Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz)

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Máster Ingeniería Industrial Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Raúl Carricajo Boyero Tutores: Manuel Burgos Payán Juan Manuel Roldán Fernández Sevilla, 2021 iii Proyecto Fin de Máster Ingeniería Industrial Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Autor: Raúl Carricajo Boyero Tutores: Manuel Burgos Payán Juan Manuel Roldán Fernández Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 v Proyecto Fin de Carrera: Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Autor: Raúl Carricajo Boyero Tutores: Manuel Burgos Payán Juan Manuel Roldán Fernández El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal vii A todos aquellos que me han acompañado y han hecho de este camino una aventura. ix Agradecimientos Sobran motivos y faltan palabras para agradecer como es debido la ayuda y el apoyo de todas las personas que han compartido alguna parte de este camino conmigo. En primer lugar, como no podría ser de otra manera, quiero dar las gracias a mi familia. Por estar ahí, aquí y allí siempre. Agradecer a todos esos profesores que siempre me han animado a ir un paso más allá. Reconocer la labor de mis amigos y amigas por darme grandes momentos de risas e historias. También es necesario dar las gracias de forma continua a Carlos T por ser como es y permitirme crecer como ingeniero. Agradecer por supuesto la ayuda brindada, la dedicación y el apoyo de mi tutor con este proyecto. Gracias a Ángel C por aguantarme y ayudarme en todos estos años ingenieriles. Y, en definitiva, gracias a todos y a todas. Ojalá nos volvamos a encontrar caminando en la misma dirección y sentido. Raúl Carricajo Boyero Sevilla, 2021 Producción real conservadora 46 Producción real menos conservadora 51 2.5 Discusión de resultados 51 2.6 Sensibilidad de la temperatura ambiente 52 Decremento de 1 ºC 52 Decremento de 2 ºC 53 Decremento de 3 ºC 53 Decremento de 4 ºC 54 Decremento de 5 ºC 54 Decremento de 6 ºC 55 Decremento de 7 ºC 55 Decremento de 8 ºC 56 Sensibilidad por meses 56 3 Cálculos 11 3.1 Criterio de Cálculo 11 Caída de tensión 11 Intensidad máxima 12 Factores de Corrección 12 3.2 Cálculo Circuito Baja Tensión CC 19 Caída de tensión 21 Intensidad máxima 22 Temperatura máxima 23 3.3 Cálculo Circuito Baja Tensión AC 24 Inversor-Caja de Agrupación AC 25 Caja de Agrupación AC-Centro de Transformación 34 Cálculo económico secciones de cables 37 Resumen Cables Empleados 41 3.4 Red de Tierra 41 Puesta a Tierra de la Instalación Flotante 41 Puesta a Tierra del Centro de Transformación 43 3.5 Cálculo de inclinación y orientación óptima 47 3.6 Estudio de Sombras 48 4 Estudio económico 51 4.1 Precio de venta de la energía 51 4.2 Ingresos por venta de electricidad 51 4.3 Gastos 53 Gastos de O&M 53 Gastos de ocupación 54 Impuesto sobre la generación eléctrica 54 4.4 Amortización 54 4.5 Financiación 54 4.6 Coste de la inversión 55 4.7 Ratios financieros 55 Valor Actualizado Neto 55 Tasa Interna de Retorno 56 Periodo Simple de Retorno 56 4.8 Comparación con proyectos convencionales 57 Ratios financieros 57 xvii 5 Línea de evacuación 58 5.1 Punto de conexión 58 5.2 Trazado y parcelas afectadas 59 5.3 Conductor empleado 60 Método Simple 60 Conductor LA-56 61 Conductor LA-110 63 5.4 Cálculo mecánico 64 Datos de inicio 64 Perfil del terreno 67 Predimensionamiento de los apoyos 67 Cálculo final 68 Comprobación distancia mínima línea 400 kV 70 6 Presupuesto 72 6.1 Mediciones y presupuesto 72 6.2 Resumen presupuesto ejecución material 82 6.3 Presupuesto total 83 7 Conclusiones 84 Anexo A. Valores producción horarios 85 7.1 Valores escenario conservador 85 7.2 Valores escenario NO conservador 89 Anexo B. Estudio energético PVSYST 93 Anexo C. Estudio económico 100 Anexo D. Línea de evacuación 102 Anexo E. Listado de planos 137 Referencias 138 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.- Tecnologías presente en Sierra Brava 8 Tabla 2.- Parcelas afectadas por la implantación de la planta 19 Tabla 3.- Comparación Coste frente Producción Eléctrica 24 Tabla 4.- Potencia de cada inversor 32 Tabla 5.- Valores de irradiación horizontal 41 Tabla 6.- Valores irradiación 5º 42 Tabla 7.- Decremento temperatura conservador 45 Tabla 8.- Decremento de temperaturas poco conservador 45 Tabla 9.- Temperaturas horarias en enero, febrero y marzo 46 Tabla 10.- Temperaturas horarias en abril, mayo y junio 47 Tabla 11.- Temperaturas horarias en julio, agosto y septiembre 47 Tabla 12.- Temperaturas horarias en octubre, noviembre y diciembre 48 Tabla 13.- Temperaturas máximas sobre tierra y sobre el agua según el decremento de la Tabla 7 48 Tabla 14.- Temperatura promedio del panel 49 Tabla 15.- Pérdidas promedio en los paneles debidas a la temperatura 50 Tabla 16.- Comparación energía inyectada a la red 51 Tabla 17.- Producción energética 51 Tabla 18.- Decremento de 1 º durante todo el año 52 Tabla 19.- Decremento de 2 º durante todo el año 53 Tabla 20.- Decremento de 3 º durante todo el año 53 Tabla 21.- Decremento de 4 º durante todo el año 54 Tabla 22.- Decremento de 5 º durante todo el año 54 Tabla 23.- Decremento de 6 º durante todo el año 55 Tabla 24.- Decremento de 7 º durante todo el año 55 Tabla 25.- Decremento de 8 º durante todo el año 56 Tabla 26.- Longitud de los strings 21 Tabla 27.- Secciones según la caída de tensión 22 Tabla 28.- Comprobación de la intensidad máxima 23 Tabla 29.- Temperatura de los conductores 24 Tabla 30.- Secciones conductores Inversor-Caja de Agrupación AC 29 xix Tabla 31.- Caída de tensión 31 Tabla 32.- Temperaturas máximas 33 Tabla 33.- Secciones conductores Cajas de Agrupamiento - Centro de Transformación 35 Tabla 34.- Longitudes Cajas AC-Centro de Transformación 35 Tabla 35.- Comprobación caída de tensión 36 Tabla 36.- Temperatura de los cables 37 Tabla 37.- Comparativa coste-producción 48 Tabla 38.- Precios medio de venta de electricidad 51 Tabla 39.- Energía inyectada mensualmente durante el primer año 52 Tabla 40.- Ingresos durante el primer año 52 Tabla 41.- Flujo de ingresos a lo largo de la vida util de la planta 53 Tabla 42.- Evolución de la deuda y los intereses 55 Tabla 43.- Comparación ratios financieros 57 Tabla 44.- Parcelas catastrales afectadas por la línea 59 Tabla 45.- Niveles de contaminación 66 Tabla 46.- Características técnicas aislador U 70 BS 67 Tabla 47.- Resultado de los apoyos obtenidos del 1 al 14 70 Tabla 48.- Resultado de los apoyos obtenidos del 15 al 16 70 Tabla 49.- Resumen distintos presupuestos 83 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.- Ubicación de la planta [1] 2 Figura 2.- Ubicación respecto a municipios cercanos [2] 2 Figura 3.- Localización dentro del embalse 3 Figura 4.- Acceso desde Mérida 3 Figura 5.- Acceso desde Almendralejo 4 Figura 6.- Acceso desde la EX-337 4 Figura 7.- Esquema general de una planta flotante 5 Figura 8.- Evolución de las instalaciones FPV instaladas en el mundo 5 Figura 9.- Primera planta "no investigadora" 6 Figura 10.- Primera planta de seguimiento 6 Figura 11.- Primera planta en superar el megavatio de potencia instalada. Okegawa, Japón 7 Figura 12.- FPV en el embalse de Alto Rabagão, Portugal 7 Figura 13.- Paneles con inclinación 90º en Sierra Brava. [8] 8 Figura 14.- Paneles con inclinación 30º en Sierra Brava. [9] 8 Figura 15.- Estructuras de poca inclinación. 9 Figura 16.- Estructura de gran inclinación. 10 Figura 17.- Estructura de seguidor solar. 10 Figura 18.- Esquema tipo de un sistema de anclaje al fondo 15 Figura 19.- Comparación entre una orilla desfavorable (izquierda) y una favorable (derecha) [1] 16 Figura 20.- Flotadores almacenados [6] 16 Figura 22.- Parcelas catastrales afectadas [51] 19 Figura 23.- Imagen del Sigpac en la cual no aparece ningún gaseoducto [52] 20 Figura 24.- Zonas con probabilidad baja, T500 20 Figura 25.- Zona con probabilidad media, T100 21 Figura 26.- Zona con probabilidad alta, T10 21 Figura 27.- Identificación de la línea de alta tensión 22 Figura 28.- Tramo de la línea de 400 kV 22 Figura 29.- Disposición general de la planta 23 Figura 30.- Módulo fotovoltaico TSM-DE18M(II) 24 Figura 31.- Estructura Flotante [50] 25 Figura 32.- Inversor de Strings SUN200-185KTL-H1 26 xxi Figura 33.- Celdas modulares de MT 27 Figura 34.- Conectores Multi-Contact MC4 28 Figura 35.- Esquema tipo de la monitorización de una planta fotovoltaica 33 Figura 36.- Sistema tipo SCADA de plantas fotovoltaicas 34 Figura 37.- Estructura de conexión tipo del CC de seguridad 35 Figura 38.- Esquema vial interno con cunetas 36 Figura 39.- Esquema del Vallado a lo largo del perímetro 37 Figura 40.- Boya tipo 38 Figura 41.- Localización respecto a la planta flotante de los edificios de O&M 39 Figura 42.- Valores de irradiación horizontal 42 Figura 43.- Valores irradiación en el plano de captación 43 Figura 44.- Ejemplo de estación fuera del efecto de la lámina de agua 45 Figura 45.- Influencia en la producción del decremento de la temperatura de los paneles FV para los meses de enero a junio 57 Figura 46.- Influencia en la producción del decremento de la temperatura de los paneles FV para los meses de julio a diciembre 58 Figura 47.- Esquema eléctrico de la instalación 11 Figura 48.- Método de instalación bajo tubo superficial 13 Figura 49.- Método de instalación sobre bandeja 14 Figura 50.- Sistema de montaje directamente enterrado 15 Figura 51.- Extracto de la tabla B.52.1 15 Figura 52.- Extracto de la tabla B.52.1 16 Figura 53.- Factores de corrección por temperatura 17 Figura 54.- Factores de corrección agrupamiento montaje directamente enterrado 17 Figura 55.- Factores de corrección por agrupamiento 18 Figura 56.- Parte de la instalación de BT y CC 19 Figura 57.- Disposición tipo de un string 19 Figura 59.- Esquema de conexión Strings-Inversor 20 Figura 60.- Distribución y numeración de los strings 20 Figura 61.- Tramo Inversor-Caja de Agrupación AC 25 Figura 62.- Muestra de la disposición de los inversores 25 Figura 63.- Ubicación y numeración de los inversores 26 Figura 64.- Módulos que engloba cada inversor 27 Figura 65.-Distribución Cajas de Agrupación AC 28 Figura 66.- Tramo Cajas de Agrupación-Centro de Transformación 34 Figura 67.- Esquema red de tierra 42 Figura 68.- Esquema configuración de las picas 43 Figura 69.- Captura de los parámetros característicos de los electrodos. UNESA 44 Figura 70.- Esquema contacto eléctrico 47 Figura 71.- Localización de la planta en PVGIS 47 Figura 72Datos obtenidos en PVGIS 48 Figura 73.- Terreno del embalse georreferenciado 49 Figura 74.- Curvas de nivel del terreno 49 Figura 75.- Comparativa modelo 3D generado y captura de Google Maps 50 Figura 76.- Máxima sombra proyectada en los meses más desfavorables 50 Figura 77.- Ejemplo de entronque en una línea [83] 58 Figura 78.- Trazado de la línea y punto de conexión (círculo rojo) 59 Figura 79.- Configuración apoyo a tresbolillo 62 Figura 80.- Configuración apoyo a tresbolillo 64 Figura 81.- Pantalla inicial 65 Figura 82.- Perfil obtenido 67 Figura 83.- Perfil del terreno y apoyos 68 Figura 84.- Apoyos definitivos 68 Figura 85.- Apoyo empleado [85] 69 xxiii Notación MW Mega Watios MWp Mega Watios Pico MWn Mega Watios Nominales kV Kilovoltios kVA Kilovoltio Amperio ha Hectárea daN Decanewton R.E.E. Red Eléctrica Española FV Fotovoltaica CCTV Circuito Cerrado Televisión CC Corriente Continua CA Corriente Alterna M.T. Media Tensión B.T. Baja Tensión SCADA Supervisory Control And Data Acquisition REBT Reglamento Eléctrico Baja Tensión UNE Una Norma Española SS.AA. Servicios Auxiliares CT Centro de Transformación SET Subestación CGBT Cuadro General de Baja Tensión FO Fibra Óptica VAN Valor Actualizado Neto TIR Tasa Interna de Retorno PSR Periodo Simple de Retorno 1 1 MEMORIA TÉCNICA as plantas fotovoltaicas flotantes son actualmente una nueva línea de desarrollo de las tecnologías renovables. Este tipo de plantas ya llevan una década realizándose alrededor de todo el mundo, aunque casi siempre, con un carácter investigador. Está siendo actualmente cuando se está produciendo el despegue de esta tecnología a un nivel industrial. Es este el motivo principal por el que he decidido realizar este proyecto. 1.1. Introducción Objeto del Proyecto El presente Proyecto consiste en una planta fotovoltaica con una potencia pico de 9,92 MW y 7,77 MW nominales de tecnología flotante. La instalación se encontrará conectada a la Red de distribución a través de una línea de evacuación que parte de un centro de transformación 0,8/30 kV para la inyección de la energía producida por la planta. Alcance El alcance de este Proyecto técnico radica en el diseño de una planta fotovoltaica flotante (FPV), junto con su centro de transformación y la línea de evacuación correspondiente. Quedan fuera del alcance de este Proyecto el dimensionamiento de los anclajes para las islas flotantes y el dimensionamiento de las instalaciones de los edificios de O&M. Emplazamiento El Proyecto se localiza en el embalse de Alange, como se muestra en las Figuras 1 a 3. Este embalse se encuentra junto a la localidad pacense del mismo nombre. Algunos de los datos característicos de la localización son: • Coordenadas: o Latitud: 38, 766446º o Longitud: -6, 266402º • Altitud: 371 m.s.n.m • Temperatura media anual: 17,37 ºC L Memoria técnica 8 FPV en España La tecnología flotante lleva ya varios años presente en España con proyectos de pequeña potencia ubicados en balsas de regadío como es el caso de la planta de Agost, construida en 2009 y con una potencia pico de 320 kW. Solamente existe a día de hoy un proyecto ubicado en un embalse, este es el proyecto piloto de Acciona Sierra Brava (Figura 13 y Figura 14). Este proyecto está ubicado en la provincia de Cáceres, en el embalse de Sierra Brava y cuenta con una potencia pico de 1,1 MW. Aunque esta instalación vende la energía producida a la Red, su fin es servir de planta piloto para poder probar y medir el rendimiento de distintos tipos de tecnología (Tabla 1). Tabla 1.- Tecnologías presente en Sierra Brava Tipo Panel Inclinación Orientación Bifacial 90º Este-Oeste Bifacial 30º Sur Bifacial 45º Sur Monofacial 15º Este-Oeste Monofacial 5º Sur Figura 13.- Paneles con inclinación 90º en Sierra Brava. [8] Figura 14.- Paneles con inclinación 30º en Sierra Brava. [9] 9 9 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Ventajas de una FPV Debido a que la inversión en una planta FPV puede ser mayor respecto a una instalación convencional es importante justificar las ventajas que se obtienen. Estas ventajas son: • Mejor rendimiento debido a que la temperatura de trabajo de los módulos fotovoltaicos es menor. A los módulos no les vienen nada bien las altas temperaturas, de hecho, por cada grado que asciende su temperatura, su eficiencia decrece alrededor de un 0,36 %. El hecho de estar sobre el agua hace que la temperatura ambiente sea menor debido a la humedad ambiente. • Disminuir la cantidad de agua evaporada. Al cubrir parte de la superficie de agua, se consigue que incida menos radiación solar directamente sobre el agua. En zonas áridas este aspecto cobra una importancia mayor. • Menor proliferación de algas. Debido al mismo motivo que el punto anterior, al haber menos luz en el agua, no se generan tantas algas. Pese a que este aspecto puede parecer negativo cabe señalar que las aguas con una menor cantidad de algas suelen ser de una calidad superior. • Se evita destinar suelos de usos agrícolas a la producción eléctrica. Además, en países como Japón donde no se dispone de mucho suelo libre, aprovechar el agua permite desarrollar la energía fotovoltaica en regiones donde de otra manera no sería posible. • Los grandes embalses suelen disponer de hidroeléctricas y subestaciones, por lo cual construir la planta cerca de estas instalaciones facilita una posible hibridación de tecnologías. Tipos de estructuras flotantes Existen múltiples fabricantes de estructuras flotantes y pese a que cada uno de ellos cuenta con unas características únicas, se pueden clasificar a groso modo en tres tipos: • Estructuras de poca inclinación: estas estructuras se caracterizan por estar formadas completamente por un polímero. Su grado de inclinación está entre 0 º - 12 º y actúan de flotador y sustentan el módulo fotovoltaico a la vez. Este es el caso de fabricantes como Ciel & Terre e Isigenere (Figura 15 [6]). Figura 15.