Central solar fotovoltaica de 5 MW con sistema de posicionamiento autónomo
Abstract
El objeto del proyecto realizado es el diseño de una central solar fotovoltaica (huerta solar) con sistema de posicionamiento autónomo de 5 MW de potencia nominal (5.796 MWp potencia de pico) con todos los elementos necesarios para la puesta en funcionamiento del parque fotovoltaico, desde la configuración fotovoltaica, la instalación eléctrica, etc. En un solar de uso rustico en el término municipal de L’Ametlla de Mar, al sur de Tarragona. La finalidad de la huerta solar es generar el máximo de energía eléctrica con el objetivo de inyectarla en su totalidad a la red de distribución y maximizar el beneficio económico por su venta, regulado en el Real Decreto 436/2004 en la que se establece las condiciones de explotación para los productores de energía eléctrica en régimen especial. Con tal finalidad, se ha dividido la huerta en 50 centrales independientes de 100 kW, obteniendo así una prima económica mayor, ya que la legislación actual marca una reducción de tarifas a partir de 100 kW. En el diseño de cada grupo generador se ha contado con 1 inversor de 100kW donde vierten la energía producida 3 seguidores solares (en total 150 unidades) de doble eje, en cada uno de estos seguidores de 318m2 se han instalado un total 184 paneles solares policristalinos (en total 27.600 unidades). La energía generada anualmente por cada grupo generador es de 208,43 MWh, por lo tanto esta instalación genera un total de 10.421,71 MWh. Con el total de la energía generada se podría alimentar a un total de 4.904 hogares durante un año completo, sin tener que generar electricidad mediante energías no renovables. La energía que generan los paneles es en corriente continua y se deberá transformar a corriente alterna a través de un inversor situado en el tronco del seguidor. Gracias al inversor podemos inyectar la energía a la red de distribución. La conexión a la red eléctrica se deberá efectuar en media tensión, y la generación es en baja, por este motivo será necesario la construcción de un centro de transformación que permita la conversión de tensión de 0.4 / 25 kV. Tanto la elección del emplazamiento de la central, como el uso de los seguidores solares de doble eje que optimizan la radiación incidente recibida manteniendo en perpendicular los paneles con la posición de Sol y la elección de los paneles policristalinos con una elevada eficiencia nos asegura una elevada producción energética por m2. Gracias a la construcción de este parque, mejorará el sistema eléctrico de distribución, descentralizándose su generación y disminuyendo así las pérdidas por transporte, ya que la central se sitúa en las cercanías del consumo. La energía producida por la instalación no es contaminante y tampoco genera residuos ni ruidos. Además se utiliza una energía renovable que a escala humana es inagotable al contrario de lo que sucede con las energías convencionales (carbón, petróleo, gas natural…), las cuales además producen una dependencia de los países productores. Se ha realizado un estudio medioambiental en el que se detalla la reducción de CO2, el cual es uno de los gases emitidos a la atmósfera más importantes que contribuyen al efecto Invernadero, tomando como referencia una central térmica de carbón. La emision de CO2 evitada anualmente por cada grupo generador (100kW) es de 20,63 Tm, ascendiendo el ahorro de emisiones a un total de 3.095 Tm para el conjunto de la huerta solar. Además también se ha realizado un estudio de seguridad y salud cuya finalidad es identificar los posibles riesgos y determinar las medidas preventivas que se deben adoptar para atenuar o eliminar los riesgos existentes.
Full text
PROJECTE FI DE CARRERA TÍTOL: CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA DE 5 MW CON SISTEMA DE POSICIONAMIENTO AUTÓNOMO AUTOR: ABEL MARTÍNEZ PORRAS TITULACIÓ: INGENIERÍA TÉCNICA INDUSTRIAL, ESPECIALIDAD EN ELECTRICIDAD DIRECTOR: LUÍS LUENGO SAN CRISTÓBAL DEPARTAMENT: INGENIERÍA ELÉCTRICA DATA: 23 DE JUNIO DE 2010
PROJECTE FI DE CARRERA RESUM (màxim 50 línies) El objeto del proyecto realizado es el diseño de una central solar fotovoltaica (huerta solar) con sistema de posicionamiento autónomo de 5 MW de potencia nominal (5.796 MWp potencia de pico) con todos los elementos necesarios para la puesta en funcionamiento del parque fotovoltaico, desde la configuración fotovoltaica, la instalación eléctrica, etc. En un solar de uso rustico en el término municipal de L’Ametlla de Mar, al sur de Tarragona. La finalidad de la huerta solar es generar el máximo de energía eléctrica con el objetivo de inyectarla en su totalidad a la red de distribución y maximizar el beneficio económico por su venta, regulado en el Real Decreto 436/2004 en la que se establece las condiciones de explotación para los productores de energía eléctrica en régimen especial. Con tal finalidad, se ha dividido la huerta en 50 centrales independientes de 100 kW, obteniendo así una prima económica mayor, ya que la legislación actual marca una reducción de tarifas a partir de 100 kW. En el diseño de cada grupo generador se ha contado con 1 inversor de 100kW donde vierten la energía producida 3 seguidores solares (en total 150 unidades) de doble eje, en cada uno de estos seguidores de 318m2 se han instalado un total 184 paneles solares policristalinos (en total 27.600 unidades). La energía generada anualmente por cada grupo generador es de 208,43 MWh, por lo tanto esta instalación genera un total de 10.421,71 MWh. Con el total de la energía generada se podría alimentar a un total de 4.904 hogares durante un año completo, sin tener que generar electricidad mediante energías no renovables. La energía que generan los paneles es en corriente continua y se deberá transformar a corriente alterna a través de un inversor situado en el tronco del seguidor. Gracias al inversor podemos inyectar la energía a la red de distribución. La conexión a la red eléctrica se deberá efectuar en media tensión, y la generación es en baja, por este motivo será necesario la construcción de un centro de transformación que permita la conversión de tensión de 0.4 / 25 kV. Tanto la elección del emplazamiento de la central, como el uso de los seguidores solares de doble eje que optimizan la radiación incidente recibida manteniendo en perpendicular los paneles con la posición de Sol y la elección de los paneles policristalinos con una elevada eficiencia nos asegura una elevada producción energética por m2. Gracias a la construcción de este parque, mejorará el sistema eléctrico de distribución, descentralizándose su generación y disminuyendo así las pérdidas por transporte, ya que la central se sitúa en las cercanías del consumo.
La energía producida por la instalación no es contaminante y tampoco genera residuos ni ruidos. Además se utiliza una energía renovable que a escala humana es inagotable al contrario de lo que sucede con las energías convencionales (carbón, petróleo, gas natural…), las cuales además producen una dependencia de los países productores. Se ha realizado un estudio medioambiental en el que se detalla la reducción de CO2, el cual es uno de los gases emitidos a la atmósfera más importantes que contribuyen al efecto Invernadero, tomando como referencia una central térmica de carbón. La emision de CO2 evitada anualmente por cada grupo generador (100kW) es de 20,63 Tm, ascendiendo el ahorro de emisiones a un total de 3.095 Tm para el conjunto de la huerta solar. Además también se ha realizado un estudio de seguridad y salud cuya finalidad es identificar los posibles riesgos y determinar las medidas preventivas que se deben adoptar para atenuar o eliminar los riesgos existentes. Paraules clau (màxim 10): Panel Energía Radiación Seguidor Central Inversor Renovable Generador Protección Normativa
ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO 0 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 1 ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO 0 ÍNDICE GENERAL 2 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería ÍNDICE GENERAL CAPÍTULO 1 – INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 2 – MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 3 – CÁLCULOS CAPÍTULO 4 – PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 5 – PLANOS CAPÍTULO 6 – PRESUPUESTO CAPÍTULO 7 – BIBLIOGRAFIA Y NORMATIVA CAPÍTULO 8 – CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS ANEXO A – IMPACTO MEDIOAMBIENTAL ANEXO B – ESTUDIO DE RIESGOS LABORALES Y SALUD ANEXO C – DATOS TÉCNICOS DE LOS COMPONENTES ANEXO D – DOCUMENTACIÓN VARIA ANEXO E - AGRADECIMIENTOS
INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 1 INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN 2 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería ÍNDICE 1 OBJETO .............................................................................................................................. 3 2 ALCANCE ............................................................................................................................ 3 3 ANTECEDENTES ................................................................................................................ 3
INTRODUCCIÓN CAPÍTULO 1 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 3 1 OBJETO El presente proyecto se redacta con el objeto de describir el diseño y cálculo de los componentes de una instalación fotovoltaica conectada a red en baja de baja tensión, de 5 MW nominales de potencia, así como la descripción constructiva, valoración de las obras, materiales e instalaciones. La consecución de estos objetivos implicará la utilización de equipos y materiales de la más alta calidad que además permitirán garantizar en todo momento la seguridad tanto de las personas como de la propia red y los restantes sistemas que están conectados a ella. La actividad o uso al que se destinan las instalaciones que nos ocupan, es la producción y posterior venta a la compañía distribuidora de energía eléctrica a partir del aprovechamiento de la energía solar. 2 ALCANCE El proyecto consiste en el diseño, descripción y cálculo de los componentes que formarán parte de una instalación de energía solar fotovoltaica conectada a la red de 5 MW de potencia nominal, que estará formada por 50 instalaciones de 100 kW cuyas características particulares se describen en el presente proyecto. Las instalaciones fotovoltaicas se ubicarán en el término municipal de L’Ametlla de Mar en la provincia de Tarragona. La definición detallada de éstas infraestructuras será objeto de un proyecto específico que incluirá aquellas instalaciones de de baja tensión que formen parte de los diferentes centros de transformación. La instalación se realizará sobre una superficie cuyos trabajos de movimientos de tierra dejara libre de obstáculos por lo que en todo momento se buscará la optimización energética de la planta. 3 ANTECEDENTES El consumo energético en la sociedad de la que todos formamos parte activa, crece de forma considerable año tras año por lo que llegará un momento en que los recursos energéticos naturales de los que se dispone en la actualidad corran peligro de agotarse. Por otra parte, el sistema energético actual basado en las centrales de generación térmica y nuclear, presenta impactos negativos importantes sobre el medioambiente que es necesario corregir con urgencia. Estas razones hacen que sea necesaria la búsqueda de nuevas fuentes alternativas de energía que contribuyan a diversificar la actual oferta energética de forma que se pueda hacer frente al incremento de consumo a la vez que se es respetuoso con el medio. Las energías renovables son la principal alternativa energética razonable en la actualidad. Este tipo de energías se caracterizan, principalmente, por ser inagotables y presentar un reducido impacto ambiental en comparación con otras energías. Además, contribuyen al desarrollo local al potenciar los recursos autóctonos de la zona, y constituyen una apuesta tecnológica de futuro, de modo que se pueda conseguir que estos recursos prácticamente inagotables sean una de las fuentes consolidadas de suministro energético en un futuro próximo. La energía solar fotovoltaica, consistente en la transformación de la energía procedente de la radiación solar en energía eléctrica, es quizá, dentro de las energías renovables, la que podríamos considerar más ecológica debido al bajísimo impacto ambiental que presenta y está llamada a ser una de las energías del futuro. Los sistemas fotovoltaicos se caracterizan por reducir la emisión de agentes contaminantes (CO2,
CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN 4 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería NOx y SOx, principalmente), no necesitar ningún suministro exterior, presentar un reducido mantenimiento y utilizar para su funcionamiento un recurso, el sol, que es inagotable. De las distintas aplicaciones de la energía solar fotovoltaica, los sistemas de conexión a red son los que presentan mayores expectativas de incremento en el mercado fotovoltaico. Un sistema fotovoltaico conectado a red se caracteriza por inyectar toda la energía que produce en la red general de distribución. Las distintas subvenciones existentes para la instalación de este tipo de sistemas así como una ventajosa prima para la energía de origen fotovoltaico, hacen de los mismos una realidad a tener en cuenta a la hora generar energía de forma rentable y sostenible.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 7 ∙PRECIPITACIONES Precipitaciónmensual(mm)635,8 Precipitaciónmáximaen24H(mm)93,8 Númerodedíasconprecipitaciones102 ∙VIENTO Medianamensualvelocidadviento(m/s)1,9 DireccióndominantedelvientoNW Medianarachamáximadeviento(m/s)9 Valormáximorachadeviento(m/s)22,9 ∙HUMEDAD Humedadrelativamediana(%)68 Humedadmínimamediana(%)48 ∙IRRADIACION Irradiaciónsolarmedianadiaria(MJ/m2)15,5 ∙PRESSIONATMOSFERICA PresiónAtmosféricamediana(hPa)975* Tabla 2.2 – Datos meteorológicos de l’Ametlla de Mar. 1.2 Características generales El Parque Fotovoltaico estará integrado por un conjunto de 50 generadores PV independientes, cada uno de 100kW de potencia nominal, formado por 3 seguidores. Lo que le confiere al Parque una potencia total de 5MW nominal, y 5.796 MWp de potencia fotovoltaica pico. Seguidor Generador Huerta solar Cantidad de seguidores 1 3 150 Cantidad de paneles 184 552 27.600 Potencia total instalada (paneles)[kWp] 38,64 115,92 5.796 Potencia total nominal (inversor) [kW] ---- 100 5.000 Tabla 2.3 - Características instalación Las distintas instalaciones individuales constitutivas de la huerta solar quedarán identificadas por la denominación PV-XXX. Empezando por PV-001 hasta acabar con la ultima instalación denominada PV050. El conjunto de generación fotovoltaica viene representado por las siguientes cifras: • 50 Generadores PV-XXX de 100kW. • 27.600 Módulos fotovoltaicos Suntech de 210Wp, modelo STP210 18/Ub, repartidos en grupos (generador) de 552 unidades.
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 8 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería • 50 Inversores de conexión a red Sputnik de 100kW, modelo SolarMax 100C. • 150 Seguidores solares de doble eje ADES de 318m2, modelo 8F23M, repartidos en grupos de 3 unidades • Instalación eléctrica en baja y media tensión. • Infraestructuras y servicios comunes. 2 DESCRIPCIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO 2.1 Efecto fotovoltaico El fundamento de la energía solar fotovoltaica es el denominado “efecto fotovoltaico”, fenómeno descrito por Becquerel en el año 1839. El efecto se produce en materiales semiconductores, como por ejemplo el Silicio, que tienen la particularidad de presentar un comportamiento diferente respecto a la electricidad (flujo de cargas) dependiendo de si son o no excitados por una fuente energética externa. En el caso particular, el Sol actúa como fuente energética externa, y cuando un fotón (partícula de luz radiante) impacta contra un electrón del material semiconductor, le proporciona a éste la energía necesaria para liberarse y desplazarse dentro del material, pasando a ser un material conductor. Si estas cargas libres son aprovechadas, se pueden utilizar para generar un trabajo útil. Para ello desde 1954 se han desarrollado células solares con un diseño que optimiza el área de captación solar y el aprovechamiento de la energía eléctrica fotovoltaica disponible. El desarrollo de las células se complementa con el desarrollo de módulos fotovoltaicos que se obtienen de la interconexión serieparalelo de células solares, de manera que se obtienen áreas de captación con mayor potencia de generación y mayor facilidad de instalación. A partir de los módulos fotovoltaicos, y su interconexión serie-paralelo, se conforman los actuales generadores fotovoltaicos, con un rango de potencias totalmente flexible y adaptado a cada circunstancia. 2.2 Funcionamiento de un generador fotovoltaico Podemos dividir el funcionamiento en tres simples pasos: • Los paneles fotovoltaicos de silicio reciben la irradiación solar, adaptándose mediante diversos mecanismos al movimiento del Sol, para aumentar el rendimiento. • La energía recibida es transmitida a un armario de C.C. y posteriormente pasa a los inversores que la convierte en C.A. • Tras pasar por los transformadores, la electricidad esta lista para pasar a la red a través de las líneas de transporte de energía. 2.3 Descripción general de un generador de 100 kW El generador fotovoltaico está formado por la interconexión en serie y en paralelo de 552 módulos fotovoltaicos de 210 Wp, esta instalación está compuesta de 3 subsistemas (seguidores solares) de 184 módulos cada uno. Los módulos son conectados de la siguiente manera: • 23 módulos en serie (cadena).
