Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas

Equation Chapter 1 Section 1 Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Energía. Mención de Energía Renovables Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Dpto. Ingeniería energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Autor: Francisco Javier Martínez García Tutores: Jose María Delgado Sánchez e Isidoro Lillo Bravo Sevilla, 2021 iii Proyecto Fin de Carrera Ingeniería de Energía Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Autor: Francisco Javier Martínez García Tutores: Jose María Delgado Sánchez (Profesor Ayudante Doctor) Isidoro Lillo Bravo (Profesor Titular) Dpto. Ingeniería Energética Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2021 v Proyecto Fin de Carrera: Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Autor: Francisco Javier Martínez García Tutores: Jose María Delgado Sánchez e Isidoro Lillo Bravo El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2021 El Secretario del Tribunal vii A mi familia y amigos. A mis maestros. ix 4.6.1 Corriente continua 27 4.6.2 Corriente alterna 27 4.7. Descripción del Sistema de puesta a tierra 27 5 Diseño técnico subestaciones 29 5.1. Introducción. 29 5.2. Características y configuración 30 5.2.1 Subestación 200 MW 220/30 kV 30 5.2.2 Subestación 50 MW 66/30 kV 31 5.3. Parámetros de diseño 33 5.3.1 Magnitudes eléctricas 33 5.3.2 Distancias 34 5.3.3 Características técnicas de los componentes del parque 34 5.4. Cálculo de conductores 44 5.4.1 Capacidad de corriente en los conductores desnudos 44 5.4.2 Capacidad de corriente en los conductores aislados 49 5.5. Sistema de protección y control 59 5.5.1 Criterios básicos 59 5.5.2 Disposición 59 5.6. Sistema de puesta a tierra 62 5.6.1 Criterios básicos de la red de tierras inferiores 62 5.6.2 Instrucciones generales de puesta a tierra inferior 62 5.6.3 Criterios básicos de la red de tierras superiores 63 6 Presupuesto 64 6.1. Parque 200 MWp 64 6.2. Parque 50 MWp 67 6.3. Subestación 200 MW 70 6.4. Subestación 50 MW 73 6.5. Línea 220 kV (15 km) 76 6.6. Línea 66 kV (15 km) 79 7 Análisis de costes 82 7.1. Costes parques fotovoltaicos 82 7.2. Costes subestaciones 85 7.3. Costes líneas 87 8 Conclusiones 89 9 Bibliografía xxiii xvii ÍNDICE DE TABLAS Tabla 4–1. Configuración Instalación 50 MWp y 200 MWp 10 Tabla 4–2. Características Generador Fotovoltaico 11 Tabla 4–3. Características Soporte de los Módulos 12 Tabla 4–4. Características Soporte de los Módulos 12 Tabla 4–5. Características Inversores 13 Tabla 4–6. Características Centros de Transformación 14 Tabla 4–7. Características Celdas de MT 15 Tabla 4–8. Características del sistema de corriente continua BT 15 Tabla 4–9. Características del sistema de corriente alterna BT 16 Tabla 4–10. Características del sistema de corriente alterna MT 16 Tabla 4–11. Datos Climatológicos 17 Tabla 4–12. Descripción de las Variables 20 Tabla 4–13. Características Conductor CC-BT 20 Tabla 4–14. Características Conductor AC-BT 20 Tabla 4–15. Factores de Corrección BT-CC 21 Tabla 4–16. Factores de Corrección BT-CA 21 Tabla 4–17. UNE 20460-90/4-43 22 Tabla 4–18. Valores típicos de relaciones para distintas ubicaciones de falla 23 Tabla 4–19. Descripción de las Variables 25 Tabla 4–20. Circuitos de Media Tensión para 50MWp 25 Tabla 4–21. Circuitos de Media Tensión para 200MWp 25 Tabla 4–22. Condiciones de Servicio 25 Tabla 4–23. Factores de Corrección MT 26 Tabla 4–24. Circuitos de Media Tensión 27 Tabla 5–1. Posiciones del parque de 220 kV 31 Tabla 5–2. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. 31 Tabla 5–3. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. 31 Tabla 5–4. Posiciones del parque de 66 kV 32 Tabla 5–5. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. 32 Tabla 5–6. Posiciones de AT. 33 Tabla 5–7. Posiciones de MT. 33 Tabla 5–8. Resumen de tensiones y distancias de aislamiento 34 Tabla 5–9. Características Interruptor 35 Tabla 5–10. Características Seccionador 35 xix Tabla 5–11. Características Transformador de Intensidad 36 Tabla 5–12. Características Transformador de Tensión 36 Tabla 5–13. Características Autoválvulas 36 Tabla 5–14. Características Transformador 220/30 kV 37 Tabla 5–15. Características Transformador 66/30 kV 38 Tabla 5–16. Características Reactancia de Puesta a Tierra 39 Tabla 5–17. Características Batería de Condensadores 39 Tabla 5–18. Características Interruptores 30 kV 41 Tabla 5–19. Características Seccionadores 30 kV 41 Tabla 5–20. Características Transformadores de Intensidad 30 kV 42 Tabla 5–21. Características Transformadores de Intensidad 30 kV 43 Tabla 5–22. Características Transformadores de Tensión 30 kV 44 Tabla 5–23. Características Conductor Arbutus 44 Tabla 5–24. Características Conductor 6063-T6 46 Tabla 5–25. Características Conductor Arbutus 47 Tabla 5–26. Características Pletina de Cobre 49 Tabla 5–27. Características Conductor de Celda de Transformador 50 Tabla 5–28. Características Instalación 50 Tabla 5–29. Características Conductor de Reactancias de Puesta a Tierra 51 Tabla 5–30. Características Instalación 51 Tabla 5–31. Características Conductor de Banco de Condensadores 52 Tabla 5–32. Características Instalación 52 Tabla 5–33. Características Conductor de Servicios Auxiliares 53 Tabla 5–34. Características Instalación 53 Tabla 5–35. Características Conductor de Celda de Transformador 54 Tabla 5–36. Características Instalación 54 Tabla 5–37. Características Conductor de Reactancias de Puesta a Tierra 55 Tabla 5–38. Características Instalación 56 Tabla 5–39. Características Conductor de Banco de Condensadores 57 Tabla 5–40. Características Instalación 57 Tabla 5–41. Características Conductor de Servicios Auxiliares 58 Tabla 5–42. Características Instalación 58 Tabla 6–1. Presupuesto Parque Fotovoltaico 200 MWp 64 Tabla 6–2. Presupuesto Parque Fotovoltaico 50 MWp 67 Tabla 6–3. Presupuesto Subestación 200 MW 70 Tabla 6–4. Presupuesto Subestación 50 MW 73 Tabla 6–5. Presupuesto Línea 220 kV 76 Tabla 6–6. Presupuesto Línea 66 kV 79 Tabla 7–1. Tabla comparativa costes Parque Fotovoltaicos 82 Tabla 7–2. Tabla comparativa costes Subestaciones 85 Tabla 7–3. Tabla comparativa costes Líneas 87 Tabla 8–1. Tabla comparativa costes conjunto de instalaciones 89 xxi ÍNDICE DE FIGURAS Ilustración 1. Ejemplo de SE 400/220 kV 30 Ilustración 2. Porcentajes coste aprovisionamiento Parques Fotovoltaicos 84 Ilustración 3. Porcentajes coste total Parques Fotovoltaicos 84 Ilustración 4. Porcentajes coste total Subestaciones 85 Ilustración 5. Porcentajes coste total Líneas Aéreas Alta Tensión 88 Ilustración 6. Porcentajes coste total conjunto de instalaciones 90 xxiii Notación AC Alternating Current AIS Air Insulated Switchgear AT Alta Tensión BC Banco Condensadores BT Baja Tensión CA Corriente Alterna CC Corriente Continua CIF Cost, Insurance and Freight CT Centro de Transformación DAP Delivered At Place DC Direct Current FV Central Solar Fotovoltaica. GIS Gas Insulated Switchgear MPPT Maximum Power Point Tracker MT Media Tensión ONAF Oil Natural Air Forced ONAN Oil Natural Air Natural PAT Puesta a Tierra SE Subestación Eléctrica SSAA Servicios Auxiliares STC Standar Test Condition TONC Nominal Operating Cell Temperature TRP Transformador de Potencia TSA Transformador de Servicios Auxiliares 1 1 OBJETO Para ello el objeto principal de este proyecto es el análisis técnico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Se estudiará así el diseño, componentes necesarios y cálculo energético de la evacuación eléctrica necesaria para la conexión a red en dos casos típicos: una planta fotovoltaica de 50 MWp y 200 MWp. Adicionalmente, se presentará una estimación básica del impacto económico que dichas soluciones técnicas tienen en la viabilidad del proyecto. Diseño técnico parques fotovoltaicos 8 ocaso. Esta tecnología presenta un menor coste y mayor simplicidad de construcción e instalación que el caso de los seguidores solares en dos ejes, pero realizan un seguimiento solar menos preciso, captando así menos energía. 4.1.2.3 Seguidor solar en dos ejes Este tipo de seguidores cuenta con dos ejes que permite el movimiento de los paneles en dos direcciones: nortesur y este-oeste. Este tipo de tecnología está diseñado para maximizar la eficiencia de la instalación todo el año ya que pueden variar la orientación según la estación del año y la posición del sol durante el día. Como consecuencia, cuentan con un seguimiento solar más preciso que los de un eje y, por tanto, un coste más elevado. 4.1.3 Inversor Los módulos fotovoltaicos producen electricidad como corriente continua. Los inversores son los encargados de transformar esta corriente continua en corriente alterna, apta para el consumo. La tecnología del inversor varía si se trata de una instalación con conexión a red o aislada. En las instalaciones aisladas, es decir, las que emplean baterías para el almacenamiento de la energía, están diseñados para una tensión de entrada específica llamada tensión de entrada nominal en intensidad continua. Esta puede optar valores de 12, 24 y 48 V. La tensión de salida normalmente es de 230 A en intensidad alterna con 50 Hz de frecuencia y potencias de entre 700 y 4500 W. En las instalaciones con conexión a red, los inversores están diseñados para un amplio rango de tensiones de entrada. Además, es obligatorio que dispongan de otras funciones como seguimiento del punto de máxima potencia, autoprotecciones de tensión, frecuencia y de funcionamiento en isla e incluso de transformación de aislamiento en la mayoría de los casos. A menudo, en las instalaciones con conexión a red, los inversores suelen ir acompañados de centros de transformación para mejorar la conversión CC/CA. Estos centros de transformación son los encargados de adaptar la energía a las condiciones de intensidad y voltaje aptos para ser transportada. Por otro lado, en grandes plantas fotovoltaicas, se distinguen varios tipos de inversores: 4.1.3.1 Inversor central Este tipo de inversor tiene como entrada un gran número de Strings. Estos son de gran potencia, eficiencia, simplicidad y bajo coste, pero es más complicado de identificar cualquier fallo técnico de la implantación, produciendo así más pérdidas en caso de incidencias. Por este motivo, necesitan elementos extras de protección evitando en la medida de lo posible este tipo de inconvenientes. También pueden emplearse cajas de string equipadas con protecciones eléctricas encargadas de recoger varios strings antes de conectarlo al inversor. 4.1.3.2 Inversores string o multistring Se trata de inversores con una única entrada para un string (o varias en el caso de multistring). Permiten su utilización en implantaciones con módulos de distintas orientaciones o con complicaciones de sombreado ya que el seguidor del punto de máxima potencia (MPPT) es independiente para cada string. Cuenta con un precio mas elevado. 9 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 4.2. Campo fotovoltaico El parque fotovoltaico estará situado en Sevilla, en un conjunto de parcelas suponiendo que no hay ningún tipo de afección además de una superficie con una inclinación la cual no se necesitará un estudio de movimientos de tierras. Estará diseñado con una configuración inversor central, principalmente para reducir el número de inversores ya que es uno de los elementos de mayor coste. Se diseñarán dos plantas, una de 200 MWp y otra de 50 MWp, con una potencia nominal de 190 MW y 47,5 MW respectivamente. Estará constituida básicamente por los siguientes elementos: • Obra Civil de la instalación y vallado perimetral. • Módulos fotovoltaicos. • Estructuras metálicas soporte. • Inversores de energía. • Centros de transformación de tensión. • Cableado con aislamiento para CC y CA (BT y MT). • Sistema de puesta a tierra. • Sistema de consumos auxiliares. • Sistema de monitorización, medida y acceso web. • Sistema de vigilancia perimetral. • Edificio de control y almacén. • Linea aérea de media tensión 30 kV interior En la instalación fotovoltaica, los módulos fotovoltaicos quedan asociados formando series (strings) hasta alcanzar la tensión de generación deseada en corriente continua. Las series se asocian en paralelo hasta su llegada al inversor fotovoltaico, que acondiciona la energía eléctrica obtenida del campo de módulos en corriente alterna trifásica. Una vez convertida se elevará la tensión mediante transformadores de potencia en los denominados Centros de Transformación (CT), y se evacuará mediante circuitos de media tensión que irán interconectando los diferentes CT’s hasta su llegada a la Subestación. Diseño técnico parques fotovoltaicos 10 Las plantas de generación tendrán las siguientes configuraciones de potencia: Tabla 4–1. Configuración Instalación 50 MWp y 200 MWp DATOS GENERALES Potencia instalada (MWp) 50,00 200,00 Potencia nominal (MWn) 47,50 190,00 MÓDULOS - SERIES Potencia pico del módulo (Wp) 450 450 Modulos en serie 28 módulos 28 módulos Nº series 3.968 15.873 Nº módulos (Ud) 111.104 444.444 Potencia instalada en módulos (Wp) 49.996.800 199.999.800 ESTRUCTURAS SOPORTE DE LOS MÓDULOS Tipo Seguidor horizontal 2V Seguidor horizontal 2V Composición 3 strings de 28 módulos 3 strings de 28 módulos Nº módulos por estructura 84 84 Potencia pico (Wp) por estructura 37.800 37.800 Nº Estructuras 1.323 5.291 INVERSOR Potencia nominal @25ºC / 50ºC (kW) 2.255 / 2.180 3.800 / 3.670 Número de inversores (Ud) 21 50 Potencia total en inversores @25ºC (Wn) 47.355.000 190.000.000 Potencia total en inversores @50ºC (Wn) 45.780.000 183.500.000 TRANSFORMADOR Potencia nominal @50ºC (kVA) 2.180 3.670 Número de transformadores 21 50 Potencia total en transformadores @50ºC(VA) 45.780.000 183.500.000 LÍNEA SUBTERRÁNEA DE BAJA TENSIÓN CORRIENTE CONTINUA Tipo de instalación Sobre Bandeja Sobre Bandeja Designación del conductor H1Z2Z2-K EVA 1x6 H1Z2Z2-K EVA 1x6 LÍNEA SUBTERRÁNEA DE BAJA TENSIÓN CORRIENTE ALTERNA Tipo de instalación Directamente enterrada Directamente enterrada Designación del conductor XZ1 (S) Al 1x300 XZ1 (S) Al 1x300 LÍNEA SUBTERRÁNEA DE MEDIA TENSIÓN Tipo de instalación Directamente enterrada Directamente enterrada Designación del conductor RH5Z1 AL 240mm² RH5Z1 AL 400mm² Número de conductores por fase 1 y 2 2 y 3 Tensión nominal (kV) 18/30 18/30 11 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 4.2.4 Generador fotovoltaico (módulo solar) El módulo seleccionado es de la serie comercial LONGI SOLAR LR4-72HPH 450M. El módulo es de tipo Mono PERC con tecnología de media célula y alta eficiencia. Ver hoja de datos en Anexo 1. Las características más importantes los módulos fotovoltaicos son las siguientes: Tabla 4–2. Características Generador Fotovoltaico Potencia pico (Pmax) STC 450 Wp Tensión a circuito abierto (Uoc) STC 49,3 V Corriente de cortocircuito (Isc) STC 11,60 A Tensión a máxima potencia (Ump) STC 41,5 V Corriente a máxima potencia (Imp) STC 10,85 A Tensión máxima del sistema 1500 Vdc Eficiencia 20,7 % Coeficiente de Tª de Isc STC +0,048 %/ºC Coeficiente de Tª de Uoc STC -0,270 %/ºC Coeficiente de Tª de Pmax STC 0,350 %/ºC TONC 45±2 ºC Temperatura de operación -40 ºC~+85 ºC Tolerancia en la potencia de salida 0~5 W Tolerancia de Isc y Uoc ±3% Estanqueidad de la caja de bornes IP68 Dimensiones 2094 x 1038 x 35 mm Peso 23,5 kg Diseño técnico parques fotovoltaicos 12 4.2.5 Estructuras soporte de los módulos La estructura soporte seleccionada es SOLTEC SF7 o similar. Ver hoja de datos en Anexo 2. Las características más importantes de las estructuras soporte son las siguientes: Tabla 4–3. Características Soporte de los Módulos Tipo Seguidor en un eje horizontal con filas independientes Sistema de giro Motor DC Ángulo de giro ±60º Opcional de Alimentación Autoalimentada mediante una serie Algoritmo de seguimiento Astronómico Comunicación RS-485, cableado Máxima pendiente Norte-Sur 17% Máxima pendiente Este-Oeste Ilimitada Relación de cobertura del terreno Típicamente 28~50% Cimentación Pilotado/Enroscado/Zapata Configuración 2x42 Dimensiones 42,1 x 3,95 x 3,92 mm Las características más importantes del sistema de autoalimentación son las siguientes: Tabla 4–4. Características Soporte de los Módulos Intensidad máxima de entrada 12 A Intensidad nominal de entrada 6~8 A Tensión máxima de entrada 6 V Tensión nominal de entrada (carga normal/en flotación) 2/0,5 V Rango de tensión de carga de operación a la salida 26,8~31,5 V Intensidad de carga máxima a la salida 0,5 A 13 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 4.2.6 Descripcion de los inversores El inversor seleccionado es de la marca POWER ELECTRONICS o similar. Los inversores serán del tipo “central”. Ver hoja de datos en Anexo 3. Para elegir el inversor para cada parque fotovoltaico de la hoja de datos en Anexo 3, se ha elegido en función que el cojunto de estos sea aproxime más a la potencia nominal de diseño. El inversor es un dispositivo electrónico de potencia cuya función básica es transformar la corriente continua procedente de los módulos fotovoltaicos en corriente alterna apta para la conexión a la red eléctrica, además de ajustarla en frecuencia y en tensión eficaz. Las características más importantes de los inversores son las siguientes: Tabla 4–5. Características Inversores 50MWp 200 MWp Potencia activa nominal @40ºC 2255 kW (FP=1) 3800 kW (FP=1) Potencia aparente @50ºC 2180 kVA 3670 kVA Tensión nominal de salida 615 Vac 690 Vac Intensidad máxima de salida @40ºC 2117 A 3175 A Tensión máxima de entrada 1500 Vdc 1500 Vdc Tensión MPPT de entrada @50ºC 870~1310 Vdc 976~1310 Vdc Intensidad máxima de entrada 2645 A 3970 A Intensidad de cortocircuito DC 4000 A 6000 A Número de entradas 36 36 Número de MPPT 6 6 Frecuencia nominal 50 Hz 50 Hz Sistema de distribución 3F 3F Factor de potencia ajustable 0,5 Atraso~0,5 Adelanto 0,5 Atraso~0,5 Adelanto Distorsión armónica total <3% <3% Comunicación USB, MBUS, RS485 USB, MBUS, RS485 Grado de estanqueidad IP55 IP55 Dimensiones 3700 x 2200 x 2200 mm 3700 x 2200 x 2200 mm Peso 5.550 kg 5.750 kg Nivel de ruido ≤79 dBA ≤79 dBA Diseño técnico parques fotovoltaicos 14 El inversor incluye las siguientes detecciones, monitorizaciones y protecciones: protección sobrecorriente AC mediante interruptor automático, protección sobrecorriente DC mediante fusible, protección sobretensión DC (tipo II), protección sobretensión AC (tipo II), dispositivo de monitorización de aislamiento e interruptor para despejar dicha falta y protección anti-isla. Por otra parte, este tipo de inversor se sincroniza con la frecuencia de la red para que el sistema fotovoltaico y la red trabajen en fase, es decir, sincronizados. El inversor elegido dispone de un sistema de comunicación para disponer de todos los datos de forma remota monitorizando en todo momento el correcto funcionamiento de los equipos. Podrá verse en tiempo real el estado de todos los parámetros que afectan a la producción de energía eléctrica final de la instalación. El inversor tiene capacidad de inyectar energía reactiva tanto en adelanto como en atraso según la característica PQ que facilita el fabricante, con lo cual contribuye a la regulación del factor de potencia. 4.2.7 Centros de transformación El centro de transformación seleccionado será tipo intemperie o equivalente. El centro de transformación será un conjunto prefabricado para instalación exterior, el cual integrará el transformador y celdas de media tensión, que estará completamente equipado e instalado antes de salir del taller del suministrador. Se a elegido el centro de transformación en función del inversor. Las principales características de los transformadores son las siguientes: Tabla 4–6. Características Centros de Transformación Potencia aparente nominal Parque 50 MW @50ºC 2180 kVA Potencia aparente nominal Parque 200 MW @50ºC 3670 kVA Relación de transformación Parque 50 MW 30 / 0,615 kV Relación de transformación Parque 200 MW 30 / 0,690 kV Número de fases 3 Frecuencia nominal 50 Hz Grupo de conexión Dy11 Tipo de tanque hermético de llenado integral sumergido en aceite mineral tipo IEC 60296 Refrigeración ONAN Nivel de ruido ≤70 dB 15 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Las celdas de MT estarán compuestas por dos (2) celdas de línea equipadas con interruptores-seccionadores en carga y una (1) celda de protección equipada con interruptor automático, transformadores de tensión y de corriente, relé de protecciones y elementos de medida y control. Las principales características de las celdas de MT son las siguientes: Tabla 4–7. Características Celdas de MT Tipo GIS, simple barra y modular Tensión de operación 30 kV Tensión asignada 36 kV Número de fases 3 Frecuencia nominal 50 Hz Intensidad nominal 600 A Corriente asignada de corta duración 20 kA, 1s Nivel de ruido ≤70 dB El Centro de Transformación, incluirá un transformador de servicios auxiliares (20 kVA, 645/400-230 V, Dyn11), un cuadro de servicios auxiliares de baja tensión (400/230 V – 50 Hz), UPS local (tipo on-line doble conversión, que proporcionará alimentación durante al menos 1 hora en caso de fallo en la red de alimentación) y cuadro de monitorización. Además, se dispondrá de un foso de recogida del líquido con revestimiento resistente y estanco, para el volumen total del líquido dieléctrico del transformador. En dicho depósito se dispondrán de cortafuegos tales como lechos de guijarros, etc. Finalmente, deberá disponerse un sistema fijo de extinción automático adecuado para este tipo de instalaciones. 4.3. Sistema eléctrico 4.3.1 Sistema de corriente continua BT Definiremos instalación de Baja Tensión en Corriente Continua como todo el sistema que conecta desde la formación de las series e interconexión de módulos hasta la entrada al equipo inversor. Las características principales del sistema de corriente continua BT son las siguientes: Tabla 4–8. Características del sistema de corriente continua BT Rango de tensión Parque de 50 MWp (MPPT @50 ºC) 870-1310 V Rango de tensión Parque de 200 MWp (MPPT @50 ºC) 976-1310 V Tensión más elevada para el material 1500 V Sistema de distribución +,- Sistema de puesta a tierra Tierra Flotante 4.3.2 Sistema de corriente alterna BT Definiremos instalación de Corriente Alterna de Baja Tensión de generación a todo el sistema que conecta desde el inversor hasta las bornas de entrada del transformador de MT del Centro de Transformación. Las características principales del sistema de corriente alterna BT son las siguientes: Diseño técnico parques fotovoltaicos 16 Tabla 4–9. Características del sistema de corriente alterna BT Tensión nominal Parque 50 MWp: Trifásico 615 V Tensión nominal Parque 50 MWp: Trifásico 690 V Tensión más elevada para el material: 1000 V Frecuencia: 50 Hz Sistema de distribución: 3 Ph Sistema de puesta a tierra: Triángulo (Flotante) 4.3.3 Sistema de corriente alterna MT Definiremos instalación de Corriente Alterna de Baja Tensión a los circuitos eléctricos en Media Tension que interconectan la salida de los Centros de Transformación entre ellos y hasta la Subestación elevadora o punto de conexión. Las características principales del sistema de corriente alterna MT son las siguientes: Tabla 4–10. Características del sistema de corriente alterna MT Tensión nominal: 30 kV Tensión más elevada para el material: 36 kV Frecuencia: 50 Hz Sistema de distribución: 3 Ph Sistema de puesta a tierra: Reactancia de puesta a tierra 17 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 4.4. Cálculos energéticos Los datos climatológicos básicos de Sevilla que se aplicarán a la instalación fotovoltaica son los siguientes (provienen de la base de datos de SOLARGIS): Tabla 4–11. Datos Climatológicos Irradiación Global Horizontal (kWh/(m²·d)) Días Horas de radiación medias Irradiación Global Horizontal (kWh/(m²·d)) Irradiación Global Generador (kWh/(m²·d) Tª ambiente media Tª ambiente mínima Tª ambiente máxima Enero 79,0 31 9,0 2,55 109,0 10,8 1,0 21,2 Febrero 98,0 28 10,4 3,50 133,7 12,1 1,1 22,5 Marzo 147,0 31 11,3 4,74 200,0 14,8 3,4 27,5 Abril 176,0 30 12,8 5,87 232,1 16,9 5,7 29,5 Mayo 211,0 31 13,6 6,81 278,2 20,4 8,6 33,9 Junio 233,0 30 14,6 7,77 307,4 25,0 13,4 37,8 Julio 245,0 31 14,0 7,90 329,6 27,4 15,5 41,9 Agosto 217,0 31 13,0 7,00 293,9 27,5 16,2 40,1 Septiembre 163,0 30 12,1 5,43 218,6 24,0 15,3 36,4 Octubre 120,0 31 10,7 3,87 160,7 20,0 10,3 31,0 Noviembre 85,0 30 9,7 2,83 116,6 14,5 5,0 25,9 Diciembre 70,0 31 9,0 2,26 97,4 11,5 2,2 21,8 TOTAL/ME DIA 1844,0 11,7 5,04 2477,3 18,7 1,0 41,9 4.4.1 Cálculo del número paneles del string Para el dimensionamiento del tamaño del string (conexión en serie de los módulos fotovoltaicos) se considerarán los siguientes criterios: • Número mínimo de módulos. • Número máximo de módulos. • Comprobación de la tensión de arranque. • Comprobación de la tensión máxima de funcionamiento. Se seleccionará el tamaño de string que cumpla con todos los criterios anteriores. 4.4.1.1 Número mínimo de módulos La condición de diseño será cuando la radiación sea máxima. Por otra parte, debe asegurarse la tensión de arranque del inversor. La mayor radiación en la zona se producirá durante el mes de julio, en el que la temperatura ambiente máxima es 41,9 °C. Se tomará una irradiancia máxima de I=1000 W/m2. La temperatura de la célula sería: 𝑇𝑐= 𝑇𝑎𝑚𝑏+𝐼𝑖𝑛𝑐( 𝑊 𝑚2 )∙ (𝑇𝑂𝑁𝐶(º𝐶)− 20) 800 =41,9+1000·(45−20) 800 =73,15 º𝐶 (4–1) Con esta temperatura calculamos la tensión de salida para un único módulo: Diseño técnico parques fotovoltaicos 24 Por lo que la corrección será: 𝑅𝑇 𝑏𝑡𝑐𝑜𝑟𝑟=𝑅𝑇 𝑏𝑡∗1,003=0,454·1,003=0,455 mΩ (4–29) 𝑋𝑇 𝑏𝑡𝑐𝑜𝑟𝑟=𝑋𝑇 𝑏𝑡∗1,003=9,081·1,003=9,096 mΩ (4–30) 4.5.2.3 Impedancia total visto desde el lado de BT 𝑍=√Ʃ𝑅2+Ʃ𝑋2=√(0,050+0,455)2+(0,501+9,096)2=9,611 mΩ=0,010 Ω (4–31) 4.5.2.4 Corriente de cortocircuito total en el lado de BT La corriente de cortocircuito aportada desde la red sería: 𝐼"𝐾𝐵𝑇𝑐𝑎=C·Un √3·𝑍T=1,1·690 √3·0,010 Ω=43.820 𝐴=43,82 𝑘𝐴 (4–32) El aporte desde el lado de corriente continua sería: 𝐼"𝐾𝐵𝑇𝑐𝑐=1,45∗3970=5756,5 𝐴=5,76 𝑘𝐴 (4–33) Por lo que la corriente de cortocircuito simétrica inicial total sería: 𝐼"𝐾𝑇=43,82+5,76=49,58 𝑘𝐴 (4–34) El poder de corte asignado de la aparamenta de BT es 50 kA para ambos parques, por lo que se considera bien dimensionada. 4.5.3 Cálculo de cables de media tensión El dimensionamiento de los cables de media tensión se hará en base a la norma IEC 60502, establece las especificaciones de los cables de alimentación con aislamiento extruido y una capacidad de voltaje de 1 kV a 30 kV. Se considerarán los siguientes criterios: • Intensidad máxima admisible. • Caída de tensión. • Corriente máxima de cortocircuito. Se seleccionará la sección que cumpla con los tres criterios a la vez. Finalmente se comprobará la selección de la pantalla del cable. 4.5.3.1 Intensidad máxima admisible Se seleccionará la sección estándar inmediatamente superior a la calculada por este criterio. En caso de haber dos métodos de instalación diferentes en un mismo tramo, se calculará considerando que el 100% del trazado es del método de instalación más desfavorable. Excepto que dicho tramo represente menos del 10% del trazado total. En cuyo caso, se seleccionará el método de instalación más favorable. Las intensidades de cálculo se obtendrán de la siguiente manera: 𝐼𝑐=𝑆 √3×𝑈𝐿 (4–35) Donde: 25 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Tabla 4–19. Descripción de las Variables Ic Intensidad de cálculo en Amperios (A) S Potencia aparente en voltio-amperios (VA) UL Tensión de línea ó Tensión compuesta en voltios (V) Las plantas fotovoltaicas están compuestas por los siguientes circuitos de media tensión, que se pueden observar en el plano ANEXO 6 correspondiente a esquema unifilar de MT en el parque de 50MW y en el ANEXO 7 que corresponde al unifilar de media tensión del parque de 200 MWp. A continuación, se encuentran recogidos en las siguientes tablas: Tabla 4–20. Circuitos de Media Tensión para 50MWp LÍNEA CT POTENCIA (MVA) 1 CT1-CT2-CT3- CT4-CT5-SE 10,90 2 CT6-CT7-CT8- CT9-CT10-SE 10,90 3 CT11-CT12-CT13- CT14-CT15-SE 10,90 4 CT16-CT17-CT18- CT19-CT20-CT21-SE 13,08 Tabla 4–21. Circuitos de Media Tensión para 200MWp LÍNEA CT POTENCIA (MVA) 1 CT1-CT2-CT3- CT4-CT5-CT6- CT7-CT8-SE 29,36 2 CT9-CT10-CT11- CT12-CT13-CT14-SE 22,02 3 CT15-CT16-CT17- CT18-CT19-CT20-SE 22,02 4 CT21-CT22-CT23- CT24-CT25-CT26-SE 22,02 5 CT27-CT28-CT29- CT3.