- Estructuras de poca inclinación. Memoria técnica 10 • Estructuras de gran inclinación: suelen ser estructuras compuestas por perfiles metálicos colocados sobre flotadores que aportan la sustentación. Su grado de inclinación es completamente libre pudiendo ir desde los 30 º hasta los 90 º. En este tipo de estructuras se pueden destacar fabricantes como Stansol y Amilibia (Figura 16 [10]). Figura 16.- Estructura de gran inclinación. • Estructuras con seguidores: al igual que en el caso de las plantas terrestres, también existen seguidores solares para las flotantes. Estas estructuras consisten en una isla circular donde los paneles mantienen una inclinación fija y es la isla la que gira alrededor de su eje (Figura 17 [11]). Existe también el caso de seguidores a dos ejes. Su funcionamiento es exactamente igual al de uno solo salvo con la diferencia de que en este caso la inclinación de los módulos va variando a la vez que gira la isla Figura 17.- Estructura de seguidor solar. 1.2.4.1 Ventajas y desventajas de los diferentes tipos Las estructuras con seguidor producen mayor energía que las estructuras de gran inclinación y a su vez estas más que las estructuras de poca inclinación. Poseer una inclinación mayor provoca que los esfuerzos que genera el viento en la estructura se incrementen y por tanto se deba de emplear un sistema de amarre más costoso. Las labores de limpieza de los paneles de poca inclinación también se prevén mayores debido a que, 11 11 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) por su geometría, la suciedad se deposita más fácilmente. Por otro lado, está el aspecto del impacto visual. Una estructura de gran inclinación se levanta sobre la lámina de agua alrededor de un metro y medio frente a los escasos 20 centímetros de las estructuras de poca inclinación. Esto provoca que la planta pase más o menos desapercibida. 1.3 Normas aplicadas A continuación, se recogen las principales normas, leyes y reglamentos de aplicación en el proyecto de una planta FPV. Producción eléctrica • R.D. 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica [12]. • R.D. 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 [13]. • R.D. 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico [14]. • R.D. 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico [15]. • R.D.-LEY 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético [16]. • R.D. 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos [17]. • Real Decreto 960/2020, de 3 de noviembre, por el que se regula el régimen económico de energías renovables para instalaciones de producción de energía eléctrica [18]. • Circular 1/2021, de 20 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica [19]. • Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica [20]. • Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico [21]. Instalaciones fotovoltaicas • Pliego de Condiciones Técnicas de instalaciones de Energía solar fotovoltaica Conectadas a red del I.D.A.E [22]. Memoria técnica 12 • Orden TED/371/2021, de 19 de abril, por la que se establecen los precios de los cargos del sistema eléctrico y de los pagos por capacidad que resultan de aplicación a partir del 1 de junio de 2021 [23]. • Reglamento Unificado de Puntos de Medida de Sistema Eléctrico. R.D.1110/2007 [24] Obra Civil • PG-3 Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para Obras de Carreteras y Puentes [25]. • Real Decreto 732/2019, de 20 de diciembre, por el que se modifica el Código Técnico de la Edificación, aprobado por el Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo [26]. • Documentos Básicos del CTE aplicables. • R.D. 1247/2008 por el que se aprueba la instrucción técnica de hormigón estructural EHE08 [27]. • Orden FOM/298/2016, de 15 de febrero, por la que se aprueba la norma 5.2 – IC drenaje superficial de la Instrucción de Carreteras [28]. • Ley 38/1999, 5 de noviembre, de Ordenación de la Edificación [29] Instalaciones de BT. Generadores de BT • R.D. 842/2002 por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus instrucciones técnicas complementarias. REBT [30]. • UNE 211435-1:2021 [31] Instalaciones de BT. Instalación interior SSAA • R.D. 842/2002 por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus instrucciones técnicas complementarias. REBT [30]. • UNE 211435-1:2021 [31] • UNE-EN 60079-10-1:2016 [32]. Instalaciones de MT • Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en instalaciones eléctricas de alta tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITC-RAT 01 a 23 [33]. • R.D. 223/2008 por el que se aprueba el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas. RLAT [34]. • UNE 211435-1:2021 [31] 13 13 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Seguridad industrial • ORDEN de 9 de marzo de 1971 por la que se aprueba la Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el Trabajo [35]. • R.D. 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción Anexo IV [36]. • R.D. 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los servicios de prevención [37]. • R.D. 485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo [38]. • R.D. 486/1997, de 14 de abril, por el que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo [39]. • R.D. 487/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañe riesgos, en particular dorso lumbar, para los trabajadores [40]. • R.D. 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual [41]. • R.D. 780/1998, de 30 de abril, por el que se modifica el R.D. 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los servicios de prevención [42]. • R.D. 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico [43]. • Ley 54/2003, de 12 de diciembre, de reforma del marco normativo de la prevención de riesgos laborales [44]. • R.D. 1311/2005, de 4 de noviembre, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores frente a los riesgos derivados o que puedan derivarse de la exposición a vibraciones mecánicas [45]. • R.D. 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición al ruido [46]. • R.D. 604/2006, de 19 de mayo, por el que se modifican el R.D. 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención [47]. • UNE-EN ISO 7010:2012 [48]. Normas Confederación Hidrográfica del Guadiana • Hoja Informativa sobre la solicitud de autorización para la instalación de plantas o parques fotovoltaicos flotantes en zona de dominio público hidráulico [49]. • R.D. 1/2001 por el que se aprueba la Ley de Aguas [50]. Memoria técnica 14 • Real Decreto 849/1986, de 11 de abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los títulos preliminar I, IV, V, VI y VII de la Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas [51]. • Resolución de 5 de junio de 2018, de la Confederación Hidrográfica del Guadiana O.A., por la que se revisan los cánones de utilización de los bienes de dominio público hidráulico [52]. Otras normas Se emplearán todas aquellas normas, prescripciones, reglamentos e instrucciones oficiales que tengan aplicación en este Proyecto. Además, en caso de que dos normas regulen de forma distinta un mismo aspecto, se empleará aquella más restrictiva. 1.4 Embalse seleccionado Un aspecto clave en el proceso de desarrollo de un proyecto de fotovoltaica flotante es seleccionar correctamente el embalse en el que se quiere instalar la planta. En base a los siguientes aspectos se puede determinar si una ubicación es adecuada o no: • Tamaño de la masa de agua • Existencia de planta hidroeléctrica • Corrientes y variaciones de nivel del agua • Orillas y accesos a estas • Instalaciones cercanas • Parcelas colindantes • Zonas de protección ambiental Tamaño de la masa de agua En caso de tratarse de una balsa de riego, el tamaño limita la potencia máxima instalable (aspecto aun así clave del proyecto). En estas balsas se busca ocupar, si no es toda, gran parte de la superficie, para así reducir al máximo la evaporación del agua y poder instalar la potencia necesaria. Por otro lado, en el caso de embalses se busca ocupar la mínima parte de su superficie debido a que: • El embalse es un ecosistema para mucha fauna que habita en él y por tanto se debe de evitar un gran impacto. • Los embalses se emplean para muchas más actividades, además de para la producción eléctrica, como por ejemplo el uso de embarcaciones de recreo, baño o pesca. • Los embalses dotan de gran belleza al entorno donde se encuentran. La instalación de la planta debe de reducir al máximo el impacto visual que pueda provocar. Es por esto que la máxima potencia instalable estará directamente ligada al tamaño del embalse. 15 15 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Existencia de central o planta hidroeléctrica Las plantas fotovoltaicas flotantes son idóneas para la hibridación con otras tecnologías como pudiera ser en este caso una planta hidroeléctrica. De cara a regular el mercado eléctrico a través de tecnologías renovables se busca controlar y gestionar la energía generada por estas según la demanda. Es por esto que existe un actual apogeo de tecnologías híbridas. Esta hibridación hidro-fotovoltaica permite almacenar la energía generada por la fotovoltaica en el embalse, si la instalación dispone de un sistema de bombeo o bien, aprovechar la estructura de evacuación existente. Por tanto, la posibilidad de hibridación facilitaría trámites y aspectos asociados de la conexión a la Red. Corrientes y variaciones en el nivel del agua Como es evidente, las estructuras que sustenten los módulos fotovoltaicos no pueden dejarse sueltas en la masa de agua; es necesario un anclaje de estas. Este sistema de anclaje debe de ser capaz de soportar las fuerzas que puedan ejercer las corrientes y las variaciones de nivel. Para lograr esto, muchos de los sistemas de anclaje actuales emplean sistemas elásticos para mantener siempre tenso el cabo. También se ayudan de una boya ubicada en la parte intermedia de este. Esta boya al estar sumergida produce una fuerza en el cabo que lo hacer estar estirado, como se muestra en la Figura 18. En el caso de un gran embalse es importante asegurarse de que estos dos aspectos (corrientes y variación del nivel) son pocos significativos ya que, aunque no supondría la inviabilidad técnica, si producirían un aumento importante de los costes. Figura 18.- Esquema tipo de un sistema de anclaje al fondo Orilla y accesos a estas En muchas ocasiones se podrá estar frente a un embalse con unas características de superficie, nivel y corrientes muy buenas pero que tenga unas orillas con mucha pendiente. Estas orillas, aunque en el funcionamiento normal de la planta no influyen, en el proceso de construcción complica mucho las labores de montaje ya que estas se hacen in situ en la orilla. Además, respecto a la línea de evacuación no es lo mismo una salida por unos terrenos llanos que por un terreno con fuertes pendientes. Por otro lado, se necesita poder acceder a esta orilla sea llana o con pendiente de forma fácil con la maquinaria necesaria para la construcción (Figura 19). Memoria técnica 16 También es importante localizar una orilla que permita el almacenamiento de material en ella o muy próxima a ella. Esto se debe a que la planta se va montando en la orilla, ensamblando todos sus componentes, por lo que se hace necesario que exista un almacenamiento continuo de material en ella (Figura 20 [6]). Figura 19.- Comparación entre una orilla desfavorable (izquierda) y una favorable (derecha) [1] Figura 20.- Flotadores almacenados [6] Instalaciones cercanas La existencia de instalaciones de producción eléctrica cercanas a la planta podría facilitar la evacuación de la energía aprovechando su estructura ya existente. Además, de la ya anteriormente citada posibilidad de hibridación. Parcelas colindantes Al encontrarse la planta sobre una superficie acuática, dejando a un lado balsas de riego y embalses privados, la gestión de estas reservas está a cargo de la confederación hidrográfica correspondiente. Al estar estas a cargo de la gestión de los embalses, también son las encargadas de cobrar los correspondientes cánones de ocupación y utilización de la planta. Este coste está ligado al tipo y actividad desarrollada en el terreno colindante al embalse, por tanto, se deberá de buscar terrenos rurales con poca o nula actividad económica para minimizar estos cánones. Del mismo modo, a la hora de construir la línea de evacuación, no es lo mismo pasarla por unos terrenos u otros. 17 17 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Zonas de protección ambiental Al igual que cualquier otro tipo de proyecto que se pueda llevar a cabo, el hecho del impacto ambiental es un aspecto clave. A la hora de escoger embalse, aunque la planta de por sí no provoca un impacto negativo, sino que es incluso positivo, es importante a poder ser escoger zonas que no estén especialmente protegidas. Justificación del embalse seleccionado El embalse se ha seleccionado debido a los siguientes aspectos: • Es uno de los mayores de embalses de Extremadura. Debido a su tamaño (3.670 ha), una planta de 10 MWp como la que se plantea en este proyecto ocuparía solamente el 0,41% de la superficie del embalse. • Pese a que existe una pequeña planta hidroeléctrica, no se opta por realizar la conexión a la Red ahí, sino en un punto de la red de distribución que alcanza hasta las orillas del embalse. • Las corrientes generadas en el embalse son nulas y aunque la capacidad del embalse puede variar mucho, al ser tan amplio, la cota del nivel del agua se ve afectada de forma somera. • Las orillas son completamente llanas, amplias y existe actualmente acceso a ellas • Las parcelas colindantes son de cultivo de secano, por lo que el valor del canon a pagar a la confederación será reducido en comparación con otros terrenos. • Pese a que el embalse es Zona de Especial Protección para las Aves (ZEPA), las consultas llevadas a cabo con los encargados públicos aseguran el no impacto negativo en la zona. 1.5 Datos Generales del Proyecto El presente Proyecto consiste en la construcción, instalación, operación y mantenimiento de una planta fotovoltaica flotante con módulos fotovoltaicos de tecnología monocristalina fijados con una inclinación de 5º y orientación Sur. La planta cuenta con una potencia pico instalada de 9,92 MW, resultando una potencia nominal de 7,77 MW. En este Proyecto, los módulos FV se asocian en cadenas (strings) de 26 módulos y cada inversor contará con 18 cadenas (strings) asociados. La energía a la salida de los inversores se evacuará en 800 V hasta la orilla donde se elevará hasta los 30 kV gracias a un centro de transformación de 10 MVA y se conectará a la Red a través de un entronque en una línea actual. Los datos generales de este Proyecto son: • Potencia pico instalada: 9,926 MW • Potencia nominal: 7,77 MW • Estructura flotante de inclinación: 5 º • Módulos fotovoltaicos o Módulos monocristalinos de 505 Wp o 19.656 módulos o 26 módulos/Inversor Memoria técnica 24 Figura 28.- Disposición general de la planta 1.8 Equipos Principales Panel El módulo fotovoltaico monocristalino monofacial utilizado para la elaboración de los estudios del presente Proyecto es el modelo TSM-DE18M (II) 505 Wp de Trina Solar o similar [58]. Se ha escogido este tipo de módulo con esta potencia porque se busca instalar la máxima potencia empleando el menor número de flotadores. Esto es debido a que estos constituyen la parte más costosa del presupuesto. • Potencia: 505 Wp • Tensión en el punto de Pmax (VMPP): 43,0 V • Corriente en punto Pmax (IMPP): 11,75 A • Tensión en circuito abierto (VOC): 51,9 V • Corriente de cortocircuito (ISC): 12,35 A • Eficiencia del módulo (η): 21,1 % 25 25 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 29.