Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Organización Industrial Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Marco Giráldez Sánchez-Carrero Tutor: Francisco Javier Pino Lucena Dpto. ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 2 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Organización Industrial Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Marco Giráldez Sánchez-Carrero Tutor: Francisco Javier Pino Lucena Profesor Titular de Universidad Dpto. de Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 4 Proyecto Fin de Carrera: Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Autor: Marco Giráldez Sánchez-Carrero Tutor: Francisco Javier del Pino El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2022 El Secretario del Tribunal 6 A mis padres. A mi abuelo Pepe. 8 Agradecimientos Quiero agradecer en primer lugar todo el cariño que me ha brindado mi familia desde incluso antes de nacer, mis padres, mis hermanas, mis abuelos, mis tíos, mis primos, todos. Me gustaría hacer mención especial a mi abuelo Pepe, que allá donde esté, siempre ha sido un referente para mí en lo personal y en lo académico, por lo que este trabajo, que es un fruto de mi esfuerzo durante tantos años, va dedicado a él desde que empecé a pensar en la idea. Al redactar esta prosa me acuerdo de muchos profesores que me han marcado a lo largo de mi vida, me acuerdo mucho de Rosa, Dori, Jorge, Antonio, Jacinto, Ana, Jose Miguel, Jose David, que dudo que lean esto alguna vez, pero me han marcado como estudiante y como persona. Aunque si hay nombres que merecen estar escritos aquí, son los del extraordinario grupo humano que formamos los gladiadores de GOI: Álvaro, David, Antonio, Antonio Manuel, Alberto, Fran, Alberto y Fernando. Quiero acordarme, cómo no, de mis amigos, todos forman parte de mi vida. Carrera, Javi, Diego, Carmen, Marta, Raquel, Marta, Marina, Carmen, Sofía, Toni, Gonzalo, Paula, Chino e Iñigo. Algunos nombres no me caben. Pensabas que iba a olvidarme de ti, ¿verdad? Pues no puedo. Esto también es tuyo, Blanca. Marco Giráldez Sánchez-Carrero Sevilla, 2022 16 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Datos entidad. 28 Tabla 2. Coordenadas de ilustración 20. 32 Tabla 3. Parcelas catastrales. 33 Tabla 4. Coordenadas vallado. 40 Tabla 5. Coordenadas LAAT. 52 Índice de Ilustraciones 18 ÍNDICE DE ILUSTRACIONES Ilustración 1. Instalación solar fotovoltaica. Referencia bibliográfica [2] 2 Ilustración 2. Gráfico porcentual de la fotovoltaica en el mundo. Referencia bibliográfica [3] 3 Ilustración 3. Gráfico de potencia instalada de fotovoltaica en España. Fuente: [4] 4 Ilustración 4. Gráfico porcentual de la energía fotovoltaica generada en España. Fuente: [4] 4 Ilustración 5. Distribución energía solar por provincias en España. Fuente: [4] 5 Ilustración 6. Trópico de Cáncer. Referencia bibliográfica [5] 5 Ilustración 7. Agrivoltaica con pastoreo. Referencia bibliográfica [6] 6 Ilustración 8. Agrivoltaica con viñedos. Referencia bibliográfica [7] 6 Ilustración 9. Módulo fotovoltaico. Referencia bibliográfica [8] 10 Ilustración 10. Curva solar. Referencia bibliográfica [9] 11 Ilustración 11. Estructura solar fija. Referencia bibliográfica [10] 12 Ilustración 12. Seguidor solar a un eje. Referencia bibliográfica [11] 12 Ilustración 13. Estructura seguidor solar a un eje. Referencia bibliográfica [12] 13 Ilustración 14. Seguidor solar a dos ejes. Referencia bibliográfica [13] 13 Ilustración 15. Estructura seguidor solar a dos ejes. Referencia bibliográfica [14] 14 Ilustración 16. Configuración 2V. Referencia bibliográfica [15] 15 Ilustración 17. Configuración 1V. Referencia bibliográfica [16] 16 Ilustración 18. Configuración 3H. Referencia bibliográfica [17] 16 Ilustración 19. Baterías de almacenamiento. Referencia bibliográfica [18] 17 Ilustración 20. Proceso hidrógeno verde. Referencia bibliográfica [19] 18 Ilustración 21. Skid Inversor-Transformador. Referencia bibliográfica [20] 19 Ilustración 22. Resumen tramitación proyecto. 24 Ilustración 23. Ortofoto del emplazamiento y sus alrededores. 27 Ilustración 24. Emplazamiento visión general. 31 Ilustración 25. Emplazamiento visión en profundidad. 32 Ilustración 26. Restos arqueológicos. 34 Ilustración 27. Localización de restos arqueológicos. 34 Ilustración 28. Flujo preferente. Referencia bibliográfica [21] 35 Ilustración 29. Localización arroyos. 36 Ilustración 30. Vías pecuarias 1. 36 Ilustración 31. Vías pecuarias 2. 37 Ilustración 32. Layout instalación. 38 Ilustración 33. Layout instalación vallado. 39 Ilustración 34. Layout instalación accesos. 41 Ilustración 35. Layout instalación líneas y caminos. 42 Ilustración 36. Esquema skid inversor+transformador. 43 Ilustración 37. Seguidor solar Soltec. Referencia bibliográfica [22] 44 Ilustración 38. Módulo Jinko. Referencia bibliográfica [23] 45 Ilustración 39. Inversor INGECON. (Imagen suministrada por el proveedor) 45 Ilustración 40. Cableado inversor. (Imagen suministrada por el proveedor) 47 Ilustración 41. Estación tranformadora INGECON. (Imagen suministrada por el proveedor) 48 Índice de Ilustraciones 20 1 1 INTRODUCCIÓN N primer lugar, para comprender mejor el resto del trabajo, resulta fundamental hacer una breve introducción al estado actual del sector de las energías renovables, tanto desde el punto de vista político como del técnico. En diciembre de 2015, se firma el acuerdo de París 1 , un tratado internacional que establece el objetivo de mantener, antes de finales del siglo XXI, el calentamiento global por debajo de los 2 grados por encima de los niveles preindustriales, y de ser posible limitarlo a 1,5 grados. El acuerdo establece que esto debería ser logrado mediante la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero tan pronto como sea posible. Para alcanzar este objetivo, la herramienta principal es la transición energética. Ésta consiste en cambiar de un sistema energético basado en los combustibles fósiles a uno de bajas emisiones o sin emisiones de carbono, basado en las fuentes de energía renovables. Actualmente, los combustibles fósiles representan la mayoría de los recursos empleados para la producción de energía, y son los principales responsables de la contaminación y por tanto del cambio climático. Una manera de combatirlos y de contribuir a la descarbonización consiste en la electrificación de los consumos, reemplazando los combustibles fósiles por electricidad producida a través de fuentes de energía renovables. Esto significaría conseguir que algunos sectores estén completamente libres de emisiones, como por ejemplo el sector del transporte, cuya descarbonización se conseguiría reemplazando los tradicionalmente usados motores de combustión por motores eléctricos. No obstante, la electrificación de los consumos solo sería efectiva si, como se acaba de mencionar, esa electricidad proviene de fuentes de energías renovables, ya que si para hacer que un motor eléctrico de un vehículo funcione se usa electricidad generada por una central eléctrica de carbón, no se está contribuyendo a la descarbonización. Por tanto, las energías renovables se postulan como única alternativa a los combustibles fósiles de cara a lograr el objetivo del acuerdo de París. Este trabajo se centrará en la más limpia de todas las energías renovables. Una tecnología libre de emisiones, compatible con la biodiversidad y tan evolucionada, que es actualmente la fuente de energía renovable más utilizada con más de 1 TW de potencia instalada en todo el mundo. 