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 9 • 8 cadenas en paralelo por seguidor. • 1 caja de conexiones por seguidor solar. • 3 seguidores solares • 1 Inversor. Cada generador fotovoltaico, formado por una serie de módulos conectados entre sí, se encarga de transformar la energía del sol en energía eléctrica. Sin embargo, esta energía, en forma de corriente continua, debe ser transformada por el inversor en corriente alterna para acoplarse a la red convencional. 1. Panel de silicio fotovoltaico 2. Seguidor solar 3. Seguidor solar con paneles fotovoltaicos 4. Torre meteorológica 5. Edificio de monitorización y sala de control 6. Inversores 7. Armario de protección y control de la C.A. 8. Transformadores 9. Torre de alta tensión 10. Líneas de transporte de energía Diagrama básico del generador Los módulos fotovoltaicos son los encargados de transformar la energía solar en energía eléctrica, generando una corriente continua proporcional a la irradiación solar recibida. Esta corriente se conduce al inversor, que utilizando la tecnología electrónica de potencia, la convierte en corriente alterna en baja tensión, con unos parámetros eléctricos técnicos y de calidad (tensión, frecuencia, armónicos) similares e incluso superiores a los de la red eléctrica. La conexión en paralelo de las distintas ramas del generador fotovoltaico se realizará en las cajas de conexiones. Estas cajas se caracterizan por ser adecuadas para intemperie (IP65) y presentar protección contra los rayos ultravioletas. Las cajas de conexiones incorporan fusibles seccionables para cada una de
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 10 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería las ramas en que se divide el generador fotovoltaico. Estos dispositivos actúan como elementos de protección para el campo fotovoltaico permitiendo aislar cada rama del resto del generador fotovoltaico. La conexión del conjunto de instalaciones se realiza en baja tensión a una estación transformadora de FECSA-ENDESA, que elevará la tensión hasta 25 kV. El centro de transformación se ubicará en un terreno cedido por la propiedad de la parcela. El coste de la construcción del centro de transformación será asumido por el promotor del proyecto. La energía generada por cada una de las instalaciones individuales que conforman el parque, será medida por su correspondiente contador, y se venderá a la empresa distribuidora tal y como marca el Real Decreto 436/2004 del 12 de Marzo. Dado que en la instalación se emplean varios inversores, cada uno con su generador fotovoltaico de forma independiente, esto le confiere al parque fotovoltaico una gran modularidad, por lo que facilita las futuras ampliaciones, así como las operaciones de mantenimiento. 2.4 Módulos fotovoltaicos Para la realización de este proyecto se propone la utilización del módulo SUNTECH STP210 18/UB, fabricado con células de silicio policristalino de elevado rendimiento. Características físicas del módulo SUNTECH STP210 18/UB Dimensiones (mm) 1492x992x35 Peso (kg) 16,8 Número de células 54 (6x9) Tabla 2.4 – Características físicas modulo
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 11 Características eléctricas del módulo SUNTECH STP210 18/UB Potencia pico STC (Wp) 210 Isc - Corriente de cortocircuito (A) 8,33 Imp - Corriente de máxima potencia 7,95 Voc - Tensión de circuito abierto (V) 33,6 Vmp - Tensión de máxima potencia (V) 26,4 Tabla 2.5 - STC: Condiciones de test estandar: I=1000W/m2, Temperatura del modulo=25º, AM= 1,5 De acuerdo con la solución propuesta, el generador solar estará conformado por cincuenta instalaciones individuales de 115,92 kWp, lo que representa un total de 5.796 kWp. Cada una de estas instalaciones estará formada por tres seguidores solares. La energía producida por los paneles fotovoltaicos de cada generador se conducirá a un inversor, ubicado en la columna del seguidor central. Cada uno de estos seguidores se alimentará por 8 ramas (strings) de 23 paneles conectados en serie. Por lo tanto, cada generador está compuesto por 1 inversor de 100kW (115,92kWp), con lo que se alcanza una potencia de conexión a red de 100 kW por instalación. Características del generador Numero de paneles en cada seguidor 184 Potencia pico de cada seguidor (kWp) 38,64 Número de seguidores en cada generador (PV-XXX) 3 Numero de paneles en cada generador 552 Potencia pico en cada generador (kWp) 115,92 Tabla 2.6 – Características generador Características eléctricas de cada rama Isc - Corriente de cortocircuito (A) 8,33 Imp - Corriente de máxima potencia 7,95 Voc - Tensión de circuito abierto (V) 772,8 Vmp - Tensión de máxima potencia (V) 607,2 Potencia pico STC (Wp) 4.830 Numero de módulos en serie 23 Tabla 2.7 – Características eléctricas del ramal Características eléctricas de cada seguidor Isc - Corriente de cortocircuito (A) 66,64 Imp - Corriente de máxima potencia 63,6 Voc - Tensión de circuito abierto (V) 772,8 Vmp - Tensión de máxima potencia (V) 607,2 Potencia pico STC (Wp) 38.640 Numero de módulos en serie 23 Numero de módulos en paralelo 8
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 12 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 2.5 Seguidor solar. La orientación del generador fotovoltaico será variable, ya que mediante los seguidores solares se sigue la trayectoria del sol. De este modo, se maximiza la energía solar incidente sobre el generador a lo largo del año para la localidad en la que se ubica el parque. El seguidor solar orienta los paneles fotovoltaicos de forma que la radiación solar directa es en todo momento perpendicular a la superficie de los mismos, obteniéndose así la máxima producción eléctrica posible, pudiendo aumentar la producción de una instalación fotovoltaica hasta un 40%. Los seguidores solares se utilizan para mejorar la producción de los paneles fotovoltaicos captando la máxima radiación de energía solar durante el mayor tiempo posible, a través de sistemas que siguen la trayectoria del sol. Características En este caso se utilizarán 3 seguidores solares ADES 8F23M para cada una de los generadores. Como características principales destacan: • Seguidor solar a dos ejes. • Columna autoventilada si el inversor se alojase en su interior. • Paneles fotovoltaicos a diferente nivel a dos vertientes que permiten una mejor ventilación y un menor coeficiente de resistencia al viento. • Posición de protección nocturna y ante fuertes vientos. Características físicas del seguidor Configuración 8 Filas de 23,4m Área (m 2 ) 318 Longitud máxima módulos (mm) 1.700 Diámetro/Altura de la columna (m) 1,4 – 1,22 / 1.885 Ángulo de inclinación regulable Entre 5º y 50º Barrido acimutal máximo 250º Seguimiento solar Seguimiento azimutal Automatizado, precisión ± 4º Inclinación segundo eje Automatizado. Tabla 2.9 – Características físicas seguidor
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 13 Características mecánicas del seguidor Ráfagas de viento Estructura calculada para resistir hasta 160km/h en posición seguridad. Peso de la estructura (kg) 8.600 Nº de dientes de la corona / piñón 124 / 12 Dimensión de cimentación / hormigón. Terreno σ= 1kg/cm2 6,5 x 6,5 x 0,5 + Enano 2 L = 1,33 / 27 m3 Tabla 2.10 - Características mecánicas del seguidor. Estructura del seguidor El diseño y cálculo de los perfiles metálicos que conforman el seguidor se realiza en base a las consideraciones de la normativa EA-95 “Estructuras de Acero en edificación”, según métodos elásticos y inelásticos. Todos los elementos estructurales del seguidor se realizan de acero galvanizado en caliente con un recubrimiento mínimo de 80 micras, para garantizar larga vida a la intemperie. La estructura metálica del seguidor está formada por los siguientes elementos: Soportes de paneles. Se instalan una serie de soportes equidistantes a lo largo de las filas porta-paneles, donde se colocarán los paneles fotovoltaicos. Filas porta-paneles. Consisten en tubos calibrados donde se ubicarán los soportes de paneles. Se unirán con los dos bastidores articulados a través de bridas intermedias. Bastidores articulados. Los bastidores articulados son dos vigas armadas de sección variable a dos vertientes, articuladas en su punto medio mediante un bulón que se fija a las placas extremas de los
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 14 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería brazos de soporte. En el alma inferior existe una segunda articulación, descentrada, que conecta con el extremo libre de los cilindros hidráulicos. Brazo de soporte. El brazo de soporte es un elemento estructural en diedro, en cuya parte central inferior existe una brida circular horizontal empernada al aro dentado interior del rodamiento de orientación azimutal. Columna. La columna es un componente estático de forma tronco-cónica, cuya base inferior se atornilla a la virola de la cimentación. Cimentación La estructura del seguidor se ancla al terreno mediante cimentación, que transmite los esfuerzos estructurales al terreno y proporciona la estabilidad necesaria a la máquina frente a acciones horizontales. La cimentación se realizará a través de una zapata cuadrada, flexible, de tipo superficial y de hormigón armado con parrilla de barras de acero corrugado. El anclaje del seguidor a las zapatas se realizará mediante una virola de acero cilíndrica y una serie de barras corrugadas radiales que minimizan el riesgo de fisuración de la zapata. 2.6 Inversor El inversor tiene un rango de tensiones de entrada (DC) amplio, sin embargo, para alcanzar el punto óptimo de funcionamiento del mismo se empleará la configuración descrita con anterioridad. Los módulos SUNTECH STP210 18/UB generan 26,4 VDC de tensión nominal, lo que proporciona una tensión nominal del generador fotovoltaico de 607,2VDC. Cada inversor será alimentado por un total de 552 paneles fotovoltaicos. El inversor Solar Max 100C automáticamente controla el arranque y la parada. Incorpora un sistema avanzado de seguimiento de la potencia máxima (MPPT) para maximizar la energía obtenida de los paneles fotovoltaicos. Para minimizar las pérdidas durante el proceso de inversión, utiliza tecnología de conmutación mediante transistores bipolares de puerta aislada (IGBTs). Se pueden paralelizar múltiples inversores para instalaciones de más potencia. Diseñado para las instalaciones fotovoltaicas europeas, el inversor Solar Max cumple con todos los requisitos CE y ha sido certificado por TÜV Rheinland. Las principales características son las siguientes: • Controles mediante procesador digital de señal (DSP) con autodiagnósticos y panel LCD para visualizar el estado operativo. • El inversor posee desconectadores y seccionadores. • Detección de fallos de sobretensión, infratensión y protección de frecuencia provocando la parada del inversor. • Protección anti-isla que previene la generación de energía en caso de corte de energía. • El usuario puede definir los puntos de potencia en función de los paneles, así como los periodos de tiempo para personalizar las secuencias de arranque y parada. • Software gráfico para comunicación y control en tiempo real.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 15 Características eléctricas del inversor SOLARMAX 100C Potencia nominal salida AC (kW) 100 Potencia nominal entrada DC (kW) 100 Tensión nominal salida AC (V) 3x400 Tensión máxima entrada DC (V) 900 Factor de potencia 0.98 Corriente máxima de entrada DC (A) 225 Corriente máxima de línea AC (A) 153 Distorsión corriente AC <4% Rango de seguimiento de potencia (PPT) DC (V) 430…800 Eficiencia pico 96% Euro eficiencia 94.8% Perdidas en reposo (W) 2…7 Tabla 2.11 - Características eléctricas del inversor Características físicas del inversor SOLARMAX 100C
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 16 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería Anchura (mm) 1.200 Altura (mm) 800 Espesor (mm) 1.300 Peso (kg) 935 Tabla 2.12 - Características físicas del inversor. 2.7 Instalación eléctrica La instalación eléctrica se llevará a cabo según la normativa vigente, y en todo momento su diseño tiene en cuenta el disminuir las pérdidas de generación al mínimo recomendable. Se instalarán todos los elementos de seccionamiento y protección indicados en el RD1663/2000. Comprende la instalación en baja tensión de la interconexión de las ramas de módulos fotovoltaicos, la interconexión de los grupos con las cajas de conexiones y de ahí a inversores. Se realizará la acometida trifásica en baja tensión desde el inversor hasta los contadores, y desde contadores hasta el Centro de Transformación. Todo conducido a través de canalizaciones adecuadas a cada disposición. El sistema eléctrico contará con los siguientes elementos de protección que dividirán el generador PVXXX en diversas áreas, con lo que se maximiza la vida útil del generador, y la continuidad de la producción. • 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. • Interruptor automático diferencial, como protección contra derivaciones en la parte de alterna de la instalación. • 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: • En frecuencia: 49 - 51 Hz • 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. • Aislamiento clase II en todos los componentes: módulos, cableado, cajas de conexión, etc. • Varistores entre positivo y tierra y negativo y tierra para el generador fotovoltaico, contra sobretensiones inducidas por descargas atmosféricas (incluido en inverso). • 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 mínimoIP65 y los de interior IP32.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 23 Valor medio anual de la irradiación solar global diaria en superficie horizontal en (MJ/m2) 4.3.1 Radiación solar directa y difusa La radiación solar que incide sobre la superficie terrestre se puede aceptar formada por dos componentes: directa y difusa. La radiación directa es aquella que alcanza la superficie directamente desde el sol, mientras que la difusa procede de toda la bóveda celeste y se origina sobre todo en las interacciones (difusión y absorción) de la radiación solar con los componentes atmosféricos. Cuando se mide la componente directa de la radiación solar es necesario utilizar un dispositivo seguidor del movimiento aparente del sol, de tal manera que la radiación procedente del disco solar sea la que incide sobre el sensor de radiación correspondiente. Esa medida es la llamada componente normal de la radiación directa. Otras veces, sin embargo, la componente directa de la radiación se calcula a partir de las medidas de la radiación global horizontal y de la difusa horizontal. En ese caso, la componente directa que se obtiene como diferencia entre ellas es la componente horizontal (proyección horizontal) de la radiación directa (ver figura) y se relaciona con la componente normal como se indica en la figura. Distribución anual de la irradiación global horizontal, directa normal y difusa horizontal diaria.
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 24 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería . Componente horizontal y normal de la radiación directa En la siguiente figura se tiene un esquema en el que se representan los valores aproximados de la irradiancia máxima en días con diferente nivel de nubosidad. En él se indica que en los días muy nubosos la componente difusa es la predominante y en los días claros, lo es la directa. Irradiancia global en varios estados del tiempo. 5 JUSTIFICACIÓN DE LA SOLUCIÓN ADOPTADA 5.1 Emplazamiento La ubicación de la instalación en L’Ametlla de Mar (Tarragona) ha sido elegida ya que sus condiciones meteorológicas son muy favorables (temperatura media alta, escasos días con niebla, irradiación media anual alta,…) comparadas con otras posibles ubicaciones alrededor de Catalunya. Además los terrenos son relativamente llanos, libres de sombras (únicamente hay pasto arbustivo) y orientados al Sur. El impacto medioambiental al que está sometida la zona es relativamente bajo, gracias a que dicha ubicación está clasificada como zona de sensibilidad ambiental baja y económicamente estos terrenos tienen bajo interés. Otro punto a favor se encuentra en el emplazamiento. Está bien comunicado por carretera, por la AP-7 y la N-340, mar, puerto de L’Ametlla de Mar, y vía ferrocarril. Existe una línea eléctrica de evacuación de M.T. cerca de los terrenos. 5.2 Componentes generador fotovoltaico El diseño de la instalación a girado en torno al mayor aprovechamiento de la radiación solar, por esto se
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 25 ha elegido un seguidor de doble eje y unos paneles fotovoltaicos de alto rendimiento. Los paneles fotovoltaicos se han seleccionado por su gran relación: rendimiento (14,3%), potencia ofrecida y tamaño contenido. Además de unos costes muy competitivos. El rendimiento que obtenemos con este tipo de estructura es superior al que ofrecen el resto de estructuras que podemos encontrar en el mercado. En comparación con una estructura fija inclinada esta ofrece una ganancia que ronda el 40%. El seguidor solar orienta los paneles fotovoltaicos de forma que la radiación solar directa es en todo momento perpendicular a la superficie de los mismos, obteniéndose así la máxima producción eléctrica posible. Gracias a ofrecer un seguimiento de la trayectoria solar aumentamos la energía inyectada al inversor. La gran superficie que ofrece este seguidor mejora la densidad de potencia instalada optimizando el espacio ocupado. Al tener la plataforma elevada este tipo de seguidores permiten la compatibilidad con otros usos, como pueden ser la ganadería y la agricultura. La altura de los seguidores dificulta los robos de paneles y los actos vandálicos que se puedan producir. Se ha elegido la instalación de un inversor trifásico de 100kW para centralizar la energía inyectada por el grupo, reduciendo los costes de la central. Este ofrece un rendimiento alto (94,6) y una potencia máxima en CC alta para poder exprimir al máximo la superficie ofrecida en el seguidor. Además ofrece tres entradas independientes para volcar la energía inyectada por cada uno de los seguidores y mediante las cajas de conexiones podemos tener un control total de las corrientes de rangos, como de la merma de rendimiento y protección contra sobretensiones. La configuración del generador (3 seguidores por cada inversor) ha sido elegida para disminuir los costes totales de la instalación. Como alternativa a esta configuración del grupo generador se pensó en instalar para cada seguidor un inversor de 33kW, reduciendo así el cableado y las perdidas en CC, pero el aumento de la inversión no justificaba un aumento excesivo de las perdidas del transporte en CC. También se tuvo en cuenta el posible fallo del inversor, el cual provocaría una mayor pérdida de energía inyectada en el caso de la instalación del inversor de 100kW en contra de los 3 de 33kW. Pero mediante un mantenimiento exhaustivo de la instalación, las posibles paradas serán las mínimas y programadas para que el funcionamiento de este se prolongue en el tiempo. 5.3 Conexión con la compañía eléctrica Existen diversas alternativas para la conexión a la red eléctrica de huertas solares de potencia superior a 100 kVA. Debido a que la cantidad de energía a inyectar en la red, la conexión se deberá realizar en media tensión. A continuación se describen cada una de las alternativas. La alternativa 1 se encuentra dentro del ámbito de aplicación del RD 1663/2000, considerándose una instalación de Baja Tensión y por lo tanto la prima será del 575% TMR. Como inconveniente se deberá considerar el coste de la construcción del centro de transformación. La alternativa 2 no se encuentra dentro del ámbito de aplicación del RD 1663/2000, suponiendo una
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 26 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería alteración de la prima, reduciéndose al 300% TMR. La alternativa 3 no se encuentra dentro del ámbito de aplicación del RD 1663/2000, y además contradice el espíritu del RD 436/2004 de compartir las infraestructuras de conexión. El hecho de que cada instalación de 100 kW vierta la energía a un centro de transformación, implica un aumento de las pérdidas y del coste económico. Por lo tanto la solución adoptada (alternativa 1) es aquella que nos permite recibir la mayor prima económica con el menor coste energético y económico posible. 5.4 Ubicación de inversores Debido a las dimensiones y la potencia del inversor las necesidades de ventilación que tiene para su correcto funcionamiento se han descartado su instalación en el interior del tronco de alguno de los seguidores que conforman el grupo generador. La opción elegida para solucionar tal problema es la instalación de una caseta de obra, ubicándola juntamente con las protecciones eléctricas y los contadores eléctricos de cada grupo generador. Al situar el inversor fuera del tronco aumentamos el metraje de línea en CC afectando negativamente en las perdidas del conjunto, pero estas pérdidas producidas no afectan excesivamente al conjunto de pérdidas de la instalación. 5.5 Centro de media tensión Para evacuar los 5MW de la instalación se ha decidido utilizar 3 transformadores trifásicos de BT/MT de 2 MW (en total 6MW), cada uno en su propio dentro de MT. Se ha optado instalar tal potencia para realizar una ampliación de la huerta en la segunda fase del proyecto. Se contemplo la opción de instalar dos transformadores de 3MW pero esta configuración fue descartada. Ya que al instalar la configuración elegida se pretende reducir las pérdidas de inyección de energía a la red de distribución ocasionadas por las paradas programadas para realizar el mantenimiento o para posibles fallos de instalación de MT. También se descarto la instalación de un transformador de 6MW, porque aun teniendo un coste inferior al realizar una parada de mantenimiento la instalación no podría inyectar energía a la red. Las potencias inferiores se desestimaron por aumentar el coste de la instalación. La utilización del transformador trifásico sumergido en aceite se debe a que el coste de este es inferior al de los otros sistemas que podemos encontrar en el mercado (resina, seco…) y que debido a la ubicación de la instalación (se encuentra en una zona no urbana) el riesgo de incendio del centro de media tensión es bajo. 6 OBRA CIVIL La obra civil comprende varios aspectos, entre los que destacan, el acondicionamiento del terreno para la instalación de los seguidores, la elaboración de las cimentaciones de las estructuras, así como la realización de zanjas para las acometidas eléctricas de cada uno de los generadores PV-XXX. Por otra parte se contemplará todos los movimientos de tierras necesarias, para la ubicación y construcción de la caseta de instalaciones.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 27 6.1 Lindes de la parcela La parcela en cuyo terreno se va a instalar la huerta solar linda por el sud-oeste con la carretera de la Punta de Calafat, mientras que por sud-este linda con la N-340.El resto de parcela linda con parcelas ajenas a la instalación. El acceso al parque se realizará mediante la carretera de la Punta de Calafat y no directamente desde el sur-este ya que este zona de la parcela es muy agreste. 6.2 Adecuación del terreno A partir del plano topográfico de la parcela existente, y evitando el mayor número de desplazamientos de tierras, se ha propuesto la disposición del perfil principal para evitar la existencia de sombras entre seguidores. Una vez colocado el perfil principal se retocará el resto de la topografía para que la misma sea homogénea en cuanto a perfiles. En los planos adjuntos puede observarse el perfil topográfico y explanación propuesta. En la explanación propuesta se ha respetado la escorrentía natural de la parcela, con sus vertientes y cauces naturales antes de la actuación propuesta. 6.3 Canalizaciones 6.3.1 Tipología Se dispondrán de zanjas según planos para el discurso de los cables tanto de continua como de alterna con especial cuidado de no mezclar tierras. Las canalizaciones estarán constituidas por tubos plásticos, dispuestos sobre lecho de arena y debidamente enterrados en zanja. Las características de estos tubos serán las establecidas en la NI 52.95.03. En cada uno de los tubos se instalará un solo circuito, evitándose en todo lo posible los cambios de dirección de éstos. En los puntos donde éstos se produzcan, se dispondrán preferentemente de calas de tiro y excepcionalmente arquetas ciegas, para facilitar su manipulación. Las zanjas tendrán una anchura mínima de 0,35 m, para la colocación de los tubos, aumentando la anchura en función del número de tubos a instalar. En el fondo de la zanja y en toda la extensión se colocará una solera de limpieza de 0,05 m de espesor de arena, sobre la que se depositarán los tubos dispuestos por planos. A continuación se colocará otra capa de arena con un espesor de 0,10 m por encima de los tubos y envolviéndolos completamente. Por último, se realizará el relleno de la zanja, dejando libre el firme y el espesor del pavimento. Para este rellenado se utilizará tierra procedente de la excavación o zahorras y arena. A continuación se colocará una capa de tierra vegetal, permitiendo la plantación de árboles y arbustos. 6.3.2 Cruzamientos En los casos en los que existan 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