- Módulo fotovoltaico TSM-DE18M(II) Estructura Flotante El panel fotovoltaico se instala sobre estructuras que, además de sujetarlo, le aportan la flotabilidad necesaria. Estas estructuras tienen diferentes grados de inclinación que suelen variar entre los 5 ° y los 12 °. Las estructuras escogidas para este proyecto son el modelo Isifloating de 5 ° de Isigenere (Figura 30, [59] ) o similar. Su elección se debe principalmente a su bajo coste en comparación con los sistemas de gran inclinación y a que su fabricación se lleva a cabo en España. Al ser tan grande el volumen de piezas a transportar se debe de minimizar el coste de este transporte (Tabla 3). El aumento de producción eléctrica debido al empleo de un mayor grado de inclinación no justifica, a día de hoy, el uso de este tipo de estructuras debido a su gran aumento de coste. En la Tabla 3 se hace una rápida comparación entre el coste €/Wp entre tecnologías y la producción energética por cada kW instalado a lo largo de un año. Tabla 3.- Comparación Coste frente Producción Eléctrica Tipo Estructura Coste (€/Wp) Producción (kWh/kWp//año) Poca Inclinación 0,252 1.436,42 Gran Inclinación 1,065 1.600,31 Memoria técnica 26 Figura 30.- Estructura Flotante [59] Inversor El inversor empleado será el modelo SUN2000-185KTL-H1 de Huawei [60] o similar (Figura 31). Este inversor será instalado en la propia estructura flotante, recogiendo cada uno varios circuitos de cadenas (strings). Su elección se debe a su pequeño tamaño, el cual permite la instalación de estos tipos de inversores sobre la propia isla flotante. Características principales del inversor: DC Inputs: • Rango de tensión MPPT: 500 V-1.500 V • Tensión máxima entrada: 1.500 V • Corriente entrada máxima: 26 A • Nº entradas: 18 Ud AC Outputs: • Potencia nominal de CA: 185 kVA • Corriente salida máxima: 134,9 A • Factor de distorsión máxima (THD): < 3% • Tensión de salida VAC: 800 V • Nº de fases: 3W+PE • Frecuencia de red de CA/rango: 50/60 Hz Datos Generales: • Rendimiento máximo: 99,03 % • Dimensiones: 1.035x700x365 mm • Peso: 84 kg • Grado de Protección: IP 66 27 27 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) • Sistema de refrigeración: Smart Air Cooling • Temperatura de operación: -25 ºC a 60 ºC • Altura máxima sobre el nivel del mar: 4.000 m Figura 31.- Inversor de Strings SUN200-185KTL-H1 Centro de Transformación 1.8.4.1 Transformador de Potencia El transformador de potencia empleado será trifásico de 10 MVA con una relación de transformación 30/0,8 kV. Sus principales características son: • Potencia Nominal: 10 MVA • Aislamiento: Encapsulado en aceite vegetal • Grupo de Conexión: Dy11 • Tensión de primario: 800 V • Tensión de secundario: 30.000 V • Pérdidas en Vacío: 10.005 W • Pérdidas en Carga (120 ºC): 56.000 W • Impedancia de cortocircuito: 6 % 1.8.4.2 Celdas de media Tensión Las celdas de Media Tensión empleadas (Figura 32, [61]) en el proyecto serán del tipo modulares aisladas en SF6, teniendo en el CT una celda de línea y dos de protección con interruptor automático para el transformador. Memoria técnica 28 Figura 32.- Celdas modulares de MT 1.8.4.3 Integración El Centro de transformación estará completamente integrado e interconectado interiormente para el correcto funcionamiento de todos los equipos instalados. Dispondrá de: • Separación física entre BT, MT • Iluminación interior • Iluminación de emergencias • Sistema protección por temperatura de transformador • Cuadro de SSAA Auxiliares • Transformador de SSAA: 6 kVA 800/400 V Dyn11 • Cuadro General de Protección de Baja Tensión entre inversor y transformador • Herrajes • Tierras interiores 29 29 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 1.9 Instalación Eléctrica La instalación eléctrica de la planta generadora estará regida principalmente por el REBT y sus UNE correspondientes, haciéndose especial hincapié en la ITC-BT-040 Instalaciones Generadoras de BT. Dadas las características especiales de este proyecto cabe señalar que en ningún caso los cables estarán en contacto directo con el agua. Los cables de BT tanto en CC como en AC discurrirán bajo tubo y/o sobre bandejas metálicas con protección superior a través de una tapa. En el caso de la conexión entre la orilla y las islas flotantes, se realizará a través de bandejas de cables instaladas propiamente en las pasarelas de acceso a la planta. Instalación de BT en CC Se define como instalación de Corriente Continua en Baja Tensión como todo el sistema que conecta desde la formación de las cadenas (strings) hasta la entrada al equipo inversor. 1.9.1.1 Conductor BT CC Para el dimensionamiento de los conductores se han aplicado los siguientes criterios: • Tensión máxima de operación 1.500 Vcc • Máxima caída de tensión (cdt) acumulada hasta entrada a inversores < 2 % • Intensidades máximas de cálculo mayoradas un 25 % La conexión de los módulos para formar el strings y las prolongaciones hasta la conexión en la caja de string correspondiente se realizarán mediante conectores Multi Contact MC4 (Figura 33, [62]) con las siguientes características: • Corriente nominal: hasta 30 A • Tensión máxima: 1.500 V • Grado de Protección: IP67 • Sistema de bloqueo: “snap-in” • Rango de temperatura: -40ºC hasta +90ºC Figura 33.- Conectores Multi-Contact MC4 Memoria técnica 30 Caja de Agrupación Primer Nivel De cara a reducir el número de cables en la planta, se opta por emplear cajas de agrupación de AC en cada isla de paneles. Cada una de estas cajas de agrupamiento contarán con 5x3 entradas (una entrada para cada fase) respectivamente y tendrán un grado de protección mínimo IP65. Estas entradas serán equipadas con los elementos de seguridad necesarios para asegurar el correcto y seguro funcionamiento de la instalación. Instalación de BT en CA de Generación Se define instalación de Corriente Alterna en Baja Tensión de generación a todo el sistema que conecta desde el inversor hasta los terminales de entrada del transformador de MT del centro de Transformación. Este sistema es trifásico a 800 V y con una frecuencia de 50 Hz. 1.9.3.1 Conductor BT CA La conexión de los inversores con el transformador de potencia se realizará mediante conductores de las siguientes características: • Denominación: RV • Conductor: Cobre • Aislamiento: Polietileno reticulado (XLPE) • Cubierta exterior: Policloruro de vinilo acrílico (PVC Flexible) • Voltaje: 0,9/1,5 kV CC - 0,6 / 1 kV CA • Instalación Unipolar 1.9.3.2 Dispositivo de maniobra y protección AC Inversor Se instalará un dispositivo de protección y maniobra entre la salida del inversor y la entrada al transformador en el lado de BT. Sus principales características son: • Tensión nominal: 800 V • Interruptor magnetotérmico Estos dispositivos de protección contarán con funciones de protección de sobreintensidad por sobrecarga y por cortocircuito, además de protección de desequilibrio de corriente, sobre y subtensiones y fallo de frecuencia. El inversor dispondrá de las siguientes protecciones: • Dispositivo de desconexión del lado CC • Protección contra funcionamiento en isla • Protección contra sobreintensidad de CA • Protección contra polaridad inversa de CC • Monitorización de fallos en strings de sistemas fotovoltaicos 31 31 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) • Protección contra sobretensiones de CC • Protección contra sobretensiones de CA • Detección de aislamiento de CC • Unidad de monitorización de la intensidad residual Instalación BT para SSAA en CA Los servicios auxiliares de la instalación de la planta se considerarán como instalación interior. La instalación de intemperie se ejecutará soterrada. Se instalará según instrucción ITC-BT-07 y se tratará como redes de distribución enterradas. Los cuadros de intemperie tendrán IP54. La instalación en el interior de edificios se ejecutará bajo tubo rígido de PVC, o empotrado en obra, según prescripciones ITC-BT-19. En zonas húmedas/mojadas de interior se ejecutará en canalizaciones y cajas estancas IP54. Se dotarán las instalaciones de protecciones de sobre-subtensiones, sobreintensidad, contactos directos e indirectos. En el interior del Centro de Transformación se instalará un transformador de SSAA para abastecer los SSAA necesarios: • Potencia Nominal: 6 kVA • Aislamiento: Encapsulado seco • Tensión de cortocircuito: 3 % • Grupo de Conexión: Dyn11 • Tensión primario: 800 V • Tensión secundario: 400 V ±2,5% • Pérdidas en vacío: 117,2 W • Pérdidas en carga (120 º): 25,3 W 1.9.4.1 C.G.B.T Cuadro General de Baja Tensión Se instalará un primer cuadro de reparto a la salida del transformador de SSAA con salidas trifásicas protegidas con un interruptor automático extraíble. Los Cuadros de Baja Tensión para protección y mando de la instalación se distribuirán centralizando los circuitos por las diferentes zonas de consumo. Siempre se situarán fuera de la manipulación de personal no autorizado o se impedirá su apertura por medios mecánicos. En su interior se montará la aparamenta necesaria y suficiente para dotar del nivel de seguridad admisible a la instalación, cumpliendo las ITC-BT17, 22, 23 y 24. De él partirán los circuitos principales de la instalación que alimentarán todos los receptores. El cuadro de Baja Tensión de SSAA en el centro de Transformación alimentará y protegerá los siguientes circuitos: • Ventilación forzada CT • Servicios propios CT Memoria técnica 32 • Alumbrado CT • Comunicaciones • Seguridad • Reservas En cada Cuadro se instalará un Interruptor Automático de Corte Omnipolar con protección de sobrecarga, cortocircuito y sobretensiones. Instalación de Puesta a Tierra El esquema de tierra a utilizar será: • Aislado de Tierra para la instalación de CC (Tierra flotante) • Esquema TT para instalación de CA de SSAA. Se conectarán a tierra todas las masas susceptibles a ponerse en tensión en la instalación, incluida canalizaciones metálicas y red equipotencial de masas. Según marca la norma ITC-BT 18, todas las instalaciones deben conectarse a una red de tierra. Es sistema de puesta a tierra consistirá en un sistema de picas de acero galvanizado con superficie por electrolisis de cobre de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud hincadas en fondo de calicatas con h > 0,80 m. Se dará tierra a todas las partes metálicas de la instalación que sean susceptibles a estar en tensión (de Baja Tensión). Todos los circuitos de salida de los CBT se repartirán con su correspondiente cable de tierra con sección igual a la de los conductores activos. 33 33 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 1.10 Tabla de potencias En la Tabla 4 se resumen las características eléctricas principales de cada inversor. Tabla 4.- Potencia de cada inversor Inversor Strings Nº Módulos Potencia Pico (kW) Potencia Nominal (kW) Tensión Salida (V) Rango MPPT (V) Ratio Wdc/Wac 118 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 218 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 318 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 418 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 518 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 618 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 718 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 818 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 918 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 10 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 11 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 12 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 13 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 14 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 15 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 16 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 17 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 18 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 19 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 20 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 21 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 22 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 23 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 24 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 25 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 26 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 27 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 28 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 29 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 30 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 31 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 32 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 33 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 34 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 35 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 36 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 37 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 38 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 39 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 40 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 41 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 42 18 468 236,34 185 800 500-1500 1,28 756 Ud 19.656 Ud 9926,28 kWp 7770,00 kWn 800 V 500-1500 V 1,28 Alange Memoria técnica 40 • Almacén: el almacén será un edificio prefabricado con una superficie mínima de 25 m2. La puerta de acceso de este almacén deberá de ser lo suficientemente amplia para permitir la entrada y salida del material que se emplee. Aparcamiento: • Aparcamiento de vehículos: existirá un área destinada al aparcamiento de al menos 3 vehículos. Figura 40.- Localización respecto a la planta flotante de los edificios de O&M Obra Civil La superficie sobre la que se ubicarán los distintos edificios se preparará de la siguiente manera. El terreno será debidamente compactado y con firme de zahorra, sobre la que se construirá una losa de hormigón de limpieza HM10 de 10 cm de espesor mínimo. Se construirá una losa de cimentación de 15 cm de espesor, sobre la cual se montarán las estructuras prefabricadas. Instalaciones 1.13.2.1 Fontanería y saneamiento Las tuberías del edificio serán de polietileno reticulado y los accesorios de saneamiento estarán hechos de porcelana esmaltada. El agua de suministro provendrá de un depósito anexo al edificio, con una capacidad mínima de 1.000 litros. El agua caliente sanitaria (ACS) provendrá de un termo eléctrico con una capacidad suficiente para los usos previstos. El sistema de saneamiento dispondrá de una fosa séptica. La red de evacuación será a través de un sistema enterrado en cada piso, evacuando toda agua utilizada en el edificio por gravedad. El agua residual de los equipos se tratará en una trampa de sifón y una tubería de PVC. 41 41 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 1.13.2.2 Climatización y ventilación El edificio contará con un sistema de climatización a partir de equipos de aire acondicionado que tengan la capacidad suficiente para calentar o enfriar las distintas estancias del edificio principal. Las salidas de ventilación serán protegidas para evitar la entrada de pequeños animales y de agua. 1.13.2.3 Seguridad Los edificios contarán con sensores de alarma con aviso a la policía y lanza destellos luminosos para evitar la entrada de intrusos. 1.13.2.4 Instalación eléctrica El suministro de energía eléctrica se realizará a través de un transformador 0,4/30 kV de 6 kVA. • Ejecución de la instalación eléctrica La instalación eléctrica se realizará dentro de conductos externos utilizando tubos de plástico. Se usarán cajas de derivación para albergar las conexiones entre los conductores y se ubicarán a 20 cm del techo. Las salas técnicas utilizarán tuberías de PVC rígidas con montaje en superficie y las salidas deben ser impermeables. Los cuadros estarán equipados con un interruptor de circuito omnipolar automático, con uno para cada circuito. Cada interruptor debe tener un letrero que indique el circuito que está protegiendo. Estos se ubicarán en la sala de BT y debe incluir un armario de metal plastificado con una puerta y puesta a tierra. Las tomas de corriente se instalarán, dependiendo de las necesidades del equipo, en cada habitación. Las tomas deben ser del tipo "P + T". También habrá tomas “3P + T” en el almacén. • Puesta a tierra La conexión a tierra del edificio principal y del almacén se hará a través de un circuito exclusivo conectado a una tierra independiente a la de la planta fotovoltaica. Todos los equipos y masas susceptibles de quedar expuestos a un cierto potencial peligroso serán conectados a tierra a través de soldadura aluminio-térmica, abrazaderas y terminales de tierra. 