1 Esta información corresponde a la referencia bibliográfica [1], puede encontrarse en el apartado Bibliografía, al final de este trabajo. E Todos nuestros sueños pueden hacerse realidad, si tenemos el coraje de perseguirlos. - Walt Disney - INTRODUCCIÓN 2 1.1. Instalaciones fotovoltaicas Las fuentes de energías renovables son muchas: eólica, hidroeléctrica, biomasa, biocarburantes, geotérmica, y las que son generadas a partir de los movimientos de las mareas. No obstante, a lo largo de este trabajo se pondrá el foco en la tecnología fotovoltaica. Ilustración 1. Instalación solar fotovoltaica. Referencia bibliográfica [2] En la imagen superior, se puede observar una instalación solar fotovoltaica. Utiliza seguidores a un eje y sus módulos están dispuestos según la configuración 1V, aunque esos conceptos se explicarán más. La tecnología fotovoltaica, debido a su bajo coste y al estar libre de emisiones, es sin lugar a dudas una de las tecnologías clave para que llevar a cabo la transición energética, tal y como se puede observar en el gráfico a continuación: 3 3 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Ilustración 2. Gráfico porcentual de la fotovoltaica en el mundo. Referencia bibliográfica [3] Este gráfico, elaborado con datos de IEA (Agencia Internacional de la Energía), muestra como la tecnología fotovoltaica supone casi el 60% de las renovables a nivel mundial, y que se encuentra en un auge absoluto, por lo que aumentará su potencia instalada en los próximos años. En el caso de España, la situación es la siguiente 2 : 2 Esta información corresponde a la referencia bibliográfica [4], puede encontrarse en el apartado Bibliografía, al final de este trabajo. INTRODUCCIÓN 4 Ilustración 3. Gráfico de potencia instalada de fotovoltaica en España. Fuente: [4] Como se puede apreciar, especialmente desde el año 2019 la potencia instalada de fotovoltaica en España está aumentando exponencialmente. Esto se debe fundamentalmente al abaratamiento de los módulos y a las políticas energéticas que favorecen a las energías renovables frente a los combustibles fósiles. Ilustración 4. Gráfico porcentual de la energía fotovoltaica generada en España. Fuente: [4] Tanto es así, que como se puede ver en el gráfico superior, la energía fotovoltaica llegó a representar el 8% de 5 5 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW la energía generada en España en 2021, por lo que no es arriesgado estimar que a finales de 2022 llegará a representar más del 10%. Ilustración 5. Distribución energía solar por provincias en España. Fuente: [4] Otro dato interesante a tener en cuenta es que, como se aprecia el gráfico superior, las regiones situadas más al sur peninsular son las que encabezan la lista de potencia instalada de energía fotovoltaica. Esto es debido a que el rendimiento de las plantas es mayor cuanto más se acercan al Trópico de Cáncer, debido a que el sol se encuentra más cerca, tal y como se puede ver en la siguiente imagen: Ilustración 6. Trópico de Cáncer. Referencia bibliográfica [5] La Tecnología Fotovoltaica 12 Ilustración 11. Estructura solar fija. Referencia bibliográfica [10] • Seguidores a un eje: este sistema de seguimiento consiste en un eje de acero que sigue una orientación Norte-Sur, de manera que la rotación del mismo produce un seguimiento Este-Oeste. Esto permite aumentar las horas de sol equivalentes, al seguir parcialmente el movimiento del sol maximizando así la captación de energía. Es el sistema de seguimiento más utilizado actualmente en el sector de la producción, ya que ofrece un buen ratio Energía producida / Potencia instalada, y un excelente ratio Energía producida / Inversión realizada. Es decir, sin ser la tecnología perfecta, actualmente es la más competitiva, y por tanto la más utilizada. A continuación, se observa un ejemplo de cómo sería una instalación con seguidores a un eje. Ilustración 12. Seguidor solar a un eje. Referencia bibliográfica [11] A continuación, se observa más a fondo la estructura del seguidor a un eje: 13 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Ilustración 13. Estructura seguidor solar a un eje. Referencia bibliográfica [12] • Seguidores a dos ejes: este sistema de seguimiento consiste en una estructura de acero que permite que los módulos fotovoltaicos se muevan tanto en el eje Norte-Sur como en el Este-Oeste. Esto permite a los módulos seguir directa y totalmente el movimiento del sol a lo largo del día, ya que como se ha visto anteriormente, el sol sigue un movimiento en forma de curva en esos dos ejes. Resulta la tecnología perfecta para la energía fotovoltaica, puesto que su ratio Energía producida / Potencia instalada es el más alto que existe. Sin embargo, esta tecnología es muy cara, y el ratio Energía producida / Inversión realizada es menor que la de los seguidores a un eje, por lo que resulta menos competitiva. A continuación , se observa una instalación con seguidores a dos ejes: Ilustración 14. Seguidor solar a dos ejes. Referencia bibliográfica [13] A continuación, se puede ver más en detalle cómo es un seguidor a dos ejes: La Tecnología Fotovoltaica 14 Ilustración 15. Estructura seguidor solar a dos ejes. Referencia bibliográfica [14] 2.1.3 Tipos de configuraciones de los módulos Como se ha visto, el sistema más utilizado actualmente en el sector de la generación/producción de energía solar, especialmente en huertos solares de más 50 MW de potencia, es el de seguidores a un eje. Estos, a su vez, pueden tener distintas configuraciones dependiendo del relieve y el espacio del que se disponga, así como del viento, un factor muy determinante. Estas son las configuraciones de paneles más utilizadas en los seguidores a un eje: • Configuración 2V: dos filas de paneles por seguidor, ambas dispuestas siguiendo la orientación vertical de los paneles, como se observa en la siguiente fotografía: 15 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Ilustración 16. Configuración 2V. Referencia bibliográfica [15] Esta configuración es la más utilizada durante los últimos años, ya que permite aprovechar al máximo los terrenos que no presentan grandes desniveles, aunque resulta ser bastante vulnerable a las fuertes rachas de viento que pueden darse ocasionalmente, con el riesgo de que algunos módulos, o incluso seguidores completos salieran volando, como ocurre a menudo. • Configuración 1V: una fila de paneles por seguidor, dispuesta de manera vertical sobre el eje del mismo, como se muestra a continuación: La Tecnología Fotovoltaica 16 Ilustración 17. Configuración 1V. Referencia bibliográfica [16] Esta configuración, pese a no tener el aprovechamiento del terreno ni de los materiales de la 2V (ya que habría que colocar el doble de seguidores), resulta mucho más ventajosa en zonas donde las fuertes rachas de viento pueden ocasionar los destrozos anteriormente mencionados, ya que la altura a la que se elevan los paneles es considerablemente menor que en la 2V, así como la sombra creada por los mismos. Es la que prefieren actualmente las grandes empresas, ya que aseguran una mayor vida útil a la instalación, así como menor gasto en operación y mantenimiento (O&M). • Configuración 3H: 3 filas de paneles por seguidor, dispuestas horizontalmente al eje de este, como se observa en la fotografía a continuación: Ilustración 18. Configuración 3H. Referencia bibliográfica [17] Esta configuración es utilizada para terrenos con mucha inclinación, o muy irregulares, ya que hace un mejor uso de área disponible. No obstante, se utiliza en casos muy específicos, y en instalaciones de menor capacidad 17 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW cuyo terreno es muy desfavorable. 