PROYECTO TÉCNICO PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ......de una planta solar fotovoltaica de potencia...

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RReeff.. PPTT--MMMM--PPVV--PP--0022

RReevviissiióónn:: 44

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Departamento de Ingeniería de Proyectos 1 de 52

PROYECTO TÉCNICO

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA

“UTRILLA HIVE”

Con capacidad de producción de 23 MWn/30 MWp

DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA

PROMOTOR:

HIVE ENERGY

TITULAR:

UTRILLA HIVE S.L. CIF: B-54976204

EMPLAZAMIENTO AUTOR DEL PROYECTO

Término municipal de: ESPEJO Angel Pavón Mellado

Provincia de: CÓRDOBA INGENIERO INDUSTRIAL Nº Colegiado 4439 de COIIAO

[email protected]

Córdoba, Enero 2018

El presente documento contiene información reservada, quedando por tanto prohibida su divulgación a

terceros, total o parcial, sin la autorización expresa de SOLICE ENERGY S.L. sometida, en cualquier caso, a

un compromiso de confidencialidad.

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DDOOCCUUMMEENNTTOO NNºº 11:: MMEEMMOORRIIAA PPRROOYYEECCTTOO TTÉÉCCNNIICCOO PPLLAANNTTAA SSOOLLAARR FFOOTTOOVVOOLLTTAAIICCAA ““UUTTRRIILLLLAA HHIIVVEE””,, 2233 MMWWnn // 3300MMWWpp



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ÍNDICE

1 Objeto y generalidades del proyecto 3

2 Normativa aplicable 4

3 Localización 9

4 Descripción general del sistema 15

5 Cálculo estimado de la producción 33

6 Justificación de cálculos eléctricos 38

7 Planificación de la obra 42

8 Mantenimiento preventivo y correctivo 48

9 Presupuesto 51

10 Conclusiones 52

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1 Objeto y generalidades del proyecto

El objeto de este proyecto es la solicitud de la Autorización Administrativa, aprobación

del mismo y la solicitud de declaración de utilidad pública para la ejecución del proyecto

de una planta solar fotovoltaica de potencia nominal 23 MW (potencia instalada 30 MWp).

En los documentos que forman este proyecto se definen los aspectos básicos, técnicos y

económicos, y de diseño, y realización de un sistema para la generación y venta de energía

eléctrica de origen solar fotovoltaico sobre estructura de un seguidor a un eje, conectada a la

red de alta tensión, que servirá de base para la obtención de las licencias y permisos

necesarios ante los organismos competentes.

En concreto, se trata de una planta fotovoltaica mediante seguidores solares de un eje,

ubicada en el municipio de Espejo, (Córdoba) denominada “Utrilla Hive” de 23 MW de

potencia nominal (potencia instalada 30 MWp), dividida en 6 instalaciones independientes de

3,8 MW cada una. En total, el campo generador fotovoltaico suma una potencia pico de 30

MWp.

El alcance general del presente documento incluye:

La descripción del emplazamiento.

La descripción general de los elementos que conforman la instalación,

indicando las características técnicas de los equipos y sistemas a

instalar.

Los criterios del dimensionado de las instalaciones.

Una cuantificación de la energía eléctrica que va a ser transferida.

Una estimación de presupuestos.

El mantenimiento y la puesta en servicio.

Los plazos de ejecución.

Planos.

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2 Normativa aplicable

2.1 Antecedentes

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, supuso el inicio del proceso

de liberalización progresiva del sector mediante la apertura de las redes a terceros y el

establecimiento de un mercado organizado de negociación de la energía. En su regulación

conformó el régimen especial de producción de energía eléctrica aplicable a la electricidad

generada mediante fuentes de energía renovables.

Posteriormente fue modificada por la Ley 17/2007 de 4 de julio para adaptarla a la

Directiva sobre el Mercado Interior de la Electricidad.

Estas previsiones legales fueron luego desarrolladas en sucesivas normas reglamentarias

hasta la aprobación del vigente Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se

adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. El

mismo incorpora un mandato al Gobierno para aprobar un nuevo régimen jurídico y

económico para las instalaciones de producción de energía eléctrica existentes a partir de

fuentes de energía renovables.

Tras veinte años desde la entrada en vigor de la Ley 54/1997 se han producido cambios

fundamentales en el sector eléctrico que motivan la necesidad de dotar al sistema eléctrico de

una nueva regulación legal. Dentro del proceso de reforma del sector eléctrico se encuadra el

Real Decreto-Ley 9/2013 de 12 de julio y, la aprobación de la Ley 24/2013, de 26 de

diciembre, del Sector Eléctrico, norma básica que en la actualidad regula la estructura y el

funcionamiento del sector.

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, tiene como finalidad básica

establecer la regulación del sector eléctrico garantizando el suministro eléctrico con los

niveles necesarios de calidad y al mínimo coste posible, asegurar la sostenibilidad económica

y financiera del sistema y permitir un nivel de competencia efectiva en el sector eléctrico, todo

ello dentro de los principios de protección medioambiental de una sociedad moderna.

La elevada penetración de las tecnologías de producción a partir de fuentes de energía

renovables, cogeneración y residuos, incluidas en el denominado régimen especial de

producción de energía eléctrica, ha ocasionado la necesidad de una regulación unificada que

contemple a estas instalaciones de manera análoga a la del resto de tecnologías que se

integran en el mercado, abandonándose los conceptos diferenciados de régimen ordinario y

especial.

El régimen retributivo de las energías renovables, cogeneración y residuos se basará en la

necesaria participación en el mercado de estas instalaciones, complementando los ingresos

de mercado con una retribución regulada específica que permita a estas tecnologías competir

en nivel de igualdad con el resto de tecnologías en el mercado.

De acuerdo con este nuevo marco, se aprueba el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio,

por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de

energía renovables, cogeneración y residuos. Este Real Decreto determina la metodología del

régimen retributivo específico, que será de aplicación a las instalaciones de producción a

partir de fuentes de energía renovables a las que les sea otorgado.

Con esta circunstancia, HIVE ENERGY plantea la realización de una planta solar

denominada “UTRILLA HIVE” de 23 MW de potencia nominal (potencia instalada 30MWp),

para su vertido a la red de distribución de ENDESA.

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2.2 Normativa de carácter europeo

Directiva del Consejo de 3 de mayo de 1989 sobre la aproximación de

las legislaciones de los Estados miembros relativas a la

compatibilidad electromagnética (89/336/CEE); DO L 139 de

23.5.2989, p.19.

2.3 Normativa de carácter nacional

Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico; B.O.E. núm.

285, 28 noviembre 1997, 35097-35126.

Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de

27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto

en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo,

de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado

interior de la electricidad; B.O.E. núm. 160, 5 julio 1997, 29047-29067.

Real Decreto-Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan

medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema

eléctrico. B.O.E 167,13 de julio 2013, 52106-52147

Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico; B.O.E

núm.310, 27 de diciembre 2013, 105198-105294.

Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la

actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de

energía renovables, cogeneración y residuos. B.O.E 140, 10 de junio

2014, 43876-43978.

Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los

parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a

determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir

de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.

Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican

distintas disposiciones en el sector eléctrico.

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;

B.O.E. núm. 310, 27 diciembre 2000, 45988-46040.

R.D. 1435/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las

condiciones básicas de los contratos de adquisición de energía y

acceso a las redes en baja tensión. B.O.E núm. 313, 31 diciembre

2002.

R.D. 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión; B.O.E. núm. 224, 18 septiembre

2002, 33084-33086.

R.D. 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el

Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico;

B.O.E. núm. 224, 18 septiembre 2007, 37860-37875

R.D 223/2008, de 15 de febrero, por el que se aprueban el

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en

líneas eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas

complementarias ITC-LAT 01 a 09. B.O.E. núm. 68, 19 marzo 2008.

Señalización: normativa de Gestión de Infraestructuras de Andalucía,

S.A., Dirección General de Carreteras, Consejería de Obras Públicas

y Transportes.

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R.D. 3275/1982, de 12 de noviembre, sobre condiciones técnicas y

garantías de seguridad en centrales eléctricas y centros de

transformación; B.O.E. núm. 288, 1 diciembre 1982, 33063-33065. Y

las Órdenes que lo modifican.

Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos

Laborales; B.O.E. núm. 269, 10 noviembre 1995, 32590-32611.

R.D. 485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en

materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo; B.O.E.

núm. 97, 23 abril 1997, 12911-12918.

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;

B.O.E. núm. 97, 23 abril 1997, 12918-12926.

R.D. 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen

disposiciones mínimas de seguridad y de salud en las obras de

construcción; B.O.E. núm. 256, 25 octubre 1997, 30875-30886.

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. B.O.E. núm.148, 28 junio 2001.

R.D. 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código

Técnico de la Edificación; B.O.E. núm. 74, 28 marzo 2006, 11816-

11831.

R.D. 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control

metrológico del Estado sobre instrumentos de medida; B.O.E. núm.

183, 2 agosto 2006, 28844-28896.

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

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

servicio de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red; BOJA

núm. 26, 9 febrero 2004.

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

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

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

instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red; BOJA núm. 116, 19

junio 2006.

Orden 26 de marzo de 2007, de la Consejería de Innovación, Ciencia

y Empresa, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de

las instalaciones fotovoltaicas andaluzas; BOJA núm.80, 24

noviembre 2007.

2.4 Normativa UNE

UNE 21428-X-X: Transformadores trifásicos sumergidos en aceite,

para distribución en baja tensión de 50 a 2500 kVA, 50 Hz, con

tensión más elevada para el material de hasta 36 kV.

UNE-EN 61330:1997: Centros de transformación prefabricados.

UNE-EN 60076-X: Transformadores de potencia.

UNE-EN 60694-X: Estipulaciones comunes para las normas de

aparamenta de alta tensión.

UNE-EN 60265-1:1999: Interruptores de alta tensión. Parte 1:

Interruptores de alta tensión para tensiones asignadas superiores a 1

kV e inferiores a 52 kV.

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UNE-EN 61173:1998: Protección contra las sobretensiones de los

sistemas fotovoltaicos (FV) productores de energía. Guía.

UNE-EN 61727:1996: Sistemas fotovoltaicos (FV). Características de

la interfaz de conexión a la red eléctrica.

UNE-EN ISO 9488:2001: Energía Solar. Vocabulario.

UNE 206001:1997 EX: Módulos Fotovoltaicos. Criterios Ecológicos.