1.13.2.5 Iluminación Los niveles de iluminación requeridos dependerán de cada zona y de los requisitos visuales que se necesiten. Los siguientes valores se establecen según la norma UNE-EN 12464-1:2012 [66]: • Rutas de circulación de uso común: 100 lux • Áreas de trabajo con requisitos visuales bajos: 200 lux • Áreas de trabajo con altos requisitos visuales: 500 lux 43 2 ESTUDIO ENERGÉTICO A función primera de toda planta fotovoltaica, como no puede ser de otra manera, es la generación de energía eléctrica. En este nuevo capítulo, se procederá a llevar a cabo el estudio de producción energética de la planta fotovoltaica flotante. La realización de este estudio permitirá posteriormente llevar a cabo el estudio de viabilidad económica del presente Proyecto. Los siguientes cálculos se llevan a cabo en base al punto número siete del Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red del IDAE [67]. Los cálculos se realizarán con la base de datos PVGIS [68] y se apoyarán en el software de cálculo PVSYST [69]. 2.1 Irradiación horizontal A partir de la base de datos de PVGIS [68] se obtienen los valores de irradiación global horarios para la localización del Proyecto en el embalse de Alange. En la Tabla 5 y en la Figura 41 se muestran estos valores de irradiación agrupados por meses. Nota: en el Anexo A se recogen los valores horarios tipo según el mes correspondiente. Tabla 5.- Valores de irradiación horizontal Enero 88,3 Febrero 101,8 Marzo 126,1 Abril 147 Mayo 177,6 Junio 241,4 Julio 241,8 Agosto 227,1 Septiembre 155,9 Octubre 113,9 Noviembre 70,9 Diciembre 61,1 Irradiación horizontal (kWh/m2) L Estudio Energético 44 Figura 41.- Valores de irradiación horizontal 2.2 Irradiación sobre 5º de inclinación Los valores de irradiación obtenidos de PVSYST [69] para este grado de inclinación son los que se muestran en la Tabla 6 y en la Figura 42. De nuevo, estos valores vienen de forma horaria en el Anexo A. Tabla 6.- Valores irradiación 5º Enero 101,2 Febrero 112,1 Marzo 132,3 Abril 150,6 Mayo 179,9 Junio 242,6 Julio 244 Agosto 233 Septiembre 163,3 Octubre 122,6 Noviembre 78,6 Diciembre 69,1 Irradiación 5° (kWh/m2) 45 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 42.- Valores irradiación en el plano de captación 2.3 Pérdidas de la planta (Performance ratio, PR) A continuación, se recogen las distintas pérdidas que se dan en la planta a lo largo de un año: Pérdidas por suciedad La suciedad, como el polvo, depositada en los módulos durante varios meses genera una capa que impide que el panel pueda trabajar al máximo de su capacidad. De cara a evitar este efecto se deben de llevar a cabo labores de mantenimiento y limpieza de la superficie de los paneles fotovoltaicos con cierta frecuencia. En este caso, ya que la planta se encuentra rodeada de agua, es más difícil que se pueda levantar polvo de alrededor y depositarse en los paneles; todo el polvo que le llegue será desde la orilla. Es por esto por lo que se establece un valor del 1,5 % de pérdidas debido a suciedad [70]. Pérdidas en conductores La pérdida de energía en los conductores será equivalente a la caída de tensión en estos. Como la caída de tensión se tiene limitada al 2%, se establece la pérdida media en conductores del 1,5 % [70]. Pérdidas en el inversor Gracias a la simulación llevada a cabo por PVSYST con el inversor seleccionado para este Proyecto, se tiene una pérdida del 1,58 % durante la operación del inversor [69]. Pérdidas por indisponibilidad La planta está formada por múltiples inversores independientes, esto permite que, en caso de haber un fallo en una parte de la instalación, no se vea afectada el resto. En base a esto y asumiendo como únicos elementos críticos el centro de transformación y la línea de evacuación, se estiman unas 44 horas de indisponibilidad al año. Esto constituye unas pérdidas del 0,12 % [70]. Estudio Energético 46 Pérdidas por mismatch En base a la literatura de referencia [70], se establece un valor de pérdidas del 2 % Pérdidas por IAM La pérdida por IAM (Array Incidence Loss) se corresponde con la cantidad de irradiancia que se pierde por el efecto de reflexión del panel. A través de PVSYST [69] se establece su valor en 3,11 %. Pérdidas Centro de Transformación Se establecen unas pérdidas en el centro de transformación debidas al transformador y al resto de equipos del 1,5 % [70]. Otras pérdidas De cara a obtener un resultado conservador, se establecen otras pérdidas del 0,5 % de cara a cubrir pequeñas pérdidas como pudiera ser el caso del autoconsumo de la planta. Pérdidas por temperatura Estas constituyen la mayor parte de las pérdidas que se producen en la planta. Esto se debe a que el comportamiento de los módulos fotovoltaicos empeora al sobrepasarse ciertas temperaturas. En el caso del módulo seleccionado en este Proyecto, la eficiencia disminuye un 0,36 % [58] por cada grado que la temperatura del panel sobrepasa, en este caso, los 41 ºC. Es por este el motivo (entre otros muchos) por los que las plantas fotovoltaicas flotantes cobran importancia. Al estar ubicadas sobre una masa de agua, la temperatura ambiente es menor debido al efecto de la evaporación y, por tanto, la temperatura de trabajo de los paneles también decrece. La siguiente expresión determina la temperatura de los módulos [71]: 𝑇𝑃𝑎𝑛𝑒𝑙 =TªAmbiente+Irradiancia·(NOCT−20) 800 (1) Donde: • NOCT es la Temperatura de Operación Nominal de la Célula bajo unas condiciones determinadas. Estas condiciones son 20 ºC y una irradiancia de 800 W/m2. • Irradiancia es la irradiación corregida para el grado de inclinación del módulo. • Tª Ambiente es la temperatura del aire alrededor del módulo. Es con el valor de la temperatura ambiente con el que se jugará para conocer la diferencia entre la producción anual de una instalación terrestre y una flotante. Conocer los valores de la temperatura ambiente sobre la lámina de agua es una labor difícil de lograr. La mayoría de los embalses no disponen de estación meteorológica y, si disponen de ella, sus datos no son siempre públicos. Además, en ciertas ocasiones estas estaciones meteorológicas se ubican fuera de la influencia de la lámina de agua (Figura 43). 47 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 43.- Ejemplo de estación fuera del efecto de la lámina de agua Por ello, en el siguiente apartado se procederá a suponer unos decrementos de temperatura y a calcular el aumento en la producción eléctrica respecto a una planta convencional. 2.4 Producción real de la FPV Decrementos de temperatura Los decrementos que se proponen a continuación se han realizado en base a dos estudios que recogen el descenso que se da en la temperatura ambiente por el efecto refrigerante del agua [72] [73] . Estos estudios estiman un descenso de temperatura de hasta 3 ºC en invierno y de 8 ºC en verano. Tomando este intervalo como referencia se propone realizar el estudio con unos valores de decrementos conservadores y otros menos conservadores. De esta manera se podrá comprobar la sensibilidad de estos parámetros. En la Tabla 7 se tienen los valores más conservadores y en la Tabla 8 los menos conservadores. Tabla 7.- Decremento temperatura conservador Tabla 8.- Decremento de temperaturas poco conservador No se han considerado mayores valores de decremento debido a que los estudios anteriormente mencionados [72] [73] se han realizado en regiones muy húmedas (Brasil e Indonesia), por lo cual, los valores obtenidos en ellos siempre serán mayores que los que se puedan lograr en España. Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 1,5 1,5 2 2,5 3 5 5 5 2 1,5 1,5 1,5 Decremento Temperatura (ºC) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 3 3 3 4 5 7 7 7 5 3 3 3 Decremento Temperatura (ºC) Estudio Energético 48 Producción real conservadora Este apartado consiste en el cálculo de la energía final inyectada en la red. Los cálculos se llevan a cabo siguiendo el Pliego de condiciones del IDAE [67]. Lo primero que se debe de hacer es obtener las pérdidas por temperatura que se van a dar en la instalación. Para ello, se parte de la temperatura ambiente a lo largo de todo el año. Las TablasTabla 9,Tabla 10Tabla 11Tabla 12 recogen la temperatura ambiente de la zona de Alange según el mes y la hora: Tabla 9.- Temperaturas horarias en enero, febrero y marzo Hora Temperatura Hora Temperatura Hora Temperatura 0:00:00 6,95 0:00:00 7,74 0:00:00 10,03 1:00:00 6,55 1:00:00 7,22 1:00:00 9,47 2:00:00 6,16 2:00:00 6,7 2:00:00 8,91 3:00:00 5,77 3:00:00 6,18 3:00:00 8,35 4:00:00 5,57 4:00:00 5,94 4:00:00 8,03 5:00:00 5,38 5:00:00 5,71 5:00:00 7,71 6:00:00 5,19 6:00:00 5,48 6:00:00 7,4 7:00:00 5,78 7:00:00 6,4 7:00:00 8,81 8:00:00 6,37 8:00:00 732 8:00:00 10,22 9:00:00 6,96 9:00:00 8,25 9:00:00 11,62 10:00:00 8,57 10:00:00 9,81 10:00:00 13,06 11:00:00 10,17 11:00:00 11,37 11:00:00 14,5 12:00:00 11,78 12:00:00 12,93 12:00:00 15,94 13:00:00 12,28 13:00:00 13,43 13:00:00 16,45 14:00:00 12,6 14:00:00 13,92 14:00:00 16,97 15:00:00 12,3 15:00:00 14,3 15:00:00 17,4 16:00:00 12,07 16:00:00 13,4 16:00:00 16,67 17:00:00 10,87 17:00:00 12,39 17:00:00 1587 18:00:00 9,67 18:00:00 11,38 18:00:00 15,06 19:00:00 9,02 19:00:00 10,59 19:00:00 13,93 20:00:00 8,37 20:00:00 9,8 20:00:00 12,79 21:00:00 7,72 21:00:00 9,01 21:00:00 11,66 22:00:00 7,44 22:00:00 8,62 22:00:00 11,15 23:00:00 7,16 23:00:00 8,23 23:00:00 10,64 Enero Febrero Marzo 49 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Tabla 10.- Temperaturas horarias en abril, mayo y junio Tabla 11.- Temperaturas horarias en julio, agosto y septiembre Hora Temperatura Hora Temperatura Hora Temperatura 0:00:00 10,81 0:00:00 16,53 0:00:00 20,94 1:00:00 12,23 1:00:00 14,79 1:00:00 20,01 2:00:00 11,65 2:00:00 15,05 2:00:00 19,07 3:00:00 11,08 3:00:00 14,31 3:00:00 18,14 4:00:00 10,73 4:00:00 14,14 4:00:00 18,04 5:00:00 10,39 5:00:00 14 5:00:00 17,94 6:00:00 10,05 6:00:00 13,84 6:00:00 17,84 7:00:00 11,82 7:00:00 15,73 7:00:00 19,73 8:00:00 13,58 8:00:00 17,62 8:00:00 21,63 9:00:00 15,35 9:00:00 19,51 9:00:00 23,52 10:00:00 16,57 10:00:00 20,8 10:00:00 24,9 11:00:00 17,8 11:00:00 22,09 11:00:00 26,27 12:00:00 19,02 12:00:00 23,39 12:00:00 26,64 13:00:00 19,49 13:00:00 23,83 13:00:00 28,18 14:00:00 19,96 14:00:00 24,27 14:00:00 29,72 15:00:00 20 15:00:00 24,6 15:00:00 30,3 16:00:00 19,79 16:00:00 24,13 16:00:00 28,81 17:00:00 19,14 17:00:00 23,56 17:00:00 28,35 18:00:00 18,49 18:00:00 22,98 18:00:00 27,9 19:00:00 17,06 19:00:00 21,45 19:00:00 26,29 20:00:00 15,64 20:00:00 19,92 20:00:00 24,67 21:00:00 14,21 21:00:00 18,39 21:00:00 23,05 22:00:00 13,76 22:00:00 17,84 22:00:00 22,38 23:00:00 13,32 23:00:00 17,28 23:00:00 21,71 Abril Mayo Junio Hora Temperatura Hora Temperatura Hora Temperatura 0:00:00 24,08 0:00:00 24,28 0:00:00 20,92 1:00:00 23,01 1:00:00 23,31 1:00:00 20,2 2:00:00 21,95 2:00:00 22,33 2:00:00 19,47 3:00:00 20,88 3:00:00 21,35 3:00:00 18,75 4:00:00 20,61 4:00:00 20,9 4:00:00 18,33 5:00:00 20,34 5:00:00 20,44 5:00:00 17,92 6:00:00 20,07 6:00:00 19,98 6:00:00 17,5 7:00:00 22,05 7:00:00 21,97 7:00:00 19,23 8:00:00 24,03 8:00:00 23,96 8:00:00 20,95 9:00:00 26,02 9:00:00 35,96 9:00:00 22,67 10:00:00 27,66 10:00:00 27,6 10:00:00 24,13 11:00:00 29,3 11:00:00 29,25 11:00:00 25,59 12:00:00 30,94 12:00:00 30,9 12:00:00 27,04 13:00:00 31,62 13:00:00 31,62 13:00:00 27,53 14:00:00 32,3 14:00:00 32,34 14:00:00 28,02 15:00:00 33,3 15:00:00 33,4 15:00:00 29,1 16:00:00 32,6 16:00:00 32,49 16:00:00 27,66 17:00:00 32,21 17:00:00 31,93 17:00:00 26,82 18:00:00 31,82 18:00:00 31,37 18:00:00 25,97 19:00:00 30 19:00:00 29,67 19:00:00 24,72 20:00:00 28,18 20:00:00 27,96 20:00:00 23,47 21:00:00 26,36 21:00:00 26,26 21:00:00 22,21 22:00:00 25,61 22:00:00 25,6 22:00:00 21,73 23:00:00 24,86 23:00:00 24,94 23:00:00 21,25 Julio Agosto Septiembre Estudio Energético 56 Decremento de 4 ºC Con este decremento se obtiene un aumento en la producción anual del 1,74 % Tabla 21.- Decremento de 4 º durante todo el año Decremento de 5 ºC Con este decremento se obtiene un aumento en la producción anual del 2,17 % Tabla 22.- Decremento de 5 º durante todo el año Enero 4 885,89 900,34 1,63 Febrero 4 970,90 986,94 1,65 Marzo 4 1.130,58 1.149,49 1,67 Abril 4 1.262,90 1.284,23 1,69 Mayo 4 1.490,76 1.516,47 1,72 Junio 4 1.941,58 1.976,46 1,80 Julio 4 1.976,67 2.012,83 1,83 Agosto 4 1.885,48 1.920,06 1,83 Septiembre 4 1.320,01 1.343,34 1,77 Octubre 4 1.062,76 1.081,02 1,72 Noviembre 4 682,21 693,45 1,65 Diciembre 4 637,36 647,64 1,61 15.247,11 MWh 15.512,29 MWh 1,74 Aumento de la Producción (%) Decremento Energía Generada Tierra (MWh) Energía Generada Agua (MWh) Enero 5 885,89 903,95 2,04 Febrero 5 970,90 990,94 2,06 Marzo 5 1.130,58 1.154,22 2,09 Abril 5 1.262,90 1.289,57 2,11 Mayo 5 1.490,76 1.522,90 2,16 Junio 5 1.941,58 1.985,18 2,25 Julio 5 1.976,67 2.021,87 2,29 Agosto 5 1.885,48 1.928,71 2,29 Septiembre 5 1.320,01 1.349,18 2,21 Octubre 5 1.062,76 1.085,59 2,15 Noviembre 5 682,21 696,26 2,06 Diciembre 5 637,36 650,21 2,02 15.247,11 MWh 15.578,58 MWh 2,17 Aumento de la Producción (%) Decremento Energía Generada Tierra (MWh) Energía Generada Agua (MWh) 57 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Decremento de 6 ºC Con este decremento se obtiene un aumento en la producción anual del 2,61 % Tabla 23.- Decremento de 6 º durante todo el año Decremento de 7 ºC Con este decremento se obtiene un aumento en la producción anual del 3,04 % Tabla 24.- Decremento de 7 º durante todo el año Enero 6 885,89 907,56 2,45 Febrero 6 970,90 994,95 2,48 Marzo 6 1.130,58 1.158,95 2,51 Abril 6 1.262,90 1.294,90 2,53 Mayo 6 1.490,76 1.529,33 2,59 Junio 6 1.941,58 1.993,90 2,69 Julio 6 1.976,67 2.030,91 2,74 Agosto 6 1.885,48 1.937,35 2,75 Septiembre 6 1.320,01 1.355,01 2,65 Octubre 6 1.062,76 1.090,16 2,58 Noviembre 6 682,21 699,07 2,47 Diciembre 6 637,36 652,79 2,42 15.247,11 MWh 15.644,88 MWh 2,61 Aumento de la Producción (%) Decremento Energía Generada Tierra (MWh) Energía Generada Agua (MWh) Enero 7 885,89 911,18 2,85 Febrero 7 970,90 998,96 2,89 Marzo 7 1.130,58 1.163,68 2,93 Abril 7 1.262,90 1.300,23 2,96 Mayo 7 1.490,76 1.535,76 3,02 Junio 7 1.941,58 2.002,62 3,14 Julio 7 1.976,67 2.039,95 3,20 Agosto 7 1.885,48 1.946,00 3,21 Septiembre 7 1.320,01 1.360,84 3,09 Octubre 7 1.062,76 1.094,72 3,01 Noviembre 7 682,21 701,87 2,88 Diciembre 7 637,36 655,36 2,82 15.247,11 MWh 15.711,17 MWh 3,04 Aumento de la Producción (%) Decremento Energía Generada Tierra (MWh) Energía Generada Agua (MWh) Estudio Energético 58 Decremento de 8 ºC Con este decremento se obtiene un aumento en la producción anual del 3,48 % Tabla 25.- Decremento de 8 º durante todo el año Sensibilidad por meses A continuación, se recoge el aumento de producción por mes según el decremento en la temperatura ambiente sobre el agua según los datos del anterior punto. En la Figura 44 y en la Figura 45 se puede comprobar como el aumento de producción tiene una relación completamente lineal respecto al decremento de temperatura. También se comprueba como los meses más calurosos y, por tanto, de más irradiación el aumento de rendimiento es mayor en comparación con los meses más fríos de invierno. Enero 8 885,89 914,79 3,26 Febrero 8 970,90 1.002,97 3,30 Marzo 8 1.130,58 1.168,41 3,35 Abril 8 1.262,90 1.305,56 3,38 Mayo 8 1.490,76 1.542,19 3,45 Junio 8 1.941,58 2.011,34 3,59 Julio 8 1.976,67 2.048,99 3,66 Agosto 8 1.885,48 1.954,64 3,67 Septiembre 8 1.320,01 1.366,68 3,54 Octubre 8 1.062,76 1.099,29 3,44 Noviembre 8 682,21 704,68 3,29 Diciembre 8 637,36 657,93 3,23 15.247,11 MWh 15.777,47 MWh 3,48 Aumento de la Producción (%) Decremento Energía Generada Tierra (MWh) Energía Generada Agua (MWh) 59 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 44.- Influencia en la producción del decremento de la temperatura de los paneles FV para los meses de enero a junio Estudio Energético 60 Figura 45.- Influencia en la producción del decremento de la temperatura de los paneles FV para los meses de julio a diciembre 11 3 CÁLCULOS n el siguiente apartado, se procederá a llevar a cabo y mostrar todos los cálculos eléctricos relativos al alcance de este Proyecto. Estos cálculos abarcan los circuitos de baja tensión en corriente continua y en corriente alterna. El cálculo de la línea de evacuación se desarrollará en un apartado propio. En la Figura 46 se expone el esquema eléctrico de la instalación. Figura 46.