2.1.4 Sistemas de almacenamiento Los sistemas de almacenamiento siempre han resultado ser un bien costoso en las instalaciones de gran potencia, pero desde hace pocos años, gracias al desarrollo de esta tecnología y la economización de los costes, cada vez es más frecuente encontrar plantas fotovoltaicas con baterías de almacenamiento. El motivo de usar almacenamiento en las plantas fotovoltaicas es el mismo que el de los sistemas de seguimiento solar. Como se ha explicado, al no producir por la noche ya que no hay luz solar, la tecnología fotovoltaica puede verse sobrepasada por otras como pueden ser la tecnología eólica, que sí que produce por la noche y también tiene un bajo impacto medioambiental. No obstante, si en las horas más centrales del día, donde se produce más electricidad, se almacena parte de esa energía para inyectarla a la red en las horas en las que el sol acaba de ponerse, se consigue que la curva solar que vimos anteriormente se “aplane”, y así se optimice el rendimiento de la instalación maximizando su beneficio. Ilustración 19. Baterías de almacenamiento. Referencia bibliográfica [18] Las más utilizadas son las baterías de litio, que almacenan la electricidad que producen los módulos fotovoltaicos en corriente continua (CC). Actualmente en el sector, se considera ideal para una planta solar fotovoltaica de 50 MW un sistema de almacenamiento de baterías de litio de 5 MWh. Esto quiere decir, que dado que las baterías de litio actuales para grandes potencias tienen un tiempo de almacenado de 2 horas, la potencia instalada de la batería en este caso sería de 2,5 MW, que multiplicado por las 2 horas quedaría 5 MWh. No obstante, hay otra tecnología que está adquiriendo gran notoriedad en el sector tanto por sus aplicaciones a la generación como para el transporte de energía. Se trata del hidrógeno verde. Esta tecnología consiste básicamente en un tanque de agua con unos electrolizadores, que al conectarlos a la planta solar hacen pasar la corriente produciéndose un proceso conocido como la electrolisis, con el que se obtiene el hidrógeno del H2O, liberando exclusivamente oxígeno a la atmósfera. Dado que la energía utilizada para este proceso procede de la fotovoltaica, se considera que está libre de emisiones y por tanto se puede denominar hidrógeno verde. El hidrógeno resulta ideal para almacenar energía, ya que a diferencia de las baterías de litio la energía tiene una vida mucho más larga en este sistema de almacenamiento. La Tecnología Fotovoltaica 18 Ilustración 20. Proceso hidrógeno verde. Referencia bibliográfica [19] El hándicap más importante que tiene esta tecnología es su elevado coste, ya que los electrolizadores tienen un alto precio actualmente, y se necesita una turbina, motor de combustión o Pila de Combustible para transformar de nuevo el H2 en corriente eléctrica. No obstante, se postula como una de las tecnologías con más futuro de cara a la agenda 2030. 2.1.5 Inversores, transformadores y subestación elevadora Una vez la energía del sol es recogida por los módulos fotovoltaicos y estos la convierten en corriente eléctrica, se trata de corriente continua (CC). Naturalmente esta corriente continua tiene que ser convertida a corriente alterna (AC), por lo que se hacen grupos de seguidores solares para conectar los módulos a un inversor, que es el encargado de convertir la corriente continua en alterna. Esta corriente eléctrica sale de los inversores en baja tensión (BT), por lo que para elevarla a alta tensión (AT) sufrirá dos procesos. El primero, será elevarla a media tensión (MT) mediante un transformador. El segundo paso será llevar la corriente a una subestación elevadora de AT, para poder conectar la planta a la red de transporte y distribución. Resumiendo, un grupo de módulos fotovoltaicos se conecta a un inversor para convertir la CC en AC. De cada inversor sale una corriente en BT. Un grupo de unos pocos inversores se conecta a un transformador. De cada transformador sale una corriente en MT. Por último, todos los transformadores se conectan a una subestación elevadora de AT. Con el objetivo de simplificar un poco el proceso de montaje y de abaratar costes, últimamente en el sector se viene optando por una solución que unifica el inversor y el transformador en un mismo módulo. Estos módulos se llaman skids. Dentro de este módulo habrá varios inversores por cada transformador, como ya se ha explicado. 19 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Ilustración 21. Skid Inversor-Transformador. Referencia bibliográfica [20] 2.1.6 Líneas de evacuación Las LAATs, o líneas aéreas de alta tensión, son requisito indispensable para la evacuación de la electricidad de plantas fotovoltaicas de gran potencia a la red de transporte y distribución de energía eléctrica, puesto que esta conexión se realiza a través de subestaciones de Red Eléctrica de España (REE) o del operador de la zona, las cuales son siempre de Alta Tensión (AT). Las más comunes son de 66, 132, 220 y 400 kV. Es por eso, que tanto la subestación elevadora de la planta como la LAAT tienen que estar dimensionadas específicamente para la tensión que exige la subestación de conexión, por lo que resulta absolutamente fundamental conocer la subestación a la que se va a conectar la planta antes de empezar con el proyecto de esta. La Tecnología Fotovoltaica 20 21 3 PROCESO ADMINISTRATIVO DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA n el siguiente capítulo, se podrá ver cuáles son los procesos que hay que seguir para construir y poner en operación una planta solar fotovoltaica en España, desde sus inicios hasta sus últimos requerimientos. Se descubrirá cuáles son las administraciones competentes y cuáles son los permisos que hay que obtener para poder llevar a cabo el proyecto, así como los plazos que tiene tanto la empresa desarrolladora como la administración que lo tramita. Cabe señalar que estos procedimientos están descritos para una planta de menos de 50 MW de potencia, ya que para potencias superiores la vía de tramitación es el Ministerio de Industria, y no la administración de la Comunidad Autónoma de Andalucía, que es en la que se va a centrar el trabajo. Lo primero que debe hacer el promotor del proyecto fotovoltaico es realizar la solicitud de acceso y conexión a la empresa propietaria de la subestación con la que se quiere establecer la conexión. Es preciso saber, que las subestaciones de tensión 400 y 220 kV son propiedad de Red Eléctrica de España. Las subestaciones de menor tensión son propiedad de las distribuidoras regionales, tales como Endesa, Iberdrola o Acciona, entre otras. Este capítulo se centrará en las que son propiedad de las distribuidoras. Según el Real Decreto 1183/2020 del 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, se establece que las empresas distribuidoras han de tener habilitado un portal virtual para llevar a cabo las solicitudes de acceso y conexión. Los requisitos para poder iniciar el procedimiento son varios, aunque los más importantes son los siguientes: • Proyecto descriptivo de la instalación: se trata exclusivamente de un anteproyecto muy preliminar, en el que se ha de indicar la potencia de la planta, y cómo se realizara la conexión. También ha de indicarse la tecnología que se va a instalar (módulos fijos o seguidores a un eje), aunque esto pudiera ser modificado en el futuro una vez el proyecto vaya adquiriendo madurez. • Emplazamiento: se deben especificar las parcelas catastrales que van a ser utilizadas para la instalación. Lo ideal en este caso es aportar un contrato de arrendamiento con el propietario o los propietarios del terreno, ya que eso significará que no se llevará a cabo expropiación en el futuro y se reducirá el tiempo de tramitación. • Garantía: se tiene que presentar un aval o garantía de 40 €/kW. Esta garantía es de obligatoria E Quien pretende a todo el mundo agradar, al final no hace a nadie feliz. - Juan Carlos Aragón - Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 28 28 SOLAR AIRPORT PV S.L. Actividad principal Desarrollo y explotación de instalaciones de generación eléctrica. CIF B90366725 Domicilio Avda. Charles Darwin S/N, Pabellón Monorraíl Localidad 41092 – SEVILLA. Tabla 1. Datos entidad. 