensión asignada  Aislamiento  Relación de transformación kV o 1er. Núcleo o 2º núcleo

Interior kV A

kA

24 Seco 300-600/5-5-5 10 VA cl. 0,2 5 VA 5 P20 10 VA 5 P20 25 1,2xln. permanencia

Interior kV

24 Seco 22:3/0,11:3-0,11:3 25VA cl. 0,2 25 VA cl. 0,5/3P

Posición de transformación: o

Transformador de potencia 132/20 kV.  Tensiones en vacío:  Lado A.T.(kV) 132±(11x1)  Lado M.T.(kV) 27±4/22,3  Potencia por arrollamiento (MVA).  Lado A.T. 70 (ONAN)  Lado M.T. 70 (ONAN)  Grupo de conexión. YNd11  Dispositivo de cambio de tensiones:  Lado A.T. Reg. en carga 23 pos.  Lado B.T. Regulador en vacío 

Clase de refrigeración

ONAN

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IDENTIFIC.:

OP – ZAFRA

 o

o

o

o

o

REV.: 1

Tensión cortocircuito

Pararrayos 132 kV  Instalación  Tipo  Conexión  Tensión nominal de red  Intensidad nominal descarga

HOJA 75 DE 273

12%

Intemperie ZnO Fase-tierra 120 10

kV kA

Pararrayos 20 kV  Instalación  Tipo  Conexión  Tensión nominal de Red  Intensidad nominal descarga

kV kA

ZnO Fase-tierra 24 10

Resistencia de puesta a tierra  Instalación  Valor de la resistencia  Corriente a tierra en permanencia  Duración del defecto  Aislamiento

Ω A seg. kV

Intemperie 30 300 10 24/50/125

Transformador intensidad protección cuba  Instalación  Relación de transformación  Potencia de precisión  Clase de precisión  Nivel de aislamiento

Intemperie

A VA V

Transformador de intensidad de puesta a tierra  Relación de transformación A  Potencia de precisión VA  Clase de precisión

Intemperie 150/5 30 10P5 1000

60/5-5 75 10P5

14.8 Sistemas de protecciones subestación 14.8.1 Protecciones salidas de línea de 132kV. -

Protección de distancia (21). Protección de sobreintensidad para falta entre fases (51). Protección de sobreintensidad para falta entre fases y tierra (51N). Reenganchador tripolar con comprobación de tensiones (79). Comprobación de sincronismo (25).

14.8.2 Protecciones transformador.

-

Protección de sobreintensidad para faltas entre fases, y entre fases y tierra formada por relés de sobreintensidad de tiempo muy inverso (51A/51AN).

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-

PROYECTO:

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IDENTIFIC.:

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HOJA 76 DE 273

Protección de sobreintensidad para faltas entre fase y tierra formada por relés de sobreintensidad conectados con el neutro de MT del transformador (51B/51BN). Protección de tierra de tiempo muy inverso conectada al neutro BT (95B). Protección de tierra resistente, de tiempo independiente (95BR). Protección de tierra neutro aislado, con relé voltimétrico de tiempo independiente (64).

Sistema de protecciones propias formado por: - Protección térmica (26D). - Protección Buchholz (63B). - Protección Jansen (63J). - Protección Sobrepresión (63L). 14.8.3 Protecciones salidas de línea de 20kV.

-

Protección de sobreintensidad para falta entre fases, y entre fase y tierra formada por relés de intensidad de tiempo muy inverso con elemento instantáneo (51-50/51N-50N). Protección ultrasensible para faltas de tierra-resistente formada por relés de sobreintensidad de tiempo muy inverso (51G). Reenganchador tripolar (79).

14.9 Embarrados y cables de potencia Se utilizarán los siguientes conductores desnudos: -

Conexiones entre aparatos: Tubo de cobre de diámetro 30/25 mm en posición de 66 kV y de primario de transformador. Salida de 20 kV del transformador: Tubo de cobre de diámetro 50/45 mm.