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 28 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería en el plano superior queden a una profundidad mínima de 0,70 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. 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. 6.3.3 Proximidades 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 alta. 6.4 Cimentación del seguidor 6.4.1 Informe geotécnico Geotécnicamente, el terreno es de grano fino, plasticidad baja y desde el punto de vista de resistencia, se puede catalogar entre medio-denso y denso. El terreno se trata de limos arcillosos de color marrónanaranjado de clase ML CL según clasificación de U.S.C.S. El ensayo normal de penetración según la Norma UNE 7308:74 es de N15 = 15 golpes. El ensayo de resistencia a compresión simple según la Norma UNE 7402:77 es de qu = 1,5 kg/m2. 6.4.2 Cimentación La cimentación se realizará a través de una zapata cuadrada, rígida, de tipo superficial y de hormigón armado con parrilla de barras de acero corrugado. Las dimensiones en planta de la zapata se obtienen del cálculo geotécnico (comprobación de presiones y asientos del terreno), mientras que el canto se obtiene del cálculo estructural (dimensionado de la zapata como elemento de hormigón armado). Se empleará un hormigón HA-25/P/20/IIa, fabricado con árido rodado de 20 mm de tamaño máximo, y un armado del tipo B-500-S y se dispondrá una capa de 10 cm de hormigón de limpieza HM-10, creando una superficie plana y horizontal de apoyo de la zapata. Las zapatas son cuadradas con unas dimensiones 650 x 650 x 50 cm con un recubrimiento de 7 cm. Se dispondrá de armado superior e inferior ambas direcciones con barras corrugadas de acero B500-S de diámetro Ø12. La unión del seguidor a las zapatas se realizará mediante una placa de anclaje de acero y de pernos a 90°repartidos a lo largo de la placa de anclaje. Las dimensiones de la placa de anclaje son 1650 x 1650 x 25 mm, realizado con acero A-42. La placa de anclaje dispondrá de rigidizadores aumentando la resistencia de ésta. Se dispondrán 10 pernos de diámetro Ø30 y de 50 cm de longitud, con una disposición de la patilla a 90º, que permite un correcto anclaje con la zapata.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 29 7 INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE BAJA TENSIÓN Existirán dos instalaciones eléctricas independientes: la de generación y la de consumo. La instalación eléctrica de generación comprende desde el cableado de los paneles fotovoltaicos hasta el centro de transformación, para su posterior venta a la compañía eléctrica. La instalación eléctrica de consumo comprende desde el centro de transformación hasta los puntos de consumo (inversores, electrodomésticos, ordenadores, etc.). 7.1 Descripción del sistema El parque fotovoltaico dispondrá de un suministro de red trifásico a 400 V, tres fases, cuatro conductores, neutro conectado a tierra, 50 Hz. La potencia instalada será de 326 kW. La contratación se realizará en la modalidad de baja tensión. La instalación constará de un cuadro general que alimentará los consumos de la instalación y de dos cuadros secundarios: el cuadro de seguidores y el cuadro de iluminación exterior. Cada instalación fotovoltaica PV-XXX dispondrá de un cuadro secundario que alimentará los tres seguidores del grupo. 7.2 Instalaciones de enlace 7.2.1 Cajas generales de protección Las cajas serán del tipo establecido por la Empresa Suministradora con sus normas particulares. Serán precintables y responderán a las características eléctricas constructivas señaladas en la norma UNESA 1403B. En su interior se instalarán cortacircuitos fusibles en todos los conductores de fase o polares, con poder de corte al menos igual a la corriente de cortocircuito posible en el punto de su instalación. Dispondrán, además de un borne de conexión para el conductor neutro y otro para la puesta a tierra de la caja. Las cajas generales de protección se instalarán en montaje de superficie en un punto de tráfico general con fácil y permanente acceso. Características eléctricas Intensidad nominal (A) 315 Tensión nominal (V) 400 Tensión de aislamiento (V) < 1000 Poder de corte (kA) 20 Grado de protección IP307 Tabla 2.13 – Características cajas generales de protección. 7.2.2 Líneas repartidoras Al tratarse de un suministro a un solo abonado las líneas repartidoras y derivación individual pasan a ser una misma línea que adopta las funciones de derivación individual. Las protecciones situadas en el interior de las cajas generales de protección, enlazarán directamente con los correspondientes conjuntos
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 30 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería de protección y medida donde estarán situados los contadores del abonado y los dispositivos privados de control y protección. Las lindas de enlace estarán constituidas por conductores de cobre con aislante de polietileno reticulado (PRC) para 1.000 V de servicio, según designación UNE RV 0,6/1 kV, canalizados sobre bandejas metálicas provistas de tapa registrables IP.4X9 (Clasificación M1 según UNE 23-727-90). 7.2.3 Conjunto de protección y medida Los contadores de corriente se colocan junto a la caja general de protección, empotrando todo el conjunto en la obra de fábrica de la cerca que delimita la propiedad y se montarán en cajas de doble aislamiento y precintables por la compañía suministradora. La colocación de los contadores, según la Instrucción MI BT 015, se realizará a una altura mínima de 0,5 metros del suelo y a una máxima de 1,8 metros. Las dimensiones de este recinto serán las fijadas en la norma UNE 410-6. Los diferentes elementos que constituyen cada una de las diversas unidades quedaran ubicados en el interior recubiertos de doble aislante precintables, según RU 1410 B. Características eléctricas Intensidad nominal (A) 160 Tensión nominal (V) 400 Tensión de aislamiento (V) < 1000 Poder de corte (kA) 20 Grado de protección IP307 Tabla 2.14 – Características Conjunto de protección y medida. 7.3 Cuadro principal (CPM) Las características constructivas serán las señaladas en el Pliego de Condiciones (Cuadros eléctricos de distribución). Los cuadros y sus componentes estarán construidos de acuerdo con las normas y recomendaciones UNEEN-60439.1 y CE-439.1. Todos los materiales de plástico responderán al requisito de autoextinguibilidad, según la norma CEI-695.2.1. La estructura del cuadro será metálica y de concepción modular ampliable. La puerta frontal será transparente y estará provista de una cerradura con llave. Se cuidará que exista una adecuada ventilación del interior de los cuadros disponiendo ventanas laterales con forma de celosía que permitan la entrada de aire pero que impidan el acceso de cuerpos extraños. Se dimensionará el cuadro en espacio y elementos básicos para ampliar su capacidad en un 30% de la inicialmente prevista. El grado de protección será de IP/437. 7.3.1 Elementos de maniobra y protección Todas las salidas estarán constituidas por interruptores automáticos de baja tensión que deberán cumplir las condiciones fijadas en el Pliego de Condiciones (Interruptores automáticos compactos), equipados con relés magnetotérmicos regulables o unidades de control electrónicos con los correspondientes
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 31 captadores. Las salidas correspondientes al suministro preferente estarán dotadas de telecontrol. Poder de corte: 25 kA. Estos interruptores incorporarán, generalmente, una protección diferencial regulable en sensibilidad y tiempo, de acuerdo con las características que se señala en la citada Especificación Técnica. Todos los elementos cumplirán la normativa general CEI-497 i UNE 60.947 Características eléctricas Intensidad nominal (A) <630 Tensión nominal (V) 400 Tensión de aislamiento (V) < 1000 Poder de corte (kA) < 25 Grado de protección IP437 Tabla 2.15 – Características elementos de maniobra y protección 7.4 Líneas a cuadros secundarios Son las líneas de enlace entre el cuadro principal (CPM) y los cuadros secundarios de zona. Los conductores utilizados para estas lindas son de cobre con aislante de polietileno reticulado, no propagador de incendios y sin emisión de humos ni gases tóxicos ni corrosivos, y corresponderán a la designación RDt 0,6/1 kV. Se canalizarán sobre bandejas de acero galvanizadas en caliente con tapa registrable. Las lindas para la alimentación a cuadros de gran potencia estarán constituidas por canalizaciones eléctricas de barras de las características señaladas para las líneas principales. Para el cálculo de la sección de estas líneas se deberá considerar una caída de tensión máxima de 1,5 %. 7.5 Cuadros secundarios En cada zona se situará un cuadro de control y protección para los circuitos eléctricos de su influencia. Las características constructivas de estos cuadros serán las observadas en las Pliego de Condiciones (Cuadros eléctricos de distribución). Se dimensionarán los cuadros en un espacio y elementos básicos para ampliar su capacidad en un 30 % de la inicialmente prevista. El grado de protección será de IP.437. Los cuadros y sus componentes serán proyectados, construidos y conexionados de acuerdo con las siguientes normas y recomendaciones. • UNE-EN 60439.1 • CEI 439.1 Características eléctricas Intensidad nominal (A) <630 Tensión nominal (V) 400 Tensión de aislamiento (V) < 1000
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 32 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería Poder de corte (kA) <25 Grado de protección IP437 Tabla 2.16 – Características cuadros secundarios 7.5.1 Elementos de maniobra y protección El interruptor general será del tipo automático compacto, que deberá cumplir con las condiciones fijadas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión con relés magnetotérmicos regulables. Poder de corte mínimo: 6 kA. El interruptor general será del tipo manual en carga, en caja moldada aislante, de corte plenamente aparente, con indicación de “sin tensión” sólo cuando todos los contactos estén efectivamente abiertos y separados por una distancia conveniente. Todas las salidas estarán constituidas por interruptores automáticos magnetotérmicos modulares para control y protección de circuitos contra sobrecargas y cortocircuitos, de las características siguientes: Características eléctricas Calibres (A) 5 a 125A Tension nominal (V) 400 Frequencia (Hz) 50 Poder de corte (kA) 40 Tabla 2.17 – Características elementos de maniobra y protección. Todas las salidas estarán protegidas contra defectos de aislamiento mediante interruptores diferenciales de las siguientes características: Características eléctricas Calibres (A) 40 Tensión nominal (V) 230-400 Sensibilidad iluminación y tomas corriente (mA) 30 Sensibilidad maquinaria (mA) 300 Tabla 2.18 – Características interruptores diferenciales 7.6 Instalación interior 7.6.1 Cables Se realizará con conductores de cobre con aislante de polietileno reticulado de XLPE, no propagador de incendios y sin emisión de humos ni gases tóxicos y corrosivos para 1.000 V en servicio y con UNE RDT 0,6/ 1 kV. 7.6.2 Tubos • Ejecución superficie: Serán de acero galvanizado blindado roscado.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 39 la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1,5 %, para la intensidad nominal.” Por lo tanto dado que la máxima intensidad del generador fotovoltaico será la relativa a la máxima potencia de salida del inversor, los tramos de cableado deberán diseñarse para soportar una intensidad. , Y la sección transversal del cable será aquella cuya intensidad máxima admisible Iz sea mayor o igual a la Imax calculada Por tratarse de instalaciones clasificables como redes subterráneas de distribución en baja tensión, la intensidad máxima admisible (Iz) para la sección seleccionada se obtendrá de las tablas de la Norma UNE 20.435 y el REBT en su ITC-BT-07. Esta intensidad deberá ser corregida de acuerdo a la temperatura de operación y las condiciones de instalación. Un aspecto a 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. 8.4 Tubos protectores El cableado se ubicará en el interior de tubos protectores rígidos. Se distinguirán los tubos colocados en el seguidor, tanto en la parrilla de paneles como en la columna, los enterrados y los ubicados en la sala de contadores y en el centro de transformación. Los tubos deberán tener un diámetro tal que permitan un fácil alojamiento y extracción de los cables, así como deberán cumplir lo establecido en el ITC-BT-21. 8.4.1 Tubos en canalizaciones empotradas El cableado de los seguidores, de la sala de contadores y del centro de transformación será en tubos rígidos en canalizaciones empotradas. Los tubos se fijarán a las paredes o techos por medio de bridas o abrazaderas protegidas contra la corrosión y sólidamente sujetas. La distancia entre éstas será, como máximo, de 0,5 m. Se dispondrán de fijaciones de una y otra parte en los cambios de dirección, en los empalmes y en la proximidad inmediata de las entradas en cajas o aparatos. Se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que se instalen, curvándose o usando los accesorios necesarios. 8.4.2 Tubos en canalizaciones enterradas El cableado que une los inversores hasta los contadores transcurre en tubos rígidos en canalizaciones enterradas. El trazado de las canalizaciones se realizará siguiendo líneas lo más recto posible, disminuyendo, en lo posible, los cambios de direcciones.
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 40 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 8.5 Protecciones eléctricas en continua Lo que sigue expone las protecciones empleadas en la sección de continua de la instalación, correspondientes desde generador fotovoltaico hasta los terminales de entrada del inversor. 8.5.1 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 son agrupados hasta la caja de conexión del generador. 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. Por lo tanto la protección contra cortocircuitos en el generador fotovoltaico, por fallas en el aislamiento o falla en la protección a tierra, se recomienda realizarla mediante el uso de sistemas de protección de corte automático, sensible a las tensiones de contacto en corriente continua. Tal y como se mencionó anteriormente el inversor contiene esa protección en su interior. Si la instalación llegase a ser de grandes dimensiones habría que incluir más de este tipo de protecciones repartida en las diversas ramas que conformen al generador, para protegerlo en toda su extensión. 8.5.2 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. , Adicionalmente, para evitar cortes imprevistos en la producción energética, la corriente nominal del
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 41 fusible (In) vendrá dada por la expresión. 1,25 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. 8.5.3 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. 8.6 Protecciones eléctricas en alterna A continuación se describen las protecciones a emplear en la sección de alterna del generador, que se dispone a partir de los terminales de salida del inversor hasta el punto de conexión, cumpliendo con lo expuesto en cuanto a consideraciones técnicas en el Real Decreto 1663/2000. 8.6.1 Interruptor automático magnetotérmico individuales El calibre del interruptor para protección de sobrecargas deberá cumplir lo señalado en la norma EN 60269. I diseño de línea > I asignada al dispositivo de protección > I admisible de línea Además según lo señalado en el RD 1663/2000 el interruptor magnetotérmico deberá tener una intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. 8.6.2 Interruptor automático general De igual forma el calibre del interruptor para protección de sobrecargas deberá cumplir lo señalado en la norma EN 60269. I diseño de línea > I asignada al dispositivo de protección > I admisible de línea Por otra parte según indicaciones de la empresa distribuidora en su documento NTP Instalaciones fotovoltaicas interconectadas a la red de media tensión de FECSA ENDESA (NTP-FVMT. Junio 2009), el magnetotérmico general estará ajustado como máximo al 130% de la potencia de la instalación. Y según lo señalado en el RD 1663/2000 el interruptor magnetotérmico deberá tener una intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto de conexión. 8.6.3 Interruptor diferencial automático Cumpliendo con lo establecido en el RD 1663/2000 y el documento NTP-FVMT. Junio 2009, la instalación contará con un interruptor automático diferencial de 30 mA de sensibilidad en la parte CA, para proteger de derivaciones en este circuito.
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 42 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 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. 8.6.4 Interruptor general manual Según RD 1663/2000 es necesario incluir un interruptor general manual para la compañía de calibre adecuado, con intensidad de cortocircuito superior a la señalada para el punto de conexión por la compañía distribuidora. Tendrá un poder de corte contra cortocircuitos superior al señalado por la compañía eléctrica en el punto de conexión a la red. Este interruptor, se ubicará en el cuadro de contadores de la instalación fotovoltaica, será accesible sólo a la empresa distribuidora, con objeto de poder realizar la desconexión manual que permita la realización, de forma segura, de labores de mantenimiento en la red de la compañía eléctrica. De esta forma el magnetotérmico actuará antes que el interruptor general manual para la compañía, salvo cortocircuitos de cierta importancia provenientes de la red de la compañía. 8.6.5 Proteccion de la calidad de suminstro En la ITC-BT-40 se recogen algunas especificaciones relacionadas con la calidad de la energía inyectada a red en instalaciones generadoras, que se especifican con más detalle en el RD 1663/2000. 8.6.6 Interruptor automático de conexión Realiza la desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento. Los valores de actuación para máxima y mínima frecuencia, máxima y mínima tensión serán, según el R.D. 1663/2000, de: • En frecuencia: 49 – 51 Hz • En tensión: 0,85 ·Um – 1,1·Um El rearme del sistema de conmutación y, por tanto, de la conexión con la red de baja tensión de la instalación fotovoltaica será automático, una vez restablecida la tensión de red por la empresa distribuidora. Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia y en tal caso las maniobras automáticas de desconexiónconexión serán realizadas por éste. Éste sería el caso que nos ocupa, ya que el inversor SOLARMAX 100C, tiene estas protecciones incluidas. Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones normales de suministro de la red. El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser activado manualmente. El estado del contactor («on/off»), deberá señalizarse con claridad en el frontal del equipo, en un lugar destacado. Al no disponer el inversor seleccionado de interruptor on/off, esta labor la realizará el magnetotérmico
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 43 accesible de la instalación, que se instalará junto al inversor. En caso de que se utilicen protecciones para las interconexiones de máxima y mínima frecuencia y de máxima y mínima tensión incluidas en el inversor, el fabricante del mismo deberá certificar: • Los valores de tara de tensión. • Los valores de tara de frecuencia. • El tipo y características de equipo utilizado internamente para la detección de fallos (modelo, marca, calibración, etc.). • Que el inversor ha superado las pruebas correspondientes en cuanto a los límites de establecidos de tensión y frecuencia. Mientras que, de acuerdo con la disposición final segunda del presente Real Decreto, no se hayan dictado las instrucciones técnicas por las que se establece el procedimiento para realizar las mencionadas pruebas, se aceptarán a todos los efectos los procedimientos establecidos y los certificados realizados por los propios fabricantes de los equipos. En caso de que las funciones de protección sean realizadas por un programa de «software» de control de operaciones, los precintos físicos serán sustituidos por certificaciones del fabricante del inversor, en las que se mencione explícitamente que dicho programa no es accesible para el usuario de la instalación. 8.6.7 Funcionamiento en isla El interruptor automático de la interconexión integrado en el inversor SOLARMAX 100C impide este funcionamiento, peligroso para el personal de la Compañía Eléctrica Distribuidora. 8.7 Contador de energía Cumplirán todo lo recogido en la ITC-BT-16, RD 1663/2000 y ORDEN FOM/1100/2002 de 8 de mayo de 2002, RPM – Reglamento de Puntos de Medida. Además con todo lo indicado en el NTP Instalaciones fotovoltaicas interconectadas a la red de media tensión de FECSA ENDESA (NTP-FVMT. Junio 2009). Así: • Se instalará un contador bidireccional para cada una de las instalaciones PV-XXX, ajustados a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 1, regulada por el RD 875/1984, de 28 de marzo. • Se presentarán en las administraciones competentes, así como a la compañía distribuidora, los certificados de los protocolos de ensayos realizados a los contadores. Además FECSA ENDESA verificará en su Laboratorio el funcionamiento del conjunto de medida, salvo que el mismo disponga de código de barras para la compañía distribuidora. 8.7.1 Local de contadores Los contadores se ubicarán en una sala destinada a ése uso y a albergar las protecciones necesarias y el inversor. La sala cumplirá las condiciones de protección contra incendios que establece la NBE-CPI-96 y el documento Seguridad en caso de incendio del Código Técnico de la Edificación para los locales de riesgo especial bajo y responderá a las siguientes condiciones:
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 44 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería • Estará situado en planta baja y será de fácil y libre acceso. • No servirá nunca de paso ni de acceso a otros locales. • Estará construido con paredes de clase M0 y suelos clase M1, separado de otros locales que presenten riesgos de incendio o produzcan vapores corrosivos y no estará expuesto a vibraciones ni humedades. • Dispondrá de ventilación e iluminación suficiente para comprobar el buen funcionamiento de todos los componentes de la concentración. • Si la cota del suelo es inferior o igual a la de las zonas colindantes, se dispondrán sumideros de desagüe para que en el caso de avería, descuido o rotura de tuberías de agua, no puedan producirse inundaciones en el local. • Las paredes donde deben fijarse la concentración de contadores tendrán una resistencia no inferior a la del tabicón de medio pie de ladrillo hueco. • El local tendrá una altura mínima de 2,30 m y una anchura mínima en paredes ocupadas por contadores de 1,50 m. Sus dimensiones serán tales que las distancias desde la pared donde se instale la concentración de contadores hasta el primer obstáculo que tenga enfrente sean de 1,10 m. La distancia entre los laterales de dicha concentración y sus paredes colindantes será de 20 cm. La resistencia al fuego del local corresponderá a lo establecido en la Norma NBECPI96 para locales de riesgo especial bajo. • La puerta de acceso abrirá hacia el exterior y tendrá una dimensión mínima de 0,70 x 2 m, su resistencia al fuego corresponderá a lo establecido para puerta establecida para puertas de locales de riesgo especial bajo en la Norma NBE-CPI-96 y estará equipada con la cerradura que tenga normalizada la empresa distribuidora. • Dentro del local e inmediato a la entrada deberá instalarse un equipo autónomo de alumbrado de emergencia, de autonomía no inferior a 1 hora y proporcionando un nivel mínimo de iluminación de 5 lux. • En el exterior del local y lo próximo a la puerta de entrada, deberá existir un extintor móvil, de eficacia mínima 21B. 8.8 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. 8.9 Instalación 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.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 45 Para garantizar la seguridad de las personas en caso de corriente de defecto, se establece 10 Ω para este tipo de instalación fotovoltaica. Según RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de BT, 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 PV-XXX 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 independiente 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. De acuerdo con la Instrucción MI.BT.017, los conductores de protección serán independientes por circuito, deberán ser de las siguientes características: • 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 de 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. 8.9.1 Puesta a tierra en corriente continua La parte principal de continua son las fotovoltaicas que están enmarcadas ene el bastidor metálico del seguidor solar mediante soportes metálicos. Estas partes metálicas junto a las masas asociadas a las del pararrayos, valla perimetral y cuadros de continua irán conectadas entre sí para que sean equipotenciales y, además, se conectan a tierra como medida de seguridad para la instalación frente a descargas atmosféricas. Esta disposición suele denominarse de “generador flotante”. El cual coincide con el sistema que el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión denomina IT, en el que no hay conductores activos puestos a tierra. 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,
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 46 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería siendo muy peligroso por electrocución. Se diseñará el sistema de tierras para una resistencia de tierra no superior a 10 Ω. Todas las masas de la instalación de continua irán puestas a tierra mediante un cable de equipotencialidad de cobre de 50 mm2. 8.9.2 Puesta a tierra en corriente alterna Las tierras del lado de continua y de alterna serán separadas e independientes, según estipula el RD 1663/2000. Para la puesta a tierra del lado de alterna se dispondrá un sistema TT, 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 de tierra no superior a 10 Ohm. 9 CONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA 9.1 Punto de conexión El punto de conexión otorgado por FECSA ENDESA para cada una de las instalaciones PV-XXX será en baja tensión (400V). Tres centros de transformación, propiedad de la empresa distribuidora, elevará la tensión hasta 25 kV, pudiéndose así conectar a la línea. La construcción del centro de transformación se ha debido al acuerdo contraído con FECSA ENDESA. Por este motivo, el centro de transformación se instalará, con sus protecciones, celdas de seccionamiento y medición, en un terreno cedido por la propiedad. El coste de la construcción del centro de transformación y de los gastos asociados a éste, será asumido por el promotor del proyecto. La concesión del punto de conexión por parte de la empresa Eléctrica Distribuidora, se ha ajustado a las características de la red a la que se conectará la instalación, por lo que de esta forma se podrá asegurar la potencia máxima que a descargar y las condiciones de conexión. 9.2 Centro de transformación Para poder evacuar la potencia fotovoltaica total de la huerta solar y obtener la máxima prima posible, es necesario por la normativa vigente, hacerlo en Baja Tensión, a la red de distribución. Debido a que todos los generadores PV del Parque Fotovoltaico, entregarán la energía en baja tensión (400Vac), pero la línea disponible de FECSA ENDESA es de media tensión, se deberá elevar la tensión hasta 25kV, según las características del punto de conexión concedido por FECSA ENDESA S.A. La solución adoptada, tras posterior pacto con la compañía distribuidora, es realizar la conexión en baja tensión (400V) de cada una de las instalaciones PV-XXX. La conexión de cada instalación se realizará a 400V en un centro de transformación propiedad de la empresa distribuidora. La construcción del centro de transformación se ha debido al acuerdo contraído con FECSA-ENDESA. Por este motivo se instalará un centro de transformación, con sus protecciones, celdas de seccionamiento y medición, en un terreno cedido por la propiedad. La función del centro de transformación propiedad de la compañía distribuidora es elevar la tensión de 400V hasta 25 kV, y así poder efectuar la conexión a la línea. El coste de la construcción del centro de transformación y de los gastos asociados a éste, será asumido por el promotor del proyecto.