- Esquema eléctrico de la instalación 3.1 Criterio de Cálculo Para el dimensionamiento de las secciones en los distintos circuitos que conforman la instalación, se seguirán los siguientes criterios: • La caída de tensión sea inferior al 1,5 % • No se supere la intensidad máxima del conductor • No se supere la temperatura de funcionamiento máxima del cable. Caída de tensión El Reglamento Eléctrico de Baja Tensión [74] establece en su instrucción número 40, Instalaciones Generadoras de Baja Tensión que “la caída de tensión entre el generador y el punto de interconexión, no será superior al 1,5 %, para la intensidad nominal”. Por otro lado, el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a la Red del IDAE [67] establece una caída máxima del 1,5 % en la parte de baja tensión en corriente continua. Por tanto, al ser una instalación privada, se seguirá el criterio del Pliego del IDAE pero estableciendo un valor máximo de caída de tensión de 1,5 % para la parte en Corriente Continua y del mismo modo para la parte de Corriente Alterna. E Cálculos 12 12 Intensidad máxima De nuevo, el Reglamento Eléctrico de Baja Tensión establece que la intensidad máxima que soporta el conductor deberá de ser mayor que un 125 % de su intensidad nominal. A esta mayoración se le añadirá un factor de corrección siguiendo las indicaciones de la norma UNE-HD 60364-552:2014 [75] De esta manera: ICálculo =IString·1,25 FCorrección (4) Factores de Corrección Al tratarse de una instalación eléctrica que discurre a través de los paneles y los sistemas flotantes que sustentan la instalación, se han empleado los factores de corrección relativos a: • Corrección por temperatura • Corrección por agrupamiento Estos factores de corrección se calculan en base a la norma UNE-HD 60364-5-52:2014 [75]. En la Figura 47, la Figura 48 y la Figura 49 se recogen los distintos esquemas de montaje empleados en la instalación según la Tabla A.52.3 de la anterior norma mencionada [75] 13 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 47.- Método de instalación bajo tubo superficial Cálculos 14 14 Figura 48.- Método de instalación sobre bandeja 15 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 49.- Sistema de montaje directamente enterrado Una vez definidos los diferentes métodos de montaje, a partir de la Tabla B.52.1 de la norma empleada [75] se obtienen las tablas de coeficientes tanto para temperatura como agrupamiento que se deben de emplear según el montaje. Figura 50.- Extracto de la tabla B.52.1 Cálculos 22 22 • Intensidad del string: se considera la intensidad a máxima potencia del módulo fotovoltaico. Su valor, según la ficha técnica del fabricante es de 11,75 A [58]. • Tensión del string: al estar conectados los paneles en serie entre sí, cada uno de ellos incrementa la tensión del circuito un valor determinado. Teniendo en cuenta que se conectan en serie 26 módulos y que según la documentación técnica [58] la tensión de cada módulo funcionando a máxima potencia es de 43 V, se tiene una tensión en el string de 1.118 V. • Caída de tensión admisible: tal y como se ha explicado al comienzo del apartado, se considera un valor máximo de caída de tensión de 1,5 %. • Conductividad: viene dada por el material empleado como conductor. En este caso 0,0172 m/Ω·mm2. Con estos valores, se obtienen las siguientes secciones (Tabla 27): Tabla 27.- Secciones según la caída de tensión Intensidad máxima Para la comprobación de la intensidad máxima, se partirá de los valores máximos que permite el fabricante de los cables [76] y posteriormente se compararán con los valores de intensidad calculados a través de la ecuación (4) junto con sus correspondientes factores de corrección. Para el cálculo de los factores de corrección se establece una temperatura ambiente de 35 ºC, que cada string discurre a través de tubo superficial y que no está acompañado de más circuitos. En la Tabla 28 se comprueba como la intensidad de cálculo es menor a la máxima establecida por el fabricante. String Nº Módulos en Serie Tensión Plena Carga (V) Tensión String Plena Carga (V) Material Conductor Longitud total (m) Sección Cálculo (mm2) Sección (mm2) 126 43 1118 Cu 67,21 1,620 2,5 226 43 1118 Cu 62,81 1,514 2,5 326 43 1118 Cu 58,41 1,408 1,5 426 43 1118 Cu 54,01 1,302 1,5 526 43 1118 Cu 49,61 1,196 1,5 626 43 1118 Cu 45,21 1,090 1,5 726 43 1118 Cu 40,81 0,984 1,5 826 43 1118 Cu 36,41 0,878 1,5 926 43 1118 Cu 32,01 0,772 1,5 10 26 43 1118 Cu 67,21 1,620 2,5 11 26 43 1118 Cu 62,81 1,514 2,5 12 26 43 1118 Cu 58,41 1,408 1,5 13 26 43 1118 Cu 54,01 1,302 1,5 14 26 43 1118 Cu 49,61 1,196 1,5 15 26 43 1118 Cu 45,21 1,090 1,5 16 26 43 1118 Cu 40,81 0,984 1,5 17 26 43 1118 Cu 36,41 0,878 1,5 18 26 43 1118 Cu 32,01 0,772 1,5 23 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Tabla 28.- Comprobación de la intensidad máxima Temperatura máxima En este apartado se comprueba que no se sobrepasa la temperatura máxima admitida por los conductores según el fabricante [76]. Para ello, se emplea la siguiente ecuación (6) para calcular la temperatura de funcionamiento del cable [77]: TªConductor =IString 2·(Tªmaxcable−Tªamb) Imaxcable 2 + Tªamb (ºC) (6) Donde: • IString: intensidad de la cadena de módulos (A) • Imaxcable: intensidad máxima que soporta el conductor según el fabricante (A) • Tªmaxcable: temperatura máxima que soporta el conductor según el fabricante (º C) • Tªamb: temperatura ambiente considerada (º C) De este modo, se comprueba que la temperatura máxima que puede tener el conductor queda lejos de la máxima admitida (Tabla 29) String Sección (mm2) Factor de Corrección Intensidad (A) I Cálculo (A) (x1,25/FC) I Máx (A) 1 2,5 0,96 11,75 15,30 41 2 2,5 0,96 11,75 15,30 41 3 1,5 0,96 11,75 15,30 30 4 1,5 0,96 11,75 15,30 30 5 1,5 0,96 11,75 15,30 30 6 1,5 0,96 11,75 15,30 30 7 1,5 0,96 11,75 15,30 30 8 1,5 0,96 11,75 15,30 30 9 1,5 0,96 11,75 15,30 30 10 2,5 0,96 11,75 15,30 41 11 2,5 0,96 11,75 15,30 41 12 1,5 0,96 11,75 15,30 30 13 1,5 0,96 11,75 15,30 30 14 1,5 0,96 11,75 15,30 30 15 1,5 0,96 11,75 15,30 30 16 1,5 0,96 11,75 15,30 30 17 1,5 0,96 11,75 15,30 30 18 1,5 0,96 11,75 15,30 30 Cálculos 24 24 Tabla 29.- Temperatura de los conductores 3.3 Cálculo Circuito Baja Tensión AC El circuito de baja tensión AC comprende desde la salida de los inversores hasta la entrada del transformador. Los criterios de cálculo serán iguales al apartado anterior con la salvedad que, en este caso, se prevé como criterio más restrictivo la intensidad máxima admisible por el conductor. Debido a esto, se calcularán las secciones mínimas por este criterio y posteriormente se comprobarán los criterios de caída de tensión y temperatura máxima del conductor. Este apartado se dividirá a su vez en dos partes diferenciadas debido al uso de cajas de agrupación en AC. Una primera parte que comprenda el tramo Inversor - Caja de Agrupación y otra segunda que sea Caja de Agrupación - Centro de Transformación. El uso de estas cajas se debe a la necesidad de hacer llegar hasta la orilla el menor número posible de conductores. String Sección (mm2)Tª max cable (ºC) Tª Cable (ºC) 1 2,5 80 38,7 2 2,5 80 38,7 3 1,5 80 41,9 4 1,5 80 41,9 5 1,5 80 41,9 6 1,5 80 41,9 7 1,5 80 41,9 8 1,5 80 41,9 9 1,5 80 41,9 10 2,5 80 38,7 11 2,5 80 38,7 12 1,5 80 41,9 13 1,5 80 41,9 14 1,5 80 41,9 15 1,5 80 41,9 16 1,5 80 41,9 17 1,5 80 41,9 18 1,5 80 41,9 25 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Inversor-Caja de Agrupación AC Este apartado comprende el cálculo de la sección necesaria para los conductores que van desde la salida de los inversores hasta la entrada de las cajas de agrupación (Figura 59). Figura 59.- Tramo Inversor-Caja de Agrupación AC De cara a poder llevar a cabo los cálculos de una forma ordenada, se han numerado los 42 inversores de la instalación (Figura 61). Cada uno de estos inversores recibe 18 strings y se sitúa en los pasillos anexos a estos (Figura 60). Figura 60.- Muestra de la disposición de los inversores Cálculos 26 26 Figura 61.- Ubicación y numeración de los inversores Cada uno de estos inversores recibe la energía de los siguientes grupos de módulos fotovoltaicos (Figura 62) 27 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 62.- Módulos que engloba cada inversor Una vez localizados y numerados los inversores es necesario establecer cuantas cajas de agrupación AC se van a instalar y donde van a ir ubicadas. Se propone el uso de 10 cajas de agrupación. Cuatro de ellas agruparán 3 inversores mientras que las seis restantes agruparán 5 inversores. En la Figura 63 se ubican dentro de la planta estas 10 cajas de agrupación AC. La distribución exacta de inversores por caja de agrupamiento es la siguiente: • Caja 1: alberga los inversores 1, 2, 3, 4 y 5 • Caja 2: alberga los inversores 8, 9, 10, 11 y 12 • Caja 3: alberga los inversores 15, 16, 17, 18 y 19 • Caja 4: alberga los inversores 6, 7 y 14 • Caja 5: alberga los inversores 13, 20 y 21 • Caja 6: alberga los inversores 22, 23, 24, 25 y 26 • Caja 7: alberga los inversores 29, 30 31, 32 y 33 • Caja 8: alberga los inversores 36, 37, 38, 39 y 40 • Caja 9: alberga los inversores 27, 28 y 35 • Caja 10: alberga los inversores 34, 41 y 52 Cálculos 28 28 Figura 63.-Distribución Cajas de Agrupación AC Una vez establecidas cuantas cajas se van a emplear y donde van a estar localizadas, se procede a comprobar los distintos criterios de diseño: 3.3.1.1 Intensidad máxima Al igual que en apartados anteriores, para calcular la intensidad máxima que recorre el conductor desde el inversor a la caja de agrupamiento, se recurre a la formula (4) ICálculo =IInversor·1,25 FCorrección (7) 29 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Donde: • IInversor es la máxima intensidad de salida que puede dar el inversor seleccionado. En este caso, el catálogo del fabricante [60] establece una intensidad máxima de 134,9 A. • FCorrección se establecerán bajo el supuesto de una temperatura ambiente de 35 ºC, que el conductor discurre a través de bandejas perforadas y que en ningún momento estará acompañado de más de 2 circuitos. Con esta información, se puede establecer cuál es la sección inmediatamente superior que cumple con este criterio de intensidad máxima (Tabla 30) Tabla 30.- Secciones conductores Inversor-Caja de Agrupación AC Nº Inversor Intensidad (A) Ternas por circuito Factor de Corrección Agrupación Circuitos Sección (mm2) Intensidad (A) (x1,25 / FC)/ conductor) I max conductor (A) 1 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 2 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 3 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 4 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 5 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 6 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 7 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 8 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 9 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 10 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 11 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 12 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 13 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 14 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 15 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 16 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 17 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 18 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 19 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 20 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 21 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 22 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 23 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 24 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 25 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 26 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 27 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 28 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 29 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 30 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 31 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 32 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 33 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 34 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 35 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 36 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 37 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 38 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 39 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 40 134,9 1 0,96 1 70 175,65 235 41 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 42 134,9 1 0,768 2 70 219,56 235 Cálculos 30 30 3.3.1.2 Caída de tensión Al tratarse de un tramo en baja tensión y corriente alterna se emplea la ecuación (5) para calcular su caída de tensión y comprobar así que no supera los valores máximos establecidos. ∆V=√3·L·IInversor·cos𝜌 γ·VInversor·Sección (%) (8) Donde: • 𝐋:distancia entre el inversor y la caja de agrupación (m) • 𝐈𝐈𝐧𝐯𝐞𝐫𝐬𝐨𝐫:intensidad de salida del inversor a máxima potencia (A) • 𝐕𝐈𝐧𝐯𝐞𝐫𝐬𝐨𝐫:voltaje de salida del inversor a máxima potencia (V) • 𝐒𝐞𝐜𝐜𝐢ó𝐧:sección del conductor empleado (mm2) • 𝐜𝐨𝐬 𝛒:factor de potencia • 𝛄: conductividad (m/Ω·mm2) Estos valores se obtienen de la siguiente manera • Longitud: a partir del layout llevado a cabo se obtienen las longitudes para cada uno de los tramos (Tabla 31). • Intensidad del inversor: se considera la intensidad de salida del inversor a máxima potencia. Su valor, según la ficha técnica del fabricante es de 134,9 A [60]. • Tensión del inversor: la tensión de salida del inversor según la ficha técnica del fabricante es de 800 V [60]. • Sección: se selecciona la sección escogida según el anterior criterio de intensidad máxima • Factor de potencia: se considera un valor de uno. • Conductividad: viene dada por el material empleado como conductor. En este caso 0,0172 m/Ω·mm2. Con toda esta información, se comprueba en la Tabla 31 que no se supera el límite de caída de tensión máxima: 31 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Tabla 31.