UNE-EN 60891:1994: Procedimiento de corrección con la

temperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivos

fotovoltaicos de silicio cristalino.

UNE-EN 60904-X: Dispositivos fotovoltaicos.

UNE-EN 61194:1997: Parámetros característicos de los sistemas

fotovoltaicos (FV) autónomos.

UNE-EN 61215:1997: Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino

para aplicación terrestre. Cualificación de diseño y aprobación de tipo.

UNE-EN 61277:2000: Sistemas fotovoltaicos (FV) terrestres

generadores de potencia. Generalidades y Guía.

UNE-EN 61345:1999: Ensayo ultravioleta para módulos fotovoltaicos

(FV).

UNE-EN 61427:2002: Acumuladores para sistemas de conversión

fotovoltaicos de energía solar. Requisitos generales y métodos de

ensayo.

UNE-EN 61646:1997: Módulos fotovoltaicos (FV) de lámina delgada

para aplicaciones terrestres. Cualificación de diseño y aprobación de

tipo.

UNE-EN 61683:2001: Sistemas fotovoltaicos. Acondicionadores de

potencia. Procedimiento para la medida del rendimiento..

UNE-EN 61701:2000: Ensayo de corrosión por niebla salina de

módulos fotovoltaicos (FV).

UNE-EN 61721:2000: Susceptibilidad de un módulo fotovoltaico (FV)

al daño por impacto accidental (resistencia al ensayo de impacto).

UNE-EN 61725:1998: Expresión analítica para los perfiles solares

diarios.

UNE-EN 61829:2000: Campos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino.

Medida en el sitio de características I-V.

UNE-EN 61000-4-X: Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4:

Técnicas de ensayo y de medida.

UNE-EN 62271-200:2005: Aparamenta de alta tensión. Parte 200.

Aparamenta bajo envolvente metálica de corriente alterna para

tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores o iguales a 52 kV.

CEI 60129: Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de

corriente alterna.

UNE 21310-3:1990: Contadores de inducción de energía eléctrica

reactiva.

UNE 21123-X: Cables eléctricos de utilización industrial de tensión

asignada 0,6/1 kV.

UNE 21186:2011: Protección contra el rayo: Pararrayos con

dispositivo de cebado.

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UNE 20435-X: Guía para la elección de cables de alta tensión.

UNE-HD 603-X: Cables de distribución de tensión asignada 0,6/1 kV.

2.5 Otras normativas

Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red

PCT-C Rev.-Octubre 2002, IDAE.

Normas Particulares y Condiciones Técnicas y de Seguridad,

Sevillana Endesa

Norma GE NNL007: Armarios, módulos y paneles para suministros

con medida directa.

Norma GE NNL005: Envolventes de los equipos de medida indirecta

en Baja Tensión.

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3 Localización

La instalación se emplazará en la finca denominada “BAÑUELOS BAJOS”, situada en el

término municipal de Espejo (Córdoba).

Dicha finca está situada en la zona Suroeste de la población, en las cuadriculas UTM:

X: 359.861,34.

Y: 4.169.664,40.

HUSO: 30.

Sus coordenadas geográficas son:

Latitud: 37° 39' 41” N.

Longitud: 04° 35' 10” O.

Altura: 249 m.

Las parcelas y polígonos destinadas al parque fotovoltaico son:

Polígono Parcela

16 2

El uso dado al terreno hasta la fecha ha sido el de “Tierra arable”, dentro del grupo de

cultivo “Tierras de cultivo de secano”, según los informes que se adjuntan del Catastro y del

SIGPAC.

La superficie ocupada por los equipos de la instalación fotovoltaica será de 60Ha, la

superficie vallada perimetral de 75,67 Ha, siendo la superficie total de la parcela de: 117,8710

Ha.

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Figura 1: SIGPAC

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Figura 2: Catastro

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3.1 Datos generales del proyecto

TITULO DEL PROYECTO:

PROYECTO TÉCNICO DE BAJA TENSION PLANTA SOLAR

FOTOVOLTAICA “UTRILLA HIVE”

Con capacidad de producción de 23 MWn/30 MWp.

TITULAR DE LA INSTALACIÓN:

Nombre: Utrilla Hive S.L. C.I.F.: B-54976204 Representante: Luis Martínez Hermida Dirección: C/ Reyes Católicos 31, 2ºA 03003 Alicante Teléfono: +34 617 44 34 04 E-mail: [email protected]

TÉCNICO REDACTOR:

Nombre: Solice Energy S.L. CIF: B-14866073 Técnico: Angel Pavón Mellado Titulación: Ingeniero Industrial Colegiado en: COIIAO Cargo: Director de Ingeniería Dirección: C/ Escritor Cristóbal de Mesa 10, 1º 2 14.007 Córdoba Teléfono: +34 957 408 908 Móvil: +34 608 112 934 E-mail: [email protected]

PROMOTOR:

Nombre: Hive Energy LTD Dirección: Woodington House, East Wellow, Hants, SO51

6DQ Reino Unido Representante: Luis Martinez Hermida Móvil: +34 617 44 34 04 E-mail: [email protected]

DIRECTOR DEL PROYECTO:

Nombre: Solice Energy S.L. Responsable: Ángel Pavón Mellado Dirección: C/ Escritor Cristóbal de Mesa 10, 1º 2 Teléfono: +34 957 408 908 Móvil: +34 608 112 934 E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]


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3.2 Descripción general del proyecto

El parque solar fotovoltaico de potencia nominal 23 MWn (potencia instalada 30MWp)

estará compuesto por 6 instalaciones de 3,8 MW de potencia nominal cada una (potencia

instalada 4,53 MWp).

Cada una de las 6 instalaciones independientes de 3,8 MWn se conectará a inversores de

3.800 KW nominales, conectándose a 5 inversores 16 seguidores solares y en otro inversor

14 seguidores de un eje horizontal, cada uno compuesto de 960 módulos de 330 Wp cada

uno, teniendo cada seguidor una potencia de 316.800 Wp.

A su vez, cada instalación estará compuesta de: subsistemas de protección, conversión

eléctrica e interfaz de conexión, evacuación y transporte de la energía a la red eléctrica, que

se describirán más adelante.

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4 Descripción general del sistema

El sistema fotovoltaico propuesto se divide en los siguientes sistemas:

Sistema de generación con módulos fotovoltaicos de tecnología

policristalina en seguidores solares de un eje.

Sistema de control de potencia y conversión continua/alterna para

inyección en red de energía y monitorización de la instalación.

Conexión a red compuesta por cuadros de medida, de protección,

cajas de interconexión y cableado.

Centros de transformación y líneas de media tensión.

Evacuación en media tensión y entronque.

Subestación

Iluminación interior y abastecimiento en baja tensión.

Obra civil: casetas, canalizaciones, centro de transformación y líneas

de media y baja tensión necesarias.

Edificio de control y almacén.

Sistema de seguridad y vigilancia.

4.1 Sistema de generación fotovoltaica

Módulos fotovoltaicos

Los módulos fotovoltaicos utilizan la energía solar para generar electricidad en corriente

continua. Los módulos utilizados son de tecnología policristalina.

Para la ejecución de la instalación se utilizarán módulos del fabricante Canadian Solar Inc.

Modelo CS6U – 330P MIX 1500V de 330Wp.

El total de módulos utilizados en la planta será de 90.240.

Para cada una de las 5 instalaciones con 16 seguidores de 3.800kW, el área de captación

estará formada por 15.360 módulos, con una potencia pico de 4.524kWp.

Para la instalación de 14 seguidores con potencia de 3.800 kW, el área de captación

estará formada por 13.440 módulos, con una potencia pico de 4.524 kWp.

Los módulos estarán organizados en 512 cadenas o strings por instalación de 16

seguidores y 448 strings para la instalación de 14 seguidores, con 30 módulos por string.

Estos módulos están diseñados para soportar hasta 1.500V en DC. Y son capaces de tener

hasta un 16,97% de eficiencia.

Dichos módulos se montarán sobre un seguidor solar a un eje y orientación Sur.

Este módulo incorpora células solares que ofrecen las máximas prestaciones posibles en

un sistema fotovoltaico para abastecimiento de corriente eléctrica. En su producción se presta

mucha atención a la calidad y seguridad, de forma que el fabricante puede garantizar un

rendimiento del 90 % para los primeros 10 años y del 80 % desde los 10 a los 25 años.

La fabricación de los módulos solares está realizada según las certificaciones CE y TÜV

(IEC 61215), que se acompañan como anexo.

Al ser todos los módulos del mismo modelo, las características mecánicas de estos

módulos solares son las mismas para todas las placas, siendo el marco de aluminio

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anodizado. El laminado se hace sobre una base plástica de EVA y su frontal está protegido

con vidrio transparente. Debido a la utilización de un material de buena calidad en los marcos,

estos módulos son muy robustos, lo que facilita su montaje.

El sistema de conexión utilizado es “MC4 / IP68”, lo cual facilita una conexión rápida y

eficaz. La protección contra el eventual sobrecalentamiento de cada uno de los módulos

solares, está incluida en las cajas de conexión y consta de 3 diodos de “by pass”. Dichas

cajas tienen protección IP67.

Se emplearán bridas de sujeción UNEX, o similar, con las siguientes características

básicas:

- Bridas para aplicaciones exteriores, de color negro, realizadas en poliamida 6.0,

resistente a la intemperie y grado de inflamabilidad V2.

- Temperatura mínima de instalación: ‐30ºC.

- Temperatura de servicio: ‐40ºC a +85ºC.

El control de calidad realizado al final de la producción incluye los parámetros eléctricos de

cada módulo, garantizando un óptimo funcionamiento.

Las fichas técnicas de los módulos se acompañan como anexo.

Estructura soporte

Su función es de soporte y fijación de los seguidores solares a un eje al terreno, además

de proporcionar la orientación e inclinación optima de los mismos, con el objeto de obtener el

máximo aprovechamiento de la energía solar. El sistema de montaje utilizado será el de

hincaposte, que está especialmente pensado para parques fotovoltaicos, siendo una solución

rápida y segura de instalar y quedando los módulos a una cierta altura para evitar posibles

interferencias de los elementos terrestres con la instalación.

El sistema se dimensiona para soportar las cargas máximas de viento y nieve según la

normativa de la edificación vigente, permitiendo las necesarias dilataciones térmicas, sin

trasmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos.

La estructura está protegida con un galvanizado en caliente contra la acción de agentes

ambientales externos.

Habrá por seguidor 160 postes, con un total de 15.040 en la planta.