MEMORIA TÉCNICA CAPÍTULO 2 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 47 El centro de transformación reunirá las condiciones reglamentarias de acuerdo con lo que determina el Reglamento de condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación, aprobado por RD 3275/1982 y las Instrucciones Técnicas Complementarias que lo desarrollan. Las instalaciones de interconexión se diseñarán para evacuar la potencia máxima que se pueda generar. La potencia de transformación de cada uno de los centros tendrá que ser la necesaria para evacuar la potencia generada, por el conjunto de instalaciones fotovoltaicas que se conecten, en el momento de máxima producción. Características eléctricas Tension nominal (kV) 25 Tensión mas elevada de red (kV) 24 Tensión soportada I.T.R. (kV) 125 Tensión soportada F.I. (kV) 50 Tipo de instalación Superficie Tipo de centro prefabricado Potencia nominal trafo (kVA) 2.000 Tabla 2.19 - Características centro de transformación 9.2.1 Cimentación La cimentación se realizará a través de zapatas corridas dispuestas bajo los muros de carga. El hormigón será HA-250 con TMA 20 mm y la resistencia del acero corrugado será 5100 Kg/cm2. 9.2.2 Pavimentos Se realizará sub-base de gravas compactadas de 15 cm de espesor y solera de hormigón H-175 de 15 cm. de espesor con malla electro-soldada de acero AEH-500 de 15x15 cm. 9.2.3 Edificio prefabricado de hormigón El centro de transformación se ubicará en un edificio prefabricado tipo CFI de ORMAZABAL con espacio para dos transformadores. El edificio prefabricado estará ubicado en el interior del recinto de la huerta solar. Cumplirá con las características generales especificadas en la Norma NI 50.40.04 "Edificios prefabricados de hormigón para Centros de Transformación de Superficie" y el Reglamento sobre centrales eléctricas, subestaciones y centros de transformación. El edificio consta de una envolvente prefabricada de hormigón monobloque. Las piezas construidas en hormigón ofrecen una resistencia característica de 300 kg/cm². Además, disponen de una armadura metálica, que permite la interconexión entre sí y al colector de tierras. Esta unión se realiza mediante latiguillos de cobre, dando lugar a una superficie equipotencial que envuelve completamente al centro. El transformador va ubicado sobre una "Meseta de Transformador" diseñada específicamente para distribuir el peso del mismo uniformemente sobre la placa base y recoger el volumen de líquido
CAPÍTULO 2 MEMORIA TÉCNICA 48 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería refrigerante del transformador ante un eventual derrame. Las puertas y rejillas presentan una resistencia de 10 k respecto a la tierra de la envolvente. El acabado se realiza con poliuretano, de color blanco en las paredes, y de color marrón en techos, puertas y rejillas. La entrada al centro de transformación se realiza a través de una puerta en su parte frontal, que da acceso a la zona de aparamenta, en las que se encuentran las celdas de media tensión, cuadros de baja tensión, contadores y elementos de control del centro. El transformador cuenta con una puerta propia para permitir su extracción del centro o acceso para su mantenimiento. El conexionado con los cables provenientes de la instalación se realizan a través de unos agujeros semiperforados en las bases de los paneles laterales. La caseta donde se ubicará el centro de transformación consta de un sistema de ventilación, de protección contra incendios y de iluminación. La caseta tiene iluminación por ventanas abatibles de dimensiones (1,20 x0,50) y por otras ventanas metálicas de rejillas de 30 cm que además ventilan por toda la superficie. 9.2.4 Transformadores de potencia Características eléctricas Nº de transformadores 3 Potencia (kVA) 2.000 Tensión nominal (kV) 25 Tensión más elevada de red (kV) 24 Tensión soportada I.T.R. (kV) 125 Tensión soportada F.I. (kV) 50 Tensión primaria (kV) 25 Tensión secundaria (V) 400 Tipo de aislamiento Aceite mineral Tabla 2.20 - Características transformadores trifásicos BT/MT 9.2.5 Conexión transformador – cuadro B.T. La conexión eléctrica entre el transformador de potencia y el módulo de acometida (AC) se realizará con cable unipolar de 150 a 240 mm2 de sección, con conductor de cobre tipo RV y de 0,6/1 kV. El número de cables será siempre de 10 para cada fase y 10 para el neutro. Estos cables dispondrán en sus extremos de terminales bimetálicos tipo TBI-M12/240 - 150 para cables aislados de B.T. en aluminio (punzonado profundo) tipo interior. 9.2.6 Puesta a tierra Las prescripciones que deben cumplir las instalaciones de puesta a tierra vienen reflejadas perfectamente (tensión de paso y tensión de contacto) en el Apartado 1 "Prescripciones Generales de Seguridad" del
CAPITULO 3 CÁLCULOS 6 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería generadores según su nivel de participación. Se prevé un porcentaje de pérdidas de 4%, éste porcentaje será contrastado con el real obtenido el primer año para hacer la corrección pertinente. 1.1.3 Balance energético A continuación se adjunta el balance energético de un grupo generador (100kW) que forma parte de una de las 50 instalaciones PV XXX. Fórmula para el cálculo de la energía inyectada. ⁄, Donde: • Pmp: Potencia pico del generador (kWp) • PR: (Performance ratio) rendimiento energético de la instalación (%). • : 1 KW/m2 • ,: Valor medio de la irradiación mensual sobre el plano del generador (kWh/mes) MesEpGdmPmpPRGcem enero12.737,35140,511678,151 febrero10.042,92110,511678,351 marzo17.490,78195,711677,051 abril19.829,86224,411676,181 mayo 24.090,90277,811674,761 junio25.525,2228911676,141 julio24.316,17292,611671,641 agosto22.984,49277,811671,331 septiembre17.466,22205,211673,381 octubre11.776,29134,811675,311 noviembre10.549,10118,711676,611 diciembre10.026,25111,111677,801 ANUAL208.434,102378,111675,561 Tabla 3.6 - Energia generada por grupo 100kW Cada grupo generador generara anualmente una producción total de 208,43 MWh. Para el total de la instalación fotovoltaica se generaran anualmente 10.421,71 MWh. La estimación del número de viviendas que puede abastecer la instalación, teniendo en cuenta que el consumo medio anual de un hogar español es de 2125 kWh, la producción de electricidad del sistema fotovoltaico conectado a la red representa que podría alimentar un total de 4.904 viviendas.
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 7 Definición geográfica de la zona
CAPITULO 3 CÁLCULOS 8 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 9
CAPITULO 3 CÁLCULOS 10 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería 2 DISEÑO ELÉCTRICO Los cables, tanto en la sección de alterna como de continua, serán unipolares de 0,6/1 kV y cumplen todos los requisitos especificados en la parte correspondiente de la Norma UNEHD 603. La sección de estos conductores será la adecuada a las intensidades y caídas de tensión previstas, y en todo caso no será inferior a 4 mm2 para los conductores de cobre. En éste apartado del proyecto se plantea realizar el estudio de cada una de las partes en las que está dividido el proyecto y que son: 2.1 Dimensionado del inversor Para verificar la adopción del inversor seleccionado para nuestra central tendremos en cuenta las siguientes características eléctricas que lo definen. La potencia instalada en el grupo generador debe ser menor a la máxima potencia de entrada al inversor (CC), además de comprobar el voltaje (Upmp) de
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 11 entrada y la corriente (Icc) que se va a inyectar desde el generador fotovoltaico los cuales también tendrán que ser inferiores a los valores máximos ofrecido por el inversor. Inversor Generador 130 115,92 Tabla 3.7 – Comparación potencia máxima de corto circuito El rango de tensiones en MPP ofrecido por el inversor se distribuye entre los valores mostrados en la Tabla 3.8, podemos ver que la tensión ofrecida por el generador se encuentra dentro del baremo. Inversor Generador 430…800 607,2 Tabla 3.8 – Comparación tensión de PMP Inversor Generador 199,2 225 Tabla 3.9 – Comparación intensidad de corto circuito Tras comprobar que el inversor cumple sobradamente con las exigencias eléctricas se ha optado por el modelo estudiado para inyectar la energía a la red con total confianza. 2.2 Dimensionado del generador Fotovoltaico 2.2.1 Número máximo de módulos por ramal El valor máximo de la tensión de entrada al inversor corresponde a la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico cuando la temperatura del módulo es mínima. La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que definimos como -0,5ºC y una irradiancia mínima de 982W/m2. Temperatura del módulo en éstas condiciones: Donde: • Temperatura del módulo [ºC] • : Temperatura mínima ambiente [ºC] • : Temperatura nominal de funcionamiento de la célula [ºC] • E: Irradiáncia [W/m2] Tp [ºC] [ºC] [ºC] E [W/m2] 30,2 -0,5 45 982 Tabla 3.10 - Temperatura del modulo En un día de invierno soleado puede ocurrir que el inversor se pare, por ejemplo debido a un fallo en la red y que al volverse a encender puede darse una tensión en circuito abierto alta en el generador y por ello el inversor no arranque. Por éste motivo la tensión en circuito abierto del generador fotovoltaico debe ser siempre inferior a la tensión máxima de entrada en el inversor. De lo contrario el inversor además de no funcionar se podría averiar.
CAPITULO 3 CÁLCULOS 12 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería Por éste motivo el número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión en circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que aplicando la fórmula anterior obtenemos el valor de 30,2ºC. Según los datos de características de las placas solares, el coeficiente de variación de la tensión con la temperatura es -2,37mV/ ºC. Donde: ∆ • Uca Tensión en circuito abierto del módulo [V] • ΔV Variación de la tensión [V/ ºC] [V] [V] [ºC] ∆ [mV/ºC] 33,73 33,6 30,19 -2,37 Tabla 3.11 - Tensión en circuito abierto del módulo El número máximo de módulos por ramal corresponde a: Donde: • Umax Valor de tensión máxima de entrada en el inversor. [V] • Uca Valor de la tensión en circuito abierto a la temperatura mínima. [V] 26,7 900 33,73 Tabla 3.12 - Número máximo de módulos por ramal 2.2.2 Número mínimo de módulos por ramal El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de entrada al inversor y la tensión en el punto de máxima potencia del módulo a una temperatura aproximada de 75ºC. El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima. Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos que se apague. ∆ Donde: • UPMP (STC) Tensión de máxima potencia del módulo [V] • ΔV Variación de la tensión [V/ ºC] ∆ 26,4 26,5 75 -2,37
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 13 Tabla 3.13 - Tensión en circuito abierto del módulo El número mínimo de módulos por ramal corresponde a: Donde: • U PMP (inv) Tensión mínima de seguimiento del punto de máxima potencia [V] • U PMP (75ºC) Valor de la tensión de máxima potencia a la temperatura máxima del módulo [V] 16,3 430 26,4 Tabla 3.14 - Número mínimo de ramales 2.2.3 Número de ramales en paralelo El número de ramales en paralelo debe cumplir que la corriente de cortocircuito máxima de un ramal por el número de ramales conectados en paralelo sea menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor. Donde: • ) Intensidad máxima de entrada al inversor [A] • ) Intensidad de cortocircuito de cada ramal [A] 27 225 8,33 Tabla 3.15 - Número de ramales en paralelo 2.2.4 Resumen de los cálculos obtenidos Tras los cálculos realizados hemos obtenidos los siguientes datos que nos limitan el dimensionado de la instalación: 26 17 27 Tabla 3.16 - Datos obtenidos Sabiendo estos datos y con la información de los elementos que conforman el generador podemos dimensionar la instalación fotovoltaica para que nos entregue la máxima potencia a la red. Cada seguidor solar dispone de 8 ramales y en total tendremos en nuestra disposición 24 ramales por generador. En cada ramal podremos instalar un máximo de 23 módulos dadas las dimensiones del seguidor y de los módulos utilizados, este valor se encuentra dentro del rango. En total con dicha configuración el total de paneles instalados será de 552 por cada generador PVXXX, 184 por seguidor.
CAPITULO 3 CÁLCULOS 14 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería 23 552 24 Tabla 3.17 - Datos dimensionado generador Para corroborar el dimensionado de la instalación se ha realizado el estudio de dimensionamiento con el programa MaxDesign, del fabricante del inversor (SolarMax), para comprobar que dicha configuración cumple con los valores eléctricos que limitan la instalación y tengamos un funcionamiento óptimo. Tabla 3.18 - Dimensionado de la instalación con DesignMax Como podemos comprobar la instalación ha sido dimensionada satisfactoriamente, obteniéndose un sobredimensionamiento del 116%.
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 15 2.3 Cálculos en Baja Tensión 2.3.1 Formulas generales 2.3.1.1 Intensidad. La intensidad que circulará por cada tramo de la red será función de la potencia que ésta deberá transportar, la intensidad viene dada por la expresión: √ Donde: • I Intensidad [A] • P Potencia [W] • V Tensión en [V] • cos φ Factor de potencia 2.3.1.2 Caída de tensión. La caída de tensión en cada tramo de la red se ha calculado teniendo en cuenta el momento eléctrico de la línea aplicando la siguiente fórmula: ∆% % Donde: • cdt Caída de tensión en [V] • P Potencia en [W] • L Longitud del tramo en [m] • V Tensión en [V] • C Conductividad del aluminio [35 m/·mm2 para el aluminio] • s Sección del conductor [mm2 ] Comprobando los resultados se observa que en ningún caso la caída de tensión es superior al 5% en el caso de la instalación de BT, valor máximo admisible según el RBT. 2.3.2 Sección del cableado por ramal en corriente continúa El diseño del generador fotovoltaico está previsto que por cada ramal no pueda circular corriente procedentes de otros ramales. Por éste motivo colocamos fusibles de seguridad ajustados a un valor 1,3 veces la corriente máxima que puede circular por el ramal. En el cálculo de secciones hemos tenido en cuenta que la corriente máxima admisible por conductor sea superior a éste valor, y que la máxima caída de tensión que exista entre el generador Fotovoltaico y la entrada al inversor sea superior al 1%. Utilizaremos la siguiente fórmula: %
CAPITULO 3 CÁLCULOS 22 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería Tabla. 3.25 – Diámetros exteriores mínimos de los tubos en función del número y la sección de los conductores o cables a conducir. (Fuente: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión) 2.5 Instalación de puesta a tierra Según RD 1663/2000, donde se fijan las condiciones técnicas para la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de BT, 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 PV-XXX 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. La sección del conductor de protección será como mínimo la del conductor de fase correspondiente, según ITC-BT-18. La sección de los conductores mínima de tierra será la indicada en la siguiente tabla. Tabla 3.26 – Relación entre las secciones de los conductores de protección y los de fase. (Fuente: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión)
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 23 2.5.1 Puesta a tierra de corriente continúa Resistencia lineal del terreno se ha supuesto de 500 Ωm (terrenos cultivables poco fértiles, terraplenes.), según la Tabla 3.27. Tabla 3.27 – Valores orientativos de la resistividad en función del terreno. (Fuente: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión) Se dispondrá un interruptor diferencial general con sensibilidad de 30 mA. Por lo tanto y considerando la instalación como local mojado se considerará que no se pueda producir tensiones de contacto mayores de 24 V. Por lo tanto la resistencia máxima de tierra será ⁄ Donde: • es la resistencia máxima a tierra • es la tensión de contacto (V) • es la sensibilidad del interruptor diferencial (A) 24 0,03 800 Tabla 3.28 – Resistencia máxima a tierra en CC El diseño de la red de tierras será de 10 Ohm., estando por tanto del lado de la seguridad. Esta resistencia de tierra es la recomendable cuando se tiene una instalación pararrayos y con descargadores de sobretensiones y/o varistores. Donde:
CAPITULO 3 CÁLCULOS 24 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería • es la resistencia de la red de tierras • es la resistividad que presenta el terreno • es el numero de picas a instalar • es la longitud de las picas (m) 10 500 25 2 Tabla 3.29 – Resistencia máxima a tierra en CC Para ello se instalarán 25 picas de 14 mm. de radio de cobre y 2 metros de longitud, con lo cual la resistencia de tierra obtenida, será los 10 Ω deseados. Estando también del lado de la seguridad ya que el cable equipotencial que discurra por la zanja hará las funciones de toma de tierra que no se ha considerado. Para tener tierras independientes las picas se dispondrán a una distancia mínima de 4,5 metros unas de otras. 2.5.2 Puesta a tierra de corriente alterna Las tierras del lado de continua y de alterna serán separadas e independientes, según estipula el RD 1663/2000. 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 de tierra no superior a 10 Ohm. Se dispondrá un interruptor diferencial general con sensibilidad de 30 mA. Por lo tanto y considerando la instalación como local mojado se considerará que no se pueda producir tensiones de contacto mayores de 24 V. Por lo tanto la resistencia máxima de tierra será: ⁄ 24 0,03 800 Tabla 3.30 – Resistencia máxima a tierra en CA El diseño de la red de tierras será de 10 Ohm., estando por tanto del lado de la seguridad. Esta resistencia de tierra es la recomendable cuando se tiene una instalación pararrayos y con descargadores de sobretensiones y/o varistores. 10 500 25 2 Tabla 3.31 – Resistencia máxima a tierra en CA Para ello se instalarán 25 picas de 14 mm. de radio de cobre y 2 metros de longitud, con lo cual la resistencia de tierra obtenida, será los 10 Ω deseados.
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 25 Estando también del lado de la seguridad ya que el cable equipotencial que discurra por la zanja hará las funciones de toma de tierra que no se ha considerado. Para tener tierras independientes las picas se dispondrán a una distancia mínima de 4,5 metros unas de otras. 2.6 Resultados del cálculo de sección Como detalle de todo lo anterior se adjuntan las hojas de cálculo donde aparecen las potencias previstas, intensidades máximas admisibles, caídas de tensión, etc. La tabla 3.32 hace referencia a los cálculos del cableado, en CC, de cada seguidor y de su posterior unión en la caja de conexiones para conectarlos con el inversor. Mientras la segunda y tercera tabla (tabla 3.33) hacen referencia a la conexión desde el inversor, en CA, hasta el centro de M.T.