4.3. Normativa applicable Para la realización de este proyecto, se ha tenido en cuenta el obligado cumplimiento de la normativa que a continuación se relaciona: 4.3.1 Instalaciones eléctricas • Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. • Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifica distintas disposiciones en el sector eléctrico. • Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento Unificado de Puntos de Medida de Sistema Eléctrico. • Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. • Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se aprueba 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. • Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, por el que se aprueba el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión, y sus Instrucciones Técnicas Complementarias ITCLAT 01 a 09. • Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba Reglamento electrotécnico para baja tensión, y sus Instrucciones técnicas complementarias ITC-BT 01 a 52. • Real Decreto 187/2016, de 6 de mayo, por el que se regulan las exigencias de seguridad del material eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión. • Todas las instalaciones cumplirán la Normativa Europea EN, la Normativa CENELEC, las Normas UNE y las Recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI). • Instrucciones técnicas de los fabricantes y suministradores de equipos. 29 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW 4.3.2 Instalaciones fotovoltaicas • 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. 4.3.3 Normas Técnicas Generales • UNE-EN 60529:2018 Grados de protección proporcionados por las envolventes (Código IP). • UNE-EN 60060-1:2012 CORR 2013 Técnicas de ensayo de alta tensión. Parte 1: Definiciones generales y requisitos de ensayo • UNE-EN 50102:1996 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK). • UNE-EN 50102 CORR:2002 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK). • UNE-EN 50102/A1:1999 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK). • UNE-EN 50102/Al CORR:2002 Grados de protección proporcionados por las envolventes de materiales eléctricos contra los impactos mecánicos externos (código IK). • UNE-EN 60060-2:2012 Técnicas de ensayos de alta tensión. Parte 2: Sistemas de medida. • UNE-EN 60060-3:2006 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 3: Definiciones y requisitos para ensayos in situ. • UNE-EN 60060-3 CORR.:2007 Técnicas de ensayo en alta tensión. Parte 3: Definiciones y requisitos para ensayos in situ. • UNE-EN 600711:2006 Coordinación de aislamiento. Parte 1: Definiciones, principios y reglas. • UNE-EN 60071-2:1999 Coordinación de aislamiento. Parte 2: Guía de aplicación. • UNE-EN 60270:2002 Técnicas de ensayo en alta tensión. Medidas de las descargas parciales. • UNE-EN 60865-1:1997 Corrientes de cortocircuito. Parte 1: Definiciones y métodos de cálculo. • UNE-EN 60909-0:2016 (Ratificada) Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 0: Cálculo de corrientes. (Ratificada por AENOR en agosto de 2016.) • UNE-EN 60909-3:2004 Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 3: Corrientes durante dos cortocircuitos monofásicos a tierra simultáneos y separados y corrientes parciales de cortocircuito circulando a través de tierra. 4.3.4 Normas Técnicas de Cables y conductores • UNE 21144-1-1:2012 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1-1: Ecuaciones de Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 30 30 intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Generalidades. • UNE 21144-1-2:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 2: Factores de pérdidas por corrientes de Foucault en las cubiertas en el caso de dos circuitos en capas. • UNE 21144-1-3:2003 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 1: Ecuaciones de intensidad admisible (factor de carga 100%) y cálculo de pérdidas. Sección 3: Reparto de la intensidad entre cables unipolares dispuestos en paralelo y cálculo de pérdidas por corrientes circulantes. • UNE 21144-2-1:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica. • UNE 21144-2-1/1M:2002 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica. • UNE 21144-2-1/21V1:2007 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 1: Cálculo de la resistencia térmica. • UNE 21144-2-2:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 2: Resistencia térmica. Sección 2: Método de cálculo de los coeficientes de reducción de la intensidad admisible para grupos de cables al aire y protegidos de la radiación solar. • UNE 21144-3-1:1997 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte3: Secciones sobre condiciones de funcionamiento. Sección 1: Condiciones de funcionamiento de referencia y selección del tipo de cable. • UNE 21144-3-2:2000 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte 3: Secciones sobre condiciones de funcionamiento. Sección 2: Optimización económica de las secciones de los cables eléctricos de potencia. • UNE 21144-3-3:2007 Cables eléctricos. Cálculo de la intensidad admisible. Parte3: Secciones sobre condiciones de funcionamiento. Sección 3: Cables que cruzan fuentes de calor externas. • UNE 21192:1992 Cálculo de las intensidades de cortocircuito térmicamente admisibles, teniendo en cuenta los efectos del calentamiento no adiabático. • UNE 2110031:2001 Límites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada de 1 kV (Um= 1,2 kV) a 3 kV (Um=3,6 kV). • UNE 211003-2:2001 Límites de temperatura de cortocircuito en cables eléctricos de tensión asignada de 6 kV (Um= 7,2 kV) a 30 kV (Um=36 kV). • UNE 211435:2011 Guía para la elección de cables eléctricos de tensión asignada superior o igual a 0,6/1 kV para circuitos de distribución de energía eléctrica. • UNE-EN 60228:2005 Conductores de cables aislados. • UNE-EN 60228 CORR.:2005 Conductores de cables aislados. • UNE-1-113 620-5-E-1:2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 5: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de XLPE. Sección E-1: Cables con cubierta de compuesto de poliolefina (tipos 5E-1, 5E-4 y 5E-5). • UNE-1-113 620-7-E-1:2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 7: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de EPR. Sección E-1: Cables con cubierta de compuesto de poliolefina (tipos 7E-1, 7E- 4 y 7E-5). • UNE-HD 620-9-E:2007 Cables eléctricos de distribución con aislamiento extruido, de tensión asignada desde 3,6/6 (7,2) kV hasta 20,8/36 (42) kV. Parte 9: Cables unipolares y unipolares reunidos, con aislamiento de HEPR. Sección E: Cables con aislamiento de HEPR y cubierta de compuesto de poliolefina (tipos 9E-1, 9E-4 y 9E-5). 