Las dimensiones y disposición de los paneles sobre la estructura, se muestran en las

figuras siguientes y en los planos adjuntos en los anexos para cada una de las instalaciones

de 3,8 MWn. Cada estructura está construida para soportar el seguidor solar con los 960

módulos que componen cada instalación de 16 seguidores y los 840 módulos de la instalación

con 14 seguidores, con 60 Módulos de 330Wp por 16 filas por seguidor y una potencia pico

316.800W.

Estructura Tipo SP 1000: 16 filas en vertical con 30 módulos por string y 72 células por

cada módulo, con una superficie por fila de hasta 80 m2 y por conjunto de seguidor de hasta

1000 m2.

Al haber 94 seguidores en la planta, tendría una superficie de ocupación de hasta 94.000

m2.

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Detalle del motor del seguidor

Detalle del seguidor

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Características de los seguidores:

Ejes de seguimiento 1 eje: Horizontal

Configuración parrilla 1 fila Según necesidades de Proyecto

Superficie parrilla 1 fila hasta 80 m²

Superficie grupo hasta 1000 m²

Velocidad viento máxima Según código de cada país

Terreno Desniveles del terreno admisibles hasta 6%, (entre 4% y 6%, son necesarios refuerzos exteriores en los postes)

Material estructura

Perfiles: Acero Galvanizado en caliente (según norma UNE EN ISO1461; UNE EN ISO 14173)

Rodamientos: no se requiere mantenimiento, buena adaptabilidad al terreno, (elemento patentado por Grupo Clavijo)

Cimentación

para los postes, y para la base del motor:

- Hincados (especificaciones según informe geotécnico)

- Micro-pilotados (especificaciones según informe geotécnico)

- Sobre Tornillos anclado al suelo - Zapata superficial

Cenital

Campo giro Máximo: - 55º/+ 55º (total 110 grados de recorrido)

Tipo accionamiento Módulo de giro (corona – husillo)

Control movimiento Inclinómetro (sensor analógico)

Seguridad 1 Señal anemómetro – Posición seguridad (horizontal)

Seguridad 2 Control y seguimiento de movimiento mediante autómata

Motor Características Motor 1,1 Kw / 1.500 rpm / 50 Hz

Consumo Entre 150 y 175 Kw (anual)

Armario eléctrico

Tensión alimentación 230 Vac – 50Hz monofásico (opcional otras tensiones)

Características eléctricas Metálico, IP65, conexión de todos los elementos mediante bornas en interior de armario. Incluye PLC, automático de protección general y relé térmico protección motor.

Seguimiento Programa seguimiento mediante cálculo astronómico en el PLC. Incluye movimientos de protección contra viento. Backtraking

Operación y mantenimiento

Incluye seta de emergencia anti fraude, pulsador multi-función de rearme, posición de mantenimiento y movimientos básico (cenital) y gestión alarmas

Conectividad (opcional)

- Terminal táctil para configuración y movimientos manuales - Puerto serie para terminal de configuración accesible mediante conector

industrial exterior - Puerto RS422 - Puerto Ethernet opcional - Acceso mediante modem GSM/GRPS y envío de mensajes SMS

Anemómetro (opcional)

- Anemómetro de poliamida (conexión directa)

- Anemómetro de poliamida + visor digital velocidad viento (opcional) + interruptor de test (opción para utilizar 1 solo anemómetro para varios grupos de seguidores)

Registrador datos con visualización en pantalla digital y a tiempo real

SOLICE

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Inversores

La corriente continua producida por cada conjunto de 512 series para la instalación de 16

seguidores y 448 series para la instalación de 14 seguidores, se conecta a un inversor

(elemento de conversión continua a alterna). Incorpora el circuito de control que apaga de

forma automática la salida del inversor en caso de desconexión de la red, desviación de la

tensión o frecuencia más allá de los límites superior e inferior establecidos.

Los inversores utilizados, 6 unidades de la marca “Green Power” modelo

PV3775WD3HV620 tienen una potencia nominal de 3.800 kWn, con rango de tensiones de

entrada MPPT en continua de 894-1.500 V. El rendimiento unitario máximo pico que puede

alcanzar es el 98,6 por 100, siendo la salida de los inversores de 620 V en trifásica a 50 Hz.

Sus características técnicas se amplían en el anexo correspondiente.

La comunicación de los datos incluye la transmisión, el almacenamiento y la posterior

visualización de los valores de la instalación fotovoltaica en un PC, mediante el sistema de

comunicación predeterminado.

Todos los datos de los apartados anteriores se obtienen del dimensionado del generador

en función de las temperaturas de la zona, de las características eléctricas del inversor y de

los módulos fotovoltaicos utilizados, con las consiguientes restricciones mutuas, obteniéndose

el siguiente dimensionado:

6 Inversores de 3,8 MWn de potencia nominal.

SOLICE

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Las fichas técnicas de los inversores se acompañan como anexo.

4.2 Instalación eléctrica en baja tensión

En las instalaciones de 3.800 kWn, el generador fotovoltaico estará formado por 512 y 448

ramales en paralelo, cada uno de ellos compuesto por 30 módulos fotovoltaicos en serie.

En corriente continua, los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada

para asegurar caídas de tensión inferiores al 1,5% en continua, y del 2% en corriente alterna,

y no superen los límites de calentamiento recomendados, según se establece en el REBT.

Con objeto de optimizar la eficiencia energética y garantizar la absoluta seguridad del

personal, en la instalación se tendrán en cuenta los siguientes aspectos adicionales:

Todos los equipos situados a la intemperie tendrán un grado de

protección mínimo IP65 y los de interior IP32.

Todos los conductores serán de cobre. Su sección será la necesaria

para asegurar que las pérdidas de tensión en cables y cajas de

conexión sean lo más bajas posibles, en cualquier condición de

operación.

SOLICE

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Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o

enterrados, de acuerdo con la norma UNE 21123.

Los cables estarán dimensionados para una intensidad no inferior al

125 % de la máxima intensidad del generador. No serán

propagadores de incendios, produciendo, en todo caso, emisiones de

humos y opacidad reducidos, según las normas UNE 21123.

Su rá la necesaria para no generar esfuerzos en los diversos

elementos disponibles, evitando la posibilidad de enganches por el

transito normal de las personas o vehículos.

CABLEADO DE CONTINUA

El cableado en corriente continua se distinguirá entre “al aire” (conexiones entre módulos y

entre ramales) y “enterrado” (canalizaciones desde las cajas de strings hasta el cuadro de

corriente continua en caseta inversor). El cable utilizado será de cobre, en conducción

flexible y con aislamiento de elastómero termoestable libre de halógenos, diseñado para

intemperie y con resistencia a rayos ultravioleta, de máximas prestaciones frente a

sobrecargas y cortocircuitos, en el caso de instalación “al aire”.

Cableado aéreo

Los conductores de los cables utilizados en los tramos aéreos (conexión de módulos en

serie y conexión entre ramales o “strings”) y de bajada al tramo subterráneo, serán de cobre y

con terminales “MC4” o similar, de manera que su instalación sea fácil y asegure la

durabilidad y seguridad de la conexión. A la salida del generador fotovoltaico, los conductores

positivos y negativos se conducirán por separado, protegidos y señalizados de acuerdo con la

norma vigente, con una sección adecuada para limitar la caída total de tensión de la

instalación a los valores deseados.

Para la conexión entre ramales, se selecciona un cableado de tipo ZZ-F (AS) 0,6/1 kV

como tensión nominal en CA, y de 1,8 kV como tensión nominal en DC (UNE 21123-2) con

conductor de cobre clase 5, con sección de 4 mm2, 6 mm

2 y 10 mm

2 según reglamento para

baja tensión.

Como se ha anticipado, la sección elegida para estas conexiones es la necesaria para

minimizar las pérdidas de potencia, de manera que, como máximo, ésta sea del 1,5% en cada

grupo. Por ello, la sección de este cableado podrá soportar una intensidad máxima en el caso

más desfavorable superior a la máxima intensidad circulante en cada momento.

El hecho de sobredimensionar las secciones para limitar la caída de potencia en el

conjunto del generador fotovoltaico, asegura el cumplimiento de las condiciones de intensidad

máxima admisible.

Cableado subterráneo

Son los conductores de los cables utilizados en las líneas subterráneas que unirán las

cajas de string con el inversor, también serán de cobre y de sección adecuada, según

reglamento para baja tensión, para limitar la caída total de tensión de la instalación a los

valores deseados. Estarán aislados con mezclas adecuadas de compuestos poliméricos y

debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno donde se instalen,

con la resistencia mecánica suficiente para soportar los esfuerzos a los que puedan estar

sometidos.

Adosado

En el tramo de corriente continua de la instalación existirá un tramo bien definido en el que

la instalación de los cables se realizará en el interior de canaletas de sección rectangular. Se

trata del tramo que une la salida de la zanja de cada instalación con la entrada del inversor

correspondiente.

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Los conductores de los cables utilizados en ambos tramos serán de cobre y de sección

adecuada según reglamento para baja tensión, para limitar la caída total de tensión de la

instalación a los valores deseados. Estarán aislados con mezclas adecuadas de compuestos

poliméricos y debidamente protegidos contra la corrosión que pueda provocar el terreno

donde se instalen, debiendo tener además la resistencia mecánica suficiente para soportar los

esfuerzos a los que puedan estar sometidos.

Cajas de agrupación de strings

Las cajas de agrupación de strings serán de 16 entradas. Cada entrada dispondrá para el

polo positivo y negativo, de su correspondiente fusible de calibre adecuado (15 A). La salida

del cuadro está protegida por un interruptor de corte 2P. La monitorización de las corrientes

de strings se realiza mediante sensores de corriente y equipo de transmisión de datos remoto.

CABLEADO DE AC

Los conductores de los cables utilizados en el tramo de corriente alterna que va desde el

Inversor hasta la Caja General de Protección (CGP), serán de cobre y de sección adecuada

según reglamento para baja tensión, para limitar la caída total de tensión de la instalación a

los valores deseados, esta instalación está integrada en el inversor. Estarán aislados con

mezclas adecuadas de compuestos poliméricos y debidamente protegidos contra la corrosión

que pueda provocar el terreno donde se instalen, debiendo tener además la resistencia

mecánica suficiente para soportar todos los esfuerzos a los que puedan estar sometidos.

Discurrirá por canalizaciones lo más rectilíneas posible, teniéndose en cuenta los radios de

curvatura mínimos fijados por la norma UNE 20435, desde cada Inversor hasta el

Transformador de baja tensión a media tensión 33 kV.