-CT31-CT32-SE 22,02 6 CT33-CT34-CT35- CT36-CT37-CT38-SE 22,02 7 CT39-CT40-CT41- CT42-CT43-CT44-SE 22,02 8 CT45-CT46-CT47- CT48-CT49-CT50-SE 22,02 Adicionalmente, para la intensidad de cálculo, se aplicará un factor de sobredimensionamiento del 10%. Por otra parte, las tablas de intensidades máximas admisibles de los cables (It) vienen proporcionadas para las condiciones estándar indicadas en las mismas. Si las condiciones presentes en la instalación difieren de los estándares, se aplicarán los correspondientes factores de corrección a las tablas. Se consideran las siguientes condiciones de servicio: Tabla 4–22. Condiciones de Servicio Tipo de instalación: Directamente enterrado Temperatura del terreno: 20 ºC Resistividad del terreno: 1,5 K·m/W Nº de Circuitos: 4 Separación entre conductores: 0,2 m Profundidad: 1,25 m Para el cálculo del cable MT se aplicarán los siguientes factores de corrección: Diseño técnico parques fotovoltaicos 26 Tabla 4–23. Factores de Corrección MT Factor de corrección por temperatura del terreno distinta de 20 ºC (Fet): 1 Factor de corrección por resistividad térmica distinta de 1,5 m·k/W (Fer): 1 Factor de corrección por agrupamiento (Fea): 0,73 Factor de corrección por profundidad del terreno distinta de 1 m (Fep): 0,95 Luego la intensidad admisible permanente del conductor se calculará por la siguiente expresión: 𝐼𝑎𝑑𝑚 = 𝐼𝑡 · 𝐹𝑒𝑡 · 𝐹𝑒𝑟 · 𝐹𝑒𝑎 · 𝐹𝑒𝑝 (4–36) 4.5.3.2 Caídas de tensión Se seleccionará la sección estándar inmediatamente superior a la calculada por este criterio. Los cálculos de la caída de tensión se realizarán conforme a la potencia que circula por cada tramo. La caída de tensión se calculará como: ∆𝑈=𝐿∙𝐼∙√3∙[(𝑅_90∙𝐶𝑜𝑠𝜑)+(𝑋∙𝑆𝑖𝑛𝜑)] (4–37) Donde: • L es la longitud de la línea, en km. • U es la tensión nominal de la línea, en kV. • R90 es la resistencia del conductor a 90ºC, incluido el efecto piel y el efecto proximidad, en Ω/km. • X es la reactancia de la línea, en Ω/km. • Cosφ es el coseno de fi de la instalación, adm. • Sinφ es el seno de fi de la instalación, adm. Consideramos un Factor de Potencia de 0,95, La intensidad que usaremos para los cálculos será un 10% mayor de la calculada. La caída de tensión máxima permitida será del 5%. 4.5.3.3 Corriente máxima de cortocircuito Se seleccionará la sección estándar inmediatamente superior a la calculada por este criterio. La temperatura que puede alcanzar el conductor del cable, como consecuencia de un cortocircuito o sobreintensidad de corta duración, no debe sobrepasar la temperatura máxima admisible de corta duración (para menos de un tiempo t) asignada a los materiales utilizados para el aislamiento del cable. A estos efectos, se considera el proceso adiabático, es decir que el calor desprendido durante el proceso es absorbido por los conductores. Para ello se aplica la siguiente expresión: 𝑆𝑚𝑖𝑛=𝐼𝑐𝑐,𝑚𝑎𝑥·√𝑡𝐶𝐶 𝐾 (4–38) Donde: • ICC, max: Corriente admisible asignada de corta duración de las Celdas de MT. Se considerará 20 kA. • S: Sección del conductor, en mm². • K: Coeficiente que depende de la naturaleza del conductor y del tipo de aislamiento. Dicho coeficiente puede obtenerse de la tabla 26 de la ITC-LAT-06. Para nuestro caso, K=94. • tCC: Duración del cortocircuito, en segundos. Se considerará 1 segundo. 27 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Los valores de cortocircuito máximo admisibles de los conductores especificados en el presente proyecto se calculan en función de la densidad máxima admisible de corriente de cortocircuito para conductores de aluminio (tabla 26 de la ITC-LAT-06): Tabla 4–24. Circuitos de Media Tensión TIPO DE AISLAMIENTO Δθ (K) Duración del cortocircuito, tcc, en segundos 0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 PVC: Sección ≤ 300 mm² 90 240 170 138 107 98 76 62 53 48 43 Sección > 300 mm² 70 215 152 124 96 87 68 55 48 43 39 XLPE, EPR y HEPR 160 298 211 172 133 122 94 77 66 59 54 HEPR Uo/U ≤ 18/30 kV 145 281 199 162 126 115 89 73 63 56 51 Con respecto a la selección de la pantalla del cable, los fabricantes especifican valores de cortocircuito mayores de 2 kA, 1s. Como la falta a tierra en el sistema de MT (30 kV) está limitada por la reactancia de puesta a tierra a 300 A, la selección de la pantalla es correcta. 4.6. Protecciones Las protecciones aseguran la calidad de la energía vertida a la red actuando contra sobretensiones, sobrecorrientes y funcionamiento en modo isla. Actualmente casi todos los inversores incluyen, en su interior, estas protecciones. 4.6.1 Corriente continua Se instalará un fusible en cada uno de los polos de los strings de módulos en serie. De esta manera impede que pase a trabajar en ningún momento como carga y soportando corrientes inversas superiores a su propia corriente de cortocircuito. También permite la desconexión fácil y rápida, así facilitar las labores del personal de mantenimiento. 4.6.2 Corriente alterna Las protecciones que se encuentra en el inversor que podemos observar en el Anexo 5, son las siguientes: • Filtro paso bajo: evita el paso o filtra una frecuencia indeseada. Utiliza la tecnología de modulación por ancho de pulsos (inglés Pulse width Modulation PWM) de una señal. Esta es una técnica en la que se modifica el ciclo de trabajo de una señal periódica, para controlar la cantidad de energía que se envía a una carga. • Interruptor automático: para la protección contra sobrecargas, interruptores deben garantizar el corte de la instalación eléctrica a una intensidad menor que la intensidad máxima admisible de los conductores. • Filtro EMC: su mission principal es cumplir con la compatibilidad electromagnética y normas de seguridad. El filtro tiene una sobresaliente capacidad de supresión del ruido en modo común y diferencial. • Autoválvula: protégé frente a las sobretensiones. • Transistor bipolar puesta a tierra (IGBT): es un dispositivo semiconductor que se aplica como interruptor controlado, con la gran ventaja de su frecuencia de conmutación por su bajo desgaste. 4.7. Descripción del Sistema de puesta a tierra El sistema de puesta a tierra se ha configurado según el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (ITC-BT- 18 Instalaciones de Puesta a Tierra), así como la ITC-RAT-13. Diseño técnico parques fotovoltaicos 28 Aunque todos los sistemas de puesta a tierra cumplirán por si solo las prescripciones, todos los contactos metálicos de la planta se unirán a tierra formando una red de tierras equipotencial. El sistema de puesta a tierra en cada parte de la instalación será el siguiente: • Sistema de corriente continua: aislado (flotante). • Sistema de corriente alterna: aislado (flotante). • Sistema de media tensión: reactancia de puesta a tierra. Los principales componentes del sistema de puesta a tierra serán: • Latiguillo entre estructuras de seguidor: RV-K de 6 mm² de sección transversal. • Líneas de puesta a tierra: Conductor de cobre desnudo clase 2, según UNE 60228, de 1x35 mm². • Electrodo enterrado: formado por conductor de cobre desnudo clase 2, según UNE 60228, de 1x35 mm² y picas de acero recubiertas de cobre de dimensiones Ø17,3x2000 mm. A continuación, se describe, por partes, el sistema de puesta a tierra de la planta: Se realizará un trazado de puesta tierra perimetral sobre la extensión de los campos solares con cable de cobre desnudo de 35 mm² de sección. Este anillo recorre todo el perímetro formado por las estructuras. El paso de esta red por cada extremo de las distintas hileras realizará una conexión con la misma mediante latiguillo de cobre desnudo y unión con terminal atornillado. Se realizará un seccionado interior del anillo perimetral, vertical y horizontalmente, mediante líneas longitudinales que trazarán por las canalizaciones y pasillos existentes, donde cada paso de esta red por cada centro de las distintas estructuras metálicas realizará una conexión con la misma mediante latiguillo de cobre desnudo y unión con terminal atornillado. Las estructuras que posean a sus lados estructuras contiguas deberán unirse equipotencialmente mediante latiguillo de cobre para dar continuidad. Puesta a tierra de los inversores. Esta puesta a tierra se unirá a la red de tierras general mediante cable de cobre. Puesta a tierra de los elementos y equipos en la plataforma de transformador (cuadros, trafos, etc), mediante una red interior de puesta a tierra realizada mediante cobre desnudo, que se unirá a la puesta a tierra exterior de los edificios realizada mediante cable de cobre desnudo, dispuesto de forma rectangular y con picas. El sistema CCTV será aterrizado uniendo los báculos a la red general de tierras mediante líneas de puesta a tierra. Por otra parte, se instalará una pica de tierra por cada báculo a un metro de la base aproximadamente. Se aprovechará la zanja de dicho circuito. El vallado será aterrizado uniendo los postes a la red general de tierras mediante líneas de puesta a tierra. Por otra parte, se instalarán picas de tierra cada 150 metros aproximadamente. 29 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 5 DISEÑO TÉCNICO SUBESTACIONES 5.1. Introducción. Para la evacuación de la energía producida por el parque fotovoltaico a un punto de conexión, es fundamental elevar la tension en una subestación de transformación, para reducir las pérdidas. Se diseñarán dos subestaciones con configuración trafo-línea en función de la tension adecuada para que sean mínimas las perdidas y en función de la potencia que se evacuará y transformará. Se pueden diferenciar tres tipos de subestaciones según la función: • Subestación de trnasformación: transforman la tension de la energía electrica mediante un más transformadores, elevando o reduciendo la tension, interconectando dos circuitos a diferente tensión. Las subestaciones que se diseñarán en este proyecto serán de este tipo. • Subestación de maniobra: interconecta dos o más circuitos a igual tensión. • Subestación de transformación y maniobra: interconecta dos o más circuitos a igual y diferente tensión. En función según la exposición a la intemperie, afecta al diseño del nivel de aislamietno externo, y a la separación entre fases. Los siguientes tipos son: • Subestación de intemperie: la cual el equipamiento primario esta a la intemperie (AT y MT) y el secundario (BT) en edificio cerrado. • Subestación de interior: la cual se suele construir para espacios más reducidos, el equipamiento primario y secundario están protegidos. • Subestación mixta: solo el transformador a la intemperie Se denomina salida de parque o posición al conjunto de aparatos y conexiones que enlazan una instalación (línea, transformador, batería de condesadores u otros) a las barras. Se distinguen las siguientes posiciones: • Salidas de línea. • Acoplamiento de barras. • Transformadores de potencia. • Servicios Auxiliares. • Medida. La subestación se compone principalmente por el transformador el cual lo utilizamos para transformar la energía eléctrica de una tensión determinada en energía eléctrica de otro nivel de tensión distinta a la anterior. Además, la aparamenta que contiene una subestación, se puede clasificar según su principal función: • Aparamenta de maniobra: -Interruptor automático: esta diseñado para cortar o dar paso a corriente eléctrica en cualquier condición de funcionamiento, ya sea para condiciones normales como para protección frente a corrientes muy elevadas. -Seccionador: es un aparato mecánico de conexión o desconexión que garantiza el aislamiento eléctrico entre dos partes de un circuito, haciendo un corte efectivo de la instalación. -Seccionador de puesta tierra: es un elemento de seguridad cuya misión es la de poner a cortocircuito y a tierra las tres fases de la línea que conecta a una instalación con su calle o celda, principalmente se acciona para mantenimiento. Diseño técnico subestaciones 30 • Aparamenta de medida y protección: -Transformadores de tensión: reduce la tensión de una instalación con el fin de obtener un valor a escala con el cual se alimenta los distintos equipos de protección y medida. Se instalan en aquellos puntos donde es necesario medir la tensión para protección, control y medida. -Transformadores de intensidad: genera corriente secundaria proporcional a la primaria para alimentar equipos de medida/protección. -Autoválvula: protección frente a sobretensiones atmosféricas y de maniobra. • Equipamiento secundario: -Relés de protección: actúan sobre el interruptor automático en caso de defecto. -Equipos de control: telemando, enclavamiento en las maniobras. -Equipo de comunicaciones: envío de medidas, órdenes, parámetros de configuración, etc. al centro de control. En la siguiente ilustración se puede ver un ejemplo de subestación 220/400 kV y las posciones de esta. Ilustración 1. Ejemplo de SE 400/220 kV 5.2. Características y configuración 5.2.1 Subestación 200 MW 220/30 kV El objeto de este proyecto para la evacuación del parque de 200 MWp es la construcción de una subestación de 220/30 kV formada por un parque de 220 kV tipo AIS de intemperie en configuración trafo-línea con un transformador de potencia de 100/100/200 MVA, y otro parque de 30 kV tipo AIS/GIS con dos (2) grupos de celdas de distribución y con los equipos necesarios para el control y explotación de la subestación. Tanto las celdas de 30 kV como los equipos de control se ubicarán en el interior de un edificio. Todos los elementos de la subestación se ubicarán en un recinto vallado de dimensiones 44 x 44 m. En el Documento N.º 03: Planos, figura la planta general de la subestación, así como de los edificios proyectados. La Subestación objeto del proyecto estará constituida por: Parque de 220 kV; 31 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. • Transformación; • Parque de 30 kV (exterior e interior); • Sistema de Servicios Auxiliares; • Sistema de Puesta a Tierra; • Sistemas de Control y Protecciones; • Sistemas de Comunicaciones. El parque de 220 kV de la subestación tendrá una configuración trafo-línea, en tecnología AIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Tabla 5–1. Posiciones del parque de 220 kV N.º de Calles Posiciones N.º de Interruptores Calle 1 L1-TRP1 1 El parque de 30 kV de la subestación tendrá una configuración de simple barra, en tecnología GIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Tabla 5–2. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. N.º de Calles Posiciones N.º de Interruptores M.T. Transformador TRP1-1 1 Líneas L1, L2, L3 y L4 4 Servicios auxiliares Servicios auxiliares (TSA-1) 1 (*) Batería de condensadores BC1 1 (*). Se dotará de seccionador-Fusible. Tabla 5–3. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. N.º de Calles Posiciones N.º de Interruptores M.T. Transformador TRP1-2 1 Líneas L1, L2, L3 y L4 4 Servicios auxiliares Servicios auxiliares (TSA-1) 1 (*) Batería de condensadores BC2 1 (*). Se dotará de seccionador-Fusible. 