- Caída de tensión Nº Inversor Tensión (V) Material Conductor Sección (mm2)Longitud (m) Caída de Tensión (%) 1800 Cu 70 15,3 0,12% 2800 Cu 70 17,5 0,14% 3800 Cu 70 100,3 0,80% 4800 Cu 70 102,5 0,82% 5800 Cu 70 145,62 1,17% 6800 Cu 70 15,37 0,12% 7800 Cu 70 17,7 0,14% 8800 Cu 70 15,3 0,12% 9800 Cu 70 17,5 0,14% 10 800 Cu 70 100,32 0,80% 11 800 Cu 70 102,6 0,82% 12 800 Cu 70 145,6 1,17% 13 800 Cu 70 17,81 0,14% 14 800 Cu 70 18,6 0,15% 15 800 Cu 70 15,3 0,12% 16 800 Cu 70 17,5 0,14% 17 800 Cu 70 100,32 0,80% 18 800 Cu 70 102,5 0,82% 19 800 Cu 70 145,6 1,17% 20 800 Cu 70 15,37 0,12% 21 800 Cu 70 17,7 0,14% 22 800 Cu 70 15,3 0,12% 23 800 Cu 70 17,5 0,14% 24 800 Cu 70 100,3 0,80% 25 800 Cu 70 102,5 0,82% 26 800 Cu 70 145,62 1,17% 27 800 Cu 70 15,37 0,12% 28 800 Cu 70 17,7 0,14% 29 800 Cu 70 15,3 0,12% 30 800 Cu 70 17,5 0,14% 31 800 Cu 70 100,32 0,80% 32 800 Cu 70 102,6 0,82% 33 800 Cu 70 145,6 1,17% 34 800 Cu 70 17,81 0,14% 35 800 Cu 70 18,6 0,15% 36 800 Cu 70 15,3 0,12% 37 800 Cu 70 17,5 0,14% 38 800 Cu 70 100,32 0,80% 39 800 Cu 70 102,5 0,82% 40 800 Cu 70 145,6 1,17% 41 800 Cu 70 15,37 0,12% 42 800 Cu 70 17,7 0,14% Cálculos 38 38 • Coste económico 𝑃𝑒𝑐𝑜𝑛ó𝑚𝑖𝑐𝑎𝑠 =𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎𝑠·𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑘𝑊ℎ (€) Donde: • PreciokWh es el precio de venta de la electricidad (€/kWh) Se presupone un valor de venta de 45 €/MWh. • Amortización del conductor (𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠𝐶𝑜𝑛𝑑 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 −𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠𝐶𝑜𝑛𝑑 𝑎𝑙𝑡)−(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐶𝑜𝑛𝑑 𝑎𝑙𝑡 −𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐶𝑜𝑛𝑑 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙)>0 Donde: • IngresosCond act representas los ingresos por la venta de electricidad del conductor actualmente seleccionado. • IngresosCond alt representas los ingresos por la venta de electricidad del conductor alternativo de sección superior. • CosteCond act representa el coste de adquisición del conductor actualmente seleccionado. • CosteCond alt representa el coste de adquisición del conductor alternativo de sección superior. En caso de obtenerse un valor negativo indicaría que el cambio no es beneficioso ya que cuesta más el nuevo conductor que lo que se puede llegar a ahorrar en pérdidas. • Coste de los conductores • Coste conductor 400 mm2 7,3 €/m • Coste conductor 500 mm2 11,56 €/m • Coste conductor 630 mm2 14,46 €/m 3.3.3.2 Conductor Caja Agrupamiento 1 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 713,13 MWh • Coste económico de las pérdidas: 32.091,05 € • Coste del conductor: 5.086,4 € • Conductor 630 mm2: • Energía perdida en 25 años: 698,12 MWh • Coste económico de las pérdidas: 31.415,45 € • Coste del conductor: 6.362,4 € De esta manera: (32.091,05−31.415,45)−(6.362,4−5.086,4)=−599,4 €<0 39 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 3.3.3.3 Conductor Caja Agrupamiento 2 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 713,13 MWh • Coste económico de las pérdidas: 29.684,22 € • Coste del conductor: 4.704,92 € • Conductor 630 mm2: • Energía perdida en 25 años: 645,76 MWh • Coste económico de las pérdidas: 29.059,29 € • Coste del conductor: 5.885,22 € De esta manera: (29.684,22−29.059,29)−(5.885,22−4.704,92)=−555,3 €<0 3.3.3.4 Conductor Caja Agrupamiento 3 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 713,13 MWh • Coste económico de las pérdidas: 29.684,22 € • Coste del conductor: 4.704,92 € • Conductor 630 mm2: • Energía perdida en 25 años: 645,76 MWh • Coste económico de las pérdidas: 29.059,29 € • Coste del conductor: 5.885,22 € De esta manera: (29.684,22−29.059,29)−(5.885,22−4.704,92)=−555,3 €<0 3.3.3.5 Conductor Caja Agrupamiento 4 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 397,05 MWh • Coste económico de las pérdidas: 17.867,29 € • Coste del conductor: 4.766,90 € • Conductor 500 mm2: • Energía perdida en 25 años: 381,01 MWh • Coste económico de las pérdidas: 17.145,37 € • Coste del conductor: 7.548,68 € De esta manera: (17.867,29−17,145,37)−(7.548,68−4.766,90)=−2.059,86 €<0 Cálculos 40 40 3.3.3.6 Conductor Caja Agrupamiento 5 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 376,38 MWh • Coste económico de las pérdidas: 16.936,98 € • Coste del conductor: 4.518,70 € • Conductor 500 mm2: • Energía perdida en 25 años: 361,17 MWh • Coste económico de las pérdidas: 16.252,66 € • Coste del conductor: 7.155,64 € De esta manera: (16.936,98−16.252,66)−(7.155,64−4.518,70)=−1.953,6 €<0 3.3.3.7 Conductor Caja Agrupamiento 6 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 468,85 MWh • Coste económico de las pérdidas: 21.098,11 € • Coste del conductor: 2.029,40 € • Conductor 500 mm2: • Energía perdida en 25 años: 449,90 MWh • Coste económico de las pérdidas: 20.245,66 € • Coste del conductor: 3.213,68 € De esta manera: (21.098,11 − 20.245,66 )−(3.213,68−2.029,40 )=−331,83 €<0 3.3.3.8 Conductor Caja Agrupamiento 7 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 413,19 MWh • Coste económico de las pérdidas: 18.593,66 € • Coste del conductor: 1.788,50 € • Conductor 500 mm2: • Energía perdida en 25 años: 396,5 MWh • Coste económico de las pérdidas: 17.842,40 € • Coste del conductor: 2.832,20 € De esta manera: (18.593,66 − 17.842,40 )−(2.832,20−1.788,50 )=−292,44 €<0 41 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 3.3.3.9 Conductor Caja Agrupamiento 8 • Conductor actual: • Energía perdida en 25 años: 413,19 MWh • Coste económico de las pérdidas: 18.593,66 € • Coste del conductor: 1.788,50 € • Conductor 500 mm2: • Energía perdida en 25 años: 396,5 MWh • Coste económico de las pérdidas: 17.842,40 € • Coste del conductor: 2.832,20 € De esta manera: (18.593,66 − 17.842,40 )−(2.832,20−1.788,50 )=−292,44 €<0 3.3.3.10 Conclusiones Tras realizar los cálculos correspondientes, se ha llegado a la conclusión de que no es más rentable económicamente seleccionar secciones de conductores mayores a las mínimas exigidas técnicamente. Esto se debe principalmente que una FV no se encuentra produciendo todo el tiempo. Se estima unas 2.000 horas al año a alta potencia. Si fuera una instalación que funcionara 8.000 horas al año como ocurre en otras tecnologías cobraría mucho mayor peso este criterio. Resumen Cables Empleados La solución para cada circuito eléctrico de la instalación es: • Circuito Baja Tensión Corriente Continua (Strings): conductor tipo ZZ-F 1.8 kV DC0.6/1 kV AC de 1,5 mm2 y 2,5 mm2 de sección. • Circuito Baja Tensión Corriente Alterna (InversoresCajas de Agrupación AC): conductor RH-Z1 (Cu) 12/20 kV con aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE) de 70 mm2 de sección. • Circuito Baja Tensión Corriente Alterna (Cajas Agrupación AC-Centro de Transformación): conductor RV-K (Cu) 12/20 kV con aislamiento de Polietileno Reticulado (XLPE) de 400 mm2, 500 mm2 y 630 mm2 de sección. 3.4 Red de Tierra Puesta a Tierra de la Instalación Flotante Se conectarán a la red de tierra todas aquellas masas susceptibles de quedar expuestas a un potencial peligroso. La red estará compuesta por conductores de cobre aislado que unirán los elementos de la planta flotante con las picas de puesta a tierra ubicadas en la orilla (Figura 65). Cálculos 42 42 Figura 65.- Esquema red de tierra Esta red será independiente de la red del centro de transformación, la cual se tratará en un próximo apartado. Los conductores de la red de tierra contarán con una sección mínima de 35 mm2 tal y como recomienda la guía del Ministerio de Industria sobre la ITC-BT-18 [78]. Por otro lado, para el sistema de picas se tendrá en cuenta lo siguiente: • Según la ITC-BT-18 apartado 9, la tensión máxima de contacto permitida es de 24 V • Teniendo esto en cuenta y que los interruptores diferenciales empleados tienen una sensibilidad de 300 mA: R=V I=24 0,3=80 Ω • Por tanto, para que los interruptores puedan funcionar, la red de tierra deberá de tener una resistencia inferior a 80 ohmios. En base a esto, se calcula la resistencia de las picas empleadas según la fórmula (13): Rpica =ρ L (Ω) (13) Donde: • ρ es la resistividad del terreno por metro (Ω·m). • L es la longitud de la pica (m). Al tratarse de un terreno de secano próximo a un embalse, se prevé una composición de suelo basada en arenas arcillosas y limo. Este tipo de terrenos presentan valores de resistividad de entre 100-200 Ω/m [79]. Considerando una resistividad del terreno de 150 Ω/m con las picas enterradas a una profundidad de 0,8 m [78] y una configuración de 3 picas en paralelo de 2 m de longitud cada una, tal y como se muestra en la Figura 66, se tiene: 43 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Rpica =150 2=75 Ω RTotalPicas =Rpica1·Rpica2·Rpica3 (Rpica2 ·Rpica3)+(Rpica1·Rpica3)+(Rpica1·Rpica2) RTotalPicas =75·75·75 (75·75)+(75·75)+(75·75)=𝟐𝟓 𝛀 Obteniendo este valor y teniendo en cuenta que los conductores presentan una resistencia del orden de 0,13 Ω/km, se puede asegurar que: 𝐑𝐓𝐨𝐭𝐚𝐥 <𝟖𝟎 𝛀 Figura 66.- Esquema configuración de las picas Puesta a Tierra del Centro de Transformación Para la configuración de la red de puesta a tierra del centro de transformación se ha optado por una disposición de picas colocadas formando un rectángulo de 8 metros de largo y 4 metros de ancho. Estas picas tendrán, al igual que las anteriores, una longitud total de 2 metros y estarán enterradas a 0,8 metros de profundidad. Su designación será 80-40/8/42 según la guía de UNESA (Figura 67, [80]). Los cálculos se llevarán a cabo según el método UNESA [80]. Los parámetros característicos de los electrodos de puesta a tierra serán: • Sección del conductor: 50 mm2 • Diámetro picas: 14 mm Cálculos 44 44 Figura 67.- Captura de los parámetros característicos de los electrodos. UNESA Para comprobar que las tensiones de paso y contacto son inferiores al valor máximo se realizan los siguientes cálculos: • Con el valor de resistencia, Kr y la resistividad del terreno se obtiene la resistencia del electrodo: Rt=Kr·ρ Rt=0,069·150=10,35 Ω • Se obtiene el valor de la intensidad de defecto, Id: Id=U √3·√(Rn+Rt)2+Xn 2 Donde: - U: tensión de la red en voltios - Rn: Resistencia de puesta a tierra del neutro en ohmios - Rt: Resistencia electrodos puesta a tierra en ohmios - Xn: reactancia de puesta a tierra del neutro en ohmios 45 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Por tanto: Id=30000 √3·√(12+10,35)2+22,42=546,14 A - Se han tomado los valores de impedancia Xn y Rn según valores típicos [80] • De esta forma, la tensión de defecto es: Ud=Id·Rt Ud=546,14·10,35=5.652 V • Por otro lado, las protecciones de media tensión están diseñadas para actuar en milisegundos o centésimas de segundo. Por este motivo, se establece un tiempo máximo de actuación de 1 segundo. De esta manera la tensión de paso admisible es: Up adm =10·K t·(1+3ρ+3ρ′ 1000 ) Donde: - K es una constante dada por el tiempo de actuación de las protecciones - t es el tiempo en segundos - ρ y ρ′son la resistividad del terreno que apoya cada pie. Up adm =10·72 1·(1+3·150+3·150 1000 )=1.368 V • Para el cálculo de la tensión máxima de paso de acceso y contacto exterior se considera la situación en la que se accede al CT con un pie puesto sobre el terreno y otro sobre la losa de hormigón que alberga el centro. Su cálculo es el siguiente: Up acc adm =10·K t·(1+3ρ+3ρ′ 1000 ) - K es una constante dada por el tiempo de actuación de las protecciones - t es el tiempo en segundos - ρ y ρ′son la resistividad del terreno que apoya cada pie. El suelo de hormigón suele tener una resistividad (en los casos más desfavorables) de 3.000 Ω/m [80] Up acc adm =10·72 1·(1+3·150+3·3000 1000 )=7.524 V Cálculos 46 46 • La tensión de paso que se tiene se determina tal que así: Up=Kp·ρ·Id Donde: - Kp es un coeficiente según la configuración de los electrodos - 𝜌 es la resistividad del terreno (Ω/m) - 𝐼𝑑 es la intensidad de defecto (A) Up=0,0105·150·546,14=860,17 V • La tensión que se da de acceso y contacto es: 𝑈𝑎𝑐𝑐 =𝐾𝑎𝑐𝑐 ·𝜌·𝐼𝑑 Donde: - Kacc es el coeficiente de acceso según la configuración de los electrodos - 𝜌 es la resistividad del terreno (Ω/m) - 𝐼𝑑 es la intensidad de defecto (A) 𝑈𝑎𝑐𝑐 =0,0329·150·546,14=2.695 𝑉 • Comprobaciones: - Up<Up adm →𝟖𝟔𝟎,𝟏𝟕< 1.368 V - Uacc <Uacc adm →𝟐.𝟔𝟗𝟓<𝟕.𝟓𝟐𝟒 𝐕 - Ud<Uaislamiento →𝟓.𝟔𝟓𝟐<𝟑𝟔.𝟎𝟎𝟎 𝐕 Se comprueba de esta forma que ninguna tensión supera los valores máximos admitidos. La Figura 68 muestra un esquema de un contacto eléctrico. 47 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 68.- Esquema contacto eléctrico 3.5 Cálculo de inclinación y orientación óptima En las latitudes en las que se encuentra ubicada la planta, el ángulo de inclinación óptimo suele estar comprendido entre los 30 ° y 35 ° y el azimut tiene un valor alrededor de 0 °. Para comprobar este valor, se recurre a la herramienta gratuita “PVGIS”, perteneciente a la Comisión Europea [68]. Este software online permite calcular la producción energética de una planta fotovoltaica, además de permitir obtener la inclinación y el azimut óptimo. Para ello se debe de georreferenciar la planta (Figura 69). Figura 69.- Localización de la planta en PVGIS Estudio económico 54 54 En base a esto y según la bibliografía de referencia se fija un coste medio anual de operación y mantenimiento de una planta fotovoltaica en 4 €/kW/año [83]. Esto supone, en este proyecto, un coste de 39.705 € al año. Este coste representa un coste medio a lo largo de la vida útil de la planta. Es importante señalar que este coste será inferior al principio y se irá incrementando con el paso de los años. Gastos de ocupación Un gasto fijo anual que tienen todas las instalaciones fotovoltaicas es el pago de la ocupación del suelo. Generalmente, la promotora del proyecto puede decidir si se alquila el terreno durante los años de funcionamiento de la planta o directamente se compra. En el caso particular de una planta flotante ubicada sobre un embalse, el cual es de dominio público, se debe de plantear como una ocupación de la lámina de agua. Según la Hoja de Ruta de la Confederación Hidrográfica del Guadiana [84] este canon de ocupación se establece “tomando como referencia el valor de mercado de los terrenos contiguos”. Al ser estos terrenos de secano y con un nivel de producción agrícola bajo, se puede considerar un precio de mercado de 1.200 €/ha. Del mismo modo que se ocupa la lámina de agua, también se está ocupando una parte de terreno con el centro de transformación y las casetas de O&M. Considerando que se va a ocupar el terreno durante 25 años se tiene un coste anual de 18.888,00 € Impuesto sobre la generación eléctrica La Ley 15/2012, de 27 de diciembre establece un impuesto sobre el valor de la producción eléctrica. Desde el punto de vista financiero este impuesto debe de ser considerado como un gasto. Esta ley establece un valor del 7 % sobre los ingresos recibidos. 4.4 Amortización Se considera un periodo de amortización de la planta fotovoltaica flotante y del resto de infraestructuras de transformación, conexión y O&M de 10 años. 4.5 Financiación Para llevar a cabo el estudio económico se va a considerar que la promotora del proyecto solicita financiación para el 50 % del coste del proyecto, proviniendo el 50 % restante de fondos propios. Este crédito cuenta con un interés del 4 % y se prevé devolver en un periodo de 10 años. Esta financiación se contemplará en los cálculos de flujo de caja a través del “método francés”. Este método es un sistema de amortización de la deuda. Es uno de los más populares y tiene como ventaja que sus cuotas son constantes, por tanto, permite gestionar fácilmente las finanzas de una empresa. Su principal desventaja es que el préstamo no se comienza a amortizar (en su mayoría) hasta las últimas cuotas [85]. En la Tabla 42 se recoge este método de amortización para el caso de estudio. Se puede observar como la cuota es constante a lo largo de los 10 años y que la amortización aumenta con el paso de las cuotas. 55 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Tabla 42.