En el caso del proyecto que se describe, habrá uno o varios circuitos compuestos por una

terna de cables unipolares que transportarán la energía generada desde el Inversor hasta el

Cuadro General de Protección, punto donde acaba la instalación fotovoltaica. Debiendo

cumplirse los requisitos de la norma UNE-HD 603.

4.3 Protecciones eléctricas

Protección contra cortocircuitos en el tramo de corriente continua

Todas las series de módulos fotovoltaicos estarán protegidas mediante una caja de

conexión de continua que alberga fusibles de CC individuales de 15 A en los polos positivos y

negativos, así como protección contra sobretensiones.

Protecciones contra sobretensiones

Efectos directos

Se escogerá un pararrayos con dispositivo de cebado y un tiempo de avance del cebado

superior a 60 μs, colocado sobre un mástil de 9 m de altura. Para un Nivel de Protección III, el

radio de protección de estos dispositivos será de 107 m, por lo que para proteger la totalidad

de la instalación harían falta sobre 20 de estos dispositivos. Este apartado se estudiará en

detalle en el proyecto de ejecución definitivo de la planta.

Efectos indirectos

Para la protección contra sobretensiones, ocasionadas por un rayo y/o originadas por las

propias instalaciones fotovoltaicas, se emplearán limitadores de sobretensión o varistores en

el tramo de corriente continua de la caja de string del sistema fotovoltaico y en los inversores.

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Protecciones contra contactos indirectos

Para que la instalación esté protegida frente a contactos, se dispone de una instalación de

tierra de tipo flotante (se describirá con detalle en el siguiente apartado), que ante un primer

fallo de aislamiento emite de forma automática una señal visual que, mediante un adecuado

circuito de control, cerrará una serie de contactores para cortocircuitar los polos. Otra opción,

sería la de cortocircuitar los polos positivos y negativos de la instalación. De esta manera,

cuando se produce un contacto con la estructura después de un fallo de aislamiento, ya no

existe ningún riesgo, cumpliendo así la instalación con todos los requerimientos técnicos

exigidos en el R.D. 1663/2000.

Cuadros de protección y medida de corriente alterna

Todas las protecciones de los cuadros eléctricos deben cumplir con lo establecido en el

R.D. 1663/2000. Se instalarán fusibles en todos los conductores de fase con un poder de

corte de al menos la corriente de cortocircuito, prevista para ese tramo de la instalación.

Estarán homologados por la empresa eléctrica distribuidora y los elementos son los que se

describen a continuación:

Interruptor automático en corriente continua, que será una base porta-

fusible con seccionador y con un calibre adecuado para la intensidad

nominal de la instalación.

Interruptor automático de interconexión para la desconexión-conexión

automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de

tensión o frecuencia de la red.

Interruptor general manual, que será un interruptor magneto-térmico

con intensidad de cortocircuito superior a la indicada por la empresa

en el inversor. Este interruptor será accesible a la empresa en todo

momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.

Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las

personas en el caso de derivación de algún elemento del tramo de CA

de la instalación. Este interruptor será accesible a la empresa en todo

momento, con objeto de poder realizar la desconexión manual.

En algunos casos, sobre todo en los inversores de gran potencia, el interruptor automático

de desconexión está integrado dentro del propio inversor.

Protecciones internas del inversor

Los inversores deberán cumplir lo previsto en el R.D. 1663/2000 por lo que tendrán que

estar preparados para no mantener la tensión en la línea de distribución en el caso de

funcionamiento en isla, lo que deberá estar certificado por el fabricante del inversor o por el

laboratorio de certificación pertinente.

Se deben cumplir los ajustes siguientes:

Para el relé de frecuencia entre 49 y 51 Hz.

Para el relé de tensión entre 0,85 y 1,1 veces UN.

El tiempo de reconexión estará configurado entre 30 segundos y 3

minutos, después del restablecimiento de la tensión de frecuencia.

Puestas a tierra

Basándose en el R.D. 1663/2000, la puesta a tierra de la instalación generadora debe

realizarse de tal manera que no altere las condiciones de las puestas a tierra de la empresa

eléctrica distribuidora, asegurándose que no se produzcan transferencias de defectos a la red

de distribución

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Además, la masa de la instalación debe estar conectada a una puesta a tierra que no debe

coincidir con la del neutro de la empresa eléctrica distribuidora y que será independiente de la

masa del resto del suministro.

Por todo lo anterior se tendrán tres puestas a tierra, distintas e independientes:

Para la estructura y partes metálicas del generador.

Neutro de la red de BT, puesto directamente a tierra.

Neutro del transformador de la compañía distribuidora.

No se deben superar las tensiones de contacto de 50 V para CA y de 75 V para CC.

Las tomas a tierra estarán constituidas por electrodos simples formados a base de

piquetas normalizadas. Las líneas principales de tierra son los conductores que parten del

punto de puesta a tierra y a los que se conectan las derivaciones necesarias para la puesta a

tierra de las masas. Dichas derivaciones unirán la línea principal de tierra con los conductores

de protección, que son los que sirven para unir eléctricamente las masas de una instalación a

ciertos elementos con el fin de asegurar la protección contra los contactos directos.

Armónicos y compatibilidad electromagnética

Se cumplirán con lo dispuesto en el R.D. 1663/2000 sobre armónicos y compatibilidad

electromagnética, imponiéndose limitaciones a la tasa máxima de armónicos.

4.4 Sistemas de medida

Aspectos generales

La medida y facturación de esta instalación cumple con lo dispuesto en el artículo 20 del

R.D. 1663/2000, en los siguientes aspectos:

Los circuitos eléctricos de consumo de energía que requiera la

instalación, están situados en circuitos independientes que los

circuitos eléctricos de generación de dicha instalación fotovoltaica y

de sus equipos de medida

La instalación dispone de un contador de salida. Entre el contador de

salida y el interruptor general se instala un contador de entrada. La

energía eléctrica que el titular de la instalación facturará a la empresa

distribuidora será la diferencia entre la energía eléctrica registrada en

el contador salida y la registrada en el contador de entrada.

Todos los elementos integrantes del equipo de medida, tanto los de

entrada como los de salida de energía, serán precintados por la

empresa distribuidora.

El instalador autorizado sólo podrá abrir los precintos con el

consentimiento escrito de la empresa distribuidora. No obstante, en

caso de peligro pueden retirarse los precintos sin consentimiento de

la empresa eléctrica. En esta situación es obligatorio informar a la

empresa distribuidora lo más pronto posible.

La colocación de los contadores, de los equipos fotovoltaicos y de los

elementos de seguridad está de acuerdo a la ITC-BT-16 (REBT).

Los puestos de los contadores están señalizados de forma indeleble,

de manera que la asignación al titular de la instalación queda patente

sin lugar a confusión. Además, tanto el contador de entrada como el

contador de salida estarán perfectamente rotulados, sin que haya

posibilidad de confundirlos.

Los contadores están ajustados al R.D. 889/2006.

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Las características del equipo de medida de salida son tales que la

intensidad correspondiente a la potencia nominal de la instalación

fotovoltaica se encuentra situada entre el 50% de la intensidad

nominal y la intensidad máxima de precisión de dicho equipo.

Cuando el titular de la instalación se acoja al modo de facturación que tiene en cuenta el

precio final horario medio del mercado de producción de energía eléctrica, la medida de la

producción energética se realizara en media tensión para la totalidad del parque. El sistema

de medición se podrá realizar mediante un contador de energía bidireccional, siempre y

cuando la empresa de distribución eléctrica lo homologue.

También se incluirá un contador de energía total en el punto de conexión que será utilizado

por la empresa eléctrica para las mediciones de la energía total generada, pudiéndose repartir

así las pedidas entre las distintas instalaciones generadoras en base a los históricos entre

estas medidas y las parciales.

Los contadores y demás dispositivos de medida estarán ubicados en armarios que

deberán cumplir la norma UNE-EN 60439. Su grado de protección deberá estar de acuerdo

con la norma UNE-EN-50102.

Características particulares de la compañía eléctrica

Los elementos para la medida de la energía neta producida por las instalaciones

fotovoltaicas estarán ubicados en la subestación de la planta.

4.5 Obra civil

La obra civil necesaria para ejecutar las instalaciones objeto del presente proyecto se

pueden resumir en:

- Las canalizaciones para el cableado en sus tramos subterráneos.

- Las plataformas destinadas a la ubicación de los conjuntos inversor-transformador, y el

edificio de control y almacén de la planta.

Para las canalizaciones subterráneas se realizan zanjas de entre 40 y 120 cm de anchura

y profundidad mayor de 60 cm al tubo de la instalación eléctrica, siendo las necesarias para

instalar cualquier red de BT desde el inversor hasta los paneles.

Los cableados se tenderán enterrados y bajo tubo en el que irá una única línea, evitándose

cambios de dirección bruscos, utilizando arquetas con tapa prefabricadas en donde estos

sean inevitables.

Se debe colocar una señalización que advierta de la existencia de cables eléctricos y unas

barras de protección para evitar ruptura de las líneas. El diámetro será tal que permita el fácil

alojamiento y extracción de los cables, con las siguientes características:

Resistencia a la compresión entre 250 N y 750 N.

Resistencia de impacto, grado ligero o normal.

Resistencia a la penetración contra objetos de diámetro mayor a 1

mm.

Resistencia a la penetración del agua en forma de lluvia.

Resistencia a la corrosión de tubos metálicos interior y exterior media.

Para asegurar la producción eléctrica se instalara un sistema de seguridad frente a robos y

vandalismo, con un vallado perimetral que proteja la integridad de la planta frente a accesos

no autorizados y evitándose el intrusismo de animales y plantas.

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La valla tendrá una altura de 2 m, y será del tipo malla simple torsión 50/16/2000,

galvanizada con tres alambres lisos de 2,7 mm, con poste galvanizado de 48 mm, 2,4 m de

altura, más visera para 3 lisos (0,40 cm tierra) colocados cada 4 m y con arranques, centros y

esquinas de poste galvanizado de 48 mm, 2,4 m de altura más visera para 3 lisos (0,40 cm

tierra).

El acceso a las instalaciones será:

- Por 1 puerta principal electrificada del tipo corredera de barrotes, galvanizada, de 6x2 m,

con pilares y cerrojo.

- Por 2 puertas secundarias manuales del tipo manuales de doble hoja, de 4x2 m, de

similares características a las puertas principales.