5.2.2 Subestación 50 MW 66/30 kV El objeto de este proyecto para la evacuación del parque de 50 MWp es la construcción de una subestación de 66/30 kV formada por un parque de 66 kV tipo AIS de intemperie en configuración trafo-línea con un transformador de potencia de 45/50 MVA, y otro parque de 30 kV tipo AIS/GIS con un (1) grupo de celdas de distribución y con los equipos necesarios para el control y explotación de la subestación. Tanto las celdas de 30 kV como los equipos de control se ubicarán en el interior de un edificio. Todos los elementos de la subestación se ubicarán en un recinto vallado de dimensiones 35 x 32 m. En el Documento N.º 03: Planos, figura la planta general de la subestación. La Subestación objeto del proyecto estará constituida por: • Parque de 66 kV; • Transformación; • Parque de 30 kV (exterior e interior); • Sistema de Servicios Auxiliares; Diseño técnico subestaciones 32 • Sistema de Puesta a Tierra; • Sistemas de Control y Protecciones; • Sistemas de Comunicaciones. El parque de 66 kV de la subestación tendrá una configuración trafo-línea, en tecnología AIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Tabla 5–4. Posiciones del parque de 66 kV N.º de Calles Posiciones N.º de Interruptores Calle 1 L1-TRP1 1 El parque de 30 kV de la subestación tendrá una configuración de simple barra, en tecnología GIS y dispondrá de las siguientes posiciones: Tabla 5–5. Posiciones del Módulo 1 de celdas de M.T. N.º de Calles Posiciones N.º de Interruptores M.T. Transformador TRP1-1 1 Líneas L1, L2, L3 y L4 4 Servicios auxiliares Servicios auxiliares (TSA-1) (*) Batería de condensadores BC1 1 (*). Se dotará de seccionador-Fusible. 33 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 5.3. Parámetros de diseño 5.3.1 Magnitudes eléctricas Como criterios básicos de diseño se adoptarán las siguientes magnitudes eléctricas: Tabla 5–6. Posiciones de AT. Parque 220 kV Parque 66 kV Instalación Intemperie Intemperie Tecnología AIS AIS Tensión nominal 220 kV 66 kV Tensión más elevada para el material (Ve) 245 kV 72,5 kV Neutro Rígido a tierra Rígido a tierra Intensidad nominal de la posición de línea-trafo 2000 A 1250 A Intensidad de cortocircuito trifásico (valor eficaz) 40 kA 31,5 kA Tiempo de extinción de la falta 0,5s 0,5s Nivel de aislamiento: a) Tensión soportada a impulso tipo maniobra 460 kV 140 kV b) Tensión soportada a impulso tipo rayo 1050 kV 325 kV Línea de fuga mínima para aisladores 25 mm/kV 25 mm/kV Tabla 5–7. Posiciones de MT. Parque 30 kV(200MW) Parque 30 kV(50MW) Instalación Intemperie/Interior Intemperie/Interior Tecnología AIS/GIS AIS/GIS Tensión nominal de la red 30 kV 30 kV Tensión más elevada para el material (Um) 36 kV 36 kV Intensidad nominal de Barra 2000 A 1250 A Intensidad nominal de la posición de línea/BC 630 A 630 A Intensidad nominal de la celda del Transformador 2000 A 1250 A Intensidad nominal de posición de TSA 6,3 A 6,3 A Intensidad de cortocircuito trifásico (valor eficaz) 25 kA 25 kA Tiempo de extinción de la falta 0,5s 0,5s Nivel de aislamiento: a) Tensión soportada a impulso tipo maniobra 70 kV 70 kV b) Tensión soportada a impulso tipo rayo 170 kV 170 kV Línea de fuga mínima para aisladores 25 mm/kV 25 mm/kV Diseño técnico subestaciones 40 -Tres (3) transformadores de Intensidad; -Tres (3) transformadores de Tensión; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. • Dos (2) celdas de banco de condensadores compuestas cada una de ellas por: -Un (1) seccionador tripolar; -Un (1) interruptor tripolar; -Tres (3) transformadores de Intensidad; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. • Dos (2) celdas de transformador de SS.AA. compuestas cada una de ellas por: -Un (1) seccionador tripolar; -Una (1) protección fusible; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. El parque de 30 kV interior estará formado por las siguientes celdas para la subestación de 66/30 kV: • Cuatro (4) celdas de línea compuestas cada una de ellas por: -Un (1) seccionador tripolar; -Un (1) interruptor tripolar; -Tres (3) transformadores de Intensidad; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. • Una (1) celda de transformador compuesta por: -Un (1) seccionador tripolar; -Un (1) interruptor tripolar; -Tres (3) transformadores de Intensidad; -Tres (3) transformadores de Tensión; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. • Una (1) celda de banco de condensadores compuesta por: -Un (1) seccionador tripolar; -Un (1) interruptor tripolar; -Tres (3) transformadores de Intensidad; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. • Una (1) celda de transformador de SS.AA. compuestas cada una de ellas por: -Un (1) seccionador tripolar; -Una (1) protección fusible; -Tres (3) detectores monofásicos de tensión. Las características de los componentes que forman estas celdas se describen a continuación: 41 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Interruptores 30 kV Las características del interruptor en este nivel de tensión son: Tabla 5–18. Características Interruptores 30 kV N.º de polos 3 3 Instalación Interior Interior Medio de extinción y aislamiento SF6 SF6 Tensión nominal 30 kV 30 kV Tensión más elevada para el material 36 kV 36 kV Frecuencia nominal 50 Hz 50 Hz Intensidad nominal de Barra 2000 A 1250 A Intensidad nominal Posición Línea 630 A 630 A Intensidad nominal de la celda del TRP1 2000 A 1250 A Intensidad nominal de la posición de BC 630 A 630 A Intensidad de corte 25 kA 25 kA Ciclo O-0,3s-CO-20s -CO O-0,3s-CO-20s -CO Tensión soportada a frecuencia industrial (kV ef.) 70 kV 70 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV cresta) 170 kV 170 kV El mando será motorizado con una bobina de cierre, otra de disparo, relé antibombeo y contactos auxiliares de señalización. Seccionadores 30 kV Las características de los seccionadores en este nivel de tensión son: Tabla 5–19. Características Seccionadores 30 kV N.º de polos 3 3 Instalación Interior Interior Tensión nominal 30 kV 30 kV Tensión más elevada para el material 36 kV 36 kV Frecuencia nominal 50 Hz 50 Hz Intensidad nominal de Barra 2000 A 1250 A Intensidad nominal Posición Línea 630 A 630 A Intensidad nominal de la celda del TRP1 2000 A 1250 A Intensidad nominal de la posición de BC 630 A 630 A Intensidad límite térmica 25 kA 25 kA Accionamiento Motorizado/Manual Motorizado/Manual Tensión soportada a frecuencia industrial (kV ef.) A tierra y entre polos 70 kV 70 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV cresta) A tierra y entre polos 170 kV 170 kV Diseño técnico subestaciones 42 Transformadores de intensidad 30 kV Las características de los transformadores de intensidad en este nivel de tensión para el parque de 220/30 kV son: Tabla 5–20. Características Transformadores de Intensidad 30 kV Instalación Interior Tensión nominal 30 Kv Relación de transformador posición Acometida Transformador TRP1 2000-2500/5-5-5-5 A 1er Núcleo (medida) 10 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º y 3er Núcleo (protección) 20 VA 5P20 Relación de transformador posición circuito 1 500-750/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 10 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º. Núcleo (protección) 10 VA 5P20 Relación de transformador posición circuito 2 500-750/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 10 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º. Núcleo (protección) 10 VA 5P20 Relación de transformador posición circuito 3 500-750/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 10 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º. Núcleo (protección) 10 VA 5P20 Relación de transformador posición circuito 4 400-600/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 10 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º. Núcleo (protección) 10 VA 5P20 Relación de transformador posición Banco de Condensadores 200-300/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,5 Fs<5 2º. Núcleo (protección) 15 VA 5P20 Relación de transformador posición Transformador de SS.AA 4/1 A 1er. Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,2 Fs<5 Intensidad límite térmica 25 kA Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2xIn Tensión soportada a frecuencia industrial (kV ef.) 70 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV cresta) 170 kV 43 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Las características de los transformadores de intensidad en este nivel de tensión para el parque de 66/30 kV son: Tabla 5–21. Características Transformadores de Intensidad 30 kV Instalación Interior Tensión nominal 30 Kv Relación de transformador posición Acometida Transformador TRP1 1000-1500/5-5-5 A 1er Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,2s Fs<5 3er y 4º Núcleo (protección) 5 VA cl. 5P20 Relación de transformador posición de línea 400-600/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,2s Fs<5 2º. Núcleo (protección) 5 VA Cl. 5P20 Relación de transformador posición Banco de Condensadores 200-400/5-5 A 1er. Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,5 Fs<5 2º. Núcleo (protección) 5 VA Cl. 5P20 Relación de transformador posición Transformador de SS.AA 4/1 A 1er. Núcleo (medida) 5 VA Cl. 0,2 Fs<5 Intensidad límite térmica 25 kA Sobreintensidad admisible en permanencia 1,2xIn Tensión soportada a frecuencia industrial (kV ef.) 70 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV cresta) 170 kV Diseño técnico subestaciones 44 Transformadores de tensión 30 kV Las características de los transformadores de tensión en este nivel de tensión son las siguientes: Tabla 5–22. Características Transformadores de Tensión 30 kV Instalación Interior Tensión nominal 30 kV Relación de transformación 30000: √3/110: √3-110: √3-110: 3 V 1er Núcleo 20 VA Cl. 0,2s 2º Núcleo 50 VA Cl. 3P 3er Núcleo 50 VA Cl. 3P Factor de Tensión 1,2 Un en permanente, 1,9 Un 8 h Tensión soportada a frecuencia industrial (kV ef.) 70 kV Tensión soportada a impulso tipo rayo (kV cresta) 170 kV 5.4. Cálculo de conductores 5.4.1 Capacidad de corriente en los conductores desnudos 5.4.1.1 Parque de 220 kV Cable de aluminio homogéneo La intensidad máxima calculada que recorrerá los conductores será la correspondiente a la potencia nominal del transformador, que en este nivel de tensión será: 𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=√3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙·𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 √3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=200 𝑀𝑉𝐴 √3·220 𝑘𝑉=524,87 𝐴 (5–1) El conductor elegido deberá ser mayor que la intensidad anteriormente calculada. Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Tabla 5–23. Características Conductor Arbutus Material Aluminio Denominación del cable Arbutus Configuración Símplex Calibre 795 AWG Resistencia eléctrica en c.c. a 20 ºC 0,0715 Ω/km N.º de hilos 37 x 3,72 mm Sección 403 mm² Diámetro total del cable 26,07 mm Peso 1,11 kg/m Carga de rotura 6303 kg Intensidad nominal admisible en el conductor (Cable de aluminio) La densidad de corriente máxima de los conductores en régimen permanente en función de la sección nominal y el material elegido se halla en la Tabla 11 de la ITC-LAT 07: Líneas Aéreas con Conductores Desnudos. 45 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. En el caso del conductor elegido, aplicando los coeficientes reductores por la composición de este y extrapolando entre los valores encontrados en la mencionada tabla, se obtiene que la densidad de corriente admisible es de 1,93 A/mm². La intensidad admisible que podrá circular por los conductores según dicho método será el siguiente: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒=𝛿·𝑆=1,93·403=777,79 𝐴 Se puede comprobar que dicho valor es superior al calculado: (5–2) 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→777,79 𝐴>524,87 𝐴 (5–3) Intensidad de cortocircuito (Cable de aluminio) Los métodos de cálculo de las corrientes de cortocircuito en las redes trifásicas de corriente alternan se dan en la norma UNE-EN 60909 y los métodos de cálculo de los efectos de las corrientes de cortocircuito son dados en la norma UNE-EN 60865-1. No obstante se abre la posibilidad de elección de otro método de cálculo. En este caso se realizará según el indicado en la norma UNE 21192: Cálculo de las intensidades de cortocircuito térmicamente admisibles, teniendo en cuenta los efectos del calentamiento no adiabático. La intensidad de cortocircuito admisible viene dada por la expresión: 𝐼𝑐𝑐=𝜀·𝐼𝐴𝐷 (5–4) Donde: • I es la intensidad de cortocircuito admisible; • IAD es la intensidad de cortocircuito calculada en una hipótesis adiabática; • ε es el factor que tiene en cuenta la pérdida de calor en los componentes adyacentes, y que en régimen adiabático es igual a la unidad. La fórmula que rige la intensidad de cortocircuito calculada en una hipótesis adiabática se presenta bajo la siguiente forma general: 𝐼𝐴𝐷=𝐾·𝑆 √𝑡·√ln𝜃𝑓+𝛽 𝜃𝑖+𝛽 Donde: • t es la duración del cortocircuito en segundos; • K es la constante que depende del material del componente conductor de corriente, la cual podemos encontrar en la Tabla 1 de la norma citada anteriormente y que en el caso del aluminio vale 148 (A·√s)/ mm² : • S es la sección geométrica del componente conductor de corriente en mm² • θf es la temperatura final en K • θi es la temperatura inicial en K • β es la inversa del coeficiente de variación de resistencia con la temperatura del componente conductor de corriente en ºC, y que para el caso del aluminio vale 228 K. En nuestro caso IAD será igual a: (5–5) ` Diseño técnico subestaciones 46 𝐼𝐴𝐷=𝐾·𝑆 √𝑡·√ln𝜃𝑓+𝛽 𝜃𝑖+𝛽=148·403 √0,5 ·√ln250+228 85+228 =54886 𝐴 (5–6) Por lo tanto: 𝐼𝑐𝑐=𝐼𝐴𝐷=54886 𝐴 (5–7) Esta intensidad es mayor que la intensidad de cortocircuito de diseño de la instalación como se puede comprobar: 𝐼𝑐𝑐>𝐼𝑐𝑐𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 →54886 𝐴>40000 𝐴 (5–8) Tubo de aluminio homogéneo La intensidad máxima calculada que recorrerá los conductores será la correspondiente a la potencia nominal del transformador, que en este nivel de tensión será: 𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=√3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙·𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 √3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=200 𝑀𝑉𝐴 √3·220 𝑘𝑉=524,87 𝐴 (5–9) El conductor elegido deberá ser mayor que la intensidad anteriormente calculada. Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Tabla 5–24. Características Conductor 6063-T6 Material Aluminio Aleación 6063-T6 Conductividad térmica 201 W/m·K Resistividad eléctrica a 20 ºC 0,0325 μΩ·m Coeficiente de temperatura de resistencia eléctrica a 20 ºC 0,0035 K-1 Resistencia a la tracción 215 N/mm² Diámetro exterior/interior del conductor 63/47 mm Sección nominal 1382 mm² Peso propio 3,732 kg/m Vano admisible 10,40 m Intensidad nominal admisible en el conductor (Tubo de aluminio) Las corrientes máximas admisibles de las barras de aluminio de sección circular hueca tanto pintadas como desnudas e interiores como exteriores vienen dadas por la norma DIN 43670. Estos valores están calculados para una temperatura ambiente de 35ºC y una temperatura final del embarrado de 80 ºC. La intensidad nominal, por tanto, para el conductor elegido de 63/47 mm, será la siguiente: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒=1546 𝐴 (5–10) Se puede comprobar que dicho valor es superior al calculado: 47 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→1546 𝐴>524,87 𝐴 (5–11) 5.4.1.2 Parque de 66 kV Cable de aluminio homogéneo La intensidad máxima calculada que recorrerá los conductores será la correspondiente a la potencia generada por la planta solar fotovoltaica, que en este nivel de tensión será: El conductor elegido deberá ser mayor que la intensidad anteriormente calculada. Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Tabla 5–25. Características Conductor Arbutus Material Aluminio Denominación del cable Arbutus Configuración Símplex Calibre 795 AWG Resistencia eléctrica en c.c. a 20 ºC 0,0715 Ω/km N.º de hilos 37 x 3,72 mm Sección 403 mm² Diámetro total del cable 26,07 mm Peso 1,11 kg/m Carga de rotura 6303 kg Intensidad nominal admisible en el conductor La densidad de corriente máxima de los conductores en régimen permanente en función de la sección nominal y el material elegido se halla en la Tabla 11 de la ITC-LAT 07: Líneas Aéreas con Conductores Desnudos. En el caso del conductor elegido, aplicando los coeficientes reductores por la composición de este y extrapolando entre los valores encontrados en la mencionada tabla, se obtiene que la densidad de corriente admisible es de 1,94 A/mm². La intensidad admisible que podrá circular por los conductores según dicho método será el siguiente: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒=𝛿·𝑆=1,94·403=781,82 𝐴 (5–13) Se puede comprobar que dicho valor es superior al calculado: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→781,82 𝐴>419,89 𝐴 (5–14) Intensidad de cortocircuito (Cable de aluminio) Los métodos de cálculo de las corrientes de cortocircuito en las redes trifásicas de corriente alternan se dan en la norma UNE-EN 60909 y los métodos de cálculo de los efectos de las corrientes de cortocircuito son dados en la norma UNE-EN 60865-1. No obstante se abre la posibilidad de elección de otro método de cálculo. En este caso se realizará según el indicado en la norma UNE 21192: Cálculo de las intensidades de cortocircuito térmicamente admisibles, teniendo en cuenta los efectos del calentamiento no adiabático. 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=√3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙·𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 √3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙·cos𝜑=45,6 𝑀𝑊 √3·66 𝑘𝑉=398,89 𝐴 (5–12) Diseño técnico subestaciones 48 La intensidad de cortocircuito admisible viene dada por la expresión: 𝐼𝑐𝑐=𝜀·𝐼𝐴𝐷 (5–15) Donde: • I es la intensidad de cortocircuito admisible; • IAD es la intensidad de cortocircuito calculada en una hipótesis adiabática; • ε es el factor que tiene en cuenta la pérdida de calor en los componentes adyacentes, y que en régimen adiabático es igual a la unidad. La fórmula que rige la intensidad de cortocircuito calculada en una hipótesis adiabática se presenta bajo la siguiente forma general: 𝐼𝐴𝐷=𝐾·𝑆 √𝑡·√ln𝜃𝑓+𝛽 𝜃𝑖+𝛽 (5–16) Donde: • t es la duración del cortocircuito en segundos; • K es la constante que depende del material del componente conductor de corriente, la cual podemos encontrar en la Tabla 1 de la norma citada anteriormente y que en el caso del aluminio vale 148 (A·√s)/ 〖mm〗^2 : • S es la sección geométrica del componente conductor de corriente en mm² • θf es la temperatura final en K • θi es la temperatura inicial en K • β es la inversa del coeficiente de variación de resistencia con la temperatura del componente conductor de corriente en ºC, y que para el caso del aluminio vale 228 K. En nuestro caso IAD será igual a: 𝐼𝐴𝐷=𝐾·𝑆 √𝑡·√ln𝜃𝑓+𝛽 𝜃𝑖+𝛽=148·403 √0,5 ·√ln250+228 85+228 =54886 𝐴 (5–17) En este caso, al ser conductores de cables desnudos y no encontrarse componentes adyacentes 𝜀=1 (5–18) Por lo tanto: 𝐼𝑐𝑐=𝐼𝐴𝐷=54886 𝐴 (5–19) Esta intensidad es mayor que la intensidad de cortocircuito de diseño de la instalación como se puede comprobar: 𝐼𝑐𝑐>𝐼𝑐𝑐𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 →54886 𝐴>31500 𝐴 (5–20) 5.4.1.3 Parque de 30 kV (200 MW) Posición de transformador Pletina de Cobre La intensidad máxima calculada que recorrerá los conductores será la correspondiente a la potencia nominal del 49 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. transformador, que por cada devanado y en este nivel de tensión será: 𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=√3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙·𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=𝑆𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 √3·𝑈𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙=100 𝑀𝑉𝐴 √3·30 𝑘𝑉=1924,50 𝐴 (5–21) El conductor elegido deberá ser mayor que la intensidad anteriormente calculada. Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Tabla 5–26. Características Pletina de Cobre Material Cobre Pletinas por fase 2 Medidas 80x10 mm Sección nominal 800 mm² Peso propio 7,20 kg/m Intensidad admisible según fabricante 2000 A La intensidad nominal, por tanto, para el conductor elegido, será la siguiente: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒=2000 𝐴 (5–22) Se puede comprobar que dicho valor es superior al calculado: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→2000 𝐴>1924,50 𝐴 (5–23) 5.4.2 Capacidad de corriente en los conductores aislados 5.4.2.1 Parque de 30 kV (200 MW) Celda de transformador TRP 1-1 Y TRP1-2 Para hacer la conexión con la barra del parque de 30 kV tipo GIS se conectarán los correspondientes cables aislados, los cuales irán hasta el edificio de control y celdas. La intensidad que circulará por la celda de transformación de cada módulo de 30 kV de la planta solar fotovoltaica será la siguiente: 𝐼= 𝑆𝑚ó𝑑 √3·𝑈·𝑐𝑜𝑠𝜑=91 𝑀𝑊 √3·30 𝑘𝑉∗0,95=1786,90 𝐴 (5–24) Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Diseño técnico subestaciones 56 Tabla 5–38. Características Instalación Tipo de instalación Instalación al aire Configuración del cable Cable trifásico o ternas de cables unipolares Temperatura ambiente 45ºC Cables instalados al aire en canales o galerías Si Separación entre cables Sin separación Distancia a la pared Menor de 2 cm Bandejas de cables Bandejas continuas Número de bandejas de cables 1 Número de cables o ternas de cables unipolares en el mismo canal 1 Exposición al sol Si En base a estos condicionantes, el factor de minoración de la intensidad admisible del conductor es el siguiente: 𝑘=0,66 (5–47) La intensidad admisible de este conductor en la configuración elegida será de 775 A, que minorada con el coeficiente anterior será de: 𝐼𝑎𝑑𝑚=𝐼·𝑘=775·0,66=514,60 𝐴 (5–48) Se demuestra que el conductor elegido es válido, ya que: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→514,60 𝐴>500 𝐴 (5–49) Celda de banco de condensadores La intensidad requerida para la interconexión entre el banco de condensadores y su correspondiente celda de media tensión que circulará por cada conductor será la siguiente: 𝐼= 𝑄 √3·𝑈·𝑠𝑒𝑛𝜑= 4 𝑀𝑉𝑎𝑟 √3·30 𝑘𝑉·1=76,98 𝐴 (5–50) Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: 57 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Tabla 5–39. Características Conductor de Banco de Condensadores Material Aluminio Tensión nominal AL HEPRZ1 (AS) Denominación del cable 18/30 kV Configuración Un cable por fase Resistencia eléctrica en c.a. a 105 ºC y 50 Hz 0,168 Ω/km Sección 240 mm² Diámetro total del cable 36 mm Peso 1,600 kg/m Carga de rotura 850 N/cm2 Intensidad admisible según fabricante 345 A Para la elección del conductor deberemos tener en cuenta las características en las que se instalarán estos cables, debido a que supondrán un aumento o disminución en la capacidad admisible del mismo. Estas características son: Tabla 5–40. Características Instalación Tipo de instalación Instalación enterrada Configuración del cable Cables en interior de tubos enterrados Temperatura del terreno 45ºC Resistividad térmica del terreno 2 K·m/W Profundidad de enterramiento 1,50 m Número de ternos distintos en la zanja N/A Separación entre cables 0 m En base a estos condicionantes, el factor de minoración de la intensidad admisible del conductor es el siguiente: 𝑘=0,785 (5–51) La intensidad admisible de este conductor en la configuración elegida será de 775 A, que minorada con el coeficiente anterior será de: 𝐼𝑎𝑑𝑚=𝐼·𝑘=345·0,785=270,83 𝐴 (5–52) Se demuestra que el conductor elegido es válido, ya que: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→270,83 𝐴>78,96 𝐴 (5–53) Transformador de servicios auxiliares La intensidad requerida para la interconexión entre el transformador de servicios auxiliares y su correspondiente celda de media tensión que circulará por cada conductor será la siguiente: 𝐼= 𝑆 √3·𝑈=100 𝑘𝑉𝐴 √3·30 𝑘𝑉=1,924 𝐴 (5–54) Por lo tanto, el conductor seleccionado que cumple con las condiciones para realizar las interconexiones dispone de las siguientes características: Diseño técnico subestaciones 58 Tabla 5–41. Características Conductor de Servicios Auxiliares Material Aluminio Tensión nominal AL HEPRZ1 (AS) Denominación del cable 18/30 kV Configuración Un cable por fase Resistencia eléctrica en c.a. a 105 ºC y 50 Hz 0,168 Ω/km Sección 240 mm² Diámetro total del cable 36 mm Peso 1,600 kg/m Carga de rotura 850 N/cm2 Intensidad admisible según fabricante 345 A Para la elección del conductor deberemos tener en cuenta las características en las que se instalarán estos cables, debido a que supondrán un aumento o disminución en la capacidad admisible del mismo. Estas características son: Tabla 5–42. Características Instalación Tipo de instalación Instalación enterrada Configuración del cable Cables en interior de tubos enterrados Temperatura del terreno 45ºC Resistividad térmica del terreno 2 K·m/W Profundidad de enterramiento 1,50 m Número de ternos distintos en la zanja N/A Separación entre cables 0 m En base a estos condicionantes, el factor de minoración de la intensidad admisible del conductor es el siguiente: 𝑘=0,785 (5–55) La intensidad admisible de este conductor en la configuración elegida será de 345 𝐴, que minorada con el coeficiente anterior será de: 𝐼𝑎𝑑𝑚=𝐼·𝑘=345·0,785=270,83 𝐴 (5–56) Se demuestra que el conductor elegido es válido, ya que: 𝐼𝑎𝑑𝑚𝑖𝑠𝑖𝑏𝑙𝑒>𝐼𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙→270,83 𝐴>1,924 𝐴 (5–57) 59 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 5.5. Sistema de protección y control 5.5.1 Criterios básicos El diseño de las protecciones y del control se realizará según lo indicado en el documento actualizado “Criterios Generales de Protección y Control en el Diseño y Adaptación de Instalaciones de la Red de Transporte y Distribución”. Además, el proyecto se complementará con los requerimientos específicos de la instalación. El sistema de control y protección básicamente estará formado por una Unidad de Control de Subestación (UCS), la cual se comunicará con los relés de las Unidades de Control de Posición (UCP) mediante canales de fibra óptica. Cada conexión dispondrá de dos canales, uno para transmisión y otro para recepción de datos. Las funciones básicas de la Unidad de Control de Subestación son las siguientes: • Mando y señalización de todas las posiciones de la subestación; • Ejecución de automatismos generales a nivel de subestación; • Gestión de las alarmas del sistema; • Gestión de las comunicaciones con el sistema de telecontrol; • Gestión de las comunicaciones con todas las UCP; • Gestión de equipos periféricos como ordenadores o impresoras; • Generación de informes de funcionamiento; • Sincronización horaria. Las funciones básicas de la Unidad de Control de Posición son las siguientes: • Captación de las señales transmitidas por los transformadores de medida para generación de medidas, entre las que encontramos: -Intensidad; -Tensión; -Potencias. • Captación de los estados de la aparamenta, a saber: -Estado de interruptores; -Estado de seccionadores; -Posiciones de regulación en carga de los transformadores. • Mando y señalización de los dispositivos asociados a la posición; • Captación y gestión de las alarmas de la posición; • Protección de la posición. 