CAPITULO 3 CÁLCULOS 26 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería Tabla 3.32 – Dimensionado cableado CC: ramales y caja conexiones a seguidor
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 27 DEINVERSORACUADROPRINCIPAL(C.A.) LINEA seccion adoptada Diametro exterior tubo seccion según Imaxadm seccion segúnCDT TensionIntensidadIntensidad' (I*1,25) PotenciaLongitud linea FP Resistividad cobre40ºC Seccion teorica* CDT teorica CDT real CDT real Potencia perdida Perdidas efecto jolue Resistencia delcable nº [mm2] (mm) [mm2] [mm2] [V] [A] [A] [W] [m] [mm2] [%] [V] [%] [W] [W] (Ohm) IAP 70 ‐‐‐‐‐ 70 2 400 147,28 184,10 100.000 1 0,98 52 0,44 2 0,04 0,01 5,53 161,14 0,074 DECUADROPRINCIPALACUADRODECONTADOR(C.A.) LINEA seccion adoptada Diametro exterior tubo seccion según Imaxadm seccion segúnCDT TensionIntensidadIntensidad' (I*1,25) PotenciaLongitud linea FP Resistividad cobre40ºC Seccion teorica* CDT teorica CDT real CDT real Potencia perdida Perdidas efecto jolue Resistencia delcable nº [mm2] (mm) [mm2] [mm2] [V] [A] [A] [W] [m] [mm2] [%] [V] [%] [W] [W] (Ohm) PAC 70 ‐‐‐‐‐ 70 2 400 147,28 184,10 100.000 1 0,98 52 0,44 2 0,04 0,01 5,53 161,14 0,074 DECUADRODECONTADORACENTRODEMT(C.A.) PV‐XXX seccion adoptada Diametro exterior tubo seccion según Imaxadm seccion segúnCDT TensionIntensidadIntensidad' (I*1,25) PotenciaLongitud linea FP Resistividad cobre40ºC Seccion teorica* CDT teorica CDT real CDT real Potencia perdida Perdidas efecto jolue Resistencia delcable nº [mm2] (mm) [mm2] [mm2] [V] [A] [A] [W] [m] [mm2] [%] [V] [%] [W] [W] (Ohm) PV‐001 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 508 0,98 52 224,82 2 5,57 1,39 819,92 9,25 0,000 PV‐002 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 412 0,98 52 182,33 2 5,86 1,46 862,67 14,80 0,001 PV‐003 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 316 0,98 52 139,85 2 5,54 1,39 816,05 23,80 0,001 PV‐004 120 40 70 120 400 147,28 184,10 100.000 220 0,98 52 97,36 2 4,82 1,21 710,17 42,73 0,002 PV‐005 70 32 70 70 400 147,28 184,10 100.000 124 0,98 52 54,88 2 4,66 1,16 686,19 129,95 0,006 PV‐006 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 476 0,98 52 210,66 2 5,22 1,30 768,27 9,87 0,000 PV‐007 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 380 0,98 52 168,17 2 5,40 1,35 795,67 16,05 0,001 PV‐008 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 284 0,98 52 125,69 2 4,98 1,24 733,41 26,48 0,001 PV‐009 95 40 70 95 400 147,28 184,10 100.000 188 0,98 52 83,20 2 5,20 1,30 766,57 63,16 0,003 PV‐010 70 32 70 50 400 147,28 184,10 100.000 92 0,98 52 40,72 2 4,84 1,21 712,75 245,22 0,011 PV‐011 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 508 0,98 52 224,82 2 5,57 1,39 819,92 9,25 0,000 PV‐012 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 412 0,98 52 182,33 2 5,86 1,46 862,67 14,80 0,001 PV‐013 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 316 0,98 52 139,85 2 5,54 1,39 816,05 23,80 0,001 PV‐014 120 40 70 120 400 147,28 184,10 100.000 220 0,98 52 97,36 2 4,82 1,21 710,17 42,73 0,002 PV‐015 70 32 70 70 400 147,28 184,10 100.000 124 0,98 52 54,88 2 4,66 1,16 686,19 129,95 0,006 PV‐016 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 476 0,98 52 210,66 2 5,22 1,30 768,27 9,87 0,000 PV‐017 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 380 0,98 52 168,17 2 5,40 1,35 795,67 16,05 0,001 PV‐018 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 284 0,98 52 125,69 2 4,98 1,24 733,41 26,48 0,001 PV‐019 95 40 70 95 400 147,28 184,10 100.000 188 0,98 52 83,20 2 5,20 1,30 766,57 63,16 0,003
CAPITULO 3 CÁLCULOS 28 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería Tabla 3.33 – Dimensionado cableado CA: inversor a cuadro principal, cuadro principal a cuadro contadores y de cuadro contador a centro de M.T. PV‐XXX seccion adoptada Diametro exterior tubo seccion según Imaxadm seccion segúnCDT TensionIntensidadIntensidad' (I*1,25) PotenciaLongitud linea FP Resistividad cobre40ºC Seccion teorica* CDT teorica CDT real CDT real Potencia perdida Perdidas efecto jolue Resistencia delcable nº [mm2] (mm) [mm2] [mm2] [V] [A] [A] [W] [m] [mm2] [%] [V] [%] [W] [W] (Ohm) PV‐020 70 32 70 50 400 147,28 184,10 100.000 92 0,98 52 40,72 2 4,84 1,21 712,75 245,22 0,011 PV‐021 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 508 0,98 52 224,82 2 5,57 1,39 819,92 9,25 0,000 PV‐022 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 412 0,98 52 182,33 2 5,86 1,46 862,67 14,80 0,001 PV‐023 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 316 0,98 52 139,85 2 5,54 1,39 816,05 23,80 0,001 PV‐024 120 40 70 120 400 147,28 184,10 100.000 220 0,98 52 97,36 2 4,82 1,21 710,17 42,73 0,002 PV‐025 70 32 70 70 400 147,28 184,10 100.000 124 0,98 52 54,88 2 4,66 1,16 686,19 129,95 0,006 PV‐026 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 476 0,98 52 210,66 2 5,22 1,30 768,27 9,87 0,000 PV‐027 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 380 0,98 52 168,17 2 5,40 1,35 795,67 16,05 0,001 PV‐028 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 284 0,98 52 125,69 2 4,98 1,24 733,41 26,48 0,001 PV‐029 95 40 70 95 400 147,28 184,10 100.000 188 0,98 52 83,20 2 5,20 1,30 766,57 63,16 0,003 PV‐030 70 32 70 50 400 147,28 184,10 100.000 92 0,98 52 40,72 2 4,84 1,21 712,75 245,22 0,011 PV‐031 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 508 0,98 52 224,82 2 5,57 1,39 819,92 9,25 0,000 PV‐032 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 412 0,98 52 182,33 2 5,86 1,46 862,67 14,80 0,001 PV‐033 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 316 0,98 52 139,85 2 5,54 1,39 816,05 23,80 0,001 PV‐034 120 40 70 120 400 147,28 184,10 100.000 220 0,98 52 97,36 2 4,82 1,21 710,17 42,73 0,002 PV‐035 70 32 70 70 400 147,28 184,10 100.000 124 0,98 52 54,88 2 4,66 1,16 686,19 129,95 0,006 PV‐036 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 476 0,98 52 210,66 2 5,22 1,30 768,27 9,87 0,000 PV‐037 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 380 0,98 52 168,17 2 5,40 1,35 795,67 16,05 0,001 PV‐038 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 284 0,98 52 125,69 2 4,98 1,24 733,41 26,48 0,001 PV‐039 95 40 70 95 400 147,28 184,10 100.000 188 0,98 52 83,20 2 5,20 1,30 766,57 63,16 0,003 PV‐040 70 32 70 50 400 147,28 184,10 100.000 92 0,98 52 40,72 2 4,84 1,21 712,75 245,22 0,011 PV‐041 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 508 0,98 52 224,82 2 5,57 1,39 819,92 9,25 0,000 PV‐042 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 412 0,98 52 182,33 2 5,86 1,46 862,67 14,80 0,001 PV‐043 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 316 0,98 52 139,85 2 5,54 1,39 816,05 23,80 0,001 PV‐044 120 40 70 120 400 147,28 184,10 100.000 220 0,98 52 97,36 2 4,82 1,21 710,17 42,73 0,002 PV‐045 70 32 70 70 400 147,28 184,10 100.000 124 0,98 52 54,88 2 4,66 1,16 686,19 129,95 0,006 PV‐046 240 63 70 240 400 147,28 184,10 100.000 476 0,98 52 210,66 2 5,22 1,30 768,27 9,87 0,000 PV‐047 185 50 70 185 400 147,28 184,10 100.000 380 0,98 52 168,17 2 5,40 1,35 795,67 16,05 0,001 PV‐048 150 50 70 150 400 147,28 184,10 100.000 284 0,98 52 125,69 2 4,98 1,24 733,41 26,48 0,001 PV‐049 95 40 70 95 400 147,28 184,10 100.000 188 0,98 52 83,20 2 5,20 1,30 766,57 63,16 0,003 PV‐050 70 32 70 50 400 147,28 184,10 100.000 92 0,98 52 40,72 2 4,84 1,21 712,75 245,22 0,011
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 29 3 CÁLCULO DE EMISIONES GENERADAS 3.1 Calculo de las emisiones de CO2 generadas por una central de carbón Tomando como referencia que cada kWh producido por una central solar fotovoltaica equivalen a 330 gramos de CO2. Realizaremos el cálculo de las emisiones anualmente hasta llegar a los 25 años, fecha en la cual el fabricante declara que el rendimiento de los paneles alcanza el 80%. Tomaremos como valor de la energía generada el obtenido tras el cálculo de este en la Tabla 3.6 - Energía generada por grupo 100kW extrapolándolo para el total de la instalación. Utilizaremos la siguiente fórmula para el cálculo de las emisiones: . Donde, • : Emisiones evitadas anualmente (Tn). • : Producción de energía eléctrica generada anual (kWh) Tabla 3.34 – Emisiones evitadas de CO2 Podemos ver que aunque disminuyan la cantidad de emisiones evitadas al largo de los años estas son positivas para la conservación del medio ambiente. 4 ESTUDIO ECONÓMICO 4.1 Ingresos económicos instalación fotovoltaica La instalación a estudio forma parte del subgrupo b. 1.1 del artículo 2 del Real Decreto 661/2007, de Mayo de 2007. La tarifa regulada que corresponde a la instalación es de tipo II (según RD 1578/2008, de 26 de septiembre), cuya retribución es de 0,32 €/kWh. Mediante los datos anteriormente expuestos realizamos los ingresos anuales y a 25 años vista de la instalación fotovoltaica, con la tarifa vigente actualmente. AÑO 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 1,000 0,992 0,983 0,975 0,967 0,958 0,950 0,942 0,933 10.421.780 10.334.932 10.248.084 10.161.236 10.074.387 9.987.539 9.900.691 9.813.843 9.726.995 3.439 3.411 3.382 3.353 3.325 3.296 3.267 3.239 3.210 3.439 6.850 10.232 13.585 16.909 20.205 23.472 26.711 29.921 Producción energetica Emisiones evitadas (Tn) Emisiones totales evitadas (Tn) Rendimiento paneles AÑO 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 0,925 0,917 0,908 0,900 0,892 0,883 0,875 0,867 0,858 9.640.147 9.553.298 9.466.450 9.379.602 9.292.754 9.205.906 9.119.058 9.032.209 8.945.361 3.181 3.153 3.124 3.095 3.067 3.038 3.009 2.981 2.952 33.102 36.255 39.379 42.474 45.541 48.579 51.588 54.568 57.520 Rendimiento paneles Producción energetica Emisiones evitadas (Tn) Emisiones totales evitadas (Tn) AÑO 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 0,850 0,842 0,833 0,825 0,817 0,808 0,800 8.858.513 8.771.665 8.684.817 8.597.969 8.511.120 8.424.272 8.337.424 2.923 2.895 2.866 2.837 2.809 2.780 2.751 60.444 63.338 66.204 69.042 71.850 74.630 77.382 Rendimiento paneles Producción energetica Emisiones evitadas (Tn) Emisiones totales evitadas (Tn)
CAPITULO 3 CÁLCULOS 30 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) | AMP Ingeniería Mes Energíaproducidapor generadorfotovoltaico (kWh) Ingresosporgenerador fotovoltaico(100kW)(€) Ingresoshuertasolar (5MW)(€) Enero12.7374.076203.792 febrero10.0433.214160.686 Marzo17.4915.597279.853 Abril19.8306.346317.278 mayo 24.0917.709385.454 Junio25.5258.168408.403 Julio24.3167.781389.056 agosto22.9857.355367.752 Septiembre17.4665.589279.459 Octubre 11.7763.768188.416 Noviembre 10.5493.376168.784 Diciembre10.0263.208160.416 Anual208.43466.6993.334.946 Alos25años5.210.8531.667.47383.373.642 TABLA 3.35 – Ingresos instalación fotovoltaica La retribución que dota el Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre será fija durante un periodo de 25 años. Estos ingresos son orientativos ya que el rendimiento variara en condiciones reales. Además de depender de las condiciones meteorológicas de la zona, que son variables en el tiempo, también tendrá su papel en el rendimiento de la huerta el mantenimiento que se realice para disminuir las perdidas del sistema. Aun así podemos realizar una idea de la gran magnitud de ingresos que recibiremos gracias a la instalación. 4.2 Subvenciones 4.2.1 Estatales Actualmente el IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) ha formalizado un convenio con el ICAEN (Institut Català d’Energia) para la definición y puesta en marcha de las ayudas públicas para el sector de las energías renovables. El ICAEN tras la convocatoria de subvenciones de energías renovables 2009 (Setiembre 2009) únicamente subvenciona a las instalaciones de energía solar fotovoltaicas aisladas de la red, para aplicaciones como; electrificación domestica, agrícola o ganadera (bombeo de agua, sistemas de riego, electrificación de granjas…). En cualquier caso, es necesario que se trate de una instalación para aplicaciones que no se puedan conectar a la red. Dicha subvención será sobre el 40% del coste. Se tomara como coste subvencionable una inversión máxima por unidad de potencia eléctrica instalada de 10,00€/Wp. Esta ayuda tendrá un límite máximo de 20.000€ por proyecto. La información referente a esta subvención se halla en el Diari Oficial de la Generalitat de Catalunya, orden ECF/409/2009, de 15 de septiembre, por la que se aprueban las bases reguladoras para la concesión de las subvenciones en régimen reglado en el marco del Programa de energías renovables y se hace pública su convocatoria para el 2009.
CÁLCULOS CAPITULO 3 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 31 4.2.2 Entidades financieras Las entidades financieras como La Caixa, BBVA, Caixa Penedès, Banc Sabadell y Banco Santander disponen de una línea de financiamiento especial destinada a la dotación de préstamos y/o leasing para actuaciones (proyectos e inversiones) en materia de eficiencia energética y de uso de energías renovables. Teniendo como principales características esta línea de financiación: • Importe total de la línea: 12.000.000€ • Tipo de interés − Euribor anual oficial publicado en el BOE (mediana de los últimos 30 días anteriores a la formalización del préstamo) + 2 puntos sin redondeo a 6 años. − Para términos superiores a 6 años y hasta un máximo de 8 años el tipo de interés EURIBOR anual +2,5 puntos. • Termino máximo: máximo 6 años, con posibilidad de un periodo de carencia en función del que las entidades financieras pacten con el cliente con un máximo de 10 años. • Límite máximo por operación: 500.000€ para empresas, administración local y otras entidades y 60.000€ para particulares. • Periodicidad de revisión: anual o semestral • Comisiones: − Comisión de abertura: 0% − Comisión de estudio: 0% − Amortización anticipada: 0% − Cancelación anticipada: 0% 4.3 Análisis económico de la instalación 4.3.1 Amortización instalación fotovoltaica Al invertir toda la venda de energía de la central conseguimos disminuir el tiempo de amortización de la central teniendo un margen superior de ganancias que en el caso que parte de estos ingresos sean destinados a otros usos. Teniendo esto en cuenta, se ha realizado el estudio del tiempo de amortización en el supuesto de que dispongamos de parte del presupuesto de la instalación y necesitando el total de la inversión. Para dichos análisis se han tomado como referencia los datos de la Tabla 3.36 – Datos análisis económico: TIPO DE INSTALACIÓN Potencia de los inversores (kW) 5.000 Potencia del campo Fotovoltaico (kW) 5.796 Producción energética anual (kWh/año) 10.421.780 Ingresos del primer año (€) 3.334.946 DATOS GENERALES Periodo en que el fabricante garantiza una potencia en su producto del 80% (años) 25 P.V.P. del kWh (€) 0,32 I.P.C. estimado (% anual) 5,5
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 4 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 4.11 Canalización por bandeja Metálica ............................................................................................. 20 4.12 Cuadros Eléctricos de Distribución ............................................................................................ 21 4.12.1 Construcción ....................................................................................................................... 22 4.12.2 Características eléctricas generales ..................................................................................... 22 4.12.2.1 Embarrados ................................................................................................................. 22 4.12.3 Conexionados ..................................................................................................................... 24 4.12.3.1 Conexionado de potencia ............................................................................................ 24 4.12.3.2 Conexionado auxiliar .................................................................................................. 24 4.12.3.3 Montaje e instalación .................................................................................................. 25 4.12.4 Características de los dispositivos de maniobra y protección ............................................. 25 4.12.4.1 Interruptores automáticos compactos ......................................................................... 25 4.12.4.2 Protección diferencial ................................................................................................. 26 4.12.4.3 Telemando .................................................................................................................. 26 4.12.4.4 Pruebas ........................................................................................................................ 26 4.12.4.5 Interruptores automáticos ............................................................................................ 26 4.13 Centro de transformación ........................................................................................................... 27 4.13.1 Calidad de los materiales .................................................................................................... 27 4.13.1.1 Obra Civil ................................................................................................................... 27 4.13.2 Aparamenta de Media Tensión ........................................................................................... 28 4.13.2.1 Celdas CGC ................................................................................................................ 28 4.13.2.2 Características constructivas ....................................................................................... 28 4.13.2.3 Características eléctricas ............................................................................................. 28 4.13.2.4 Interruptores ................................................................................................................ 28 4.13.2.5 Cortacircuitos fusibles ................................................................................................ 29 4.13.3 Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad ................................................................ 29 4.13.3.1 Prevenciones generales: .............................................................................................. 29 4.13.3.2 Puesta en servicio ....................................................................................................... 29 4.13.3.3 Separación de servicio ................................................................................................ 29 4.13.3.4 Prevenciones especiales .............................................................................................. 30 4.13.3.5 Certificados y documentación ..................................................................................... 30 4.13.3.6 Libro de órdenes ......................................................................................................... 30
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 5 4.13.3.7 Precios. Composición de los precios unitarios ........................................................... 30 4.13.3.8 Se considerarán costes directos .................................................................................. 30 4.13.3.9 Se considerarán costes indirectos ............................................................................... 31 4.13.3.10 Se considerarán gastos generales................................................................................ 31 4.13.3.11 Beneficio industrial .................................................................................................... 31 4.13.3.12 Precio de ejecución material ....................................................................................... 31 4.13.3.13 Precio de Contrata ...................................................................................................... 31 4.13.3.14 Importe de contrata ..................................................................................................... 31 4.13.3.15 Precios contradictorios ............................................................................................... 31 4.13.3.16 Reclamaciones de aumento de precios por causas diversas ........................................ 32 4.13.3.17 De la revisión de los precios contratados ................................................................... 32 4.13.3.18 Acopio de materiales .................................................................................................. 32
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 6 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 1 NATURALEZA Y OBJETO El presente Pliego General de Condiciones tiene por finalidad regular la ejecución de las obras fijando los niveles técnicos y de calidad exigible, precisando las intervenciones que corresponden, según el contrato y con arreglo a la Legislación aplicable a la Propiedad, al Contratista de la misma, sus técnicos y encargados, así como las relaciones entre todos ellos y sus correspondientes obligaciones en orden al cumplimiento del contrato de obra. 2 DOCUMENTACIÓN DEL CONTRATO DE OBRA Integran el contrato los siguientes documentos relacionados por orden de prelación en cuanto al valor de sus especificaciones en caso de omisión o aparente contradicción: • Las condiciones fijadas en el propio documento de Contrato. • El Pliego de Condiciones. • El resto de la documentación de Proyecto (memoria, planos, cálculos y presupuestos.) El presente proyecto se refiere a una obra de nueva construcción, siendo por tanto susceptible de ser entregada al uso a que se destina una vez finalizada la misma. Las órdenes e instrucciones de la Dirección Facultativa de las obras se incorporan al Proyecto como interpretación, complemento o precisión de sus determinaciones. En cada documento, las especificaciones literales prevalecen sobre las gráficas y en los planos, la cota prevalece sobre la medida a escala. 3 CONDICIONES FACULTATIVAS 3.1 Delimitación general de funciones técnicas 3.1.1 Técnico Facultativo Corresponde al Técnico Facultativo del presente proyecto: • Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que se precisen. • Asistir a las obras, cuantas veces lo requiera su naturaleza y complejidad, a fin de resolver las contingencias que se produzcan e impartir las órdenes complementarias que sean precisas para conseguir la correcta solución. • Coordinar la intervención en obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la dirección con función propia en aspectos parciales de su especialidad. • Aprobar las certificaciones parciales de obra, la liquidación final y asesorar al promotor en el acto de la recepción. • Planificar, a la vista del proyecto, del contrato y de la normativa técnica de aplicación el control de calidad y económico de las obras. Redactar cuando sea requerido el estudio de los sistemas adecuados a los riesgos del trabajo en la realización de la obra y aprobar el Plan de Seguridad e Higiene para la aplicación del mismo. • Efectuar el replanteo de la obra y preparar el acta correspondiente, suscribiéndola en unión del Contratista.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 7 • Comprobar las instalaciones provisionales, medios auxiliares y sistemas de seguridad e higiene en el trabajo, controlando su correcta ejecución. • Ordenar y dirigir la ejecución material con arreglo al proyecto, a las normas técnicas y a las reglas de la buena construcción. • Realizar o disponer las pruebas o ensayos de materiales, instalaciones y demás unidades de obra según las frecuencias de muestreo programadas en el plan de control, así como efectuar las demás comprobaciones que resulten necesarias para asegurar la calidad constructiva de acuerdo con el proyecto y la normativa técnica aplicable. De los resultados informará puntualmente al Contratista, impartiéndole, en su caso, las órdenes oportunas; de no resolverse la contingencia adoptará las medidas que correspondan. • Realizar las mediciones de obra ejecutada y dar conformidad, según las relaciones establecidas, a las certificaciones valoradas y a la liquidación de la obra. • Suscribir el certificado final de obra. 3.1.2 Contratista Corresponde al Contratista: • Organizar los trabajos de construcción, redactando los planes de obras que se precisen y proyectando o autorizando las instalaciones provisionales y medios auxiliares de la obra. • Elaborar, cuando se requiera, el Plan de Seguridad e Higiene de la obra en aplicación del estudio correspondiente y disponer en todo caso la ejecución de las medidas preventivas, velando por su cumplimiento y por la observancia de la normativa vigente en materia de seguridad e higiene en el trabajo, en concordancia con las previstas en la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo aprobada por O.M. 9-3-71. • Suscribir con el Director Técnico el acta del replanteo de la obra. • Sustentar la jefatura de todo el personal que intervenga en la obra y coordinar las intervenciones de los subcontratistas. • Asegurar la idoneidad de todos y cada uno de los materiales y elementos constructivos que se utilicen, comprobando los preparativos en obra y rechazando, por iniciativa propia o por prescripción del Director Técnico, los materiales y/o suministros que no cuenten con las garantías o documentos de idoneidad requeridos por las normas de aplicación. • Preparar las certificaciones parciales de obra y la propuesta de liquidación final. Suscribir con el Promotor las actas de recepción provisional y definitiva. • Concertar los seguros de accidentes de trabajo y de daños a terceros durante la obra. • Deberá tener siempre en la obra un número proporcionado de obreros a la extensión de los trabajos. 3.2 Obligaciones y derechos generales del contratista 3.2.1 Verificación de los documentos del proyecto Antes de dar comienzo a las obras, el Contratista consignará por escrito que la documentación aportada le resulta suficiente para la comprensión de la totalidad de la obra contratada o, en caso contrario, solicitará las aclaraciones pertinentes. El Contratista se sujetará a las Leyes, Reglamentos y Ordenanzas vigentes, así como a las que se dicten durante la ejecución de la obra.