31 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW 4.3.5 Normativas técnicas de aparamenta eléctrica • UNE-EN 62271-103:2012 Aparamenta de alta tensión. Parte 103: Interruptores para tensiones asignadas superiores a 1kV e inferiores o iguales a 52 kV. • UNE-EN 602821:2007 Fusibles de alta tensión. Parte 1: Fusibles limitadores de corriente. • NE-EN 62271-100:2011 CORR 2014 Aparamenta de alta tensión. Parte 100: Interruptores automáticos de corriente alterna. • UNE-EN 62271-102:2005 Aparamenta de alta tensión. Parte 102: Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de corriente alterna. Aisladores: • UNE-EN 62217:2013 Aisladores poliméricos de alta tensión para uso interior y exterior. Definiciones generales, métodos de ensayo y criterios de aceptación. 4.4. Emplazamiento La instalación fotovoltaica se implantará en la finca Santa María de las Lomas, perteneciente al término Municipal de la Rinconada. La situación geográfica la se puede comprobar en la siguiente imagen: Ilustración 24. Emplazamiento visión general. Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 32 32 Ilustración 25. Emplazamiento visión en profundidad. Tabla 2. Coordenadas de ilustración 20. El terreno disponible comprende una superficie de 114,089 has que incluye las siguientes parcelas: 33 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Tabla 3. Parcelas catastrales. La finca está situada a 5 km de la subestación SET AEROPUERTO 132, que constituye nuestro punto de conexión. Se puede comprobar la situación relativa de ambas en el plano de la LAAT incluido en el anexo 1. 4.4.1 Afecciones medioambientales y de compatibilidad urbanística Hay que tener en cuenta algunas consideraciones previas tenidas en cuenta a la hora de escoger este emplazamiento: • Las obras previstas se quedan, en todo caso, fuera del ámbito de cualquier figura de espacio protegido previsto en la normativa autonómica, así como fuera de la Red Natura 2000. • El área afectada se encuentra dentro de PGOU de La Rinconada como suelo no urbanizable de carácter natural o rural, sin ninguna protección especial. • En este tipo de suelo está permitida la construcción de instalaciones industriales e infraestructurales de tipo energético. • El Plan General contempla específicamente que están permitidas las instalaciones de líneas eléctricas. • La línea de evacuación no afecta a ninguna vía pecuaria clasificada. • No se encuentra afectada por ningún derecho minero ya sea Permiso de investigación, exploración o concesión en vigor. Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 34 34 4.4.1.1 Afecciones arqueológicas Se ha realizado un estudio arqueológico tanto en la finca Santa María de las Lomas como a lo largo del recorrido de la línea de evacuación hasta el SET AEROPUERTO 132. A lo largo del recorrido de la línea de evacuación no se han encontrado restos arqueológicos emergentes o en superficie. En la finca, sin embargo, si se han encontrado, en el extremo norte de la Parcela 28 del Polígono 5, la presencia de fragmentos pequeños de materiales constructivos identificados como de ladrillo macizo, algún fragmento vidriado melado con esmalte blanco probablemente de una orza contemporánea, así como un número alto de fragmentos de galbos comunes indeterminados de difícil adscripción cronológica, aunque por las características que presentaban se relacionan con materiales del XVIII-mediados del XX d.C. Ilustración 26. Restos arqueológicos. Esta superficie ha sido delimitada en prospección mediante un polígono para establecer su ubicación y extensión principal Ilustración 27. Localización de restos arqueológicos. 35 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW 4.4.1.2 Afecciones hidrográficas En lo referente a las zonas inundables de la finca, se ha encargado a la empresa ingeniera WATTS un estudio hidrográfico en la finca para estudiar la zona de la máxima envolvente de la Vía de Intenso Desagüe y Zona de Inundación Peligrosa, cuya unión da lugar a la Zona de Flujo Preferente, la cual se muestra a continuación. De acuerdo con el artículo 9.2 del Reglamento del Dominio Público Hidráulico, la zona de flujo preferente es aquella zona constituida por la unión de la zona o zonas donde se concentra preferentemente el flujo durante las avenidas, o vía de intenso desagüe, y de la zona donde, para la avenida de 100 años de periodo de retorno, se puedan producir daños graves a las personas y los bienes, quedando delimitado su límite exterior mediante la envolvente de ambas zonas. A los efectos de la aplicación de la definición anterior, se considerará que pueden producirse graves daños sobre las personas y los bienes cuando las condiciones hidráulicas durante la avenida satisfagan uno o más de los siguientes criterios: • Que el calado sea superior a 1 m. • Que la velocidad sea superior a 1 m/s. • Que el producto de ambas variables sea superior a 0,5 m²/s. Se entiende por Vía de Intenso Desagüe, la zona por la que pasaría la avenida de 100 años de periodo de retorno sin producir una sobreelevación mayor que 0,3 m, respecto a la cota de la lámina de agua que se produciría con esa misma avenida considerando toda la llanura de inundación existente. Ilustración 28. Flujo preferente. Referencia bibliográfica [21] Se ha realizado un estudio para saber la zona que es susceptible de inundación y que es necesario respetar sin incluir en ella ninguno de los elementos de la instalación. Dichas áreas susceptibles de inundación quedan representadas en el siguiente mapa: Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 36 36 Ilustración 29. Localización arroyos. 4.4.1.3 Afecciones por vías pecuarias La finca se ve afectada por 3 cañadas reales: • Cañada Real Poco aceite • Cañada Real De división de Términos • Cañada Real Alamedilla baja Se puede comprobar la sección del trazado de dichas vías pecuarias relevante para nuestro proyecto en la siguiente figura, obtenida a partir del visor Rediam facilitado por la junta de Andalucía: Ilustración 30. Vías pecuarias 1. 37 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Ilustración 31. Vías pecuarias 2. En caso de que las vías pecuarias no se encuentren deslindadas (es lo que ocurre con las tres que afectan a la finca) la distancia legal que es necesario respetar consiste en 75,22 m desde cada uno de los extremos del camino y hacia el linde contrario del camino. Es decir, al fin y al cabo, es necesario respetar 150 metros tomando como centro de referencia del camino de dicha anchura la línea central del camino que aparece en el visor Rediam. Por ello la finca, en concreto la parcela 28 del polígono 5, se encuentra afectada de forma directa por las cañadas reales de Poco Aceite y de Alamedilla Baja. Además, debido a la distancia legal que ha de respetarse hacia ambos márgenes de la vía también se ve afectada la finca por el retranqueo legal necesario a tener en cuenta a la hora de la realización de la obra civil debido a la cañada real de División de Términos que afecta al linde situado al este de la finca. 