La seguridad de la instalación se verá complementada por un sistema CCTV 24*7*365 con

cámaras de control remoto. Las cámaras serán del tipo visión diurna/nocturna, con sistema

inteligente de reconocimiento de intrusos, sistema de grabación en video, y conexión con

central de alarmas, e irán montadas sobre báculos de 4 m de altura.

Está previsto un sistema de protección contra rayos atmosféricos, mediante pararrayos tipo

"PDC" con dispositivo de cebado electropulsante, avance en el cebado de 60 µs y radio de

protección de 107 m para un nivel de protección III según DB SUA Seguridad frente al riesgo

causado por acción del rayo (CTE), según UNE 21186, sobre mástil de 9 metros tal como se

indicó anteriormente.

4.6 Movimientos de tierras

4.6.1 Generalidades

El estudio habitual del movimiento de tierras de una obra superficial se realiza mediante la

representación gráfica de los volúmenes de desmontes y terraplenes de las mediciones

obtenidas a lo largo de la superficie, con objeto de realizar el diagrama de masas para definir

las distintas zonas de compensación, y las distancias de transporte de cada una de ellas.

Dadas las características de esta obra, será necesaria la evaluación de las tierras

excavadas por actuaciones, teniendo en cuenta que las tierras procedentes de excavación se

emplearán en la formación de terraplenes.

Es conveniente destacar que debido a las características del suelo (arcillas), en épocas de

lluvia se generan zonas de inundación en vaguadas, que intentaremos suavizar con el

terraplén, generando unas pendientes suaves y consiguiendo que el agua fluya sin riesgo de

estancarse.

4.6.2 Materiales excavados

Los materiales excavados se han caracterizado en los siguientes tipos:

- Tierra vegetal (desbroce).

- Ligero desmonte.

En el concepto de tierra vegetal se engloba el volumen excavado al realizar el desbroce de

la explanación, con espesor variable, al ser tierras de labor.

En concreto, no diferenciaremos tierra vegetal de desmonte a la hora de realizar las

excavaciones pero si se realizará un extendido y compactación previa del terreno en las

zonas de relleno, para obtener un óptimo firme de terraplén.

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4.6.3 Rellenos

En zonas de terraplén, los fondos se rellenarán con el material del cimiento o núcleo, que

serán suelos tolerables o adecuados con un CBR mínimo de tres (3), mientras que en

coronación de terraplenes se emplearán suelos adecuados o seleccionados con un CBR

mínimo de cinco (5).

4.6.4 Materiales excavados

Se realizará en primer lugar un levantamiento topográfico de la parcela, con el fin de

obtener las cotas del terreno actual, para poder proyectar las soluciones proyectadas.

Sobre este levantamiento se proyectaran los distintos planos de trabajo para definir las

zonas de excavación y de relleno. Una vez definidas, se procede al replanteo de las zonas a

excavar y de las superficies a terraplenar.

4.6.5 Movimiento de Tierras

Las actuaciones respetarán las zonas de propiedad del cauce público, no se actuará sobre

la zona de policía, salvo para compactar el terreno circulante y algún extendido de material

para hacer el terreno más regular.

Se respetarán las direcciones de aportes de aguas de las zonas afectadas, estos aportes

continuaran como antes de la actuación, si bien las pendientes serán más suaves.

Como los movimientos de tierras son superficiales, la compactación debe proporcionar al

terreno una resistencia superior a 1,5 kg/cm2.

Estos terrenos se presuponen homogéneos. La mayor parte de ellos son arcillas

expansivas, y su profundidad antes del rechazo es superior a los 10 metros, cota que en

ninguna de las actuaciones se llegará, por lo cual el terreno a extender que dará homogéneo

en toda la extensión, no modificando en ninguno de los casos las composiciones del terrenos

previas a la actuación.

4.7 Sistema de control y monitorización

El Sistema de Control y Monitorización del Parque Fotovoltaico debe mostrar y almacenar

una serie de datos relacionados con el estado de la instalación en cualquier momento. Está

dividido en tres sub-sistemas principales:

Subsistema de Adquisición: Formado por los elementos que reciben

los valores de cada una de las variables a medir y las transforman en

señales de tensión ó de intensidad.

Subsistema de Transmisión: Formado por los elementos de conexión

entre el subsistema de adquisición y el equipo donde se va a realizar

el tratamiento de los datos adquiridos. Esta conexión puede ser local

(vía cable RS-232 o USB) o remota (vía modem).

Subsistema de Tratamiento de la Información: Formado por el equipo

PC que recibirá, vía local o remota, la información precedente del

subsistema de adquisición.

Así, cada inversor memoriza una serie de variables que, mediante una de las opciones de

conexión mencionadas anteriormente y un software adecuado en el Subsistema de

Tratamiento de la Información, puede almacenar e interpretar a posteriori.

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Estas variables son las siguientes:

Energía total entregada a la red.

Tiempo total en estado operativo.

Número total de conexiones a la red.

Número total de errores.

Estado de las alarmas.

Estado de funcionamiento interno.

Tensión de los paneles solares.

Corriente de los paneles solares.

Potencia de los paneles solares.

Corriente de salida de la red.

Potencia de salida de la red.

Cos φ.

Tensión de red.

Frecuencia de red.

Temperatura etapas de potencia

Adicionalmente, en el campo de paneles se dispondrá de los siguientes sensores:

Sonda PT-100 para medir la temperatura de los paneles.

Sonda PT-1000 para medir la temperatura del medio ambiente

Piranómetro.

Módulo Solar de tecnología equivalente para medición de la radiación

solar incidente.

Ambas señales, serán leídas por la tarjeta de adquisición de datos que posee el inversor.

La conexión entre los elementos de medida y la tarjeta de adquisición de datos del inversor,

se hará mediante conector RJ-45 para transmisión de datos.

La conexión entre el Inversor y el ordenador será de forma remota, mediante la instalación

de un módem de tipo GSM o instalación IP en la tarjeta electrónica del inversor. Dicho módem

contará con los siguientes elementos:

Placa base.

Tarjeta módem GSM.

Antena y cable.

Tarjeta SIM.

El software de control se programará para que ante cualquier incidencia (como por ejemplo

un defecto de aislamiento) se envíe un mensaje SMS (mensaje corto de texto a un dispositivo

móvil) al personal encargado de su reparación, con objeto de que ésta se realice con la mayor

rapidez posible.

Por otro lado, como se ha comentado anteriormente, existirá un Circuito de Control que se

encargará de cortocircuitar los polos. El relé que dará la orden de apertura/cierre, estará

alimentado directamente a 230 V de corriente alterna, desde el propio inversor, controlando el

circuito según se produzca un fallo de aislamiento o se esté en una situación normal. Así, ante

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la detección de un fallo de aislamiento, se cerraría el contacto del circuito de control existente

en el interior del inversor, de manera que quedase alimentado el circuito del relé que comanda

los contactores de los circuitos del generador, abriéndolos. Una vez que se despejase el fallo

de aislamiento, se volvería a abrir el contacto del inversor, desapareciendo la alimentación del

relé y volviéndose a cerrar por tanto los contactores.

4.8 Sistema de seguridad

El sistema estará dotado de alarmas eficaces contra el intrusismo o atraco y robo. Se basa

en los siguientes tres niveles de seguridad:

Nivel 1: Detección temprana en la zona perimetral mediante

dispositivos microfónicos instalados en la valla metálica. La aparición

y persistencia de este nivel de alarmas arranca el sistema de alarma

preventiva.

Nivel 2: Vigilancia y detección de intrusos en la zona interior mediante

sensores infrarrojos y analizadores de video de última generación. La

aparición de este nivel dispara el sistema de alarma de actuación

inmediata.

Nivel 3: Máxima prioridad de alarmas detectadas en la zona del

generador, en la estructura de paneles FV y en los elementos de

producción y control. La producción de estas alarmas genera el

disparo de todas las medidas de protección, incluidas las de la propia

planta y las de aviso automático remoto a teléfonos móviles o centros

de vigilancia.

4.9 Centro de control y almacén

Con el objeto de albergar los equipos informáticos de monitorización, control y seguridad

de la planta, será necesario incorporar un Centro de Control, compuesto por un edificio

prefabricado de hormigón preparado con todas las instalaciones eléctricas interiores,

albañilería y alicatados necesarios para la adecuada operación de la planta.

Así mismo, la planta dispondrá de un almacén para albergar repuestos diversos, como

paneles, inversores, centros de transformación, herramientas y pequeño material eléctrico.

4.10 Sistema de servicios auxiliares

En los locales de los Inversores, así como en la Caseta de Control, además de lo ya

descrito en apartados anteriores, existirán los siguientes elementos que compondrán el

sistema de Servicios Auxiliares:

Iluminación: Se instalará adosada en el techo una luminaria de dos

tubos fluorescentes de 58 W de potencia a cada inversor y a

determinar en la caseta de control.

Iluminación de Emergencia.

Tomas de Fuerza: Se preverán tres tomas de fuerza para servicios

auxiliares futuros, por inversor y a determinar en la caseta de control.

El cuadro de protección de servicios auxiliares estará compuesto mínimo por los siguientes

elementos:

Interruptor magneto-térmico general tetrapolar de 10 A.

Interruptor automático diferencial tetrapolar de 10 A y 30 mA de

sensibilidad.

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Interruptor automático bipolar de 10 A para el circuito de fuerza (tres

tomas).

Interruptor automático bipolar para el circuito de iluminación con 6 A

de calibre.

Interruptor automático bipolar para el circuito de alumbrado de

emergencia con 6 A de calibre.

La acometida en los cuadros de protección de servicios auxiliares

será trifásica, con neutro. El cableado estará compuesto por una

manguera tripolar con cobre como conductor y con una sección de 10

mm2. El aislamiento de la misma será de polietileno reticulado.

Las secciones de los circuitos de salida serán las siguientes:

Circuito de fuerza: 2x6 mm2, XLPE.

Circuito de alumbrado: 2x2,5 mm2, XLPE.

Circuito de alumbrado de emergencia: 2x2,5 mm2, XLPE.

Dichos circuitos se colocarán en el interior de canalizaciones con las

dimensiones adecuadas.

4.11 Centros de Transformación y Líneas de Evacuación

Los Centro de Transformación (6) a través de los cuales se aumentará el nivel de tensión

al requerido por el proyecto, serán objeto de proyecto independiente, a partir de las

consideraciones que se consideren oportunas. Se describen a continuación algunas de sus

características.