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 8 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 3.2.2 Plan de seguridad e higiene El Contratista, a la vista del Proyecto de Ejecución, conteniendo, en su caso, el Estudio de Seguridad e Higiene, presentará el Plan de Seguridad e Higiene de la obra a la aprobación del Técnico de la Dirección Facultativa. 3.2.3 Oficina en la obra El Contratista habilitará en la obra una oficina o zona en la que existirá una mesa o tablero adecuado, en el que puedan extenderse o consultarse los planos. En dicha oficina tendrá siempre el Contratista a disposición de la Dirección Facultativa: • El Proyecto de Ejecución completo. • La Licencia de Obras. • El Libro de Órdenes y Asistencias. • El Plan de Prevención de Riesgos Laborales. • El Libro de Incidencias. • El Reglamento y Ordenanza de Seguridad e Higiene en el Trabajo. • La Documentación de los Seguros. 3.2.4 Presencia del contratista El Contratista viene obligado a comunicar a la Propiedad la persona designada como delegado suyo en la obra, que tendrá carácter de jefe de la misma, con dedicación plena y con facultades para representarla y adoptar en todo momento cuantas disposiciones competan a la contrata. Serán sus funciones las del Contratista según se especifica en el artículo 5º. Cuando la importancia de las obras lo requiera y así se consigne en el “Pliego de Condiciones Particulares de índole Facultativa”, el delegado del Contratista será un facultativo de grado superior o grado medio, según los casos. El Pliego de Condiciones particulares determinará el personal facultativo o especialista que el Contratista se obligue a mantener en la obra como mínimo, y el tiempo de dedicación comprometido. El incumplimiento de esta obligación o, en general, la falta de calificación suficiente por parte del personal según la naturaleza de los trabajos, facultará el Arquitecto para ordenar la paralización de las obras, sin derecho a reclamación alguna, hasta que se subsane la deficiencia. El jefe de la obra, por sí mismo o por medio de sus técnicos encargados, estará presente durante la jornada legal de trabajo y acompañará al Técnico Facultativo, en las visitas que haga a las obras, poniéndose a su disposición para la práctica de los reconocimientos que se consideren necesarios y suministrándole los datos precisos para la comprobación de mediciones y liquidaciones. 3.2.5 Trabajos no estipulados expresamente trabajos Es obligación de la contrata el ejecutar cuanto sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aún cuando no se halle expresamente determinado en los documentos de Proyecto, siempre que, sin separarse de su espíritu y recta interpretación, lo disponga el Técnico Facultativo dentro de los límites de posibilidades que los presupuestos habiliten para cada unidad de obra y tipo de ejecución. El Contratista, de acuerdo con la Dirección Facultativa, entregará en el acto de la recepción provisional, los planos de todas las instalaciones ejecutadas en la obra, con las modificaciones o estado definitivo en que hayan quedado.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 9 El Contratista se compromete igualmente a entregar las autorizaciones que preceptivamente tienen que expedir las Delegaciones Provinciales de Industria, Sanidad, etc., y autoridades locales, para la puesta en servicio de las referidas instalaciones. Son también por cuenta del Contratista, todos los arbitrios, licencias municipales, vallas, alumbrado, multas, etc., que ocasionen las obras desde su inicio hasta su total terminación. 3.2.6 Interpretaciones, aclaraciones y modificaciones de los documentos del proyecto Cuando se trate de aclarar, interpretar o modificar preceptos de los Pliegos de Condiciones o indicaciones de los planos o croquis, las órdenes e instrucciones correspondientes se comunicarán precisamente por escrito al Contratista estando éste obligado a su vez, a devolver los originales o las copias suscribiendo con su firma al enterado, que figurará al pie de todas las órdenes, avisos o instrucciones que reciba del Técnico Facultativo. Cualquier reclamación que en contra de las disposiciones tomadas por éstos crea oportuno hacer el Contratista, habrá que dirigirla, dentro precisamente del plazo de tres días, a quien la hubiera dictado, el cual dará al Contratista, el correspondiente recibo, si éste lo solicitase. El Contratista podrá requerir del Técnico Facultativo, las instrucciones o aclaraciones que se precisen para la correcta interpretación y ejecución de lo proyectado. 3.2.7 Reclamaciones contra las órdenes de la dirección facultativa Las reclamaciones que el Contratista quiera hacer contra las órdenes o instrucciones dimanadas de la Dirección Facultativa, sólo podrá presentarlas, ante la Propiedad, si son de orden económico y de acuerdo con las condiciones estipuladas en los Pliegos de Condiciones correspondientes. Contra disposiciones de orden técnico del Ingeniero, no se admitirá reclamación alguna, pudiendo el Contratista salvar su responsabilidad, si lo estima oportuno, mediante exposición razonada dirigida al Ingeniero, el cual podrá limitar su contestación al acuse del recibo, que en todo caso será obligatorio para este tipo de reclamaciones. 3.2.8 Faltas de personal El Director Facultativo, en supuestos de desobediencia a sus instrucciones, manifiesta incompetencia o negligencia grave que comprometan o perturben la marcha de los trabajos, podrá requerir el Contratista para que a parte de la obra a los dependientes u operarios causantes de la perturbación. El Contratista podrá subcontratar capítulos o unidades de obra a otros contratistas e industriales, con sujeción en su caso, a lo estipulado en el Pliego de Condiciones Particulares y sin perjuicio de sus obligaciones como Contratista general de la obra. 3.3 Prescripciones generales relativas a los trabajos y a los materiales 3.3.1 Caminos y accesos El Contratista dispondrá por su cuenta los accesos a la obra y el cerramiento o vallado de ésta. Así mismo el Contratista se obligará a la colocación en lugar visible, a la entrada de la obra, de un cartel exento de panel metálico sobre estructura auxiliar donde se reflejarán los datos de la obra con relación al título de la misma y nombres de los técnicos competentes, cuyo diseño deberá ser aprobado previamente a su colocación por la Dirección Facultativa.
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 10 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 3.3.2 Replanteo El Contratista iniciará las obras con el replanteo de las mismas en el terreno, señalando las referencias principales que mantendrá como base de ulteriores replanteos parciales. Dichos trabajos se considerarán a cargo del Contratista e incluidos en su oferta. El Contratista someterá al replanteo a la aprobación del Director Facultativo y una vez éste haya dado su conformidad preparará un acta acompañada de un plano que deberá ser aprobada, siendo responsabilidad del Constructor la omisión de este trámite. 3.3.3 Comienzo de la obra. Ritmo de ejecución de los trabajos El Contratista dará comienzo a las obras en el plazo marcado en el Pliego de Condiciones Particulares, desarrollándolas en la forma necesaria para que dentro de los periodos parciales en aquel señalados queden ejecutados los trabajos correspondientes y, en consecuencia, la ejecución total se lleve a efecto dentro del plazo exigido en el Contrato. Obligatoriamente y por escrito, deberá el Contratista dar cuenta al Director Facultativo del comienzo de los trabajos al menos con tres días de antelación. 3.3.4 Orden de los trabajos En general, la determinación del orden de los trabajos es facultad de la contrata, salvo aquellos casos en los que, por circunstancias de orden técnico, estime conveniente su variación la Dirección Facultativa. 3.3.5 Facilidades para otros contratistas De acuerdo con lo que requiera la Dirección Facultativa, el Contratista General deberá dar todas las facilidades razonables para la realización de los trabajos que le sean encomendados a todos los demás. Contratistas que intervengan en la obra. Ellos sin perjuicio de las compensaciones económicas a que haya lugar entre Contratistas por utilización de medios auxiliares o suministros de energía u otros conceptos. En caso de litigio, ambos Contratistas estarán a lo que resuelva la Dirección Facultativa. 3.3.6 Ampliación del proyecto por causas imprevistas o de fuerza mayor Cuando sea preciso por motivos imprevistos o por cualquier accidente, ampliar el Proyecto, no se interrumpirán los trabajos, continuándose según las instrucciones dadas por el Ingeniero en tanto se formula o se tramita el Proyecto Reformado. El Contratista está obligado a realizad con su personal y sus materiales cuando la Dirección de las obras disponga para apeos, apuntalamientos, derribos, recalzos o cualquier otra obra de carácter urgente. 3.3.7 Prórroga por causa de fuerza mayor Si por causa de fuerza mayor o independiente de la voluntad del Contratista, éste no pudiese comenzar las obras, o tuviera que suspenderlas, o no le fuera posible terminarlas en los plazos prefijados, se le otorgará una prórroga proporcionada para el cumplimiento de la contrata, previo informe favorable del Director Técnico. Para ello, el Contratista expondrá, en escrito dirigido al Director Técnico, la causa que impide la ejecución o la marcha de los trabajos y el retraso que por ello se originaría en los plazos acordados, razonando debidamente la prórroga que por dicha causa solicita.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 11 3.3.8 Responsabilidad de la dirección facultativa en el retraso de la obra El Contratista no podrá excusarse de no haber cumplido los plazos de obra estipulados, alegando como causa la carencia de planos u órdenes de la Dirección Facultativa, a excepción del caso en que habiéndolo solicitado por escrito no se le hubiese proporcionado. 3.3.9 Condiciones generales de ejecución de los trabajos Todos los trabajos se ejecutarán con estricta sujeción al Proyecto, a las modificaciones del mismo que previamente hayan sido aprobadas y a las órdenes e instrucciones que bajo su responsabilidad y por escrito entregue el Director Técnico al Constructor, dentro de las limitaciones presupuestarias. 3.3.10 Obras ocultas De todos los trabajos y unidades de obra que hayan de quedar ocultos a la terminación de la instalación, se levantarán los planos precisos para que queden perfectamente definidos; estos documentos se extenderán por triplicado, siendo entregados: uno, al Arquitecto; otro a la Propiedad; y el tercero, al Contratista, firmados todos ellos por los tres. Dichos planos, que deberán ir suficientemente acotados, se considerarán documentos indispensables e irrecusables para efectuar las mediciones. 3.3.11 Trabajos defectuosos El Contratista debe emplear los materiales que cumplan las condiciones exigidas en las “Condiciones Generales y Particulares de índole Técnica” del Pliego de Condiciones y realizará todos y cada uno de los trabajos contratados de acuerdo con lo especificado también en dicho documento. Por ello, y hasta que tenga lugar la recepción definitiva del edificio es responsable de la ejecución de los trabajos que ha contratado y de las faltas y defectos que en éstos puedan existir por su mala gestión o por la deficiente calidad de los materiales empleados o aparatos colocados, sin que le exima de responsabilidad el control que compete al Ingeniero, ni tampoco el hecho de que los trabajos hayan sido valorados en las certificaciones parciales de obra, que siempre serán extendidas y abonadas a buena cuenta. Como consecuencia de lo anteriormente expresado, cuando el Ingeniero advierta vicios o defectos en los trabajos citados, o que los materiales empleados o los aparatos colocados no reúnen las condiciones preceptuadas, ya sea en el curso de la ejecución de los trabajos, o finalizados éstos, y para verificarse la recepción definitiva de la obra, podrá disponer que las partes defectuosas demolidas y reconstruidas de acuerdo con lo contratado, y todo ello a expensas de la contrata. Si ésta no estimase justa la decisión y se negase a la demolición y reconstrucción o ambas, se planteará la cuestión ante la Propiedad, quien resolverá. 3.3.12 Vicios ocultos Si el ingeniero tuviese fundadas razones para creer en la existencia de vicios ocultos de construcción en las obras ejecutadas, ordenará efectuar en cualquier tiempo, y antes de la recepción definitiva, los ensayos, destructivos o no, que crea necesarios para reconocer los trabajos que suponga defectuosos. Los gastos que se observen serán de cuenta del contratista, siempre que los vicios existan realmente. 3.3.13 Procedencia de los materiales y los aparatos. El Contratista tiene libertad de proveerse de los materiales y aparatos de todas clases en los puntos que le parezca conveniente, excepto en los casos en que el Pliego Particular de Condiciones Técnicas preceptúe
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 12 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería una procedencia determinada. Obligatoriamente, y para proceder a su empleo o acopio, el Constructor deberá presentar al Ingeniero una lista completa de los materiales y aparatos que vaya a utilizar en la que se indiquen todas las indicaciones sobre las marcas, calidades, procedencia e idoneidad de cada uno de ellos. 3.3.14 Materiales no utilizables El contratista, a su costa, transportará y colocará, agrupándolos ordenadamente y en el lugar adecuado, los materiales procedentes de las excavaciones, derribos, etc., que no sean utilizables en la obra. Se retirarán de ésta o se llevarán al vertedero, cuando así estuviese establecido en el pliego de condiciones particulares vigentes en la obra. Si no hubiesen preceptuado nada sobre el particular, se retirarán de ella cuando así lo ordene el ingeniero. 3.3.15 Gastos ocasionados por pruebas y ensayos Todos los gastos originados por las pruebas y ensayos de materiales o elementos que intervengan en la ejecución de las obras, serán de cuenta de la contrata. Todo ensayo que no haya resultado satisfactorio o que no ofrezca las suficientes garantías podrá comenzarse de nuevo a cargo del mismo. 3.3.16 Limpieza de las obras e instalaciones Es obligación del contratista mantener limpias las obras y sus alrededores, tanto de escombros como de materiales sobrantes, hacer desaparecer las instalaciones provisionales que no sean necesarias, así como adoptar las medidas y ejecutar todos los trabajos que sean necesarios para que la obra ofrezca un buen aspecto. 3.3.17 Obras sin prescripciones En la ejecución de trabajos que entran en la construcción de las obras y para los cuales no existan prescripciones consignadas explícitamente en este pliego ni en la restante documentación del proyecto, el contratista se atendrá, en primer término, a las instrucciones que dicte la dirección facultativa de las obras y, en segundo lugar, a las reglas y prácticas de la buena construcción. 3.3.18 Recepción provisional de la obra Quince días antes de dar fin a las obras, comunicará el Ingeniero, a la Propiedad la proximidad de su terminación a fin de convenir la fecha para el acto de Recepción Provisional. Ésta se realizará con la intervención de un Técnico designado por la Propiedad, del Contratista y del Ingeniero. Practicando un detenido reconocimiento de las obras, se extenderá un acta con tantos ejemplares como intervinientes y firmados todos ellos. Desde ésta fecha empezará a correr el plazo de garantía, si las obras se hallasen en estado de ser admitidas. Seguidamente, la Dirección Facultativa extenderá el correspondiente Certificado Final de Obra. Cuando las obras no se hallen en estado de ser recibidas, se hará constar en el acta y se dará al Contratista las oportunas instrucciones para remediar los defectos observados, fijando un plazo para subsanarlos, expirando el cual, se efectuará un nuevo reconocimiento a fin de proceder a la recepción provisional de la obra.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 13 Si el Contratista no hubiese cumplido, podrá declararse resuelto el contrato con pérdida de la fianza. Al realizarse la Recepción Provisional de las Obras, deberá presentar el Contratista las pertinentes autorizaciones de los Organismos Oficiales de la Provincia, para el uso y puesta en servicio de las instalaciones que así lo requieran. No se efectuará esa Recepción Provisional, ni como es lógico la Definitiva, si no se cumple este requisito. 3.3.19 Documentación de la obra El Ingeniero Director facilitará a la Propiedad la documentación final de las obras, con las especificaciones y contenido dispuesto por la legislación vigente. 3.3.20 Medición definitiva de los trabajos y liquidación provisional de la obra Recibidas provisionalmente las obras, se procederá inmediatamente por el Ingeniero a su medición definitiva, con precisa asistencia del Contratista o de su representante. Se extenderá la oportuna certificación por triplicado que, aprobada por el Ingeniero con su firma, servirá para el abono por la Propiedad del saldo resultante salvo la cantidad retenida en concepto de fianza. 3.3.21 Plazo de garantía El plazo de garantía será de doce meses, y durante este periodo el contratista corregirá los defectos observados, eliminará las obras rechazadas y reparará las averías que por esta causa se produjeran, todo ello por su cuenta y sin derecho a indemnización alguna, ejecutándose en caso de resistencia dichas obras por la propiedad con cargo a la fianza. El contratista garantiza a la propiedad contra toda reclamación de tercera persona, derivada del incumplimiento de sus obligaciones económicas o disposiciones legales relacionadas con la obra. Una vez aprobada la recepción y liquidación definitiva de las obras. Tras la recepción definitiva de la obra, el contratista quedará relevado de toda responsabilidad salvo en lo referente a los vicios ocultos de la construcción. 3.3.22 Conservación de las obras recibidas provisionalmente Los gastos de conservación durante el plazo de garantía comprendido entre las recepciones provisionales y la definitiva, correrán a cargo del contratista. Por lo tanto, el contratista durante el plazo de garantía será el conservador de la instalación, donde tendrá el personal suficiente para atender a todas las averías y reparaciones que puedan presentarse, aunque el establecimiento fuese ocupado o utilizado por la propiedad, antes de la recepción definitiva. 3.3.23 Recepción definitiva La recepción definitiva se verificará después de transcurrido el plazo de garantía en igual forma y con las mismas formalidades que la provisional, a partir de cuya fecha cesará la obligación del contratista de reparar a su cargo aquellos desperfectos inherentes a la norma conservación de los edificios y quedarán sólo subsistentes todas las responsabilidades que pudieran alcanzarle por vicios de la construcción. 3.3.24 Prórroga del plazo de garantía Si al proceder al reconocimiento para la recepción definitiva de la obra, no se encontrase ésta en las condiciones debidas, se aplazará dicha Recepción Definitiva y el Ingeniero Director marcará al
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 20 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería Tabla 4.2 – Elección cableado a utilizar 4.10.3 Secciones mínimas Las secciones mínimas utilizadas serán de 1,5 mm2 en las líneas de mando y control y de 2,5 mm2 en las líneas de potencia. 4.10.4 Colores Los colores de los conductores aislados estarán de acuerdo con la norma UNE 21.089, y serán los de la siguiente tabla: COLOR CONDUCTOR Amarillo-verde Protección Azul claro Neutro Negro Fase Marrón Fase Gris Fase Tabla 4.3 – Colores cableado Para la colocación de los conductores se seguirá lo señalado en la Instrucción ITC-BT20. Identificación Cada extremo del cable habrá de suministrarse con un medio autorizado de identificación. Este requisito tendrá vigencia especialmente para todos los cables que terminen en la parte posterior o en la base de un cuadro de mandos y en cualquier otra circunstancia en que la función del cable no sea evidente de inmediato. Los medios de identificación serán etiquetas de plástico rotulado, firmemente sujetas al cajetín que precinta el cable o al cable. Los conductores de todos los cables de control habrán de ir identificados a título individual en todas las terminaciones por medio de células de plástico autorizadas que lleven rotulados caracteres indelebles, con arreglo a la numeración que figure en los diagramas de cableado pertinentes. 4.11 Canalización por bandeja Metálica Las bandejas que se utilicen para las conducciones eléctricas serán metálicas, galvanizadas por inmersión en zinc fundido y ranuradas para facilitar la fijación y ordenación de los cables. Cumplirán las referencias de las normas UNE-EN 50.085. y UNE EN 60.695. Tendrán un grado de protección 10 contra daños mecánicos (UNE-EN 50102).