4.4.2 Conclusiones La superficie disponible de la finca se ve mermada (en escasa medida) por: • Afecciones hidrológicas de los dos arroyos que cruzan la finca • Afecciones arqueológicas (únicamente la parcela 28 del polígono 5) • Afecciones por vías pecuarias (principalmente la parcela 28 del polígono 5) • La presencia del cortijo de la finca que es necesario respetar (2,5 has) a la hora de realizar las obras civiles. • La necesidad legal de retranqueo a la hora de la realización de las obras una distancia de 25 m con respecto a las lindes de la finca tal y como establece el PGOU de la Rinconada. Teniendo en cuenta todo ello se concluye, en base a la escasa superficie disponible de la parcela 28 del Polígono 5 y la dificultad eléctrica que conllevaría el conexionado de los módulos fotovoltaicos en esa parcela con respecto al resto de la instalación, prescindir de dicha parcela. Por tanto, considerando todas las restricciones superficiales, la instalación fotovoltaica podría tomar la siguiente forma: Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 44 44 Con el fin de comprender de manera muy general la red de zanjado de la finca se puede dividir de la siguiente forma: • Red de zanjado que comunica los 177 seguidores con las diferentes salidas de los inversores instalados. • Zanja que comienza en una estación Skid y va a parar a otra estación Skid. Las 10 estaciones están conectadas 2 a 2. • Zanja que comunica cada uno de los 5 pares de estaciones Skids comunicadas que transportan la energía procedente del par en cuestión a la zanja central o columna vertebral de la instalación que va recogiendo la energía de todas las secciones a partir de los diferentes pares de estaciones hasta llegar a la subestación de la finca. 4.6.3 Características del sistema de seguimiento La orientación de los seguidores solares a un eje sigue la disposición Este-Oeste. Hay una separación E-O, denominada pitch, de 8,45 m y una distancia N-S entre seguidores de 0,5 m. Se utilizará el seguidor solar a un eje SF7 2X28P de SOLTEC o similar, compuesto por una doble fila de 28 paneles siguiendo la configuración 2V, tal y como se muestra en la siguiente imagen: Cada seguidor solar está formado por 2 “strings” constituidos por 28 módulos fotovoltaicos de 575 Wp cada uno, es decir, cada seguidor está compuesto por 56 módulos fotovoltaicos que suman 32,2 kWp. Cada seguidor cuenta con una cada paralelo C.C. “Fuse Box”, donde se unen los 2 “strings” con un fusible de protección de 10 A individual para cada “string”, de dicha caja, protegida por un fusible 75 A y una protección de sobretensión saldría un cable a cada una de las entradas del inversor a unos 1.300 V. 4.6.4 Características de los módulos fotovoltaicos Todos los módulos fotovoltaicos están diseñados y fabricados según la norma IEC 61215 y seguridad eléctrica clase II. Las características del panel fotovoltaico Tiger Monofacial de Jinko solar de 575 Wp son las siguientes: Ilustración 37. Seguidor solar Soltec. Referencia bibliográfica [22] 45 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW • Potencia nominal: 575 Wp • Tensión en el punto de máxima potencia: 44,67 V • Corriente en el punto de máxima potencia: 12,88 A • Tensión en circuito abierto: 53,20 V • Corriente de cortocircuito: 13,74 A • Dimensiones: 2411 x 1134 x 35 mm • Peso: 30,93 kg • Tipo de células: Monocristalinas • Distribución de células: 156 (2x78) Ilustración 38. Módulo Jinko. Referencia bibliográfica [23] 4.6.5 Características de los inversores Ilustración 39. Inversor INGECON. (Imagen suministrada por el proveedor) Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 46 46 Para este proyecto se ha utilizado el inversor INGECON SUN 1665 B640, con las siguientes características: Datos de entrada: • Potencia nominal recomendada: 1.620 – 2.128 kWp • Rango de tensión MPP: 910 – 1300 V • Máxima tensión de módulo: 1500 V • Máxima corriente en continua: 1.850 A • Nº de entradas en continua: 15 • Máxima corriente en cada entrada: 40 – 350 A Datos de salida: • Potencia nominal AC: 1.663 kVA • Tensión nominal AC: 630 V AC • Corriente nominal AC: 1500 A • Frecuencia 50 Hz • Distorsión armónica THD < 3% • Factor de potencia 0 - 1 ajustable Otras características del inversor: • Rango de temperaturas: -20 °C / +50°C • Humedad relativa 0- 100% • Altitud máxima: 4500 m • Dimensiones: 2,820 x 825 x 2,270 mm • Peso: 1,710 kg • Protección: IP56 • Máximo Rendimiento 98,9% • Rendimiento Europeo 98,5% Protecciones incorporadas en el inversor El sistema de protecciones deberá ser consistente con lo exigido por la reglamentación vigente. El inversor elegido cuenta con las siguientes protecciones: • Polaridad inversa • Cortocircuitos y descargas en la salida • Fusibles DC • Anti-isla con desconexión automática • Seccionador DC con control en puerta • Seccionador magnetotérmico AC con control de puerta 47 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW • Descargadores de sobretensión DC y AC • Sistema de monitorización del aislamiento • Sistema de desconexión automática en caso de sobrecalentamiento del transformador BT/MT • Botón de desconexión automática, accesible desde el exterior • Sistema de maniobra de desenganche en caso de sobrecalentamiento del transformador BT/MT • Seta de emergencia para maniobra de desenganche accesible desde el exterior Ilustración 40. Cableado inversor. (Imagen suministrada por el proveedor) 4.6.6 Características de los centros de transformación Los centros de transformación de este proyecto tienen la misión de elevar el nivel de tensión para poder evacuar la energía producida de red. La instalación fotovoltaica “SOLAR AIRPORT” contará con 10 centros de transformación MT/BT centralizados, en los que se alojará en cada uno de ellos en transformador de 5,4 MVA. La Inverter Station de Ingeteam es una solución compacta, flexible y personalizable. Esta estación está pensada para facilitar su inmediata instalación a la interperie, gracias a lo cual se puede prescindir de envolventes del tipo contenedor. Esta solución presenta una plataforma metálica o skid de media tensión que integra los equipos de conversión de potencia, transformador de aceite herméticamente sellado y toda la aparamenta de baja tensión, con hasta cuatro inversores por skid. Este también incluye los dispositivos de control e interconexiones entre los diversos elementos. Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 48 48 Ilustración 41. Estación tranformadora INGECON. (Imagen suministrada por el proveedor) 4.7. Subestación elevadora SANTA MARÍA DE LAS LOMAS La instalación proyectada será propiedad del peticionario; no será cedida a Endesa Distribución Eléctrica. La nueva Subestación eléctrica proyectada conectará a través de una nueva línea aérea de 132 kV, propiedad del peticionario, con la Subestación eléctrica existente denominada “SET AEROPUERTO”, en parque de 132 KV. La Subestación estará constituida por: • Parque de 132 kV . • Parque de 20 kV . • Transformación • Sistema de Control y Protecciones • Sistema de Medida para la facturación • Sistema de Servicios Auxiliares • Sistema de Telecomunicaciones • Sistema de Puesta a tierra • Sistema de Seguridad En las siguientes subsecciones procederemos a describir muy brevemente sus características. 4.7.1 Parque 132 kV Tipo: Exterior Convencional Esquema: Simple barra Alcance: 1 posición de línea + trafo (compartiendo aparamenta) 49 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW 4.7.2 Parque de 20 kV Tipo: Cabinas interior blindadas aisladas en gas SF6 Esquema: Simple barra Alcance: 1 posición de transformador de potencia 3 posiciones de línea + 1 posición de reserva 1 posición de transformador de servicios auxiliare 1 posición de medida 4.7.3 Transformación Estará constituida por: • 1 Transformador 132/20 kV 50 MVA, con regulación en carga. • 1 Reactancia de puesta a tierra 4.7.4 Sistemas de control y protecciones Se instalará un sistema integrado de control y protecciones (SICP) que integrará las funciones de control local, protecciones y telecontrol. 