Para la conexión del transformador de potencia 132/20 kV con las posiciones de 20 kV se utilizarán conductores aislados (2 por fase) Cu 240 mm² EPR o XLPE de la serie 18/30 kV. Las celdas de línea y la celda de servicios auxiliares estarán previstas para la entrada de un cable aislado por fase de 18/30 kV, Al 240 mm² EPR o XLPE con sus correspondientes botellas terminales. Las celdas de secundario de transformador estarán previstas para la entrada de un cable aislados por fase de 18/30 kV, Cu 240 mm² EPR o XLPE con sus correspondientes botellas terminales.

14.10 Enclavamientos Los enclavamientos eléctricos, mecánicos y electromagnéticos incorporados en las cabinas actuarán según las siguientes funciones: -

No será posible actuar sobre el seccionador de puesta a tierra con el seccionador de barras cerrado y viceversa. No será posible maniobrar el seccionador con el interruptor automático cerrado. Con la manilla de accionamiento del seccionador en posición insertada, no podrá ser cerrado el interruptor automático (enclavamiento mecánico). El interruptor automático solo se podrá conectar en las posiciones extremas del seccionador.

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-

-

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IDENTIFIC.:

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HOJA 77 DE 273

La manilla de accionamiento del seccionador solamente podrá ser extraída o introducida en sus posiciones extremas, una vez realizada la maniobra completa del aparato (enclavamiento mecánico). Con la manilla de accionamiento del seccionador en el eje de maniobra quedarán eliminadas las maniobras eléctricas. Con el seccionador conectado a tierra solo se podrá cerrar el interruptor automático mediante el pulsador de cierre mecánico situado en el frente de la celda. No podrá ser abierto el seccionador de puesta a tierra hasta que haya sido abierto el interruptor automático mediante su pulsador mecánico. El acceso a cables solo será posible cuando éstos hayan sido puestos a tierra a través del seccionador de puesta a tierra y el cierre del interruptor automático.

14.11 Posición de control El sistema de control realizará las siguientes funciones: -

Control local y señalización a través de monitor del mando de interruptores de 132 kV y 20 kV. Mando y señalización de posición del regulador del transformador 132/20 kV. Medida local de las posiciones de línea en 132, transformadores 132/20 y líneas 20 kV. Señalización local y registro cronológico de alarmas de las posiciones de línea, transformadores en 132 y 20 kV. Tendrá comunicación con el sistema de telecontrol para enviar información y recibir órdenes de mando.

La configuración del sistema será la siguiente: Un equipo central Constituido fundamentalmente por unidades de procesos, módulos de memoria, módulos de comunicaciones y fuentes de alimentación. La pantalla será gráfica en color y en ella se representará el unifilar de la subestación, las medidas y el estado de los elementos. Equipos locales: Asociados a cada posición (líneas y transformadores) e instalados en el armario de la unidad central existirán equipos locales constituidos fundamentalmente por módulos de entrada y salida, unidades de proceso, módulos de memoria, fuentes de alimentación y módulos de comunicación.

14.12 Posición de servicios auxiliares 14.12.1 Servicios auxiliares de c.a. Función: La función del sistema de servicios auxiliares de corriente alterna será la alimentación de las siguientes cargas: -

Cargadores de las baterías de corriente continua.

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-

PROYECTO:

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HOJA 78 DE 273

Alumbrado y fuerza de la subestación. Regulador en carga y ventiladores de los transformadores de potencia.

Se instalará un transformador de servicios auxiliares conectado al sistema de MT mediante su protección correspondiente. Características del Transformador de Servicios Auxiliares -

-

Instalación Clase de servicio Clase de refrigeración Clase de corriente Número de arrollamiento Potencia en régimen continuo para la toma de menor tensión Conexión de los devanados: o A.T. o B.T. Grupo de conexión Tensiones en vacío:

Interior Continuo Natural Alterna, trifásica 50 Hz. 3 50 kVA. Triángulo Estrella con neutro accesible D y n 11 21.000/400 V

14.12.2 Servicios auxiliares de c.c. Función: La función del sistema de servicios auxiliares de corriente continua será la alimentación de las siguientes cargas: -

Circuitos de control, protecciones, mandos y señalización.