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 21 Se utilizarán accesorios estándar del fabricante para codos, ángulos, quiebros, cruces o recorridos no estándar. No se cortarán o torcerán los canales para conformar bridas u otros elementos de fijación o acoplamiento. Se utilizarán longitudes estándar para los tramos no inferiores a 2 m de longitud. Los puntos de suportación se situarán a la distancia que fije el fabricante, de acuerdo a las específicas condiciones de montaje, no debiendo exceder entre sí una separación mayor a 1,5 m. Se instalarán elementos internos de fijación y retención de cables a intervalos periódicos comprendidos entre 0,25 m (conductores de diámetro hasta 9 mm) y 0,55 m (conductores de diámetro superior). El número máximo de cables instalados en un canal no excederán a los que se permitan de acuerdo a las normativas de referencia y las instrucciones del fabricante. El canal será dimensionado sobre estas bases a no ser que se defina o acuerde lo contrario. En aquellos casos en que el canal atraviese muros, paredes y techos no combustibles, barreras contra el fuego no metálicas deberán ser instaladas en el canal. Deberán ser instaladas barreras similares en los recorridos verticales en los patinillos, y a intervalos inferiores a 3 m. Los canales serán equipados con tapas del mismo material que el canal y serán totalmente desmontables a lo largo de la longitud entera de estos. La tapa será suministrada en longitudes inferiores a 2 m. En los casos en que sean necesarios separadores en los canales la terminación de los separadores será el mismo estándar que la de canal. Los acoplamientos cubrirán la total superficie interna del canal y serán diseñados de forma que la sección general del canal case exactamente con las juntas de acoplamiento. Las conexiones a canalizaciones, cajas múltiples, interruptores, aparamenta en general y cuadros de distribución será realizada por medio de unidades de acoplamiento embridadas. Cuando los canales crucen juntas de expansión del edificio se realizará una junta en el canal. Las conexiones en este punto serán realizadas con perforaciones de fijación elípticas de forma que se permita un movimiento de 10 mm en ambos sentidos horizontal y vertical. En los canales de montaje vertical se instalaran, racks de fijaciones para soportar los cables y prevenir el trabajo de los cables en los cambios de dirección, de horizontal a plano vertical. Los canales metálicos son masas eléctricamente definibles de acuerdo con la normativa CEI64-8/668 y como tales deberán ser conectados a tierra en toda su longitud. Se conectarán a tierra mediante un conductor de cobre descubierto de 50 mm2 de sección, debiendo tener un punto de conexión en cada tramo independientemente. 4.12 Cuadros Eléctricos de Distribución Para la centralización de elementos de medida, protección, mando y control, se dispondrán cuadros eléctricos construidos de acuerdo con los esquemas fijados en los planos. Los cuadros eléctricos habrán de atenerse totalmente a los requisitos de las Normas UNE-EN 60439-3 y UNE 20324. Todos los componentes de material plástico responderán al requisito de autoextinguibilidad conforme a la norma UNE-EN 60695-2 (CEI-695.2.1.) El aparataje y materiales utilizados para la construcción de los cuadros serán los indicados en el presente proyecto (memoria, presupuesto y esquemas) o similares siempre que sean aceptados por la Dirección Facultativa.
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 22 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería 4.12.1 Construcción La estructura del cuadro será metálica de concepción modular ampliable. Los paneles perimetrales tendrán un espesor no inferior a 10/10 (secundarios) y 15/10 (principales). El grado de protección del conjunto será IP40 IK07 (secundarios) e IP30 IK07 (principales), según REBT con un grado de protección mínimo IP30 e IK07. Se dimensionarán en espacio y elementos básicos para ampliar su capacidad en un 30% de la prevista inicialmente. Los cuadros deberán ser ampliables, los paneles perimetrales deberán ser extraíbles por medio de tornillos. Estos tornillos serán de clase 8/8 con un tratamiento anticorrosivo a base de zinc. El panel posterior deberá ser fijo o pivotante con bisagras. La puerta frontal estará provista de cierre con llave; el revestimiento frontal estará constituido de vidrio templado. Para la previsión de la posibilidad de inspección del resto del cuadro, todos los componentes eléctricos serán fácilmente accesibles por el frontal mediante tapas atornilladas o con bisagras. Sobre el panel anterior estarán previstos agujeros para el paso de los órganos de mando. Todo el aparellaje quedará fijado sobre carriles DIN o sobre paneles y traveseros específicos. La totalidad de lo elementos de soportación y fijación serán estandarizados y de la misma fabricación que los componentes principales. Los instrumentos y las lámparas de señalización serán montados sobre paneles frontales. La estructura tendrá una concepción modular, permitiendo las extensiones futuras. Grado de protección adaptable sobre la misma armadura (estructura), de un IP30 a IP54; o IP55. Para garantizar una eficaz resistencia a la corrosión, la estructura y los paneles deberán estar oportunamente tratados y barnizados. El tratamiento base deberá prever el lavado, la fosfatización más pasivación por cromo o la electrozincación de las láminas. Las láminas estarán barnizadas con pintura termoendurecida a base de resinas e-poxi mezcladas con resina poliéster, color final beige liso y semilúcido con espesor mínimo de 40 micrones. Se cuidará la conveniente aireación del interior de los cuadros disponiendo, si es necesario, ventanillas laterales en forma de celosía, que permitan la entrada de aire pero impida el acceso de cuerpos extraños. Si a causa de las condiciones de trabajo de los cuadros, se prevén temperaturas superiores a 40 °C en su interior, se adoptará el sistema de ventilación forzada, con termostato incorporado. Cuando así se soliciten los cuadros se suministrarán en ejecución precintable, bien sea su conjunto o partes del mismo. 4.12.2 Características eléctricas generales 4.12.2.1 Embarrados Se dispondrá un sistema de barras de distribución formado básicamente por un soporte fijo compacto de tres polos más neutro. Las barras serán perforadas de cobre electrolítico, estañadas y pintadas. El dimensionado y número de barras así como la separación entre ellas serán las recomendadas por el fabricante de acuerdo con las características eléctricas señaladas. Las barras serán de cobre, perforadas y se fijarán al armario con la ayuda de soportes barras se realizará de acuerdo con la intensidad permanente y la corriente de cortocircuito que han de soportar. Las derivaciones de barras generales a aparellaje se harán con pletinas de cobre dimensionadas para la intensidad máxima prevista. Cuando la intensidad sea inferior a un 50% a la admisible en la pletina
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 23 normalizada de menor sección, las conexiones se harán con conductores flexibles de cobre, aislamiento de servicio 750 V (hasta 6 mm2) y 1.000 V (superiores) con terminales a presión adecuados a la sección empleada. Los cables se recogerán en canaletas aislantes clase M1 sobredimensionadas en un 30%. Tabla 4.4 – Características embarrados Dependiendo del valor de la corriente de cortocircuito, la separación máxima entre los soportes del juego de barras se calculará de acuerdo con las instrucciones del fabricante Dispositivos de maniobra y protección serán objeto de preferencia conjuntos que incorporen dispositivos principalmente del mismo constructor. Deberá ser garantizada una fácil individualización de la maniobra de enchufado, que deberá por tanto estar concentrada en el frontal del compartimento. En el interior deberá ser posible una inspección rápida y un fácil mantenimiento. La distancia entre los dispositivos y las eventuales separaciones metálicas deberán impedir que interrupciones de elevadas corrientes de cortocircuito o averías notables puedan afectar el equipamiento eléctrico montado en compartimentos adyacentes. Deberán estar en cada caso garantizadas las distancias (perímetros de seguridad) del conjunto. Todos los componentes eléctricos y electrónicos deberán tener una tarjeta de identificación que se corresponda con el servicio indicado en el esquema eléctrico. Todos los conjuntos de interruptor e interruptor-diferencial estarán equipados con contactos de señalización y de disparo que permitan saber su estado desde un sistema de gestión. Todos los circuitos gobernados por contactores dispondrán de un selector para mando manual o automático y de contactos abiertos y cerrados para poder ser accionados a distancia. La maniobra será independiente para cada contactor. Los interruptores diferenciales que se intercalen en circuitos de alimentación a ordenadores deberán responder a la clase A “SI”, superinmunizados. Los interruptores automáticos magnetotérmicos carril DIN serán de curva C, salvo que se especifique otra distinta, serán de corte omnipolar con protección activa en todos los polos. Los interruptores automáticos de calibres superiores serán de caja moldeada con seccionamiento de corte plenamente aparente. Estarán equipados con bloques de relés magnetotérmicos o electrónicos para protección estándar, salvo que se especifique otra distinta. La intensidad de regulación asignada
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 24 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería corresponderá a la nominal más baja que permita el bloque de relés. Serán de corte omnipolar con protección activa en todos los polos. Los interruptores estarán normalmente alimentados por la parte superior, salvo diversas exigencias de instalación; en tal caso podrán estar previstas diversas soluciones. Tanto en el exterior de los cuadros como en su interior, se dispondrán rótulos para la identificación del aparellaje eléctrico con el fin de poder determinar en cualquier momento el circuito al que pertenecen. Los rótulos exteriores serán grabados imborrables, de material plástico o metálico, fijados de forma imperdible e indicarán las funciones o servicios de cada elemento. 4.12.3 Conexionados 4.12.3.1 Conexionado de potencia El aparellaje eléctrico se dispondrá en forma adecuada para conseguir un fácil acceso en caso de avería. Se dispondrá un borne de conexión para la puesta a tierra de cada cuadro. Todos los componentes metálicos que constituyen la carpintería del cuadro y la soportación del aparellaje estarán unidos eléctricamente y conectados a una pletina de puesta a tierra a la que se conectarán los conductores de tierra ce cada uno de los circuitos que salen del cuadro. Todo el cableado interior de los cuadros, se canalizará por canaleta independiente para el control y maniobra con el circuito de potencia y estará debidamente numerado de acuerdo con los esquemas y planos que se faciliten, de manera que en cualquier momento sean perfectamente identificados todos los circuitos eléctricos. Asimismo se deberán numerar todos los bornes de conexión para las líneas que salgan de los cuadros de distribución así como las barras mediante señales autoadhesivas según la fase. Todas las conexiones se efectuarán con Terminal a presión adecuado. Los cables eléctricos empleados deberán responder a la categoría de no propagadores del incendio y sin emisión de humos ni gases tóxicos. La sección de los conductores será la que se señala en las ITC-BT06/ITC-BT-07/ ITC-BT-19 en las condiciones de instalación que en ellas se contemplan. Los conductores serán dimensionados para la corriente nominal de cada interruptor. Los bornes y terminales de conexión, serán perfectamente accesibles y dimensionados ampliamente, con arreglo a las secciones de cable indicadas. Las entradas y salidas de cables exteriores se harán por zanja o canal debajo del cuadro. 4.12.3.2 Conexionado auxiliar Será en conductor flexible con aislamiento de 3 kV, con las siguientes secciones mínimas: • 4 mm2 para los T.C. (transformadores de corriente) • 2,5 mm2 para los circuitos de mando • 1,5 mm2 para los circuitos de señalización y transformadores de tensión Cada conductor estará completado de un anillo numerado correspondiendo al número sobre la regletera y sobre el esquema funcional. Deberán estar identificados los conductores para los diversos servicios (auxiliares en alterna, corriente continua, circuitos de alarma, circuitos de mando, circuitos de señalización), utilizando conductores con cubierta distinta o poniendo en las extremidades anillos coloreados.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 25 4.12.3.3 Montaje e instalación Las dimensiones de los cuadros permitirán un cómodo mantenimiento y serán propuestas por las empresas licitantes, así como el tipo de construcción y disposición de aparatos, embarrados, etc. Junto con la oferta se facilitarán los croquis necesarios para una perfecta comprensión de las soluciones presentadas. Se adjuntará asimismo el esquema de cuadro, en el que se identifiquen fácilmente circuitos y aparellaje. Se preverá un soporte adecuado para el esquema del cuadro, que se entregará por triplicado y en formato reproducible. Los cuadros deberán ser montados y conexionados en taller para asegurar su calidad, la correcta disposición de todos sus elementos y su adecuada señalización y para facilitar las tareas de control y pruebas exigibles. El instalador deberá comprobar que las medidas exteriores de los cuadros están en relación con las de los espacios en donde deben quedar ubicados. El instalador deberá verificar las características de los equipos que se alimentan de los cuadros para asegurarse del que el calibrado de las protecciones y el dimensionado de las conexiones son los adecuados. 4.12.4 Características de los dispositivos de maniobra y protección 4.12.4.1 Interruptores automáticos compactos Los interruptores automáticos de baja tensión en caja moldeada cumplirán con las recomendaciones internacionales y con las normas de los principales países europeos. Cumplirán también con la norma europea para aparamenta de baja tensión UNE-EN 60947. En particular, será de aplicación la parte 2, referente a interruptores automáticos (UNEEN609472). • Grados de protección de estos apartos − Empuñadura vista: IP.40 IK − Mando rotativo directo: IP.40 IK − Mando rotativo prolongado: IP.55 IK − Telemando: IP.40 IK • Carácterísticas eléctricas Las características eléctricas generales de los interruptores se enumeran a continuación. El resto de características se detallan en la memoria y esquemas de cuadros: − Intensidad asignada: 100 - 3.200 A − Tensión asignada de aislamiento: 660 V − Frecuencia asignada: 50/60 Hz − Nº de polos: 2-3 o 4 − Poder de corte (380/415 V): − 35 kA eff (Pn < 800 kVA *) − 70 kA eff (800 < Pn < 2x800 kVA *) − 150 kA eff (2x800 < Pn < 2x1.600 kVA *)
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 26 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería • Protección largo retardo regulable − Umbral de regulación Ir = In x de 0,4 a 1 − Tiempo de disparo a 1,5 Ir(s) 120 • Protección instantánea regulable − Umbral de regulación Inst = In x de 2 a 10 − Precisión ±15 % Auxiliares y accesorios − Auxiliares adaptables: − Contactos auxiliares. − Bobina de mínima. − Bobina de emisión. − Accesorios adaptables: − Cubrebornes. − Accesorios de conexionado. − Enclavamiento por candado. − Enclavamiento por cerradura. − Mando rotativo. 4.12.4.2 Protección diferencial En los casos que se especifiquen en la memoria o los esquemas de cuadros, los interruptores automáticos llevarán asociada una protección diferencial consistente en un dispositivo diferencial residual, un bloque diferencial o un relé diferencial con transformador toroidal separado. Estos dispositivos deberán estar conforme con la normativa vigente y protegidos contra los disparos intempestivos. Deberán ser regulables en sensibilidad y en tiempo. 4.12.4.3 Telemando En los casos que se especifiquen en la memoria o los esquemas de cuadros, los interruptores podrán estar equipados con un telemando que permita pueda ser accionado a distancia por dos o tres señales a manera de impulsos: apertura, cierre, rearme. Por otro lado, el interruptor automático podrá ser accionado manualmente. 4.12.4.4 Pruebas Todos los tipos de interruptores mencionados deberán haber sido sometidos a las pruebas de tensión, aislamiento, resistencia al calor y demás ensayos, exigidos a esta clase de material en la norma UNE-EN 60.898. 4.12.4.5 Interruptores automáticos Los interruptores automáticos serán del tipo y denominación que se fijan en el proyecto, pudiendo sustituirse por otros de denominación distinta, siempre que sus características técnicas se ajusten al tipo exigido, lleven impresa la marca de conformidad a Normas UNE y haya sido dada la conformidad por la Dirección Facultativa. Estos interruptores automáticos podrán utilizarse para la protección de líneas y circuitos. Todos los interruptores automáticos deberán estar provistos de un dispositivo de sujeción a presión para que puedan fijarse rápidamente y de manera segura a un carril normalizado.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 27 Para la protección de circuitos monofásicos se utilizarán interruptores bipolares con 2 polos protegidos. Los contactos de los automáticos deberán estar fabricados con material resistente a la fusión. Todos los tipos de interruptores mencionados deberán haber sido sometidos a las pruebas de tensión, aislamiento, resistencia al calor y demás ensayos, exigidos a esta clase de material en la norma UNE-EN 60.898. En caso de que se acepte material no nacional, este se acompañará de documentación en la que se indique que este tipo de interruptor se ha ensayado de acuerdo con la Norma nacional que corresponde y concuerde con la IEC 898. Interruptores diferenciales Los interruptores diferenciales serán del tipo y denominación que se fijen en el Proyecto, pudiendo sustituirse por otros de denominación distinta, siempre que sus características técnicas se ajusten al tipo exigido, cumplan las Normas UNE 20.383 y UNE-EN 61.008-1, lleven impresa la marca de conformidad a Norma UNE y haya sido dada la conformidad por la Dirección Facultativa. Estos interruptores de protección tienen como misión evitar las corrientes de derivación a tierra que puedan ser peligrosas, y que normalmente es independiente de la protección magnetotérmica de circuitos y aparatos salvo en caso de utilización de “VIGI” (UNE-EN 61.009-1). Reaccionarán con toda la intensidad de derivación a tierra que alcance o supere el valor de la sensibilidad del interruptor. La capacidad de maniobra debe garantizar que se produzca una desconexión perfecta en caso de cortocircuito y simultánea derivación a tierra. Por él deberán pasar todos los conductores que sirvan de alimentación a los aparatos receptores, incluso el neutro. Se deberá garantizar la inmunidad contra disparos intempestivos en un mínimo de 250 A de cresta para los instantáneos y de 3 kA de cresta para los selectivos, según onda 8/20 µs. La gama residencial solamente podrá utilizarse para su uso específico. En los interruptores diferenciales del tipo súperinmunizado (SI) se deberá garantizar la inmunidad contra disparos intempestivos en un mínimo de 3 kA de cresta para los instantáneos y de 5 kA de cresta para los selectivos según onda 8/20 µs. 4.13 Centro de transformación 4.13.1 Calidad de los materiales 4.13.1.1 Obra Civil El edificio, local o recinto destinado a alojar en su interior la instalación eléctrica descrita en el presente proyecto, cumplirá las Condiciones Generales prescritas en las Instrucciones del MIERAT 14 del Reglamento de Seguridad en Centrales Eléctricas, referentes a su situación, inaccesibilidad, pasos y accesos, conducciones y almacenamiento de fluidos combustibles y de agua, alcantarillado y canalizaciones, etc. El Centro será construido enteramente con materiales no combustibles. Los elementos delimitadores del Centro (muros exteriores, cubiertas, solera, puertas, etc.), así como los estructurales en él contenidos (columnas, vigas, etc.) tendrán una resistencia al fuego de acuerdo con la norma NBE CPI-96 y los materiales constructivos del revestimiento interior (paramentos, pavimento y techo) serán de clase MO de acuerdo con la Norma UNE 23727. Tal como se indica en el capítulo de Cálculos, los muros del Centro deberán tener entre sus paramentos una resistencia mínima de 100.000 ohmios al mes de su realización. La medición de esta resistencia se realizará aplicando una tensión de 500 V entre dos placas de 100 cm² cada una.