4.7.5 Sistema de medida La medida para facturación se realizará en la red de 132 kV. Compuesto por un punto de medida principal y otro redundante. Instalados ambos en el extremo de la nueva subestación. Conforme al reglamento de puntos de medida (RPM). 4.7.6 Sistema de servicios auxiliaries Estará constituido por: • 1 Transformador 20/0,4kV de 400 KVA. • 1 Cuadro General de Corriente Alterna (CGCA) • 1 Rectificador batería 125 V. c.c., con capacidad para 8 horas de funcionamiento de los suministros esenciales. • 1 Cuadro General de Corriente Continua (CGCC) 4.7.7 Sistema de Comunicaciones La telecomunicación se realizará mediante fibra óptica de tecnología monomodo. 4.7.8 Sistema de puesta a tierra Se dimensionará de acuerdo con los siguientes datos: • Intensidad de defecto a tierra: 7,2 kA • Duración del defecto: 0.5 seg. • Tipo de electrodo: Malla Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 50 50 • Material del conductor: Cobre Las tensiones de paso estarán por debajo de valores admitidos en la ITC-RAT 13. 4.8. Línea de evacuación La LAAT está compuesta por 18 apoyos y otro apoyo extra que se corresponde con el que es necesario implementar en la subestación de ENEL para conseguir el acoplamiento al punto de conexión. Por tanto, la LAAT unirá la subestación elevadora SANTA MARÍA DE LAS LOMAS con el punto de conexión situado en la SET AEROPUERTO 132. En el anexo 1 se encuentra un plano de la LAAT vista desde arriba, así como uno de su alzado, donde se pueden ver las alturas de los apoyos y la longitud de los cables de AT. A continuación se muestran las coordenadas de dichos apoyos: 51 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW Descripción de la instalación de 50 MW Solar Airport 52 52 Tabla 5. Coordenadas LAAT. 4.7.9 Características generales de la línea La línea tiene las siguientes características generales: • Tensión (kV): ----------------------------------------------------------------------------- 132 • Longitud (km):--------------------------------------------------------------------------- 5,31 • Categoría de la línea: --------------------------------------------------------------------- 1º • Zona/s por la/s que discurre:--------------------------------------------------------Zona A • Velocidad del viento considerada (km/h):-------------------------------------------- 120 • Tipo de montaje: -----------------------------------------------------Simple Circuito (SC) • Número de conductores por fase: -------------------------------------------------------- 1 • Frecuencia: ----------------------------------------------------------------------------- 50Hz • Factor de potencia:----------------------------------------------------------------------- 0,8 • Nº de apoyos proyectados: ---------------------------------------------------------------19 • Nº de vanos: --------------------------------------------------------------------------------18 • Cota más baja (m): ------------------------------------------------------------------------21 • Cota más alta (m):-------------------------------------------------------------------------45 53 Gestión y desarrollo del proyecto de una planta fotovoltaica de 50 MW 4.9. Lecciones aprendidas En este capítulo del trabajo, se ha podido ver con un ejemplo real de un proyecto ya tramitado por la administración todo lo visto anteriormente. Se ha llevado la teoría vista en los capítulos anteriores a la práctica, aportando soluciones reales a problemas reales, haciendo un proyecto competitivo y solvente. Se ha aprendido a evaluar el terreno, y a interpretar cuándo una zona se considera insalvable para el proyecto, especialmente si está aislada y comprometida medioambientalmente, como era su caso. Se ha entendido cuál es la solución óptima para instalaciones fotovoltaicas de esa latitud y que no presentan grandes pendientes, los seguidores a un eje y configuración 2V, aunque también se ha entendido que esto puede cambiar según avance el mercado. Se ha podido aprender más acerca de las LAAT y de las subestaciones elevadoras, desde un punto de vista técnico pero también general. En definitiva, se ha podido comprobar de primera mano cómo se realiza un proyecto de una instalación fotovoltaica de 50 MW, haciendo que lo aprendido en este capítulo pueda servir y sirva para la elaboración de futuros proyectos fotovoltaicos. Algunos de los conceptos que deben recordarse son los siguientes: • Conviene analizar concienzudamente el terreno antes de firmar cualquier contrato de arrendamiento, pues como se ve en el apartado 4.4.2, finalmente se acaba eliminando una parcela catastral al completo, demorando así el proyecto y reduciendo más el espacio entre los módulos. Es posible que en un proyecto de esta envergadura, el emplazamiento sea lo más determinante, puesto que va a ser este el que permita utilizar una u otra tecnología, en función del espacio y los valores medioambientales que posea. • Es indispensable contar con la herramienta PV-SYST a la hora de hacer un proyecto de estas características. Esta herramienta es la que va a decir cuántos módulos fotovoltaicos se han de poner, así como ser la encargada de estimar la producción anual de la instalación en función de una serie de parámetros. • Se han de valorar soluciones tecnológicas novedosas como los sistemas de seguimiento o los skid inversor-transformador, que ayudarán a ahorrar espacio y dinero al proyecto, en muchos casos aumentando su viabilidad y su producción anual. Estos son solo algunos de los conceptos que menos conviene olvidar, quizás los más fundamentales, del capítulo cuarto. Version 7.2.5 PVsyst - Simulation report Grid-Connected System Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Trackers single array, with backtracking System power: 56.99 MWp Santa Maria de las Lomas - Spain Author Astrom Technical Advisors SL (Spain) 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Project summary Geographical Site Santa Maria de las Lomas Spain Situation Latitude Longitude Altitude Time zone 37.46 -5.84 39 UTC+1 °N °W m Project settings Albedo 0.20 Meteo data Santa Maria de las Lomas Solargis Prospect - Synthetic System summary Grid-Connected System Trackers single array, with backtracking PV Field Orientation Tracking plane, horizontal N-S axis Axis azimuth 0 ° Near Shadings According to strings Electrical effect 100 % User's needs Unlimited load (grid) System information PV Array Nb. of modules Pnom total 99120 56.99 units MWp Inverters Nb. of units Pnom total Pnom ratio 30 44.88 1.270 units MWac Results summary Produced Energy 113216 MWh/year Specific production 1986 kWh/kWp/year Perf. Ratio PR 85.82 % Table of contents Project and results summary General parameters, PV Array Characteristics, System losses Near shading definition - Iso-shadings diagram Main results Loss diagram Special graphs 2 3 6 7 8 9 Page 2/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) General parameters Grid-Connected System Trackers single array, with backtracking PV Field Orientation Orientation Tracking plane, horizontal N-S axis Axis azimuth 0 ° Backtracking strategy Nb. of trackers Single array 89 units Sizes Tracker Spacing