Se instalarán dos módulos de 100 Ah. 125 V. c.c. Características de los módulos de 125 V. -

-

-

Características generales o Tensión nominal o Consumo de permanencia Características de la batería o Tipo o Nº. de elementos o Tensión de flotación o Capacidad nominal o Intensidad máxima de descarga permanente o Tensión final de la descarga Características del cargador o Tensión de carga en flotación

125 V + 10% - 15% 10 A. Estacionaria Ni-Cd 92 1,495 V elemento 100 Ah en 5 horas. 7A 106,25 V

128,8 V

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o o o

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Tensión de carga rápida Intensidad nominal a la salida Alimentación

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137,5 V 30 A. Trifásica 400 V+10%-10%

Irá provisto de alarmas de ausencia de tensión en la red, anomalía en el rectificador y fusión de uno de los fusibles de salida. Características de los convertidores de 125/48 V. -

Características generales o Intensidad nominal o Potencia de Pico o Tensión de entrada o Tensión de salida o Forma de onda funcionando o Marcha – paro

15 A. 153% Pot. Nominal. 125V ± 20% DC 48V DC estabilizada. Cuadrada. Manual.

14.13 Medida Para la medida de energía se instalarán los correspondientes armarios de medida, cumpliendo con el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía. La instalación incluirá los equipos de medida principal y comprobante (medida fiscal y registro de la energía activa y reactiva de la Planta). En la subestación se instalarán los equipos de medida para la medida comprobante de la Planta, realizada a partir de los transformadores de tensión e intensidad ubicados en la subestación a 132kV. El equipo de medida de la Subestación incluye: -

-

Contador-registrador-tarificador estático para la medida comprobante de energía activa / reactiva, a cuatro hilos, clase 0,2S en activa y 0,5 en reactiva, bidireccional, cuatro cuadrantes, con emisores de impulsos, con relog interno incorporado y puertos de comunicaciones. Tres (3) transformadores de intensidad (para medida comprobante) con un secundario exclusivo para medida. Tres (3) transformadores de tensión inductivos (para medida comprobante) con un secundario exclusivo para medida.

Codificador con modem para la red telefónica conmutada, que puede tener las funciones de tarificador, compatible con el puesto central de telemedida de Endesa. La medida principal se realizará en la Subestación de Dos Hermanas (propiedad de Endesa), la cual contará con un contador-registrador-tarificador estático para medida de energía activa / reactiva, a cuatro hilos, clase 0,2S en activa y 0,5 en reactiva, bidireccional, cuatro cuadrantes, con emisores de impulsos, con relog interno incorporado y puertos de comunicaciones.

14.14 Comunicaciones y telecontrol De conformidad con el Anexo II del R.D. 413/2014, se instalarán los enlaces de

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INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

IDENTIFIC.:

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HOJA 80 DE 273

telecomunicación entre la instalación y el Centro de Control de Red a indicar por Endesa, que garanticen el transporte de las informaciones relativas al teledisparo y telecontrol. Los equipos a instalar deberán ser capaces de gestionar de forma compatible los sistemas de control de Endesa al menos las siguientes funciones: -

Telemando

Tendrá como mínimo la posibilidad de una orden de disparo y bloqueo al cierre del interruptor de acoplamiento, así como una de desbloqueo que permita su reconexión. -

Telemedida o Potencia activa y reactiva de interconexión o Tensión del lado de línea o Tensión del lado de barra

-

Telecontaje o Energía activa y reactiva de entrada a la instalación o Energía activa y reactiva de salida a la instalación

-

Teleseñalización Mediante contacto libre de potencial se enviará la señalización correspondiente al estado de los siguientes elementos: o Interruptor de línea. o Disparo por actuación de las protecciones de la interconexión. Esta señal agrupará el disparo por protecciones 27, 64, 59, 81M y 81m. Debe mantenerse al menos durante 0,1 s. o Posición local-remota o Faltan servicios auxiliares.