CAPÍTULO 4 PLIEGO DE CONDICIONES 28 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería El Centro tendrá un aislamiento acústico de forma que no transmitan niveles sonoros superiores a los permitidos por las Ordenanzas Municipales. Concretamente, no se superarán los 30 dBA durante el periodo nocturno (y los 55 dBA durante el periodo diurno). Ninguna de las aberturas del Centro será tal que permita el paso de cuerpos sólidos de más de 12 mm. de diámetro. Las aberturas próximas a partes en tensión no permitirán el paso de cuerpos sólidos de más de 2,5 mm de diámetro, y además existirá una disposición laberíntica que impida tocar el objeto o parte en tensión. 4.13.2 Aparamenta de Media Tensión 4.13.2.1 Celdas CGC La aparamenta de M.T. estará constituida por conjuntos compactos, bajo envolvente única metálica, para una tensión admisible de 24 kV, acorde a las siguientes normativas: I. UNE 20-099, 20-100, 20-104,20-139. II. CEI 298, 129, 265, 694. III. UNESA Recomendación 6407B. 4.13.2.2 Características constructivas Los conjuntos compactos deberán tener una envolvente única con dieléctrico de hexafluoruro de azufre. Toda la aparamenta estará agrupada en el interior de una cuba metálica estanca rellenada de hexafluoruro de azufre con una sobrepresión de 0'3 bar sobre la presión atmosférica, sellada de por vida y acorde a la norma CEI 56 (anexo EE). En la parte inferior se dispondrá de una clapeta de seguridad que asegure la evacuación de las eventuales sobrepresiones que se puedan producir, sin daño ni para el operario ni para las instalaciones. La seguridad de explotación será completada por los dispositivos de enclavamiento por candado existentes en cada uno de los ejes de accionamiento. 4.13.2.3 Características eléctricas Tensión nominal 36 kV Nivel de aislamiento: • a la frecuencia industrial de 50 Hz 70 kV ef.1mn. • a impulsos tipo rayo 170 kV cresta. Intensidad nominal funciones línea 400 A Intensidad nominal otras funciones 200 A Intensidad de corta duración admisible 16 kA ef. 1s. 4.13.2.4 Interruptores El interruptor y el seccionador de puesta a tierra deberá ser un único aparato de tres posiciones (abierto, cerrado y puesto a tierra), a fin de asegurar la imposibilidad de cierre simultáneo del interruptor y el seccionador de puesta a tierra. El interruptor deberá ser capaz de soportar al 100% de su intensidad nominal más de 100 maniobras de cierre y apertura, correspondiendo a la categoría B según la norma CEI 265.
PLIEGO DE CONDICIONES CAPÍTULO 4 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 29 En servicio, se deberán cumplir las exigencias siguientes: • Poder de cierre nominal sobre cortocircuito: 40 kA cresta. • Poder de corte en caso de falta a tierra (A): 50 A • Poder de corte nominal de cables en vacío: 25 A 4.13.2.5 Cortacircuitos fusibles Los fusibles cumplirán la norma DIN 43-625 y la R.U.6.407-B y se instarán en tres compartimentos individuales, estancos cuyo acceso estará enclavado con el seccionador de puesta a tierra, el cual pondrá a tierra ambos extremos de los fusibles. 4.13.3 Condiciones de uso, mantenimiento y seguridad 4.13.3.1 Prevenciones generales: • Queda terminantemente prohibida la entrada en el local de esta estación a toda persona ajena al servicio y siempre que el encargado del mismo se ausente, deberá dejarlo cerrado con llave. • Se pondrán en sitio visible del local, y a su entrada, placas de aviso de “Peligro de muerte”. • En el interior del local no habrá más objetos que los destinados al servicio del centro de transformación, como banqueta, guantes, etc. • No está permitido fumar ni encender cerillas ni cualquier otra clase de combustible en el interior del local del centro de transformación y en caso de incendio no se empleará nunca agua. • No se tocará ninguna parte de la instalación en tensión, aunque se esté aislado. • Todas las maniobras se efectuarán colocándose convenientemente sobre la banqueta. • En sitio bien visible estarán colocadas las instrucciones relativas a los socorros que deben prestarse en los accidentes causados por electricidad, debiendo estar el personal instruido prácticamente a este respecto, para aplicarlas en caso necesario. También, y en sitio visible, debe figurar el presente Reglamento y esquema de todas las conexiones de la instalación, aprobado por la Consejería de Industria, a la que se pasará aviso en el caso de introducir alguna modificación en este centro de transformación, para su inspección y aprobación, en su caso. 4.13.3.2 Puesta en servicio • Se conectarán primero los seccionadores de alta y a continuación el interruptor de alta, dejando en vacío el transformador. Posteriormente, se conectará el interruptor general de baja, procediendo en último término a la maniobra de la red de baja tensión. • Si al poner en servicio una línea se disparase el interruptor automático o hubiera fusión de cartuchos fusibles, antes de volver a conectar se reconocerá detenidamente la línea e instalaciones y, si se observase alguna irregularidad, se dará cuenta de modo inmediato a la empresa suministradora de energía. 4.13.3.3 Separación de servicio • Se procederá en orden inverso al determinado en apartado 8, o sea, desconectando la red de baja tensión y separando después el interruptor de alta y seccionadores. • Si el interruptor fuera automático, sus relés deben regularse por disparo instantáneo con sobrecarga proporcional a la potencia del transformador, según la clase de la instalación.
PRESUPUESTO CAPÍTULO 6 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 1 PRESUPUESTO
CAPÍTULO 6 PRESUPUESTO 2 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería INDICE 1PRESUPUESTO DEL MATERIAL PARA UN GRUPO DE 100KW ............................................... 3 1.1Generador fotovoltaico ................................................................................................................. 3 1.2Seguidor solar ............................................................................................................................... 3 1.3Comunicación de datos ................................................................................................................. 3 1.4Inversor y protecciones ................................................................................................................. 4 1.5Cableado eléctrico ........................................................................................................................ 4 1.6Contadores y protección ............................................................................................................... 5 1.7Tierras ........................................................................................................................................... 5 1.8Material auxiliar ........................................................................................................................... 5 1.9Centro de BT/MT ......................................................................................................................... 5 1.10Coste total grupo generador .......................................................................................................... 6 2COSTE HUERTA SOLAR .................................................................................................................. 6 3COSTE INGENIERÍA ......................................................................................................................... 7 4IVA ....................................................................................................................................................... 7 5COSTE TOTAL HUERTA SOLAR (5MW) ....................................................................................... 7
PRESUPUESTO CAPÍTULO 6 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 3 1 PRESUPUESTO DEL MATERIAL PARA UN GRUPO DE 100KW Tras separar en varias secciones el grupo generador se ha procedido al cálculo del coste de este. 1.1 Generador fotovoltaico Detalle de los componentes Unidades Unidad/€ Importe (€) Módulo fotovoltaico Suntech de 210Wp, modelo STP210 18/Ub 552 283,5 156.492 Caja de conexión SolarMax modelo MaxConnect plus Tipo 900 – 120 – 16 (plus) 3 4273 12.819 Material diverso de fijación, canales metálicos, terminales de conexión, tubos flexibles… 1 670 670 Trabajo de fijación de los paneles a la estructura del seguidor. 1 2400 2.400 TOTAL 172.381 € Tabla 6.1 - Coste generador fotovoltaico. 1.2 Seguidor solar Detalle de los componentes Unidades Unidad/€ Importe (€) Seguidor solar de 2 ejes Ades de 318m2, modelo 8F-22M 3 27.000 81.000 Sistema completo de comunicaciones seguidores 3 230 690 Anemómetro calefactado (para protección ante vientos superiores a 14m/s, incluido poste de 12 m de altura y armario de conexión) 1* 300 300 Transporte del material hasta el lugar de montaje 3 1.400 4.200 Montaje: jefe de obra que se responsabilizara del correcto montaje de las parrillas sobre el seguidor y su embulonamiento. 3 500 1.500 Cimentación de hormigón zapata del seguidor 3 3.600 10.800 TOTAL 98.490 € Tabla 6.2 – Coste seguidor solar. *Se recomienda un anemómetro cada 20 seguidores. El coste de cada anemómetro es de 2.000€. Para realizar este cálculo dividiremos el coste del anemómetro entre el número de seguidores recomendados para posteriormente multiplicarlo por el número de seguidores (3) que conforman un grupo de 100kW. 1.3 Comunicación de datos Detalle de los componentes Unidades Unidad/€ Importe (€) Software comunicación de SolarMax, modelo MaxTalk 1 343,62 344 Comunicación vía internet SolarMax, modelo MaxWeb 1 1.126 1.126 Tarjeta RS 232 1 220 220 Montaje de los componentes (incluidas en coste del montaje del inversor y protección) 1 0 0 TOTAL 1.690 € Tabla 6.3 – Coste comunicación de datos.
BIBLIOGRAFIA Y NORMATIVA CAPÍTULO 7 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 3 1 BIBLIOGRAFIA ESCRITA 1.1 Libros y revistas • ICAEN Atlas de Radiación Solar a Cataluña. Edición 2001. Albert Mitjà i Sarvisé • IDAE, Resumen plan de energías renovables en España 2005 – 2010, 21 Julio 2005 • UNE 157001 –febrero 2002-Criterios generales para la elaboración de proyectos • Greenpeace, Renovables 2050, José Luis García Ortega y Alicia Cantero, Noviembre 2005 • Schneider, Manual teórico-práctico Instalaciones de baja tensión, Diciembre 2007 • Energías renovables. Edición 2004 Antonio Creus Soler • Instalaciones eléctricas, McGraw Hill, edición 2007. Antonio Jesús Conejo Navarro 1.2 Instituciones y asociaciones • www.ametllamar.cat • www.greenpeace.org/espana • www.icc.cat • ovc.catastro.meh.es • www.icaen.net • www.asif.org • www.idae.es • re.jrc.ec.europa.eu/pvgis • www.endesa.es • www.bde.es. • www.boe.es • cataleg.upc.edu 1.3 Foros y bloques • www.voltimum.es • energiasolarfotovoltaica.blogspot.com • www.foro-industrial.com • www.solarweb.net/forosolar • www.energias-renovables.com • www.voltimum.es 1.4 Empresas comerciales • www.ades.tv • www.prysmian.es
CAPÍTULO 7 BIBLIOGRAFIA Y NORMATIVA 4 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería • www.ormazabal.com • www.hager.es • www.suntech-power.com • www.safybox.com • www.circuitor.es • www.mechint.es 2 PROGRAMAS INFORMATICOS • PVSYST V5.06 - Simulación instalaciones fotovoltaicas • MaxDesign – Diseñador fotovoltaico de SolarMax 3 NORMATIVA 3.1 Eléctrica • RD 842/2002 de 2 de Agosto, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión e instrucciones técnicas complementarias ITC BT 01 a 051. • RD 1955/2000 de 1 de Diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. • Ley 54/1997 de 27 de Noviembre del Sector Eléctrico • Orden de 16 de abril de 1991 por la que se modifica el punto 3.6 de la instrucción técnica complementaria MIE-RAT 06 del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas subestaciones y centros de transformación. BOE de 24 de abril de 1991. • Orden de 6 de julio de 1984 de Instrucciones Técnicas Complementarias del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y centros de Transformación. • Orden de 23 de julio de 1988 que por la que se actualizan las instrucciones técnicas complementarias MIE-RAT del Reglamento sobre condiciones técnicas garantías de seguridad en centrales eléctricas subestaciones y centros transformación. BOE de 5 de julio de 1988. • Orden de 27 de noviembre de 1987 por la que se actualizan las instrucciones técnicas complementarias MIE-RAT13 y MIE-RAT 14 del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas subestaciones y centros de transformación. • Orden de 18 de octubre de 1984 complementaria a la de 6 de julio que aprueba instrucciones técnicas complementarias el reglamento sobre condiciones técnicas garantías de seguridad en centrales eléctricas subestaciones y centros transformación. • RD 3272/1982 de 12 de noviembre, sobre condiciones técnicas y Garantías Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. BOE del 1 de diciembre de 1982.
BIBLIOGRAFIA Y NORMATIVA CAPÍTULO 7 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 5 3.2 Solar • R. D. 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. • Resolución de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaria General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del R.D.661/2007, de 25 de mayo. • R.D. 1578/2008, de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del R.D. 661/2007, de mayo, para dicha tecnología • Instrucción 5/2006 sobre la evacuación de energía de instalaciones fotovoltaicas individuales compartiendo infraestructuras de interconexión (Parques Solares). • RD 1454/2005 de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico. • RD 436/2004 de 12 de Marzo sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración. • RD 385/2002 de 26 de abril, por el que se modifica el RD 2018/1997, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica. • RD 841/2002 de 2 de agosto, por el que se regulan las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas Obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los Comercializadores de su energía eléctrica producida. BOE de 2 setiembre de 2002. • Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones conectadas a Red del I.D.A.E. (PTC-C Rev.- Octubre 2002). • RD 1433/2002 de 27 de diciembre, por el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de producción en el Régimen Especial. BOE de 21 de diciembre de 2002. • Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. • NTP Instalaciones fotovoltaicas interconectadas a la red de media tensión de FECSA ENDESA (NTP-FVMT. Junio 2009) • RD 1663/2000 de 29 de Septiembre sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. • RD 2818/1998 de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. • Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico, publicada en el BOE de 28 De noviembre de 1997. Modificado en cuanto a las referencias al Ministerio de Industria y Energía y al Ministro de Industria y Energía han de entenderse hechas al Ministerio de Industria, y al Ministro de Industria , Turismo y Comercio respectivamente por el artículo 10 del RD 553/2004 de 17 de abril. • RD 2018/1997 de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica. • Corrección de errores de R.D. 1578/2008, de septiembre.
CAPÍTULO 7 BIBLIOGRAFIA Y NORMATIVA 6 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería • Orden ITC 1522/2007, de 24 de mayo, por la que se establece la regulación de la garantía del origen de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables. • RD 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. • Resolución de 31 Mayo de 2001,de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de la factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. • Orden, 5 de septiembre de 1985, por la que se establecen normas administrativas y técnicas por la que se establecen normas administrativas y técnicas para funcionamiento y conexión a las redes eléctricas de centrales hidroeléctricas de hasta 5kVA y centrales de autogeneración eléctrica. 3.3 Seguridad y salud laboral • Ley 54/2003 de 12 de diciembre, de reforma del marco normativo de la prevención de riesgos laborales. • RD 486/1997 de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo. • RD 1627/1997 de 24 de octubre, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción. • RD 1627/1996 por las que se establecen las Disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción. • Ley 31/1995 de 8 de noviembre sobre la prevención de riesgos laborales. BOE de 10 de noviembre de 1995. • RD 1403/1986 de 9 de mayo, por el que se establece la Señalización de seguridad en los centros y locales de trabajo. BOE de 8 de julio de 1986. • Orden del 7 de Abril de 1970 por el que se establece la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo. • Reglamento de Seguridad y Salud en el trabajo en la industria de la Construcción, del Ministerio de Trabajo. 3.4 Medio ambiente • Decreto 143/2003, ley sobre la Intervención Integral de la Administración (LIIAA). • Ley 1/2001, por el que se establece la evaluación del Impacto Ambiental. • RDL 9/2000, de 6 de Octubre, de modificación del Real Decreto legislativo 1302/1986, de 28 de Junio, de Evaluación de Impacto Ambiental. • Ley 5/1999, de 8 de Abril, sobre evaluación del impacto ambiental. • Orden de 15 marzo de 1963, del Ministerio de Gobernación, por el que se establecen las Instrucciones Complementarias para la aplicación del Reglamento de actividades molestas, insalubres, nocivas y peligrosas. BOE de 2 de abril de 1963. • RD 2414/1961 de 30 de noviembre de 1961, por el que se establece el Reglamento de actividades molestas, insalubre, nocivas y peligrosas. BOE de 7 de marzo de 1962.
CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS CAPÍTULO 8 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 1 CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS
CAPÍTULO 8 CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS 2 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería INDICE 1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 3 2 PERSPECTIVAS ................................................................................................................................. 3
CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS CAPÍTULO 8 AMP Ingeniería | Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN) 3 1 CONCLUSIONES Tras la realización de este proyecto se ha podido obtener una visión completa de los puntos que lo conforman. Analizando los aspectos técnicos, medioambientales y normativos de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red, en nuestro caso las huertas solares. Llegando a la conclusión de que a todos los efectos, el diseño de la central solar resulta técnica y económicamente viable. Nos hemos interesado especialmente en los elementos que conforman el grupo generador, como son el seguidor solar de doble eje que al situar a los paneles en la posición optima, al disponer de una estructura móvil, para obtener la radiación solar aumentamos la máxima producción eléctrica. Los paneles fotovoltaicos de alto rendimiento y el seguidor solar cuyas características técnicas exprimen los paneles para extraer la máxima energía posible en cada momento. La configuración de la instalación ha sido pensada para la optimización y obtener el máximo rendimiento económico, con seguidores de gran capacidad de instalación de paneles y un único inversor al que verter toda la energía generada a la red. Aunque la situación de los inversores teóricamente no es la opción más eficiente, por las dimensiones que estos alcanzan imposibilitan la situación en el interior del tronco de los seguidores y se aumentan las perdidas en corriente alterna, a la práctica es la configuración que mejor se adapta a nuestras circunstancias. El dimensionado de los paneles es sumamente importante ya que además de determinar los valores teóricos de entrada del inversor representan a nivel económico la mayor porción, 49%, del coste de la instalación. Económicamente estas instalaciones requieren de una fuerte inversión inicial la cual es retornada a los pocos años de su implementación generando una gran cantidad de beneficios al final de su vida útil, la cual se puede estimar alrededor de los 25 años. Aunque actualmente el rendimiento de los módulos fotovoltaicos es bajo, gracias al incentivo económico al que se dotan las instalaciones generadoras en régimen especial estas tienen una gran rentabilidad económica. Comportando actualmente que se haya producido un aumento espectacular de la potencia fotovoltaica instalada, contribuyendo al beneficio social y ambiental. Como hemos podido comprobar anteriormente la reducción de emisiones a la atmosfera de gases invernadero es uno de los puntos a favor para la utilización de esta tecnología. Además del bajo impacto ecológico que se produce al realizar la instalación, pudiendo aprovechar el terreno restante para la práctica de la agricultura o dejándolo libre para la utilización de este por la fauna y flora de la zona. 2 PERSPECTIVAS Este tipo de instalación, como todas las que se alimentan de energías limpias y renovables, es a día de hoy el camino a seguir para poder seguir alimentando una sociedad que día a día sigue creciendo aumentando el consumo energético. El despertar de los gigantes asiáticos está provocando el aumento de precios del crudo y al mismo tiempo reduciendo drásticamente sus reservas. La mengua de combustibles fósiles comporta el aumento del precio, provocando que en un futuro no muy lejano no sea viable su utilización, relegándolos en un segundo plano.
CAPÍTULO 8 CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS 4 Instalación fotovoltaica de 5MW instalada en L’Ametlla de Mar (TGN)| AMP Ingeniería Es primordial el aumento del rendimiento de los paneles para optimizar la generación de energía eléctrica, mediante la utilización de nuevos materiales para su construcción. La tendencia actual es que disminuya el precio del kWh producido siendo necesario que evolucione la tecnología para disminuir el coste de los paneles y siga siendo rentable su producción. Si se cumplen las circunstancias anteriormente citadas el futuro de las energías renovables será muy halagüeño. A nivel estatal se ha realizado el plan PANER (Plan de acción nacional de energías renovables de España) en el cual se prevé aumentar las instalaciones generadoras de energía vía energías renovables en detrimento de las no renovables, produciendo una disminución de la dependencia energética de otros países y disminuyendo las emisiones generadas, cumpliendo con el protocolo de Kyoto. El sector automovilístico ya ha visto las orejas al lobo y está centrando todos sus esfuerzos en la disminución del consumo y la generación de vehículos impulsados por motores eléctricos (mediante la conversión de combustible en energía eléctrica o la conexión a la red eléctrica para cargar sus baterías). Estos avances repercutirán a las instalaciones de poca potencia destinadas a la electrificación de edificios mejorando el rendimiento de las baterías utilizadas.