Cada Centro de Transformación, será de tipo exterior, empleando para su aparellaje

celdas prefabricadas bajo envolvente metálica según norma UNE 20099.

La salida del Centro de Transformación será subterránea, hasta llegar al centro de

distribución en la subestación, que estará lo más cerca posible de donde se realice el

entronque.

Para este proyecto, se necesitan al menos 6 centros de transformación de potencia

nominal 3.800 kVA de relación de transformación 33/0,620 kV, interconectados tal como se

indica en el apartado Líneas de Evacuación.

La descripción detallada del Centro de Transformación y de la línea de media tensión se

realiza en un proyecto aparte para la autorización de su ejecución y posterior puesta en

servicio por parte de los Organismos Oficiales competentes.

Las líneas de evacuación, serán objeto de un proyecto independiente. Se resumen aquí

sus características principales. Estará constituida por dos líneas subterráneas de evacuación:

- Línea de evacuación 1: formada por la interconexión de los inversores 1, 2 y 3.

- Línea de evacuación 2: formada por la interconexión de los inversores 4, 5 y 6.

El cable utilizado será AL RHZ1-OL, tensión nominal 26/45kV, según Norma UNE HD 632-

4A.

SOLICE

ENERGY




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4.12 Subestación de evacuación

La conexión a red se realizará en 132 kV en barras de la subestación de Espejo

(Córdoba), en la nueva subestación unificada y proyectada Salobral - Utrilla, con relación de

transformación 132/33 kV y con transformadores de potencia de 40 MVA y 30 MVA.

La subestación estará constituida por:

Posición parque 132 kV: Tipo exterior convencional, simple barra y

una posicion en el primario del transformador de potencia. Las

posiciones de primario del transformador estarán constituidas por un

módulo de transformador según Sevillana Endesa.

Transformación de potencia 132/33 kV (1 x 30 MVA, 1 x40 MVA):

Tipo exterior convencional y una posición de transformación 132/33

kV, constituida por:

Este sistema estará compuesto por los siguientes elementos:

Un transformador 132/33 kV, 40 MVA con regulación en carga.

Un transformador 132/33 kV, 30 MVA con regulación en carga.

Seis pararrayos autoválvula 132 kV, 10 kA.

Seis pararrayos autoválvula para 33 kV.

Dos transformadores de intensidad de protección de neutro.

Posiciones de media tensión: Tipo celdas blindadas con aislamiento y corte integral en

SF6, 36Kv.

Este conjunto responde a una configuración eléctrica de “simple barra” y estará formado por

las siguientes celdas:

Dos celdas de transformador.

Dos celdas de medida.

Cinco celdas de línea de 36 kV.

Dos celdas de servicios auxiliares.

Dos celdas de baterías de condensadores.

Dos baterías de condensadores 36 kV, de 6 MVAr con interruptor

incorporado.

La instalación se detallara en un proyecto independiente, que consistirá en la descripción

de la obra civil y montaje electromecánico para la creación de una nueva subestación de

132/33kV, en las proximidades de la instalación fotovoltaica proyectada y próxima a la

existente de Espejo, cuya transformación es de 132/33 kV.

SOLICE

ENERGY




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SOLICE

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5 Cálculo estimado de la producción

Características del emplazamiento

Según el diagrama de horizonte obtenido a través del PVGIS para las coordenadas

geográficas del emplazamiento, mostrado en la Figura 3, se pueden notar una breve sombra

sobre el generador durante la mañana de los meses de invierno procedente de cerros

cercanos. Esto supone una pérdida1 general de radiación solar anual de tan sólo un 0,11%,

con lo cual se considera despreciable.

Datos climáticos del emplazamiento

La estimación de la radiación solar a partir de imágenes procedentes de satélites

geoestacionarios, constituye una herramienta idónea, sobre todo en cuanto a distribución

espacial y disponibilidad de series representativas. Esta metodología está indiscutiblemente

aceptada por la comunidad científica2 como la más útil para la estimación de la distribución

espacial de la radiación solar. Esta será, por tanto, la metodología de estimación y

caracterización del recurso solar disponible en la localización seleccionada de Espejo

(Córdoba) que, fundamentalmente, se aplicará a este trabajo. Para ello se utilizará la base de

imágenes de satélite disponible en el JRC (Joint Research Center) de ISPRA, Italia.

1 Se ha tomado como base el método de cálculo propuesto por el Instituto de Energía Solar y

publicado en el pliego de condiciones técnicas del IDAE. 2 Establecimiento de una red mundial de observación de la radiación solar BSRN (Baseline

Surface Radiation Network) promovida por la WMO (Worl Meteorological Organization).

Figura 3. Resultados de gráfica del horizonte proporcionado por el

programa PVGIS

SOLICE

ENERGY




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Los datos meteorológicos de la zona son obtenidos según PVGIS del Joint Research

Center, teniendo en cuenta los datos de radiación sobre superficie horizontal y las

temperaturas diurnas, con el siguiente resumen:

Los promedios mensuales de la radiación solar global media diaria,

sobre superficie horizontal, alcanzan una radiación anual de 1.881

kWh/m2.

Los promedios mensuales de la temperatura ambiente diurna media

diaria, se cifran en 19,8 ºC.

La temperatura ambiente promedio diurna mínima es de 10,9 ºC. Para

los cálculos se tomará en 0 ºC.

La temperatura ambiente promedio diurna máxima es de 29,3 ºC.

A continuación se muestra la tabla resumen de Balances y Resultados principales.

Tabla 1: Balance y resultados principales

SOLICE

ENERGY




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Estimación de la producción

El objetivo principal de este informe es la predicción teórica de la productividad del Parque

Fotovoltaico, tomando como supuesto inicial que su disponibilidad sea del 98 %.

Características técnicas del parque

El Parque Fotovoltaico está compuesto por 6 instalaciones independientes de 3.800 kW

potencia nominal unitaria. Cada sistema de generación fotovoltaica está soportado sobre una

estructura de un eje horizontal móvil (seguidor a un eje), en orientación Sur.

Consideraciones generales

La energía que entrega un sistema fotovoltaico conectado a red durante un período de

funcionamiento, EAC, viene dada por tres factores bien diferenciados: la potencia nominal del

generador, PG; la radiación incidente en kWh/m2 sobre la superficie del generador a una

inclinación y orientación específica sobre el mismo período de funcionamiento, Gp(,), y,

en tercer lugar. Un factor adimensional, PR “Performance Ratio”, que representa el

rendimiento total de la instalación, y en el que se considera el efecto conjunto de los posibles

fenómenos que reducen el rendimiento del sistema respecto a un cierto valor ideal. De este

modo, la expresión de la energía entregada por el sistema viene dada por:

Los resultados de productividad resultantes deben entenderse con una incertidumbre de

± 5%, debido a la imprecisión en los valores de medida de la radiación, en la capacidad de

medida de los equipos suministrados, en los modelos matemáticos de cálculo y en las

estimaciones facilitadas por la experiencia en el cálculo del propio rendimiento PR para este

tipo de instalación.

*

2

( , )· ·[ ]

1 /

P GAC

G P PRE kWh

kW m

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ENERGY




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Cálculo del rendimiento de la planta

Existen fenómenos físicos y pérdidas generales que afectan al rendimiento total del

sistema. Los más significativos son: pérdidas por temperatura de los módulos, caídas de

tensión en los cables, conversión DC/AC, dispersión de los parámetros de los módulos, entre

otros. Con todos estos efectos, el PR promedio anual de cada Planta Fotovoltaica hasta la

entrada a los centros de transformación es del 82% (ver Tabla 1), desglosado en el siguiente

diagrama:

Diagrama 1: Diagrama de pérdidas durante todo el año.

Radiación solar global sobre superficie horizontal

A partir de las imágenes de satélite y sobre la localización precisa del emplazamiento se

obtienen las medidas mensuales de radiación global sobre superficie horizontal.

Según el Joint Research Center (JRC) ISPRA, el potencial radiativo en el municipio de

Espejo (Córdoba) es de 1.881 kWh/m2 sobre seguidor a un eje, cuyo valor tiene una variación

interanual del ± 2%.

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Cálculo de la energía esperada

Se adjuntan los resultados obtenidos mediante el Software PVSYST, siendo la energía

esperada para la instalación de 57.006MWh/año.

La energía neta anual generada por un sistema de 1.000 kW (1.197 kWp) ha sido

calculada con las siguientes cifras:

SOLICE

ENERGY




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6 Justificación de cálculos eléctricos

Cálculos eléctricos

Tensión nominal y caída de tensión máxima admisible

El transporte de corriente producida se realizará en CC desde los módulos hasta el

inversor a la tensión a máxima potencia o de operación de la agrupación de los 30 paneles en

serie:

Vmp: 30x37,2 = 1.116 V

Y desde el inversor hasta el transformador 0,620/33 kV en CA trifasica en BT, a la tensión

de 620 V. Las caídas máximas de tensión, en la totalidad de la instalación de CC, serán como

máximo del 1,5%, y en CA serán como máximo del 2%. Se ha utilizado un factor de potencia

de 1.

Por tanto, la máxima caída de tensión en CC deberá ser:

VcdtCC = 1,5% 1.116 = 16,74 VCC

Y la máxima caida de tensión en corriente alterna no deberá ser superior al 2%, por tanto:

VcdtCA = 2% 620 = 12,4 VCA

Si de una fuente de tensión Vo alimentamos un receptor de potencia P, mediante una línea

de longitud L y sección de los conductores S, en los bornes de dicha carga la tensión V será

menor que Vo, debido a la resistencia R de los conductores. Esta diferencia entre V y Vo se

conoce como “caída de tensión” (c.d.t.).