5.5.2 Disposición La marca y modelo de los relés de protección de esta subestación se ajustarán a la normativa de la compañía de distribución o transporte en el momento de ejecución de la misma. Estos relés podrán incorporar funciones de osciloperturbógrafo, que permitirá el registro de varios ciclos de algunas magnitudes eléctricas con anterioridad a la falta, para realizar un análisis posterior de esta. En la sala de control del edificio se instalarán bastidores de control para las posiciones de 66 kV, que incluirán las siguientes protecciones: • Líneas de 220 kV: -Protección Diferencial Longitudinal (87L); Diseño técnico subestaciones 60 -Protección Distancia (21); -Reenganchador (79); -Direccional de neutro (67N); -Fallo interruptor (50S-62); -Comprobación sincronismo (25,25AR); -Vigilancia de bobina (3); -Mínima tensión de fases (27); -Máxima tensión de fases (59). -Imagen Térmica (49) • Transformador de Potencia (lado de 220 kV) -Protección diferencial (87T); -Sobreintensidad entre fases AT (50/51); -Sobreintensidad de Neutro (50N/51N); -Protección de sobreintensidad por impedancia de neutro (50/51 TZ); -Protección de sobreintensidad homopolar por impedancia de neutro de transformador MT (50N/51N TZ); -Vigilancia de bobina (3); -Relé de enclavamiento (86); -Protecciones propias de máquina (imagen térmica, gases del transformador, válvula sobrepresión cuba transformador, termómetro, gases regulador y sobrepresión regulador). • Líneas de 66 kV: -Protección Diferencial Longitudinal (87L); -Protección Distancia (21); -Reenganchador (79); -Direccional de neutro (67N); -Fallo interruptor (50S-62); -Comprobación sincronismo (25,25AR); -Vigilancia de bobina (3); -Imagen térmica (49); -Mínima tensión de fases (27); -Máxima tensión de fases (59). • Transformador de Potencia (lado de 66 kV) -Protección diferencial (87T); -Sobreintensidad entre fases AT (50/51); -Sobreintensidad de Neutro (50N/51N); -Protección de sobreintensidad por impedancia de neutro (50/51 TZ); -Protección de sobreintensidad homopolar por impedancia de neutro de transformador MT (50N/51N TZ); -Vigilancia de bobina (3); 61 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. -Relé de enclavamiento (86); -Protecciones propias de máquina (imagen térmica, gases del transformador, válvula sobrepresión cuba transformador, termómetro, gases regulador y sobrepresión regulador). Los disparos por la protección diferencial y por las protecciones propias de la máquina están concentrados en un relé de disparos y bloqueo (86), con rearme manual, que actúa sobre los interruptores de las posiciones de alta y baja del transformador. Estas protecciones propias del transformador y la diferencial disparan a los interruptores situados a ambos lados del transformador, mientras que las protecciones de sobreintensidad disparan al interruptor del nivel de tensión al que van asociadas. Las posiciones de 30 kV dispondrán también de sus correspondientes protecciones, instaladas en los cubículos habilitados para ello en las propias cabinas: • Líneas de 30 kV: -Sobreintensidad de fase y neutro (50-51); -Sobreintensidad de neutro (50N-51N); -Direccional de neutro (67N); -Máxima tensión de fases y neutro (59/59N); -Vigilancia de bobina (3); -Mínima tensión de fases (27); -Direccional de potencia (32); -Fallo interruptor (50S-62); • Posición Transformador (lado de 30 kV): -Sobreintensidad de fase y neutro (50-51); -Sobreintensidad de neutro (50N-51N); -Máxima tensión de fases (59/59N); -Máxima y mínima frecuencia (81M/m); -Direccional de neutro (67N); -Mínima tensión de fases (27); -Direccional de potencia (32); -Vigilancia de bobina (3); -Fallo interruptor (50S-62). • Batería de condensadores de 30 kV: -Sobreintensidad de fase y neutro (50-51); -Sobreintensidad de neutro (50N-51N); -Direccional de neutro (67N); -Máxima tensión de fases y neutro (59/59N); -Vigilancia de bobina (3); -Mínima tensión de fases (27); -Direccional de potencia (32); -Fallo interruptor (50S-62). Diseño técnico subestaciones 62 5.6. Sistema de puesta a tierra 5.6.1 Criterios básicos de la red de tierras inferiores Con el fin de conseguir tensiones de paso y contacto seguras, la subestación se proyecta dotada de una malla de tierras inferiores formada por cable de cobre, enterrada en el terreno, formando retículas que se extienden por todas las zonas ocupadas por las instalaciones, incluidas cimentaciones, edificio y cerramiento. Se conectarán a las tierras de protección todas las partes metálicas no sometidas a tensión normalmente, pero que pudieran estarlo como consecuencia de averías, sobretensiones por descargas atmosféricas o tensiones inductivas. Estas conexiones se fijarán a la estructura y carcasas del aparellaje mediante tornillos y grapas especiales, que aseguran la permanencia de la unión, haciendo uso de soldaduras aluminotérmicas de alto poder de fusión, para las uniones bajo tierra, ya que sus propiedades son altamente resistentes a la corrosión galvánica. La puesta a tierra estará formada, pues, por: • Malla enterrada de cable de cobre de 120 mm²; • Líneas de Tierra, que serán conductores de cobre desnudo de 120 mm² que conectarán los elementos que deban ponerse a tierra al electrodo de acuerdo con las instrucciones generales y particulares de puesta a tierra. Las tensiones de paso estarán por debajo de valores admitidos en la ITC-RAT 13. 5.6.2 Instrucciones generales de puesta a tierra inferior 5.6.2.1 Puesta a tierra de protección Se pondrán a tierra las partes metálicas de una instalación que no estén en tensión normalmente pero que puedan estarlo a consecuencia de averías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones. Se conectarán a las tierras de protección, salvo las excepciones señaladas en los apartados que se citan, entre otros, los siguientes elementos: • Los chasis y bastidores de aparatos de maniobra; • Los envolventes de los conjuntos de armarios metálicos; • Las puertas metálicas de los locales; • Las vallas y cerramientos metálicos; • Las columnas, soportes, pórticos, etc.; • Las estructuras y armaduras metálicas del edificio que contendrá la instalación de alta tensión; • Las armaduras metálicas de los cables; • Las tuberías y conductos metálicos; • Las carcasas de los transformadores, generadores, motores y otras máquinas; • Hilos de guarda o cables de puesta a tierra de las líneas aéreas; • Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra. 5.6.2.2 Puesta a tierra de servicio Se conectarán a las tierras de servicio los elementos de la instalación y entre ellos: • Los neutros de los transformadores de potencia y reactancia y los neutros de B.T. de los transformadores de SS.AA.; • Los circuitos de baja tensión de los transformadores de medida; 63 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. • Los elementos de derivación a tierra de los seccionadores de puesta a tierra. Las puestas a tierra de protección y de servicio de una instalación deberán conectarse entre sí, constituyendo una instalación de tierra general. 5.6.3 Criterios básicos de la red de tierras superiores Para la protección de la subestación frente a descargas atmosféricas (frente de onda escarpado tipo rayo), se instalará una red de protección aérea basada en la colocación sobre pórticos de amarre de las líneas pararrayos con dispositivos de cebado instalados sobre las columnas de pórticos y mástiles. Presupuesto 64 6 PRESUPUESTO 6.1. Parque 200 MWp Tabla 6–1. Presupuesto Parque Fotovoltaico 200 MWp 01. MÓDULOS 28.444.416,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) "Suministro y transporte de Módulos Fotovoltaicos de 450 Wp - Entrega: Incoterm CIF Puerto España. - Transporte: Incoterm DAP Obra." Ud 444.444,0 64,00 € 28.444.416,00 € 02. ESTRUCTURA 12.698.400,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) "Suministro y transporte de Estructura soporte tipo SOLTEC SF7 o similar 2V 2x42 de seguimiento solar en un eje. Incluso Perfiles de hincado y bandejas portacables - Entrega: Incoterm CIF Puerto España. - Transporte: Incoterm DAP Obra." Ud 5.291,0 2.400,00 € 12.698.400,00 € 03. INVERSORES 4.000.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) "Suministro y transporte de Inversores tipo POWER ELECTRONICS MODELO FS3670K de 3.800 kW @25ºC o similar - Entrega: Incoterm EXW España. - Transporte: Incoterm DAP Obra." Ud 50,0 80.000,00 € 4.000.000,00 € 04. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN 2.000.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) "Suministro y transporte de Centros de Transformación tipo POWER ELECTRONICS MODELO MVS3670 de 3.670 kW @50ºC o similar. Incluyendo cuadro de baja tensión, transformador elevador, celdas MT (2 celdas de línea y 1 de protección) y SSAA. - Entrega: Incoterm EXW España. - Transporte: Incoterm DAP Obra." Ud 50,0 40.000,00 € 2.000.000,00 € 65 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 05. CABLES Y PAT 2.113.396,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y transporte de conectores Multicontact o similar para confección de series de paneles Ud 31.746,0 1,00 € 31.746,00 € Suministro y transporte de cable solar H1Z2Z2-K 1,5(1,8) kV 1x6 mm² Cu (Rojo / negro). m 1.000.000,0 0,50 € 500.000,00 € Suministro y transporte de cable XZ1(S) 1x300mm² Al para circuitos de BT. Incluso pp de conectores y empalmes adecuados. m 270.000,0 2,50 € 675.000,00 € Suministro y transporte de cable RH5Z1(S) 1x400mm² Al para circuitos de MT. Incluso pp de conectores y empalmes adecuados. m 150.000,0 5,00 € 750.000,00 € Suministro y transporte de cable de fibra óptica de 8 fibras tipo multimodo 50/125 OM2 interior/exterior, estructura interior multitubo (estructura ajustada) con cubierta LSZH m 110.000,0 1,00 € 110.000,00 € Suministro y transporte de cable de puesta a tierra de Cu desnudo de 1x35 mm² m 65.000,0 0,50 € 32.500,00 € Suministro y transporte de latiguillos de unión entre estructuras de RV-k de 1x6 mm² m 5.000,0 2,50 € 12.500,00 € Suministro y transporte de picas de tierra de acero cobreado de 14 mm de diámetro y 1,5 m de longitud. Incluso pp de conectores, soldaduras para conexión de red de tierra, latiguillo Ud 300,0 5,50 € 1.650,00 € 06. EQUIPOS ELECTRICOS VARIOS 53.224,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y transporte de armario Power Plant Controller Ud 1,0 25.000,00 € 25.000,00 € Suministro y transporte de Cajas de Agrupamiento de Series. Poliéster de doble aislamiento resistente a la acción de UV IP55 Ud 882,0 32,00 € 28.224,00 € 07. SISTEMA DE MONITORIZACIÓN Y ANTI-INTRUSISMO 1.768.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y transporte de equipos para monitorización, compuesto por armarios en CT y Centro Control, estaciones de trabajo y servidor, SCADA con licencias y SAIs Ud 1,0 640.000,00 € 640.000,00 € Suministro y transporte de equipos para detección de intrusismo, compuesto por cámaras térmicas perimetrales y domo, sistema de registro y análisis de video y SAIs Ud 1,0 1.120.000,00 € 1.120.000,00 € Suministro y transporte de estación meteorológica avanzada Ud 1,0 8.000,00 € 8.000,00 € Presupuesto 72 05. EDIFICIO DE CONTROL 140.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y montaje de Edificio Prefabricado Ud 1,0 140.000,00 € 140.000,00 € TOTAL Aprovisionamiento 2.566.200,00 € PRECIO EUR TOTAL Ingeniería 90.000,00 € TOTAL Aprovisionamiento 2.566.200,00 € TOTAL Construcción 400.000,00 € Presupuesto de Ejecución Material (PEM) 3.056.200,00 € BENEFICIO INDUSTRIAL (6%) 183.372,00 € GASTOS GENERALES (13%) 397.306,00 € Presupuesto de Contrata (PC) 3.636.878,00 € I.V.A. (21%) 763.744,38 € Presupuesto Total con IVA (PT) 4.400.622,38 € 73 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 6.4. Subestación 50 MW Tabla 6–4. Presupuesto Subestación 50 MW 01. APARAMENTA 66 KV 79.500,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y montaje de seccionador tripolar con P.A.T. Ud 1,00 8.000,00 € 8.000,00 € Suministro y montaje de Interruptor Automatico tripolar Ud 1,00 25.000,00 € 25.000,00 € Suministro y montaje de Transformador de Intensidad Ud 3,00 5.500,00 € 16.500,00 € Suministro y montaje de Autoválvula Ud 6,00 2.000,00 € 12.000,00 € Suministro y montaje de Transformador de Tensión Inductivo. Ud 3,00 6.000,00 € 18.000,00 € 02. APARAMENTA 30 KV 292.500,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro, descarga, transporte y montaje de grupo electrógeno Ud 1,00 8.000,00 € 8.000,00 € Suministro, descarga, transporte y montaje de bateria de condensadores Ud 1,00 40.000,00 € 40.000,00 € Suministro, descarga, transporte y montaje de reactancia de puesta a tierra Ud 1,00 25.000,00 € 25.000,00 € Armario Transformador de SS.AA Ud 1,00 8.000,00 € 8.000,00 € Suministro, descarga, transporte y montaje de transformador de SS.AA Ud 1,00 24.000,00 € 24.000,00 € Suministro de Celda de bateria de condensadores Ud 1,00 15.000,00 € 15.000,00 € Suministro de Celda de transformador de servicios auxiliares Ud 1,00 30.000,00 € 30.000,00 € Suministro de Celda de protección de transformador Ud 1,00 24.500,00 € 122.500,00 € Suministro Celda de línea Ud 5,00 2.500,00 € 20.000,00 € Montaje de Celda de Batería de condensadores/transformador/línea Ud 8,00 8.000,00 € 8.000,00 € 03. TRANSFORMADOR DE POTENCIA 700.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y montaje de Transformador de Potencia 66 ±10x1,25/ 30 kV 45/50 MVA . Ud 1,0 700.000,00 € 700.000,00 € Presupuesto 74 04. CABLES Y CONEXIONES 52.530,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y montaje conductor Conductor Aluminio Homogeneo m 60,00 40,00 € 2.400,00 € Suministro y montaje Cable Seco HEPRZ1 18/30 kV 1x240mm² Al H16 m 50,00 40,00 € 2.000,00 € Suministro y montaje Cable Seco HEPRZ1 18/30 kV 1x500mm² Al H16 m 195,00 50,00 € 9.750,00 € Botella terminal exterior para cable de 240mm² Al 18/30 kV m 6,00 360,00 € 2.160,00 € Botella terminal exterior para cable de 500mm² Al 18/30 kV Ud 9,00 380,00 € 3.420,00 € Terminal Interior Celda 1x240 Al 18/30 kV Tipo Pfisterer Ud 6,00 600,00 € 3.600,00 € Terminal Interior Celda 1x500 Al 18/30 kV Tipo Pfisterer Ud 6,00 700,00 € 4.200,00 € Suministro y montaje de Piezas de Conexión. Ud 12,00 100,00 € 1.200,00 € Suministro y montaje de Piezas de Conexión para puesta a tierra estructura Ud 8,00 25,00 € 200,00 € Suministro y montaje de Cableado de Control de Posición. Ud 1,00 26.000,00 € 26.000,00 € 75 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 05. EDIFICIO DE CONTROL 100.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) Suministro y montaje de Edificio Prefabricado Ud 1,0 100.000,00 € 100.000,00 € TOTAL Aprovisionamiento 1.224.530,00 € PRECIO EUR TOTAL Ingeniería 75.000,00 € TOTAL Aprovisionamiento 1.224.530,00 € TOTAL Construcción 280.000,00 € Presupuesto de Ejecución Material (PEM) 1.579.530,00 € BENEFICIO INDUSTRIAL (6%) 94.771,80 € GASTOS GENERALES (13%) 205.338,90 € Presupuesto de Contrata (PC) 1.879.640,70 € I.V.A. (21%) 394.724,55 € Presupuesto Total con IVA (PT) 2.274.365,25 € Presupuesto 76 6.5. Línea 220 kV (15 km) Tabla 6–5. Presupuesto Línea 220 kV 01. OBRA CIVIL 90.775,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) REPLANTEO PUNTUAL DE UN APOYO Se indicarán sobre el terreno mediante estaquillas de madera, los siguientes puntos: Una estaquilla en el centro del apoyo, dos en sentido de línea, dos en sentido contralínea y una en el centro de cada pata, en el caso de que la torre no sea monobloque. Además si el apoyo es de ángulo se colocarán dos en el sentido de la bisectriz del ángulo y dos en la dirección perpendicular del ángulo, en caso de que este apoyo sea monobloque se colocarán además dos estaquillas señalando la bisectriz perpendicular del ángulo. Los datos del replanteo quedarán reflejados en las fichas entregadas como documentación. Ud 45 95,00 € 4.275,00 € HORMIGONADO DE CIMENTACIÓN APOYOS HM- 20/P/25/1 Hormigonado cimentaciones. Incluye la aportación y vibrado de hormigón de tipo HM-20/P/25/1, así como la aportación y colocación de los tubos para posterior salida del cable de la puesta a tierra del apoyo. Incluye nivelado de bases y confección peanas, los datos de nivelado quedarán reflejados en las fichas entregadas como documentación. Antes de proceder al hormigonado se deberá informar al técnico la procedencia del hormigón. El servicio técnico podrá solicitar las oportunas muestras o ensayos, cuyo costo ya está incluido en el valor de la posición. Se considera el volumen total a realizar por obra. m3 525 60,00 € 31.500,00 € EXCAVACIÓN CIMENTACIÓN APOYOS Excavación en pozos necesarios para la ejecución de la cimentación de los apoyos, en toda clase de terrenos, incluso entibación y agotamiento si fuere necesario. m3 500 110,00 € 55.000,00 € 02. CABLES AÉREOS 480.