Collector width Ground Cov. Ratio (GCR) Phi min / max. 8.45 4.83 57.2 -/+ 60.0 m m % ° Backtracking limit angle Phi limits +/- 55.0 ° Models used Transposition Diffuse Circumsolar Perez Perez, Meteonorm separate Horizon Free Horizon Near Shadings According to strings Electrical effect 100 % User's needs Unlimited load (grid) PV Array Characteristics PV module Manufacturer Model Jinkosolar JKM575M-7RL4-V (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 575 Wp Number of PV modules Nominal (STC) Modules 99120 56.99 3540 Strings x 28 units MWp In series At operating cond. (50°C) Pmpp U mpp I mpp 51.99 1122 46351 MWp V A Inverter Manufacturer Model Ingeteam INGECON SUN 1665TL B640 OUTDOOR (Custom parameters definition) Unit Nom. Power 1496 kWac Number of inverters Total power 30 44880 units kWac Operating voltage Max. power (=>30°C) Pnom ratio (DC:AC) 925-1300 1663 1.27 V kWac Total PV power Nominal (STC) Total Module area Cell area 56994 99120 271001 255290 kWp modules m² m² Total inverter power Total power Nb. of inverters Pnom ratio 44880 30 1.27 kWac units Array losses Array Soiling Losses Loss Fraction 1.5 % Thermal Loss factor Module temperature according to irradiance Uc (const) Uv (wind) 29.0 0.0 W/m²K W/m²K/m/s DC wiring losses Global array res. Loss Fraction 0.37 1.4 mΩ % at STC LID - Light Induced Degradation Loss Fraction 1.0 % Module Quality Loss Loss Fraction -0.8 % Module mismatch losses Loss Fraction 0.4 % at MPP Strings Mismatch loss Loss Fraction 0.1 % Page 3/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Array losses IAM loss factor Incidence effect (IAM): User defined profile 0° 1.000 30° 1.000 50° 1.000 60° 1.000 70° 0.989 75° 0.965 80° 0.924 85° 0.731 90° 0.000 Page 4/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) System losses Auxiliaries loss Proportionnal to Power 0.0 kW from Power thresh. 4.0 W/kW AC wiring losses Inv. output line up to MV transfo Inverter voltage Loss Fraction 640 0.12 Vac tri % at STC Inverter: INGECON SUN 1665TL B640 OUTDOOR Wire section (30 Inv.) Average wires length Alu 30 x 3 x 2500 21 mm² m MV line up to HV Transfo MV Voltage Average each inverter Wires Length Loss Fraction 30 Alu 3 x 150 3850 0.46 kV mm² m % at STC HV line up to Injection HV line voltage Wires Length Loss Fraction 132 Alu 3 x 185 2100 0.12 kV mm² m % at STC AC losses in transformers MV transfo Medium voltage 30 kV Operating losses at STC Nominal power at STC Iron loss (24/24 Connexion) Loss Fraction Coils equivalent resistance Loss Fraction 56052 5.10 0.10 3 x 0.72 0.90 kVA kW/Inv. % at STC mΩ/inv. % at STC HV transfo Grid voltage 132 kV Transformer from Datasheets Nominal power Iron loss Loss Fraction Copper loss Loss Fraction 50000 25.00 0.05 175.00 0.35 kVA kVA % of PNom kVA % of PNom Operating losses at STC Nominal power at STC Iron loss (24/24 Connexion) Loss Fraction Coils equivalent resistance Loss Fraction 56052 25.00 0.04 3 x 63.00 0.39 kVA kW % at STC mΩ % at STC Page 5/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Near shadings parameter Perspective of the PV-field and surrounding shading scene Iso-shadings diagram Page 6/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Main results System Production Produced Energy 113216 MWh/year Specific production Performance Ratio PR 1986 85.82 kWh/kWp/year % Normalized productions (per installed kWp) Performance Ratio PR Balances and main results GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff EArray E_Grid PR kWh/m² kWh/m² °C kWh/m² kWh/m² MWh MWh ratio January 78.5 29.20 10.90 99.0 95.1 5359 5142 0.912 February 97.4 34.60 12.30 122.4 118.0 6545 6290 0.902 March 146.4 50.50 15.10 184.0 177.4 9634 9265 0.883 April 174.8 61.30 17.40 217.7 210.3 11240 10806 0.871 May 210.5 71.40 21.00 263.2 254.2 13308 12800 0.853 June 233.2 67.80 25.80 292.5 283.2 14462 13911 0.834 July 245.0 60.70 28.20 310.9 301.3 15164 14586 0.823 August 217.1 60.10 28.20 275.7 267.3 13559 13047 0.830 September 162.2 52.80 24.60 203.5 196.6 10223 9834 0.848 October 119.4 44.50 20.40 150.3 144.7 7786 7488 0.874 November 83.8 30.50 14.70 106.8 102.7 5696 5469 0.898 December 69.9 25.80 11.69 88.6 85.0 4778 4578 0.907 Year 1838.2 589.20 19.23 2314.6 2235.7 117754 113216 0.858 Legends GlobHor DiffHor T_Amb GlobInc GlobEff Global horizontal irradiation Horizontal diffuse irradiation Ambient Temperature Global incident in coll. plane Effective Global, corr. for IAM and shadings EArray E_Grid PR Effective energy at the output of the array Energy injected into grid Performance Ratio Page 7/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Loss diagram Global horizontal irradiation 1838 kWh/m² +25.9% Global incident in coll. plane -1.78% Near Shadings: irradiance loss -0.17% IAM factor on global -1.50% Soiling loss factor Effective irradiation on collectors2236 kWh/m² * 271001 m² coll. efficiency at STC = 21.03% PV conversion Array nominal energy (at STC effic.)127423 MWh +0.26% PV loss due to irradiance level -6.11% PV loss due to temperature 0.00% Shadings: Electrical Loss acc. to strings +0.75% Module quality loss -1.00% LID - Light induced degradation -0.50% Mismatch loss, modules and strings -1.04% Ohmic wiring loss Array virtual energy at MPP117798 MWh -1.62% Inverter Loss during operation (efficiency) -0.04% Inverter Loss over nominal inv. power 0.00% Inverter Loss due to max. input current 0.00% Inverter Loss over nominal inv. voltage 0.00% Inverter Loss due to power threshold 0.00% Inverter Loss due to voltage threshold -0.01% Night consumption Available Energy at Inverter Output115835 MWh -0.40% Auxiliaries (fans, other) -0.08% AC ohmic loss -0.99% Medium voltage transfo loss -0.29% MV line ohmic loss -0.44% High voltage transfo loss -0.07% HV line ohmic loss Energy injected into grid113216 MWh Page 8/9 27/09/21 PVsyst V7.2.5 VCH, Simulation date: 17/09/21 18:41 with v7.1.1 Project: Santa Maria de las Lomas Variant: Nuevo Escenario 5b_Ingecon 1665TL B640 Astrom Technical Advisors SL (Spain) PVsyst Licensed to Astrom Technical Advisors SL (Spain) Special graphs Daily Input/Output diagram System Output Power Distribution Page 9/9 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 01 001 002 003 1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 A B C D E F G H I J K L 1 2 3 4 5 6 7 10 11 12 13 A B C D E F G H I J 9 8 8 14 15 K L 16 I LOCALIZACIÓN: Cliente: Ingeniería: Proyecto: Escala: Tamaño: Plano nº: Hojas: Hoja nº: Título & Subtítulo: Este plano es propiedad de Astrom Technical Advisors, S.L. No se puede reproducir, copiar, prestar, ceder o usar bajo ninguna circunstancia sin el previo consentimiento escrito del Propietario. Número de proyecto: Implantación 1 1 1 A1 1:5.000 Proyecto Solar Airport 50 MW Solar Airport PV, S.L. 12985 Versión Fecha Descripción Emitido Dibujado Revisado Aprobado AMH MT AM ATA Primera emisión 21/09/2021 00 N LEYENDA: LÍMITE PARCELA VALLADO PERIMETRAL ACCESOS CAMINO ACCESO CORTIJO CAMINO PERIMETRAL SKID MT LÍNEAS ELÉCTRICAS HIDROGRAFÍA NATURAL CONFIGURACIÓN DE LAS PLANTAS: POTENCIA PICO (MWp) POTENCIA INSTALADA NOMINAL a 30ºC (MWn) CAPACIDAD ACCESO (kWn) RATIO CC/AC (SIN LIMITACIÓN) RATIO CC/AC (CON LIMITACIÓN) Nº DE MÓDULOS Nº DE INVERSORES Nº DE SEGUIDORES 2Vx28 Nº DE MÓDULOS/STRING PITCH (m) 56,99 49,89 50,00 1,14 1,14 99.120 30 1.770 28 8,45 EQUIPOS PRINCIPALES: POTENCIA MÓDULO (W) POTENCIA INVERSOR 30ºC (kW) SEGUIDOR SOLAR 575 1.637 1 EJE N-S (2V) CAMINO INTERNO SEGUIDOR SOLAR 2Vx28 VEGETACION SUBESTACIÓN VVPP Líneas MT