0VVd

En forma porcentual (c.d.t.%) será:

Al circular una corriente I por un conductor se produce calor, que según la ley de Joule

tiene el valor de:

tRIQ 224,0

Siendo Q en calorías. Este calor aumentará la temperatura del conductor hasta que la

cantidad de calor que se produce en él sea igual a la que se pierde por conducción,

convección y radiación. El calor disipado por el conductor depende de la intensidad, la sección

del conductor, el aislamiento y la forma de canalización. Se entiende que para que el

conductor no produzca más calor del que puede disipar, lo que perjudicaría el sistema, deberá

limitarse la intensidad que por él circula, que será la Imax admitida por el conductor según el

tipo de canalización, y cuyos valores aparecen en el REBT. A veces, en lugar de darse el

valor máximo se utiliza la densidad de corriente máxima definida como:

Como se ha expuesto, la línea tiene una resistencia R cuyo valor es (en CC y CA

monofásica):

100%

0

0

V

VVd

S

Is

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Al circular la corriente I se producirá una pérdida de potencia:

RIPp 2

El rendimiento de la línea se calcula:

Fórmulas utilizadas. Corriente continua

En una línea de CC, un conductor de sección S y conexión L, presenta una resistencia R

que origina una c.d.t.:

Como consecuencia, las tensiones en el origen Vo y en bornes de la carga V son

diferentes. Si se quiere que esta diferencia no sea superior a un valor dmáx predeterminado

(por el REBT u otras normativas), la sección a utilizar será:

Los cálculos de secciones de los conductores de CC se realizarán dividiendo en dos zonas

el cableado desde los módulos fotovoltaicos hasta el inversor. La primera corresponderá a la

zona comprendida entre módulos, con su cuadro de conexionado mediante strings; la

segunda zona será la comprendida entre dicho cuadro de conexionado y el inversor. El

conjunto de las dos zonas tendrá un total de 1,5 % correspondiente a todo el conjunto de

cableado de CC.

Las secciones resultantes a instalar, serán de 4, 6 y 10 mm2

para conexión de módulos

solares (strings), y entre 25 y 185 mm2 para agrupación de strings.

El conductor de corriente alterna estará dimensionado para cumplir con una caida de

tensión máxima del 2% y viene integrado en el conjunto inversor-transformador.

Fórmulas utilizadas. Corriente alterna

La fórmula para el cálculo de la sección S, es:

Siendo, en este caso, la pérdida de potencia:

RIPp 23

S

LrR 2

100% input

output

P

Ph

100%

pPP

PH

S

LrId 2

máxd

ILrS 2

máxdILrS

cos3

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El cálculo justificativo se ha realizado con las fórmulas que a continuación se describen, siendo:

S = sección en mm

2

L = longitud en m W = potencia en W Coeficiente de conductividad del cobre = 56 u = caída de tensión en V cos φ = factor de potencia de la instalación La sección teórica por unidad de caída de tensión, será:

uVuW

LS 56

La intensidad vendrá dada por:

La caída de tensión se determina mediante la fórmula:

Los conductores de las líneas trifásicas en baja tensión, desde la salida de los inversores

hasta el centro de transformación están integrados en el sistema inversor-transformador, y

deberán satisfacer una caída de tensión inferior al 2%.

Cálculo de las corrientes de cortocircuito en BT

1. Poder de corte:

El dato de intensidad de cortocircuito es el cálculo de la Icc del transformador. El resultado

del cálculo de la intensidad de cortocircuito del transformador será:

Donde:

Isec.nom. = intensidad secundaria nominal del transformador Vcc (%) = tensión de cortocircuito del transformador

Para ello los equipos de protección instalados deberán como mínimo soportar esta sobre

intensidad, siendo su poder de corte igual o superior a este valor.

2. Sección mínima para soportar un cortocircuito:

Partiendo de la corriente de cortocircuito de la instalación en BT, admitiendo un

cortocircuito no superior a 5 segundos (tiempo de duración estimado en 0,02 seg) y conductor

de cobre con aislamiento XLPE realizaremos el siguiente cálculo.

SKtIcc

cos3

VW

I

cos0172,0

SV

LWu

%

100..sec

cc

nomccV

II

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Donde:

Icc = intensidad de cortocircuito

Cálculos de puesta a tierra de la instalación:

Todas las masas de los equipos eléctricos protegidos por un mismo dispositivo de

protección, deben estar interconectadas y unidas por un conductor de protección a una misma

toma de tierra en la instalación.

La conexión a tierra debe cumplir la siguiente condición;

Donde:

Ra = es la suma de las resistencias de la toma de tierra y de los conductores de protección de masas.

Ia = es la corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de protección, siendo la corriente diferencial residual asignada en dispositivos diferenciales (300 mA).

Vo = es la tensión de contacto límite convencional (24 V en lugares húmedos).

Para el terreno donde se instalarán las picas de tierra se ha estimado una resistividad del

terreno de:

m120

La longitud de las picas se resolverá mediante la ecuación:

LR a

pica

1

Donde:

R1 pica = resistencia de tierra de una pica de tierra Ωa = resistividad del terreno L = longitud de la pica

Como introduciremos N picas de tierra en la instalación, aplicaremos la fórmula:

Donde:

Ra = resistencia de tierra total R1 pica = resistencia de tierra de una pica de tierra N = numero de picas en instalación

a

aI

VR 0

N

RR

pica

a

1

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7 Planificación de la obra

Se establece un plazo de ejecución de doce meses, contando desde la firma del Acta de

Inicio de las obras, según la siguiente planificación:

INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA PLAN DE OBRAS

MESES

Nº TAREA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

1 OBTENCIÓN DE PERMISOS

1.1 Autorización previa administrativa

1.2 Licencia de obras

1.3. Licencia de actividad

1.4 Ocupación de terrenos

1.5 Interconexión eléctrica

2 CONTRATACIÓN OBRAS Y SERVICIOS

2.1 Solicitud de ofertas

2.2 Adjudicación y contratos

3 EJECUCIÓN TRABAJOS

3.1 Replanteo

3.2 Adecuación accesos exteriores

3.3 Desbroce del terreno

3.4 Viales interiores

3.5 Cimentaciones de estructura

3.6 Canalizaciones de DC, AC y MT

3.8 Construcción montaje de los centros de transf

3.9 Instalaciones eléctricas interiores

3.10 Red de comunicaciones y monitorización

3.11 Montaje de estructuras y paneles

3.12 Montaje de armario de inversores y conexiones

3.13 Instalaciones eléctricas en DC y AC

3.14 Montaje de la Subestación y puesta en marcha

3.15 Autorización puesta en marcha

4 CONEXIÓN, PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO

4.1 Conexión estación de maniobra

4.2 Conexión instalaciones

4.3 Puesta en marcha.

4.4 Autorización administrativa definitiva

Desglose de unidades de obra

A continuación se resume el proceso de construcción del Parque Solar Fotovoltaico

“Utrilla Hive”.

Estas partidas representan los grupos generales de trabajo, que a su vez se desglosan en

los apartados correspondientes. Sólo se contempla lo relacionado con el generador

fotovoltaico y su conexión a la línea de media tensión, quedando detallado en otros proyectos

todo lo relacionado con la línea de evacuación y la subestación propia de la planta.

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Comienzo de ejecución

Inicio de obra, primeras visitas a las parcelas, organización de cuadrillas y grupos de

trabajo, limpieza manual del terreno, estudio previo de replanteo sobre terreno. Todo ello

secuenciado como:

Visita de técnicos y capataces.

Primera cuadrilla de limpieza (retirada de posibles restos sólidos).

Ubicación de teodolitos y Estación Total para el estudio cartográfico,

elevaciones del terreno, sombras, incidencias geográficas no

previstas, etc.

Replanteo de trazados de canalizaciones.

Replanteo de ubicaciones de envolventes (CS, CTC, Mantenimiento y

Control).

Cotejado con estudio definitivo de cartografía según cotas y

elevaciones del terreno.

Realización de grafos PERT.

Posterior validación y modificaciones si las hubiere.

Paso a siguiente fase.

Vallado perimetral, marcado

Cerramiento exterior de las parcelas delimitando la zona de actuación, instalación de

accesos y marcado sobre terreno de zanjeados, cajeras (cimentaciones seguidores), lechos

de arena (envolventes), etc. Todo ello secuenciado como:

Limpieza manual perímetro y ubicación valla.

Tirada de líneas generatrices mediante picas y cuerda nylon.

Marcado de las generatrices con yeso.

Marcado de los hitos de apoyos de valla.

Recepción de materiales: apoyos, malla trenzada, accesos, camión

hormigonera.

Cajeado de apoyos con medios mecánicos (ripper manual o

trepanadora).

Soterrado de apoyos.

Tendido de malla y tensado.

Instalación de accesos (puertas de 2 hojas: 6x2 y 4x2).

Determinación de generatriz principal.

Marcado en damero resto generatrices (nylon + yeso).

Cotejado con GPS.


Zanjas, zapatas, obra civil

Una vez determinadas todas las posiciones se procede a la ejecución de la obra civil:

zanjeos y cajeados. Todo ello secuenciado como:

Recepción de maquinaria: retro-excavadoras y retro-excavadora de

cadena, camión bañera y pala de 3 T, moto-niveladora.

Organización secuencial de tareas con maquinaria.

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Movimiento de tierras: extracción, apilamiento para zanjas.

Movimiento de tierras: extracción, apilamiento para cajeras

envolventes.

Nivelado manual de bases de cajeras y/o zanjas.

Retirado de tierras sobrantes y amontonamiento sobre laterales.

Instalación de picas (anillos equipotenciales).

Vertido de hormigones de limpieza.

Colocación y aplomado de armaduras (zapatas).

Vertido de arena sobre zanjas.

Vertidos finales de hormigón en zapatas.

Aplomados de virolas.

Fratasado.

Tendido de tubo con las siguientes tareas:

o Reparto de paquetes de barras/rollos de tubos por las

canalizaciones abiertas pendientes.

o Establecimiento de equipo de trabajo.

o Posicionamiento de líneas de tracción.

o Aplomado y nivelado final.

o Vertido (si restare) de HM-175 en zonas de tránsito pesado.

o Repaso de uniones y entradas/salidas arquetas.

o Suavizado de curvas.

o Tapado y compactado final.

Colocación de arquetas (HM-175 de apoyo).

Vertido de hormigón sobre tubo en cruce de viales.

Vertido de tierras procedentes de excavación.

Compactado y nivelado finales.

Recepción de envolventes.

Colocado en cajeras, aplomado y retapado.

Realización de aceras perimetrales.


Recepción materiales

Recepción de volúmenes individuales, organización de stocks mínimos en parcela,

cuadrilla de montaje mecánico, controles de calidad de recepción desde fábrica. Todo ello

secuenciado como:

Preparación superficie para recepción de grandes volúmenes.

Tránsito de portes, descarga y almacenamiento en fase previa a

instalación.

Camión pluma de servicio en el parque (una unidad).

Control de calidad en obra, conformidad de recepción.

Control de visaje y listado de equipos.

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Realización de stocks mínimos.


Instalación campos fotovoltaicos

Montaje mecánico de los elementos de sustentación de módulos fotovoltaicos a nivel de

suelo, instalación de módulos sobre guías en emparrillado, aplomado y nivelado de

emparrillado, certificaciones de instalación. Todo ello secuenciado como:

Reparto de cuadrillas de montaje.