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) SUMINISTRO DE CONDUCTOR LA-545 (CARDINAL) (485-AL1/63-ST1A). El suministro se realizará siguiendo el procedimiento indicado en el PPTT o según indicaciones de la dirección facultativa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la descarga y acopio a pie de obra. km 45,0 9.000,00 € 405.000,00 € SUMINISTRO Y TENDIDO-REGULADO DE CONDUCTOR OPGW-48. El tendido se realizará siguiendo el procedimiento indicado en el PPTT o según indicaciones de la dirección facultativa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado incluido transporte, carga y descarga de material. Incluida parte proporcional de suministro y colocación de amortiguadores. km 30,0 2.500,00 € 75.000,00 € 77 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 03. APOYOS Y HERRAJES DE LÍNEA AÉREA DE A.T. 474.600,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) ESTRUCTURAS METÁLICAS. APOYOS Apoyos de simple circuito tipo Condor Delta o similar. Dichos apoyos son torres de fuste tronco-piramidal de sección cuadrada y armado en configuración delta, construidas con perfiles angulares galvanizados, unidos mediante tortillería. " Kg 225000 2,00 € 450.000,00 € ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA DE APOYO Suministro y colocación de toma de tierra en apoyo en terreno medio. Incluidos 100m de conductor de cobre desnudo de 50mm² de sección nominal y picas de acero cobreado de 2m y 147mm de diámetro, incluso p.p. de ayudas de albañilería y conexión al punto de puesta a tierra y a las picas; construida según MIE-RAT. Hincado del electrodo en posición vertical en el fondo de la zanja, dejando libre una longitud de 80mm para la conexión del cable de tierra. Ud 90 20,00 € 1.800,00 € AISLADORES, HERRAJES, CADENAS DE AMARRE Suministro de elementos de protección. Con aisladores cadena amarre COMP-220-160-2510 Ud 105 120,00 € 12.600,00 € AISLADORES, HERRAJES, CADENAS DE SUSPENSIÓN Suministro de elementos de protección. Con aisladores cadena suspensión COMP-220-160-2510 Ud 75 120,00 € 9.000,00 € SUMINISTRO Y COLOCACIÓN DE DISPOSITIVOS ANTICOLISIÓN EN PROTECCIÓN Ud 40 30,00 € 1.200,00 € 04. MONTAJE/MANO DE OBRA 618.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) MONTAJE, ARMADO E IZADO DE APOYOS Armado, izado de kg. De hierro, en fustes y armados de apoyos metálicos, incluido su transporte y acopio a pe de hoyo y el graneteado de la tornillería (3 granetazos por tornillo), así como los medios necesarios para su izado, incluidas grúas. kg 225000 1,00 € 225.000,00 € "TENDIDO, REGULADO Y ENGRAPADO COND. LA- 545 Tendido, regulado y engrapado de S/C completo con conductor LA-545 a los esfuerzos indicados en las tablas incluidas en el proyecto que nos ocupa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado, incluido transporte, carga, descarga de material, montaje de las cadenas y antivibradores en conductor. km 45 6.000,00 270.000,00 € TENDIDO, REGULADO Y ENGRAPADO COND. OPGW-48 Tendido, regulado y engrapado de conductor OPGW-48 a los esfuerzos indicados en las tablas incluidos en el proyecto que nos ocupa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado, incluido transporte, carga, descarga de material, montaje de las cadenas y antivibradores en conductor. km 30 4.100,00 € 123.000,00 € Presupuesto 78 Presupuesto de Ejecución Material (PEM) 1.663.375,00 € BENEFICIO INDUSTRIAL (6%) 99.802,50 € GASTOS GENERALES (13%) 216.238,75 € Presupuesto de Contrata (PC) 1.979.416,25 € I.V.A. (21%) 415.677,41 € Presupuesto Total con IVA (PT) 2.274.365,25 € 79 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. 6.6. Línea 66 kV (15 km) Tabla 6–6. Presupuesto Línea 66 kV 01. OBRA CIVIL 120.300,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) REPLANTEO PUNTUAL DE UN APOYO Se indicarán sobre el terreno mediante estaquillas de madera, los siguientes puntos: Una estaquilla en el centro del apoyo, dos en sentido de línea, dos en sentido contralínea y una en el centro de cada pata, en el caso de que la torre no sea monobloque. Además si el apoyo es de ángulo se colocarán dos en el sentido de la bisectriz del ángulo y dos en la dirección perpendicular del ángulo, en caso de que este apoyo sea monobloque se colocarán además dos estaquillas señalando la bisectriz perpendicular del ángulo. Los datos del replanteo quedarán reflejados en las fichas entregadas como documentación. Ud 60 95,00 € 5.700,00 € HORMIGONADO DE CIMENTACIÓN APOYOS HM- 20/P/25/1 Hormigonado cimentaciones. Incluye la aportación y vibrado de hormigón de tipo HM-20/P/25/1, así como la aportación y colocación de los tubos para posterior salida del cable de la puesta a tierra del apoyo. Incluye nivelado de bases y confección peanas, los datos de nivelado quedarán reflejados en las fichas entregadas como documentación. Antes de proceder al hormigonado se deberá informar al técnico la procedencia del hormigón. El servicio técnico podrá solicitar las oportunas muestras o ensayos, cuyo costo ya está incluido en el valor de la posición. Se considera el volumen total a realizar por obra. m3 700,00 60,00 € 42.000,00 € EXCAVACIÓN CIMENTACIÓN APOYOS Excavación en pozos necesarios para la ejecución de la cimentación de los apoyos, en toda clase de terrenos, incluso entibación y agotamiento si fuere necesario. m3 660 110,00 € 72.600,00 € 02. CABLES AÉREOS 262.500,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) SUMINISTRO DE CONDUCTOR LA-280 HAWK (242- AL1/39-ST1A). El suministro se realizará siguiendo el procedimiento indicado en el PPTT o según indicaciones de la dirección facultativa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la descarga y acopio a pie de obra. km 45,0 5.000,00 € 225.000,00 € SUMINISTRO Y TENDIDO-REGULADO DE CONDUCTOR OPGW-48. El tendido se realizará siguiendo el procedimiento indicado en el PPTT o según indicaciones de la dirección facultativa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado incluido transporte, carga y descarga de material. Incluida parte proporcional de suministro y colocación de amortiguadores. km 15,0 2.500,00 € 37.500,00 € Presupuesto 80 03. APOYOS Y HERRAJES DE LÍNEA AÉREA DE A.T. 343.770,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) ESTRUCTURAS METÁLICAS. APOYOS Apoyos de simple circuito tipo Condor Delta o similar. Dichos apoyos son torres de fuste tronco-piramidal de sección cuadrada y armado en configuración delta, construidas con perfiles angulares galvanizados, unidos mediante tortillería. " Kg 140000,00 2,00 € 280.000,00 € ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA DE APOYO Suministro y colocación de toma de tierra en apoyo en terreno medio. Incluidos 100m de conductor de cobre desnudo de 50mm² de sección nominal y picas de acero cobreado de 2m y 147mm de diámetro, incluso p.p. de ayudas de albañilería y conexión al punto de puesta a tierra y a las picas; construida según MIE-RAT. Hincado del electrodo en posición vertical en el fondo de la zanja, dejando libre una longitud de 80mm para la conexión del cable de tierra. Ud 60 20,00 € 1.200,00 € AISLADORES, HERRAJES, CADENAS DE AMARRE Suministro de elementos de protección. Con aisladores cadena amarre COMP-220-160-2510 Ud 450,00 35,00 € 15.750,00 € AISLADORES, HERRAJES, CADENAS DE SUSPENSIÓN Suministro de elementos de protección. Con aisladores cadena suspensión COMP-220-160-2510 Ud 52,00 35,00 € 1.820,00 € SUMINISTRO Y COLOCACIÓN DE DISPOSITIVOS ANTICOLISIÓN EN PROTECCIÓN Ud 1500 30,00 € 45.000,00 € 04. MONTAJE/MANO DE OBRA 490.000,00 € Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario (€) Precio TOTAL (€) MONTAJE, ARMADO E IZADO DE APOYOS Armado, izado de kg. De hierro, en fustes y armados de apoyos metálicos, incluido su transporte y acopio a pe de hoyo y el graneteado de la tornillería (3 granetazos por tornillo), así como los medios necesarios para su izado, incluidas grúas. kg 160000,00 1,00 € 160.000,00 € "TENDIDO, REGULADO Y ENGRAPADO COND. LA- 545 Tendido, regulado y engrapado de S/C completo con conductor LA-545 a los esfuerzos indicados en las tablas incluidas en el proyecto que nos ocupa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado, incluido transporte, carga, descarga de material, montaje de las cadenas y antivibradores en conductor. km 45 6.000,00 270.000,00 € TENDIDO, REGULADO Y ENGRAPADO COND. OPGW-48 Tendido, regulado y engrapado de conductor OPGW-48 a los esfuerzos indicados en las tablas incluidos en el proyecto que nos ocupa. Están incluidos todos los medios y materiales necesarios para la realización del tendido. Totalmente tendido, instalado y conexionado, incluido transporte, carga, descarga de material, montaje de las cadenas y antivibradores en conductor. km 15 4.000,00 € 60.000,00 € 81 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. Presupuesto de Ejecución Material (PEM) 1.216.570,00 € BENEFICIO INDUSTRIAL (6%) 72.994,20 € GASTOS GENERALES (13%) 158.154,10 € Presupuesto de Contrata (PC) 1.447.718,30 € I.V.A. (21%) 304.020,84 € Presupuesto Total con IVA (PT) 1.751.739,14 € Análisis de costes 88 mayor tensión sea la evacuación al punto de conexión, mayor será el coste de la línea. Esto es principalmente por la parte de obra civil, apoyos y mano de obra, que es aproximadamente el 70% del coste total, pero también influye la potencia a evacuar, ya que en diseños de alta potencia será necesario un cable aéreo de mayor sección incluso más de un circuito por fase. El precio por kilometro de la línea de 220 kV es de 110.891,70 €/km y para la línea de 66 kV es de 81.104,70 €/km en este caso analizado para una distancia de 15 km, ya que no será el mismo precio cuanto mayor sea la distancia debido al factor económico de escala, pero si será una aproximación. Ilustración 5. Porcentajes coste total Líneas Aéreas Alta Tensión 89 8 CONCLUSIONES El presente proyecto ha analizado los criterios técnicos para el diseño de subestaciones y líneas de evacuación en plantas fotovoltaicas de gran tamaño conectadas a red. En función de la potencia pico de la planta, se han propuesto dos soluciones de evacuación: Subestación de 200 MW 220/30 kV para una planta fotovoltaica de 200 MWp. Subestación de 50 MW 66/30 kV para una planta fotovoltaica de 50 MWp. En cada uno de los casos estudiados se ha realizado un cálculo técnico de los conductores necesarios, se han revisado los parámetros de diseño en base a Normativa vigente, y se ha propuesto un sistema específico de protección, control y puesta a tierra. Las principales diferencias técnicas observadas entre los dos casos considerados son: Mayor tensión y corriente nominal requerida en Alta Tensión para la planta de 200 MWp. Mayor intensidad de cortocircuito trifásico en Alta Tensión para la planta de 200 MWp. Necesario adecuar el nivel de aislamiento en cada escenario, con las recomendaciones de 460 kV de tensión soportada en maniobra para 200 MWp frente a 140 kV en la planta de 50 MWp. En las posiciones de Media Tensión se requiere mayor intensidad nominal de barra cuando la potencia pico de la planta aumenta a 200 MWp. De igual modo, los seccionadores y los interruptores de cada caso deben ser revisados específicamente. Por ejemplo, el tipo de mando debe soportar una tensión a frecuencia industrial de 460 kV en el caso de 200 MWp, mientras que dicho valor se puede reducir hasta 140 kV en el caso de 50 MWp. Aunque en ambos casos se han considerado transformadores de aceite por ser la tecnología más madura respecto a los transformadores secos, y que mejor seguridad en tasa de fallos aporta al proyecto, las características de ellos deben acondicionarse al tamaño de la planta fotovoltaica. El cálculo realizado ofrece que en el caso de una planta de 200 MWp el transformador debe ser capaz de soportar al menos 460 kV de tensión a frecuencia industrial, mientras que en el caso de una planta fotovoltaica de 50 MWp este parámetro puede reducirse hasta 140 kV. En ambos casos se consideran tres núcleos por transformador, aunque la relación de transformación debe ser diseñada apropiadamente a la energía generada en cada planta: en el caso de 200 MWp el resultado es de 220000: √3/110, mientras que en el caso de 50 MWp el mismo cálculo concluye que la relación óptica es 66000: √3/110. Tabla 8–1. Tabla comparativa costes conjunto de instalaciones TENSIÓN 220 KV POTENCIA 200 MWp TENSIÓN 66 KV POTENCIA 50 MWp 01. PARQUE FOTOVOLTAICO 86.034.652,80 € 27.944.134,46 € 02. SUBESTACIÓN 4.400.622,38 € 2.274.365,25 € 03. LÍNEA AÉREA DE ALTA TENSIÓN 2.274.365,25 € 1.751.739,14 € TOTAL (CON IVA) 92.709.640,43 € 31.970.238,85 € Se ha realizado un análisis económico básico, dado que un estudio detallado de viabilidad económica requiere un análisis multivariable (geografía del punto de acceso, regulación local eléctrica, estrategias gubernamentales en materia de energía y mercado eléctrico, evolución de costes de materias primas y Conclusiones 90 componentes eléctricos, etc.). Así pues, se ha presentado en el proyecto el impacto económico que las propuestas técnicas de evacuación diseñadas tienen en dos plantas tipo ubicadas en la provincia de Sevilla. Se ha concluido así que el impacto económico de la línea de evacuación en el proyecto total es aproximadamente un 5% en el caso de una planta fotovoltaica de 50 MWp, pero que se reduce hasta un 2,5% cuando la potencia pico de la planta