- Evolución de la deuda y los intereses Año Capital Prestado Pendiente Intereses Amortización Deuda Cuota 0 4.292.829,91 € 1 3.935.276,05 € 171.713,20 € 357.553,86 € 529.267,05 € 2 3.563.420,04 € 157.411,04 € 371.856,01 € 529.267,05 € 3 3.176.689,79 € 142.536,80 € 386.730,25 € 529.267,05 € 4 2.774.490,33 € 127.067,59 € 402.199,46 € 529.267,05 € 5 2.356.202,89 € 110.979,61 € 418.287,44 € 529.267,05 € 6 1.921.183,95 € 94.248,12 € 435.018,94 € 529.267,05 € 7 1.468.764,25 € 76.847,36 € 452.419,70 € 529.267,05 € 8 998.247,77 € 58.750,57 € 470.516,48 € 529.267,05 € 9 508.910,63 € 39.929,91 € 489.337,14 € 529.267,05 € 10 0,00 € 20.356,43 € 508.910,63 € 529.267,05 € 4.6 Coste de la inversión Como último paso previo al cálculo de los diferentes ratios financieros es necesario establecer el coste de instalar la planta fotovoltaica flotante. Este coste se establece a partir del presupuesto de ejecución material y añadiéndole un 10 % de “Gastos Generales” y un 6 % de “Beneficio Industrial”. Esto provoca una inversión final de 8.585.659,82 € 4.7 Ratios financieros Los ratios financieros arrojan información rápida sobre el estado o viabilidad financiera de una inversión. En este caso se van a llevar a cabo los siguientes: Valor Actualizado Neto El Valor Actualizado Neto (VAN) es un indicador sobre cuanto beneficio va a generar una inversión. Ante dos proyectos con inversiones similares, siempre se deberá de optar por aquel que presente un valor del VAN más alto. En caso de que el valor del VAN sea cero significa que no nos reporta ningún beneficio y en la situación en que el VAN fuera negativo significaría que se pierde dinero. Para calcular el VAN, se emplea la siguiente expresión: 𝑉𝐴𝑁= −𝐹𝑜+∑ 𝐹𝑡 (1+𝑘)𝑡 𝑛 𝑡=1 Donde: • −𝐹𝑜 es la inversión inicial llevada a cabo • 𝑛: son los años de vida útil del proyecto Estudio económico 56 56 • 𝐹𝑡: representa los flujos de caja en cada periodo • k: indica la tasa de descuento Esta tasa de descuento indica el valor presente de un pago futuro. Para este caso concreto se considera un valor del 5 %. Con todas estas premisas, se obtiene un valor del VAN para el accionista de 2.310.286,38 €, lo cual es un valor que asegura una buena inversión. Tasa Interna de Retorno La tasa interna de retorno (TIR) establece el valor que debe de tener la tasa de descuento para que el VAN valga cero y que, por tanto, no se obtenga ningún beneficio. Ante dos proyectos de similares características se deberá de escoger aquel con un TIR más alto, ya que nos indicará que tiene una mayor rentabilidad. Su cálculo se lleva a cabo a partir de esta expresión: 𝑉𝐴𝑁= −𝐹𝑜+∑ 𝐹𝑡 (1+𝑇𝐼𝑅)𝑡=0 𝑛 𝑡=1 Donde: • −𝐹𝑜 es la inversión inicial llevada a cabo • 𝑛: son los años de vida útil del proyecto • 𝐹𝑡: representa los flujos de caja en cada periodo En el caso de este estudio, se obtiene un valor del TIR para el promotor del 10 %. Este valor es superior a la tasa de descuento establecida (5 %), por tanto, se considera viable la inversión. Periodo Simple de Retorno El periodo simple de retorno indica cuando será cubierta la inversión inicial. Se calcula a partir de la siguiente fórmula: 𝑃𝑆𝑅=𝑎0+(𝐹𝑜−𝐹𝐶𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜) 𝐹𝐶1 Donde: a0: es el año anterior al año en el que se cubre la inversión inicial Fo: es la inversión inicial FCacumulado: representa el flujo de caja acumulado hasta el año anterior en el que se recupera la inversión FC1: flujo de caja en el año en el que se recupera la inversión De esta forma se tiene: 𝑃𝑆𝑅=8+(4.292.829,91−3.994.842,27) 557.188,01 =8,53 Para el caso de estudio, se obtiene un valor de 8,5 años. 57 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 4.8 Comparación con proyectos convencionales Pese a haber obtenido unos ratios financieros buenos para este proyecto, no hay que olvidar que se trata de una tecnología poco madura y con unos costes a día de hoy todavía superiores a las plantas terrestres. Por ello, a continuación, se va a realizar una comparación entre los ratios obtenidos anteriormente con los ratios de un proyecto terrestre convencional. Ratios financieros Para realizar los cálculos se va a suponer que la potencia instalada es la misma, que el campo fotovoltaico está basado en seguidores a un eje (tecnología más extendida a día de hoy) y que los costes de operación van a ser los mismos. En base a esto, se tiene que para una planta de 9.926 kW de potencia instalada el coste de construcción se puede establecer en 0,6 €/Winstalado [86]. De esta manera, se tiene un coste de construcción de 5.955.600 €. Por otro lado, el tener un campo solar formado por seguidores de un eje frente a estructuras fijas con 5 º de inclinación supone un gran aumento de la energía producida. Según la simulación llevada a cabo con PVGIS [68], se tiene una producción anual de 21.293 MWh. Con estos datos se tienen los siguientes ratios en la Tabla 43. Tabla 43.- Comparación ratios financieros PV Terrestre PV Flotante VAN 6.648.843,41 € 2.310.286,38 € TIR 24 % 10 % Periodo de Simple Retorno 5,6 años 8,53 años Se aprecia claramente que el proyecto de una planta fotovoltaica flotante es viablemente económico, pero tiene peores condiciones que una planta similar en tierra. Es por esto por lo que la evolución de las plantas flotantes irá condicionada a la indisponibilidad de tierras para la instalación de plantas convencionales y a la necesidad de hibridación con grandes centrales hidroeléctricas. Línea de evacuación 58 58 5 LÍNEA DE EVACUACIÓN La línea de evacuación tiene como fin transportar la energía generada por la planta fotovoltaica hasta el punto de conexión. 5.1 Punto de conexión La conexión consistirá en la conexión a la red de media tensión a través de un entronque (Figura 75) en una línea de 30 kV (Figura 76) cercana a la planta. Esta línea a su vez conecta con la subestación “Almendralejo” la cual, conecta con todo el resto del sistema de la Red. Al ser este Proyecto un documento académico, se presupone la capacidad de la línea para absorber la nueva potencia inyectada. En un caso real sería necesario solicitar permiso a la compañía de distribución correspondiente. Figura 75.- Ejemplo de entronque en una línea [87] 59 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Figura 76.- Trazado de la línea y punto de conexión (círculo rojo) 5.2 Trazado y parcelas afectadas El trazado de la línea cuenta con una longitud total de 2,8 km y atraviesa terrenos de cultivo de secano, principalmente cultivo de olivos. La línea se ha diseñado buscando la distancia más corta entre el centro de transformación y el punto de conexión. Sumado a esto, al cruzarse con otra línea de 400 kV, se ha hecho pasar la línea de 30 kV cercana a uno de los apoyos de la otra línea buscando el cumplimiento de la distancia mínima entre conductores de distintas líneas. Con todo esto, las parcelas catastrales afectadas por la línea de evacuación son las siguientes: Tabla 44.- Parcelas catastrales afectadas por la línea Polígono Parcela Término Municipal Provincia Superficie Catastral (ha) Referencia Catastral 18 9001 La Zarza Badajoz 211,1 06162A018090010000LE 18 52 La Zarza Badajoz 3,148 06162A018000520000LY 18 51 La Zarza Badajoz 0,872 06162A018000510000LB 18 50 La Zarza Badajoz 1,235 06162A018000500000LA 18 49 La Zarza Badajoz 0,692 06162A018000490000LY 18 48 La Zarza Badajoz 0,678 06162A018000480000LB 18 72 La Zarza Badajoz 0,285 06162A018000720000LJ 18 73 La Zarza Badajoz 0,342 06162A018000730000LE 18 74 La Zarza Badajoz 0,307 06162A018000740000LS 18 76 La Zarza Badajoz 1,803 06162A018000750000LZ Línea de evacuación 60 60 22 09 Alange Badajoz 1,318 06004A022000090000IX 22 08 Alange Badajoz 1,328 06004A022000080000ID 22 07 Alange Badajoz 1,680 06004A022000070000IR 22 05 Alange Badajoz 0,331 06004A022000050000IO 22 04 Alange Badajoz 1,805 06004A022000040000IM 22 135 Alange Badajoz 3,640 06004A022001350000IK 22 279 Alange Badajoz 3,478 06004A022002790000IA 22 137 Alange Badajoz 11,98 06004A022001370000ID 5.3 Conductor empleado Previo a cualquier cálculo mecánico de la línea es necesario determinar que conductor se va a instalar para transportar a través de él la energía generada. Para dimensionar el conductor se va a emplear el “Método Simple” de cálculo de líneas ya que la distancia total es menor de 100 km. El criterio de cálculo se establece en limitar la caída de tensión hasta un máximo de un 2 %. Método Simple Para determinar que conductor se va a necesitar se empleará la ecuación (14) |∆𝑈|%=P·L·(Rθ ′+𝑋′·tan𝜌) U2𝐿 2·100 (14) Donde: • P es la potencia activa • L la longitud de la línea • Rθ ′ es la resistividad de la línea para la temperatura de cálculo • 𝜌 es el ángulo entre la potencia activa y reactiva • 𝑋′ es la reactancia de la línea • 𝑈2𝐿 es la tensión que transporta 5.3.1.1 Potencia transportada Se determina que la potencia que transporta la línea es la potencia nominal del parque más un 30 % más de cara a sobredimensionar ante posibles ampliaciones de la planta flotante. De este modo: P=7,77·1,3=10,1 MW 5.3.1.2 Longitud La longitud se sitúa en 2,8 km. 5.3.1.3 Resistividad Se determina siguiendo las indicaciones de la ITC-LAT-07 del RLAT [88] una temperatura de 61 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) funcionamiento del conductor de 50 ºC. 𝜃=50 º𝐶 En base a esta premisa y la ecuación (15) se tiene la resistividad del conductor. R′θ=𝑅20 ′·[1+𝛼·(𝜃−20)] (15) Donde: • 𝑅20 ′ es la resistividad del conductor a 20 ºC • 𝛼 es el coeficiente de variación de resistividad por Tª • 𝜃 es la temperatura de cálculo 5.3.1.4 Factor de potencia Una instalación fotovoltaica no tiene porqué inyectar potencia reactiva a su línea de evacuación, sin embargo, los inversores tienen la capacidad de ajustar su fdp si es necesario. En base a esto se determina un valor de factor de potencia de 0,85. De esta manera: 𝑆𝑖cos𝜌=0,85→𝜌=31,78 ° 5.3.1.5 Reactancia de la línea Para el cálculo de la reactancia se empleará la ecuación (16) 𝑋′=1000·𝑓·𝜇0·(1 4𝑛+𝑙𝑛𝐷𝑀𝐺 𝑟′ ) (16) Donde: • 𝑓 es la frecuencia de la Red • 𝜇0𝑒𝑠 la permeabilidad magnética • 𝑛 número de conductores por fase • 𝐷𝑀𝐺 distancia media geométrica del conductor • 𝑟′ es el radio equivalente, el cual se obtiene a partir del radio real del conductor 𝑟′=𝑟·𝑒(−1/4) 5.3.1.6 Tensión de la línea Aunque la tensión de aislamiento de la línea es de 36 kV, la tensión nominal es de 30 kV. Por tanto, se toma esta última como tensión de cálculo. Conductor LA-56 Como primer paso se va a comprobar si el conductor LA-56 cumple o no con la caída máxima de tensión. Al ser esta línea una línea de evacuación de una planta de generación, se busca que la caída de tensión sea lo más pequeña posible de cara a minimizar la pérdida de ingresos. En base a esto, se establece un valor del 2 % en la caída máxima de tensión. Línea de evacuación 62 62 A partir de los datos obtenidos de la ficha técnica del conductor [89], se obtienen los distintos datos para emplear en la Ecuación (14). 5.3.2.1 Resistividad En base a la ecuación (17) , se tiene la resistividad del conductor: R′θ=𝑅20 ′·[1+𝛼·(𝜃−20)] (17) 𝑅𝜃 ′=0,6129·[1+0,004032·(50−20)]=𝟎,𝟔𝟖𝟕𝟎 𝜴/𝒌𝒎 5.3.2.2 Reactancia de la línea 𝑋′=1000·𝑓·𝜇0·(1 4𝑛+𝑙𝑛𝑑 𝑟′) • 𝜇0=4·𝜋·10−7 [89] • 𝑓=50 𝐻𝑧 • 𝑛=1 • 𝑟′=𝑟·𝑒(−1/4)=4,725·10−3·𝑒(−1/4)=𝟎,𝟎𝟎𝟑𝟔𝟕 • 𝐷𝑀𝐺=√𝐷12·𝐷23 ·𝐷31 3 suponiendo una configuración a tresbolillo estándar con los siguientes valores: • 𝑎=1,5 𝑚 • 𝑏=1,2 𝑚 • 𝑐=1,5 𝑚 𝐷𝑀𝐺=√3,23·2,4·3,23 3=𝟐,𝟗𝟐𝟓 𝒎 Figura 77.- Configuración apoyo a tresbolillo 𝑋′=1000·50·4·𝜋·10−7·(1 4·1+𝑙𝑛 2,925 0,00367)=𝟎,𝟒𝟑𝟓𝟐 𝜴/𝒌𝒎 63 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 5.3.2.3 Cálculo caída de tensión |∆𝑈|%=P·L·(Rθ ′+𝑋′·tan𝜌) U2𝐿 2·100 |∆𝑈|%=10,1·106·2,8·(0,6870+0,4352·tan31,78) 30.0002·100=𝟑,𝟎𝟎𝟔 %>𝟐 % Al obtenerse un valor superior de caída de tensión se prueba el tamaño de conductor estándar inmediatamente superior, LA-110. Conductor LA-110 A partir de los datos obtenidos de la ficha técnica del conductor [89] se obtienen los distintos datos para emplear la Ecuación (14) 5.3.3.1 Resistividad En base a la ecuación (17), se tiene la resistividad del conductor: R′θ=𝑅20 ′·[1+𝛼·(𝜃−20)] 𝑅𝜃 ′=0,3067·[1+0,004032·(50−20)]=𝟎,𝟑𝟒𝟑𝟕 𝜴/𝒌𝒎 5.3.3.2 Reactancia de la línea 𝑋′=1000·𝑓·𝜇0·(1 4𝑛+𝑙𝑛𝑑 𝑟′) • 𝜇0=4·𝜋·10−7 [89] • 𝑓=50 𝐻𝑧 • 𝑛=1 • 𝑟′=𝑟·𝑒(−1/4)=7·10−3·𝑒(−1/4)=𝟎,𝟎𝟎𝟐𝟑𝟑 • 𝐷𝑀𝐺=√𝐷12 ·𝐷23 ·𝐷31 3 suponiendo una configuración a tresbolillo estándar con los siguientes valores: • 𝑎=1,5 𝑚 • 𝑏=1,2 𝑚 • 𝑐=1,5 𝑚 𝐷𝑀𝐺=√3,23·2,4·3,23 3=𝟐,𝟗𝟐𝟓 𝒎 Línea de evacuación 70 70 Tabla 47.- Resultado de los apoyos obtenidos del 1 al 14 Tabla 48.- Resultado de los apoyos obtenidos del 15 al 16 Se adjunta en el Anexo correspondiente todos los datos obtenidos del cálculo mecánico. Comprobación distancia mínima línea 400 kV La línea de evacuación se cruza con una línea de alta tensión de la red de transporte de 400 kV. Para atravesar dicha línea se ha optado por hacer pasar la línea de evacuación lo más cercana posible a uno de los apoyos de 400 kV de cara a lograr mantener una distancia suficiente entre los distintos conductores. Cuando una línea a traviesa otra, se debe de hacer respetando tanto una distancia vertical entre conductores como una distancia horizontal entre la línea de menor tensión y el apoyo de la otra. 5.4.5.1 Distancia horizontal Según el apartado 5.6.1 del reglamento eléctrico de alta tensión [88], la línea de 30 kV deberá de separarse una distancia mínima de 2 m o la distancia obtenida en la siguiente expresión: 𝑀𝐼𝑁[1,5+𝐷𝑒𝑙 ;2 𝑚] En este caso, según el Reglamento [88] se establece un valor de Del de 0,35 m, el cual, sumado al 1,5 no logra alcanzar el mínimo de 2 m. De esta forma, se establece que el conductor deberá de estar a una distancia superior a 2 m del apoyo de 400 kV teniendo en cuenta el vuelo de la línea de MT. 5.4.5.2 Distancia Vertical Según el mismo apartado anterior, deberá de existir una distancia mínima entre los conductores igual a: 71 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) 𝐷𝑝𝑝 +𝐷𝑎𝑑𝑑 En este caso, los valores de Dpp y Dadd a tener en cuenta serán los de la línea de tensión 400 kV. De esta manera se tiene una distancia vertical mínima de: 𝐷𝑝𝑝 +𝐷𝑎𝑑𝑑 =3,2 + 4=𝟕,𝟐 𝒎 Presupuesto 72 72 6 PRESUPUESTO En este apartado se identifican todas aquellas partidas necesarias para la ejecución del presente Proyecto. Las mediciones se han obtenido a través de los planos llevados a cabo de la instalación y de las especificaciones técnicas que se recogen a lo largo de todo el documento. Los precios de las distintas partidas se han obtenido de la base de datos Arquímedes (Cype) [94] y de diversas fuentes bibliográficas [73] [3]. 6.1 Mediciones y presupuesto Presupuesto Parcial Nº 1 Acondicionamiento del terreno Nº Ud Descripción Medición Precio Importe M3 Desmonte en tierra a cielo abierto con medios mecánicos y carga sobre camión de los productos resultantes. Total m3…..: 400,00 7,80 € 3.120,00 € M2 Desbroce y limpieza superficial del terreno por medios mecánicos hasta una profundidad de 10 cm con carga sobre camión de los productos resultantes. Total m2…..: 297,32 3,60 € 1.070,35 € Total presupuesto parcial Nº 1 Acondicionamiento Terreno: 4.190,35 € Presupuesto Parcial Nº 2 Obra Civil Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 2.1.- Obra Civil Baja Tensión M3 Excavación en zanja y/o pozos en tierra y carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación. Total m3…..: 21,20 9,45 € 200,34 € M3 Relleno de arena en zanjas, extendido, humectación y compactación en capas de 20 cm de espesor con un grado de compactación del 95% del proctor modificado. Total m3…..: 21,20 11,20 € 237,44 € Ml Placa de protección de cables enterrados de polietileno de 1 m de longitud, color amarillo con la inscripción "¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS" y triángulo de riesgo eléctrico. Total ml…..: 26,60 2,06 € 54,80 € Total presupuesto Parcial 2.1.- Obra Civil Baja Tensión 492,58 € 2.2.- Obra Civil Media Tensión M3 Excavación en zanja y/o pozos en tierra y carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación. 73 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Total m3…..: 364,24 9,45 € 3.442,07 € M3 Relleno de arena en zanjas, extendido, humectación y compactación en capas de 20 cm de espesor, con un grado de compactación del 95% del proctor modificado. Total m3…..: 364,24 11,20 € 4.079,49 € Ml Placa de protección de cables enterrados de polietileno de 1 m de longitud, color amarillo con la inscripción "¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS" y triángulo de riesgo eléctrico. Total ml…..: 455,30 2,06 € 937,92 € Total presupuesto Parcial 2.2.- Obra Civil Media Tensión 8.459,47 € 2.3.-Obra Civil Anclajes Ud Construcción in-situ de los bloques de hormigón armado de 1,25 m3. Incluido material y equipos auxiliares. Total Ud…..: 80,00 416,25 € 33.300,00 € Ud Colocación de bloques de hormigón en el fondo del embalse a través de una pontona desmontable con capacidad para transportar tres bloques al mismo tiempo con grúa para la colocación y equipo de buceo especializado. Total Ud…..: 80,00 1.241,25 € 99.300,00 € Total presupuesto Parcial 2.3.-Obra Civil Anclajes 132.600,00 € 2.4.- Cimentación Centro de Transformación M3 Excavación en zanja y/o pozos en tierra con carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación. Total m3…..: 20,00 9,45 € 189,00 € M2 Solera de hormigón armado de 10 cm de espesor realizada con hormigón HA25/P. Total m2…..: 40,00 10,73 € 429,20 € Total presupuesto Parcial 2.4.- Cimentación Centro de Transformación 618,20 € 2.5.- Cimentación Edificios O&M M3 Excavación en zanja y/o pozos en tierra, carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación. Total m3…..: 179,42 9,45 € 1.695,52 € M2 Solera de hormigón armado de 10 cm de espesor realizada con hormigón HA25/P. Total m2…..: 358,83 10,73 € 3.850,25 € Total presupuesto Parcial 2.5.- Cimentación Edificios O&M 5.545,76 € 2.6.- Cimentación Vallado M3 Hormigón HM-20/P/40/I central en zanjas de cimentación, incluso vertido por medios manuales y colocación. Según EHE. Total m3…..: 2,32 30,03 € 69,67 € M3 Excavación en zanja y/o pozos en tierra, carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación. Total m3…..: 2,32 9,45 € 21,92 € Total presupuesto Parcial 2.6.