Realización del circuito del camión pluma.

Conformado de las hojas de protocolos de montaje.

Ensamblaje de los emparrillados.

Recepción de palets con módulos fotovoltaicos.

Verificaciones de estado de los paquetes.

Verificaciones de potencias, series, paralelos, etc.

Establecimiento de cuadrillas y protocolos.

Montaje secuencial sobre emparrillados.

Conexionado.

Revisado, certificación discontinua.

Izado mediante pluma de los campos generadores fotovoltaicos.

Cuadrilla de verificación de montaje.

Ajuste de mecánicas final.

Ultima verificación.

Limpieza de terrenos adyacentes.


Obra eléctrica Fase I

Tendido de infraestructura en BT, cableados, protecciones, inversores. Todo ello

secuenciado como:

Recepción de materiales eléctricos de BT.

Reparto por parcelas.

Instalación de cableados interiores a seguidores.

Instalación de inversores.

Colocación de protecciones, cuadros, etc.

Certificaciones de BT.


Obra eléctrica Fase II

Tendido de la infraestructura de MT, líneas, CTCs, conexionados. Todo ello secuenciado

como:

Recepción de materiales eléctricos de MT.

Reparto por posiciones.

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Instalación de cableado de MT, tráctel y paso por arquetas.

Uniones, bornas de paso, terminales.

Instalación de trafos 3.800 kVA en línea de MT.

Conexión a la línea de evacuación.

Tendidos inversores, trafos.

Protecciones y verificaciones.


Edificaciones anexas

Instalación de CS, caseta de Mantenimiento y Control, poste y vano destensado. Todo ello

secuenciado como:

Replanteo CS.

Instalación de celdas.

Instalación de anillo equipotencial.

Conexionados interiores, fusibles, etc.

Tendido tramo soterrado MT.

Instalación de poste aéreo y equipos auxiliares: XS, grapas soporte,

etc.

Certificaciones finales.

Pintado y limpieza.

Replanteo caseta de mantenimiento y control.

Instalación de línea de potencia en BT y control.

Instalación de equipo de control (PC, impresora, módem, etc.).

Pintado, limpieza final y certificación de obra.

Trabajos servícolas adyacentes.


Explanaciones y limpiezas finales

Recogida de materiales sobrantes, limpieza y despejado de zona de generación, limpieza

de viales, etc. Todo ello secuenciado como:

Retirada de áridos sobrantes y reparto por parcela con moto-

niveladora y pala.

Recogida de material eléctrico sobrante.

Transporte de cartonajes envolventes de paquetes y palets a planta

de reciclado.

Relucido de fratasados.

Limpieza y engrasado de mecánicas de seguidores.


Timbrado conducciones

Se procederá a un último timbrado de todas las conducciones, armarios de protección,

línea de MT, etc.

SOLICE

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Pruebas y certificaciones finales

Por último, se realizarán las pruebas necesarias en obra para certificar el correcto

funcionamiento y operatividad de la planta Se revisarán todas las certificaciones parciales

intermedias, abriendo un libro de registro de incidencias. Se chequearán todos los códigos de

errores en seguidores, inversores y protecciones electrónicas de trafos, abriendo el

correspondiente libro de registro.

Tránsito de vehículos/personal

Durante la realización de las obras se estiman los siguientes tránsitos:

Tránsito vehículos: Moderado: en Fases 1, 3, 4 y 6.

Medio: en Fases 2 y 5 (maquinaria de mayor tonelaje: pala

4 T, camión pluma 17 T, camión hormigonera 8 m3).

Tránsito personal: Moderado: en todas sus fases.

Compromiso general del instalador autorizado

a. El instalador autorizado garantiza todas sus instalaciones por un período de doce meses.

Así mismo, garantiza por igual período de tiempo todos los materiales que suministre

directamente.

b. El instalador autorizado garantiza todos los materiales suministrados directamente, según

especificaciones del fabricante.

c. Durante el período de garantía, todas las anomalías que puedan aparecer serán

subsanadas por el instalador autorizado, con excepción de las producidas por el mal uso

de los sistemas o por causa no imputable a su responsabilidad.

d. La garantía del instalador autorizado sólo será válida en aquellos equipamientos y obras

ejecutadas por él mismo.

e. El instalador autorizado garantiza la calidad y funcionalidad de todo el material

suministrado directamente.

f. El instalador autorizado se compromete a realizar un condicionamiento total de la

instalación y del equipamiento, así como a subsanar cualquier desperfecto físico

ocasionado por causas directas del trabajo realizado.

g. Dispondrá, en prevención de cualquier accidente que su personal pueda ocasionar de

manera directa o indirecta, de un seguro de responsabilidad civil, cumpliendo todas las

normas relativas a la prevención de riesgos laborales.

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8 Mantenimiento preventivo y correctivo

La instalación tendrá un mantenimiento continúo durante todo su periodo previsto de

utilización, distinguiéndose entre:

Mantenimiento preventivo

Incluirá al menos una visita semestral por empresa instaladora autorizada, realizándose un

informe técnico de la visita, en el que se reflejaran todos los controles y verificaciones

realizados y si ha existido alguna incidencia en los mismos, incluyendo las siguientes

actuaciones:

Inspección visual de los módulos, cableado, conexiones, circuitos de

protección e inversores.

Mediciones y comprobaciones de las tensiones y corrientes de los

módulos.

Comprobación de las protecciones eléctricas, verificando su

comportamiento.

Comprobación del funcionamiento correcto del inversor

Comprobación de los cables y terminales, asegurándole los mismos

con sus correspondientes reaprietes de las bornes.

Diariamente el personal de mantenimiento velara por el correcto funcionamiento de la

central y por la integridad de sus componentes, encargándose también de la limpieza de los

módulos fotovoltaicos.

Además, se incluye un plan de mantenimiento previamente definido detallado a

continuación:

SOLICE

ENERGY




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Plan de mantenimiento SOLICE ENERGY S.L.

Trabajos a realizar Periodo

(Anual)

1. Estructura

Comprobación de elementos de unión de la estructura, regular par de apriete. X/3

Fijaciones

módulos

Comprobar la correcta fijación estructura-módulo, regular par de apriete. X/3

2. Módulos

Comprobar que no existen daños mecánicos, roturas del cristal, deformaciones del

marco, etc. X

Cristales Comprobar el estado de limpieza, y si es necesario limpiar con agua a presión X/3

Cajas de conexión Comprobar impermeabilidad de cerramientos, fijaciones y bornes. X/3

3. Cableado DC

Comprobación visual en busca de posibles alteraciones X/3

4. Cajas de distribución

Entrada cables Comprobar estanqueidad, fijación. X

Bornas Comprobar la correcta fijación y revisar par de apriete X

Protecciones Verificar que no es necesario rearmar X

Strings Medida de corriente de vacío y de intensidades de funcionamiento X

Varistores Verificar que no se han soltado y sustituir si es necesario X

5. Edificación

Estanqueidad Comprobar estanqueidad X

Cableado Comprobar posibles daños mecánicos, como cortes, empalmes, etc. X

6. Inversores

Funcionamiento Inspección visual X

Varistores Verificar que no se han soltado y sustituir si es necesario X

Armario Comprobación visual de protecciones, funcionamiento, filtros de ventilación… X

7 Armario de contadores

Protecciones Verificar si es necesario rearmar. X

Protecciones Comprobación del funcionamiento. X/3

Bornas entrada Comprobar estanqueidad y fijación. X/3

Bornas conexión Comprobar la correcta fijación y si es necesario revisar par de apriete. X/3

Armario contadores Comprobar estado de limpieza y si es necesario limpiar. X

Contadores Comprobación visual de funcionamiento. X

8. Control de producción

Vigilancia

instalación

Verificación diaria de los datos de producción (lunes a viernes) Diario

Control remoto Emisión de un informe de valoración de los datos registrados Mensual

SOLICE

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Mantenimiento correctivo

Este mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado, incluyendo todas las

operaciones de reparación de equipos necesarios para que el sistema funcione

correctamente. Se deberá elaborar un presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias

para el correcto funcionamiento de la instalación, que deberá ser aceptado antes de llevar a

cabo las tareas asociadas.

Compromisos de la empresa de mantenimiento autorizada

a. Garantizar todas sus reparaciones por un período de doce meses. Garantizar por igual

período de tiempo todos los materiales suministrados directamente.

b. Garantizar todos los materiales suministrados directamente, según especificaciones del

fabricante.

c. Durante el período de garantía serán subsanadas todas aquellas anomalías que puedan

detectarse, excepto las producidas por el mal uso de los sistemas o cualquier tipo de

causa no imputable a su responsabilidad.

d. Dicha garantía será válida en aquellos equipamientos en los que la empresa autorizada

haya trabajado.

e. Garantizar la calidad y funcionalidad de todo el material suministrado directamente.

f. Compromiso de realizar un acondicionamiento total de la instalación y del equipamiento,

así como de subsanar cualquier desperfecto físico ocasionado por causas directas del

trabajo realizado.

g. Disponer, en prevención de cualquier accidente que su personal pueda ocasionar de

manera directa o indirecta, de un seguro de responsabilidad civil, cumpliendo todas las

normas relativas a la prevención de riesgos laborales.

SOLICE

ENERGY




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9 Presupuesto

El presupuesto total de la obra que incluye:

Proyecto de Baja Tensión.

Proyecto de Infraestructuras Generales para la Evacuación de la Energía.

Se ha estimado que es de 20.644.864,78€, ascendiendo el presupuesto de Baja

Tensión a 18.103.928,26€ y a 2.540.936,52€ el presupuesto de Infraestructuras

Generales para la Evacuación de la Energía.

SOLICE

ENERGY




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10 Conclusiones

Dado por finalizado la presente memoria, se considera que el documento aportado

compone el ámbito de definición de la descripción de las instalaciones en baja tensión de la

planta solar fotovoltaica proyectada, con las correspondientes definiciones y justificaciones.

Córdoba, a 09 de Enero de 2018

El Ingeniero Industrial

Angel Pavón Mellado

Colegiado nº 4439 COIIAO

SOLICE ENERGY S.L. C/ Escritor Cristóbal de Mesa 10, 1º 2 Córdoba

Teléfono: +34 957 408 908

www.solice.es

[email protected]

http://www.solice.es/


PROYECTO TÉCNICO PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ......de una planta solar fotovoltaica de potencia...

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