14.15 Instalaciones complementarias

14.15.1 Sistema de puesta a tierra Función: Establecer la instalación general de puesta a tierra para cumplir las siguientes funciones: - Proteger al personal y equipo contra potenciales peligrosos. - Proporcionar un camino a tierra para las intensidades originadas por descargas atmosféricas, por acumulación de descargas estáticas o por defectos eléctricos. - Referenciar el potencial del circuito respecto a tierra. - Facilitar a los elementos de protección el despeje de falta a tierra. Características del sistema: El sistema de puesta a tierra estará formado por: - Electrodo de puesta a tierra que será una malla enterrada de cable de cobre de 95 mm². Los conductores en el terreno se tenderán formando una retícula, estando dimensionado de manera que al dispersar la máxima corriente de fallo las tensiones de paso y de contacto estén dentro de los límites admisibles por el presente reglamento (Instrucción MIE-RAT-13). -

Líneas de tierra que serán conductores de cobre desnudo de 95 mm² o pletina de cobre de 25x3 mm que conectarán los elementos que deban ponerse a tierra al

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electrodo de acuerdo a las instrucciones generales y particulares de puesta a tierra. Instrucciones generales de puesta a tierra - Puesta a tierra de protección Se pondrán a tierra las partes metálicas de una instalación que no estén en tensión normalmente pero que puedan estarlo a consecuencia de averías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones. Se conectarán a las tierras de protección, salvo las excepciones señaladas en los apartados que se citan, entre otros, los siguientes elementos: a) Los chasis y bastidores de aparatos de maniobra. b) Los envolventes de los conjuntos de armarios metálicos. c) Las puertas metálicas de los locales. d) Las vallas y las cercas metálicas. e) Las columnas, soportes, pórticos, etc. f) Las estructuras y armaduras metálicas de los edificios que contengan instalaciones de alta tensión. g) Los blindajes metálicos de los cables. h) Las tuberías y conductos metálicos. i) Las carcasas de los transformadores.

-

Puesta a tierra de servicio

Se conectarán a las tierras de servicio los elementos de la instalación necesaria, y entre ellos: a) Los neutros de los transformadores de potencia y los neutros de B.T. de los transformadores de S.A. b) Los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida. c) Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra. -

Interconexión de las instalaciones de tierra

Las puestas a tierra de protección y de servicio de una instalación deberán conectarse entre sí, constituyendo una instalación de tierra general. 14.15.2 Sistema de alumbrado

-

Alumbrado exterior Estará constituido por:  Proyectores herméticos con lámpara SAP de 400 W.

-

Alumbrado interior  Estará constituido por tubos fluorescentes de 58 W.

-

Alumbrado de emergencia  Estará constituido por independiente del resto.

luminarias

autónomas

con

alimentación

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INSTALACION SOLAR OPDE “ZAFRA”

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14.15.3 Sistema de protección contraincendios El alcance de los sistemas de protección contra incendios será el siguiente: Sistema automático de detección de incendios Consistirá en un sistema de detección mediante detectores de humo del tipo iónico, en sala de control, baterías y telecomunicaciones, y del tipo termovelocimétrico en la sala que contiene el transf. de S.A., de doble cámara de ionización y en un sistema de alarmas mediante pulsadores manuales localizados en puntos estratégicos con el fin de que el personal que primero localice un incendio pueda dar la alarma sin esperar la actuación del sistema de detección. Se instalará una central de alarmas y señalización con capacidad para todas las zonas de detección. Extintores móviles Se instalarán en el interior del edificio extintores móviles de CO2 de 3,5 Kg. en sala de control y de 5 Kg. en la sala de MT. Ubicado en las cercanías del transformador de potencia se instalará un extintor móvil de 25 Kg. de polvo polivalente. 14.16 Sistema de Aire Acondicionado La sala de control, protecciones y telecontrol se dotará de aire acondicionado proporcionado por una máquina partida refrigerada por aire y sólo frío.

14.17 Sistema de Calefacción No es necesaria la instalación de calefacción.

El Ingeniero Técnico Industrial Fdo.: Pedro González Montero

GONZALEZ MONTERO PEDRO 44374119N

Firmado digitalmente por GONZALEZ MONTERO PEDRO 44374119N Fecha: 2018.03.12 20:15:44 +01'00'

Colegiado nº 4.628 Colegio Oficial de Peritos e Ingenieros Técnicos de Málaga