- Cimentación Vallado 91,59 € Total presupuesto parcial Nº 2 Obra Civil 147.807,61 € Presupuesto 74 74 Presupuesto Parcial Nº 3 Urbanización Nº Ud Descripción Medición Precio Importe Ml Cercado de 2,00 m de altura realizado con malla simple torsión galvanizada en caliente de trama 50/14 y postes de tubo de acero galvanizado por inmersión de 48 mm de diámetro, p.p. de postes de esquina, jabalcones, tornapuntas, tensores y accesorios, totalmente montada. Total ml…..: 297,32 15,26 € 4.537,10 € M3 Cuneta triangular tipo V según detalle en plano con carga sobre camión de los productos resultantes de la excavación, incluso refino de taludes, totalmente terminado. Total m3…..: 93,50 3,97 € 371,20 € M3 Terraplén con productos procedentes de la excavación y/o de préstamos, extendido en tongadas de 30 cm de espesor, humectación y compactación hasta el 95% del proctor modificado. Incluso perfilado de taludes, rasanteo de la superficie de coronación y preparación de la superficie de asiento totalmente terminado. Total m3…..: 1.330,50 7,50 € 9.978,75 € Ud Ejecución puerta automática de acceso de 5 metros de longitud y 2 metros de altura. Incluida la excavación del zuncho, la colocación del perfil y carril de apoyo. Puerta formada por bastidor de perfiles tubulares, zócalo de chapa de 40 cm de altura y perfiles tubulares verticales de cuadradillo, se incluye motor, así como instalación eléctrica necesaria para su correcto funcionamiento. Total Ud…..: 1,00 8.300,00 € 8.300,00 € Total Presupuesto Parcial Nº 3 Urbanización 23.187,05 € Presupuesto Parcial Nº 4 Módulos Fotovoltaicos y Estructuras Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 4.1.- Elementos Flotantes Wp Estructura flotante con todos sus elementos de unión (tornillos, tuercas, clips). Tanto para sustentar los módulos como para crear los pasillos Total Wp…..: 9.926.280,00 0,252 € 2.501.422,56 € Wp Sistema de anclaje (sujeciones a los flotadores, cabos, sistemas elásticos, cadenas y demás elementos necesarios) Total Wp…..: 9.926.280,00 0,052 € 516.166,56 € Wp Transporte y montaje de las estructuras hasta pie de obra pie de obra. Verificación del montaje por parte del suministrador Total Wp…..: 9.926.280,00 0,007 € 69.483,96 € Ml Ml de pantalán flotante de anchura 2,50 m. Suelo de aluminio practicable formado por bandeja continua y suelo antideslizante. Incluidos tacos elastómeros de alta resistencia para unión entre módulos de pasarelas con su tornillería correspondiente en acero inoxidable. Incluido parte proporcional flotador constituido por carcasa exterior de polietileno y relleno interior de poliestireno expandido de densidad mayor de 15 Kg/m3. Total Ml…..: 373,00 900,00 € 335.700,00 € Total presupuesto Parcial 4.1.- Elementos Flotantes 3.422.773,08 € 4.2.- Módulos Fotovoltaicos Wp Módulos fotovoltaicos modelo TSM-DE18M(II) 505Wp de Trina Solar 75 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Total Wp…..: 9.926.280,00 0,241 € 2.392.233,48 € Total Presupuesto Parcial 4.2.- Módulos Fotovoltaicos 2.392.233,48 € Total presupuesto parcial nº4 Módulos Fotovoltaicos y Estructuras 5.815.006,56 € Presupuesto Parcial Nº 5 Equipos de Potencia Nº Ud Descripción Medición Precio Importe Ud Inversor SUN2000-185KTL-H1 de Huawei, transporte, instalación y puesta en funcionamiento. Total Ud…..: 42,00 4.152,00 € 174.384,00 € Ud Centro de transformación con transformador seco 0,8/30 kV de 10 MVA junto con celdas de línea y protección y toda la aparamenta eléctrica necesaria. Construcción e instalación. Total Ud…..: 1,00 282.000,00 € 282.000,00 € Total Presupuesto Parcial Nº 5 Equipos de Potencia 456.384,00 € Presupuesto Parcial Nº 6 Instalación BT Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 6.1.- Instalación Corriente Continua Ml Conductor tipo General Cable ZZ-F (AS), 1,8 kV DC-0.6/1 kV instalado de 1,5 mm2 Total ml…..: 53.166,96 1,12 € 59.547,00 € Ml Conductor tipo General Cable ZZ-F (AS), 1,8 kV DC-0.6/1 kV instalado de 2,5 mm2 Total ml…..: 21.843,36 1,65 € 36.041,54 € Ml Tubo curvable de PVC, corrugado de color negro con 50 mm de diámetro nominal. No propagador de la llama. Según UNE-EN 61386-1. Total ml…..: 37.505,16 1,22 € 45.756,30 € Ml Megado Circuito BT (1x1,5). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 53.166,96 0,29 € 15.418,42 € Ml Megado Circuito BT (1x1,5). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 21.843,36 0,29 € 6.334,57 € Total subcapítulo 6.1.- Instalación Corriente Continua: 163.097,83 € 6.2.- Instalación Corriente Alterna Ml Conductor tipo General Cable RH-Z1, 12/20 kV instalado de 70 mm2 Total ml…..: 7.481,52 7,30 € 54.615,10 € Ml Conductor tipo General Cable RH-Z1, 12/20 kV instalado de 400 mm2 Total ml…..: 12.226,80 11,56 € 141.341,81 € Ml Conductor tipo General Cable RH-Z1, 12/20 kV instalado de 500 mm2 Total ml…..: 3.773,40 14,46 € 54.563,36 € Ml Conductor tipo General Cable RH-Z1, 12/20 kV instalado de 630 mm2 Total ml…..: 2.838,00 18,22 € 51.708,36 € Ml Bandeja metálica perforada 60X150 INOX304 C9C con tapa superior e instalación. Total ml…..: 2.967,38 8,74 € 25.934,87 € Ml Tubo curvable de PVC, corrugado de color negro con 50 mm de diámetro nominal. No propagador de la llama. Según UNE-EN 61386-1. Total ml…..: 741,84 1,22 € 905,05 € Presupuesto 76 76 Ml Megado Circuito MT (1x70). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 7.481,52 0,29 € 2.169,64 € Ml Megado Circuito MT (1x400). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 12.226,80 0,29 € 3.545,77 € Ml Megado Circuito MT (1x500). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 3.773,40 0,29 € 1.094,29 € Ml Megado Circuito MT (1x630). Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra Total ml…..: 2.838,00 0,29 € 823,02 € Ud Cajas de Agrupación AC con todos sus componentes y elementos de seguridad instalados de 5 entradas Total Ud…..: 10,00 630,00 € 6.300,00 € Total subcapítulo 6.2.- Instalación Corriente Alterna: 343.001,26 € Total Presupuesto Parcial Nº 6 Instalación BT 506.099,09 € Presupuesto Parcial Nº 7 Instalación Eléctrica SSAA Nº Ud Descripción Medición Precio Importe Ud Transformador de media a baja tensión de 6 kVA de potencia, en baño de aceite, refrigeración natural, para interior de las siguientes características: tensión primaria 30 kV, tensión secundaria 0,4 kV, regulación +- 2,5% +- 5%; conexión DYn11. Equipado con termómetro de esfera de dos contactos y termostato. Total Ud…..: 1,00 4.365,22 € 4.365,22 € Ud Caseta prefabricada para contener un transformador de dimensiones exteriores 3.280 x 2.380 x 3.045 mm, formado por: envolvente de hormigón armado vibrado, incorporando puertas y rejillas de ventilación natural. Pintado con pintura acrílica rugosa de color blanco en las paredes y marrón en techos, puertas y rejillas. Alumbrado normal y de emergencia, elementos de protección y señalización como: banquillo aislante, guantes de protección y placas de peligro de muerte en los transformadores y accesos al local. Total Ud…..: 1,00 6.473,32 € 6.473,32 € Ud Redes de puesta a tierra de protección general y servicio para el neutro en centro de transformación de acuerdo con lo indicado en la MIE-RAT-13 formada la primera de ellas por cable de cobre desnudo de 50 mm2 de sección y la segunda por cable de cobre aislado, tipo RV de 0,6/1 kV y 50 mm2 de sección. Picas de tierra de acero cobreizado de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro. Incluso material de conexión y fijación. Total Ud…..: 1,00 591,56 € 591,56 € Ud Cuadro de baja tensión tipo UNESA para protección con cuatro salidas en baja tensión con fusibles dispuestos en bases trifásicas maniobrables fase a fase, con posibilidad de apertura y cierre en carga; incluso barraje de distribución y conexiones necesarias. Total Ud…..: 1,00 811,36 € 811,36 € Ml Línea de enlace desde C.T. a la caseta prefabricada. Total ml…..: 346,80 11,40 € 3.953,52 € 77 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) Ud Cuadro de mando para alumbrado público para 2 salidas montado sobre armario de poliéster reforzado con fibra de vidrio de dimensiones 1.000 x 800 x 250 mm, con los elementos de protección y mando necesarios como 1 interruptor automático general, 2 contactores, 1 interruptor automático para protección de cada circuito de salida, 1 interruptor diferencial por cada circuito de salida y 1 interruptor diferencial para protección del circuito de mando; incluso célula fotoeléctrica y reloj con interruptor horario. Totalmente conexionado y cableado. Total Ud…..: 1,00 1.475,48 € 1.475,48 € Ml Megado Circuito BT 25 mm2. Comprobación de aislamiento entre conductores y entre conductor-tierra. Total ml…..: 346,80 0,29 € 100,57 € Ud Inversor de batería Sunny Boy Storage 5.0. Contiene la función de corriente de emergencia Secure Power Supply en caso de apagones además de poder ser ampliado en cualquier momento hasta 3 baterías. Su potencia de carga y descarga es de 5kW. Total Ud…..: 1,00 5.430,00 € 5.430,00 € Total Presupuesto Parcial Nº 7 Instalación Eléctrica SSAA 23.201,03 € Presupuesto Parcial Nº 8 Instalación Puesta a Tierra Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 8.1.- Sistema Puesta a Tierra Elementos de la instalación Ud Suministro y colocación de pica de puesta a tierra de acero cobreizado (acero y tratamiento superficial de cobre mediante tratamiento electrolítico de 100 micras), longitud 2 m incluido material necesario para soldadura con cable de cobre con soldadura aluminotérmica. Total Ud…..: 3,00 385,45 € 1.156,35 € Ml Red de toma de tierra de las islas realizada con cable de cobre aislado de 35 mm2. Total ml…..: 25.277,78 0,82 € 20.601,39 € Ud Uniones de los elementos metálicos a la red de tierra. Total Ud…..: 19.720,00 0,05 € 1.064,88 € Total subcapítulo 8.1.- Sistema Puesta a Tierra Elementos de la instalación 22.822,62 € 8.2.- Sistema Puesta a Tierra Centro de Transformación Ud Suministro y colocación de pica de puesta a tierra de acero cobreizado (acero y tratamiento superficial de cobre mediante tratamiento electrolítico de 100 micras), longitud 2 m incluido material necesario para soldadura con cable de cobre con soldadura aluminotérmica. Total Ud…..: 4,00 385,45 € 1.541,80 € Ml Red de toma de tierra del CT, realizada con cable de cobre desnudo de 50 mm2. Total ml…..: 32,00 1,26 € 40,32 € Ud Uniones de los elementos metálicos a la red de tierra. Total Ud…..: 29,00 0,05 € 1,57 € Total subcapítulo 8.2.- Sistema Puesta a Tierra Centro de Transformación 1.583,69 € Total Presupuesto Parcial Nº 8 Instalación Puesta a Tierra 24.406,31 € Presupuesto 78 78 Presupuesto Parcial Nº 9 Instalaciones Auxiliares Nº Ud Descripción Medición Precio Importe 9.1.- Instalación de Suministro Ud Suministro y colocación de grupo de presión completo formado por electrobomba de 1 CV a 220 V, calderín de presión de acero galvanizado con manómetro, instalación de válvula de retención de 1" y llaves de corte de esfera de 1", incluso con p.p. de tubos y piezas especiales de acero galvanizado de 1" entre los distintos elementos. Totalmente instalado y funcionando. Total Ud…..: 1,00 552,97 € 552,97 € Ud Suministro y colocación de depósito de PVC con capacidad para 1.000 litros de agua, dotado de tapa, sistema de regulación de llenado mediante llave de compuerta de 25 mm y sistema de aliviadero mediante llave de esfera de 1" totalmente montado. Nivelado con mortero de cemento, instalado y funcionando. Total Ud…..: 1,00 580,00 € 580,00 € Total subcapítulo 9.1.- Instalación de Suministro 1.132,97 € 9.2.- Casetas Prefabricadas Ud Ejecución de caseta para oficina de 20 m2 de superficie formada por: Preparación del terreno, excavación de zanjas, cimentación de hormigón armado, solera de 10 cm sobre encachado de piedra, cerramiento de bloque de hormigón gris 40x20x20 a una cara vista enfoscado en su interior con mortero de cemento, distribución de aseos y ducha. Alicatado de azulejo blanco 15x15, falso techo de placas aislantes, cubierta de placa gris sobre perfilería metálica, puertas en madera enrasada pintadas, 2 ventanas correderas de aluminio natural con luna de 6 mm, pintura, instalación eléctrica, fontanería y saneamiento para lavabo e inodoro. p.p ayudas de albañilería, totalmente terminada. Total Ud…..: 2,00 6.475,22 € 12.950,44 € Ud Ejecución de caseta para albergar material de 50 m2 de superficie formada por: Preparación del terreno, excavación de zanjas, cimentación de hormigón armado, solera de 10 cm sobre encachado de piedra, cerramiento de bloque de hormigón gris 40x20x20 a una cara vista enfoscado en su interior con mortero de cemento, falso techo de placas aislantes, cubierta de placa gris sobre perfilería metálica, puertas en madera enrasada pintadas, 2 ventanas correderas de aluminio natural con luna de 6 mm, pintura, instalación eléctrica, fontanería y saneamiento para lavabo e inodoro. p.p ayudas de albañilería, totalmente terminada. Total Ud…..: 1,00 15.895,28 € 15.895,28 € Ud Acometida de saneamiento de caseta excavación manual de zanjas de saneamiento en terrenos de consistencia dura, colocación de tubería de hormigón en masa de enchufe de campana, con junta de goma de 20 cm de diámetro interior, tapado posterior de la acometida y reposición del pavimento con hormigón en masa HM/15/B/40, sin incluir formación del pozo en el punto de acometida y con p.p. de medios auxiliares. Total Ud…..: 1,00 550,72 € 550,72 € Ud Acometida de fontanería realizada con tubo de polietileno de 25 mm de diámetro, de alta densidad, p.p. de piezas especiales de polietileno y tapón roscado, incluso derechos y permisos para la conexión, totalmente terminada y funcionando. Total Ud…..: 1,00 734,85 € 734,85 € Ud Taquilla metálica individual para vestuario de 1,80 m de altura en acero laminado en frío, con tratamiento anticorrosivo, con pintura secada al 79 Proyecto de planta fotovoltaica flotante de 10 MWp en el embalse de Alange (provincia de Badajoz) horno, cerradura, balda y tubo percha. Total Ud…..: 10,00 137,80 € 1.378,00 € Ud Botiquín de urgencia para obra con contenidos mínimos obligatorios colocado. Total Ud…..: 3,00 83,75 € 251,25 € Total subcapítulo 9.2.- Casetas Prefabricadas 31.760,54 € 9.3.- Sistemas de Seguridad y Vigilancia Ud Central micro procesada de detección de robo e incendio. Consta de 8 zonas totalmente programables, salida para conmutador digital de 6 canales, posibilidad de ser ampliada hasta 64 zonas mediante 7 ampliadores de 8 zonas cada uno, incluyendo teclado de control. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 1,00 1.374,65 € 1.374,65 € Ud Detector pasivo de infrarrojos tipo volumétrico de alcance 12 m, abanicos 3 haces, 18 dobles, apertura 85º, lente Fresnel. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 12,00 89,74 € 1.076,88 € Ud Equipo completo de vigilancia de video compuesto por 1 cámara de 1/3" con óptica autoiris de 6,5 mm, con 38º de apertura, monitor de B/N 9", entrada de audio y video y alimentación por un solo cable. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 1,00 732,65 € 732,65 € Ud Cámara de CCD color, formato 1/2", iluminación 0,3 lux. F 1.4., resolución 605x596, alimentación 12 V. Incluye objetivo zoom motorizado de 6 aumentos controlable a distancia. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 30,00 673,50 € 20.205,00 € Ud Monitor color de 14", resolución 420 líneas, relación señal/ruido 52 dB, (625 líneas/50 Hz.), alimentación 220 V. Controles: contraste, brillo, sincronismo vertical y horizontal. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 3,00 648,50 € 1.945,50 € Ud Lanzadestellos electrónico con lámpara de 21 W, visibilidad a 2.000 m, alimentación 12 V con carátula de policarbonato resistente a golpes. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 7,00 105,50 € 738,50 € Ud Sirena piezoeléctrica alimentación 12 V, potencia 110 dB a 1 m, caja de policarbonato color blanco. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 10,00 85,40 € 854,00 € Ud Transmisor telefónico de alarmas. Dos canales de trabajo independientes. Disparo de canales mediante circuito abierto o cerrado. Medida la unidad instalada. Total Ud…..: 1,00 375,80 € 375,80 € Total subcapítulo 9.3.- Sistemas de Seguridad y Vigilancia 27.302,98 € 9.4.- Sistemas de Monitorización y SCADA Ud Sistemas de Control Centro de Transformación Total Ud…..: 1,00 12.354,50 € 12.354,50 € Ud Sistemas Monitorización en Sala de Control Total Ud…..: 1,00 25.364,45 € 25.364,45 € Ud Sistema Fibra Óptica intercomunicación inversores con sala de control y centro de transformación Total Ud…..: 1,00 42.778,20 € 42.778,20 € Total subcapítulo 9.4.- Sistemas de Monitorización y SCADA 80.497,15 € Total Presupuesto Parcial Nº 9 Instalaciones Auxiliares 134.218,42 €