es 200 MWp. Es evidente que una economía de escala favorece la conexión a red cuando la potencia de la planta aumenta. A nivel de subestación, el componente que experimenta mayor sensibilidad a la escala de potencia del proyecto es el transformador. Ilustración 6. Porcentajes coste total conjunto de instalaciones El análisis económico en la parte de la línea área requerida en cada escenario concluye que la partida de la obra civil en la línea de 66 kV es de 120.300,00 €, mayor que el coste de la línea de 220 kV que es de 90.775,00 €. Esto es debido a que la línea de 66 kV necesita aproximadamente de un apoyo cada 0,25 km mientras que para la línea de 220 kV hay un apoyo cada 0,35 km, ya que ambos tienen diferente cable y el apoyo de 66 kV tiene menor altura. Cuanto mayor tensión, mayor será la altura del apoyo ya que tiene que cumplir la distancia de aislamiento correspondiente a cada tensión. El cable para la línea de 220 kV que evacua 200 MWp será un LA- 545 (Cardinal) y para la línea de 66 kV que evacua 50 MWp será un LA-280 (Hawk), el cual tiene menor sección que el Cardinal, ya que no es necesario una sección mayor debido a la tensión y potencia a evacuar. El coste de los cables aéreos para la línea de 220 kV es de 480.000,00 € y para la línea de 66 kV será de 262.500,00 €, principalmente por el tipo de cable, aunque también para 220 kV el coste es mayor, ya que es necesario dos cables de tierra por normativa al tratarse de una línea de 220 kV. Esta partida en función de la potencia a evacuar, tendrá un peso mayor como podemos observar en los porcentajes por partida. Debido a que los apoyos de 220 kV tienen una estructura de mayor altura respecto los apoyos de 66 kV, el precio de coste para la línea de 220 kV será mayor 474.600,00 €, respecto a los 343.770,00 € de la línea de 66 kV, al tener mayor kg de estructura por apoyo. El montaje y mano de obra de una línea área de alta tensión, es el mayor coste respecto el total del presupuesto, siendo este alrededor del 40%. Esta partida será mayor cuanto sea la tensión de la línea ya que depende principalmente de la estructura de los apoyos. En este caso a analizar para la línea de 220 kV el coste es de 618.000,00 €, mayor respecto al de la línea de 66 kV de 490.000,00 €, ya que aunque tengo menos apoyos para la línea de 220 kV, se necesita en total mas kg de estructuras que para la línea de 66 kV. También influye el número de cables de tierra, que son dos para la línea de 220 kV. Teniendo en cuenta los datos obtenidos tanto del presupuesto como de los porcentajes por partida de las líneas aéreas de alta tensión contempladas en función de la evacuación de los parques fotovoltaicos diseñados, cuanto mayor tensión sea la evacuación al punto de conexión, mayor será el coste de la línea. Esto es principalmente por la parte de obra civil, apoyos y mano de 91 Análisis técnico y económico de la influencia de la infraestructura de evacuación eléctrica en la viabilidad de las plantas fotovoltaicas. obra, que es aproximadamente el 70% del coste total, pero también influye la potencia a evacuar, ya que en diseños de alta potencia será necesario un cable aéreo de mayor sección incluso más de un circuito por fase. El precio por kilometro de la línea de 220 kV es de 110.891,70 €/km y para la línea de 66 kV es de 81.104,70 €/km en este caso analizado para una distancia de 15 km, ya que no será el mismo precio cuanto mayor sea la distancia debido al factor económico de escala, pero si será una aproximación. Como línea de trabajo futuro, se propone un análisis más profundo del análisis de costes considerando diferentes regiones, regulaciones de acceso y políticas/estrategias de generación eléctrica desde fuentes renovables, para determinar la viabilidad técnica y económica de plantas en distintas localizaciones. xxiii 9 BIBLIOGRAFÍA https://montajesolar.com/modulo-monocristalino-o-policristalino/?reload=383156 [ Último acceso online 30/08/2021] https://autosolar.es/blog/placas-fotovoltaicas/diferencias-entre-silicio-monocristalino-y-multicristalino-o- policristalino [Último acceso online 30/08/2021] https://www.iberdrola.com/medio-ambiente/que-es-energia-fotovoltaica [Último acceso online 24/08/2021] https://sotysolar.es/placas-solares/seguidores-solares [Último acceso online 24/08/2021] https://www.solarweb.net/forosolar/fotovoltaica-sistemas-conectados-red/32626-inversores-centrales-vs- string.html [Último acceso online 24/08/2021] Bibliografía xxiv POWER ELECTRONICS 51 HEMK firmware includes the latest utility interactive features (LVRT, OVRT, FRS, FRT, Anti-islanding, active and reactive power curtailment…), and can be configured to meet specific utility requirements. Q P V EXAMPLE: Q(U) 1.2 1.1 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 1 125 250 375 500 625 750 875 1000 -0.1 1.11 1.1 1.105 1.095 1.09 1.085 1.08 1.075 1.07 1.065 1.06 1.055 1.05 1.045 Time (s) Active and Reactive Power Voltage VOLTAGE STEP 1 VOLTAGE STEP 2 P>0.2Pn (lock in) P>0.5Pn (lock out) Q(U) U Q(max) -Q(max) Qmax(cap) Qmax(ind) Q P V EXAMPLE: Q(U) 1.2 1.1 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 1 125 250 375 500 625 750 875 1000 -0.1 1.11 1.1 1.105 1.095 1.09 1.085 1.08 1.075 1.07 1.065 1.06 1.055 1.05 1.045 Time (s) Active and Reactive Power Voltage VOLTAGE STEP 1 VOLTAGE STEP 2 P>0.2Pn (lock in) P>0.5Pn (lock out) Q(U) U Q(max) -Q(max) Qmax(cap) Qmax(ind) SLOW FAST FAST SLOW TIME (s) FREQUENCY (Hz) ISLANDING CONDITION PV array Freesun inverter R L C Loads Transformer POI Grid Utility breaker SLOW FAST FAST SLOW TIME (s) FREQUENCY (Hz) ISLANDING CONDITION PV array Freesun inverter R L C Loads Transformer POI Grid Utility breaker 1.2 1.4 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 -101234 BDEWPO12.3 CEI-016PREPA HECO FULL VOLTAGE RIDE THROUGH COMPATIBILITY SECONDS p.u. VOLTAGE PV INVERTER LOAD (%) FREQUENCY (Hz) 50Hz 0 % 50% 100% 52Hz 1.2 1.4 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 -101234 BDEWPO12.3 CEI-016PREPA HECO FULL VOLTAGE RIDE THROUGH COMPATIBILITY SECONDS p.u. VOLTAGE PV INVERTER LOAD (%) FREQUENCY (Hz) 50Hz 0 % 50% 100% 52Hz Frequency Ride Through (FRT). Freesun solar inverters have flexible frequency protection settings and can be easily adjusted to comply with future requirements. Q(V) curve. It is a dynamic voltage control function which provides reactive power in order to maintain the voltage as close as possible to its nominal value. Frequency Regulation System (FRS). Frequency droop algorithm curtails the active power along a preset characteristic curve supporting grid stabilization. HEMK DYNAMIC GRID SUPPORT Anti-islanding. This protection combines passive and active detection methods that eliminate nuisance tripping and allow to comply with the IEC 62116 and IEEE 1547 standards. Low Voltage Ride Through (LVRT or ZVRT). Inverters can withstand any voltage dip or profile required by the local utility. In this situation, the inverter can inject current up to the nominal value. POWER ELECTRONICS FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2445K FS3670K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2445 3670 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2530 3800 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 690V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 976V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 976V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.87% 98.93% Euroeta (η) 98.48% 98.65% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 690V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. 53HEMK FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2340K FS3510K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2340 3510 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2420 3630 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 660V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 934V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 934V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.84% 98.90% Euroeta (η) 98.48% 98.65% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 660V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. POWER ELECTRONICS FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2285K FS3430K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2285 3430 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2365 3550 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 645V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 913V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 913V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.81% 98.87% Euroeta (η) 98.43% 98.60% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 645V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. 55HEMK FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2235K FS3350K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2235 3350 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2310 3465 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 630V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 891V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 891V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.79% 98.85% Euroeta (η) 98.42% 98.59% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 630V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. POWER ELECTRONICS FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2180K FS3270K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2180 3270 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2255 3380 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 615V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 870V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 870V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.79% 98.84 Euroeta (η) 98.41% 98.57% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 615V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. 57HEMK FRAME 1 FRAME 2 REFERENCE FS2125K FS3190K OUTPUT AC Output Power(kVA/kW) @50°C [1] 2125 3190 AC Output Power(kVA/kW) @40°C [1] 2200 3300 Max. AC Output Current (A) @40°C 2117 3175 Operating Grid Voltage(VAC) [2] 600V ±10% Operating Grid Frequency(Hz) 50Hz/60Hz Current Harmonic Distortion (THDi) < 3% per IEEE519 Power Factor (cosine phi) [3] 0.5 leading … 0.5 lagging adjustable / Reactive Power injection at night INPUT MPPt @full power (VDC) @35°C [4] 849V-1500V MPPt @full power (VDC) @50°C [4] 849V-1310V Maximum DC voltage 1500V Number of PV inputs [2] Up to 36 Number of Freemaq DC/DC inputs [5] Up to 6 Max. DC continuous current (A) [5] 2645 3970 Max. DC short circuit current (A) [5] 4000 6000 EFFICIENCY & AUXILIARY SUPPLY Efficiency (Max) (η) 98.78% 98.84% Euroeta (η) 98.39% 98.56% Max. Power Consumption (KVA) 8 10 CABINET Dimensions [WxDxH] (ft) 12 x 7 x 7 Dimensions [WxDxH] (m) 3.7 x 2.2 x 2.2 Weight (lb) 12125 12677 Weight (kg) 5500 5750 Type of ventilation Forced air cooling ENVIRONMENT Degree of protection NEMA 3R - IP55 Permissible Ambient Temperature -35°C to +60°C / >50°C Active Power derating Relative Humidity 4% to 100% non condensing Max. Altitude (above sea level) 2000m; >2000m power derating (Max. 4000m) Noise level [6] < 79 dBA CONTROL INTERFACE Communication protocol Modbus TCP Plant Controller Communication Optional Keyed ON/OFF switch Standard PROTECTIONS Ground Fault Protection GFDI and Isolation monitoring device General AC Protection Circuit Breaker General DC Protection Fuses Overvoltage Protection AC, DC Inverter and auxiliary supply type 2 CERTIFICATIONS Safety UL1741, CSA 22.2 No.107.1-16, UL62109-1, IEC62109-1, IEC62109-2 Compliance NEC 2017 / IEC Utility interconnect EEE 1547.1-2005 / UL1741SA-Feb. 2018 / IEC62116:2014 TECHNICAL CHARACTERISTICS HEMK 600V [1] Values at 1.00•Vac nom and cos Ф= 1. Consult Power Electronics for derating curves. [2] Consult Power Electronics for other configurations. [3] Consult P-Q charts available: Q(kVAr)=√(S(kVA)2-P(kW)2). [4] Consult Power Electronics for temperature derating curves. [5] Consult Power Electronics for Freemaq DC/DC connection configurations. [6] Readings taken 1 meter from the back of the unit. POWER ELECTRONICS 61 MV SKID SIMPLIFY YOUR COMMISSIONING WITH THE MOST COMPETITIVE SOLUTION INTEGRATED WITH ALL THE MEDIUM VOLTAGE EQUIPMENT The MV Skid is a compact turnkey outdoor platform made from high resistance galvanized steel with all the medium voltage equipment integrated, including an outdoor power transformer, MV switchgear, oil tank, filter and built in fast power connection to any HEMK solar inverter. With between 600 V - 690 V in the low voltage range and 12 kV to 36 kV in the high voltage range, this compact platform achieves power outputs between 2125 kVA and 3800 kVA. This compact solution also allows the installation of a low voltage cabinet that is fully configurable to the customer needs as well as different types of cells and even an enclosure fence among other options. The MV SKID simplifies the project design of the PV plant, reducing installation costs and the amount of resources needed. The benefits of the MV Skid and the fact that it is also easier to transport and deliver into remote sites makes it the optimal solution for EPC`s (engineering, procurement and construction). UTILITY SCALE SOLAR STATION TURN-KEY SOLUTION EASY TO INSTALL HIGH RELIABILITY OUTDOOR DURABILITY Auxiliary services electrical panel Aux. Transformer To inverter User equipment MV SWITCHGEAR I> I>> MV TRANSFORMER Dy11 AUX. SERVICES ELECTRICAL PANEL MV CABINET LV LARGE CABINET LV COMPACT CABINET POWER ELECTRONICS MODEL NUMBERS AND OPERATIONAL DIAGRAM SECTION REFERENCE RATED POWER @50°C (kVA) MVS2125[ ] 2125 MVS2180[ ] 2180 MVS2235[ ] 2235 MVS2285[ ] 2285 MVS2340[ ] 2340 MVS2445[ ] 2445 MVS3190[ ] 3190 MVS3270[ ] 3270 MVS3350[ ] 3350 MVS3430[ ] 3430 MVS3510[ ] 3510 MVS3670[ ] 3670 For customized solutions, contact Power Electronics. REACTANCIA TRANSFORMADOR DE POTENCIA 220/30/30 kV TSA MEDIA TENSIÓN AUTOVÁLVULA INTERRUPTOR TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD SECCIONADOR ROTATIVO CON P.A T. BANCO DE CONDENSADORES BANCO DE CONDENSADORES GRUPO ELECTRÓGENO TRANSFORMADOR DE TENSIÓN INDUCTIVO AUTOVÁLVULA A1 NOTAS: 1. DIMENSIONES EN METROS. PROYECTO: DENOMINACIÓN: HOJA Nº: NºPLANO: ESCALA: PROYECCIÓN: ORIGINAL: DE FICHERO: AUTOR: FRANCISCO JAVIER MARTÍNEZ GARCÍA SUBESTACIÓN 200 MW 220/30 kV A1 01 PLANTA GENERAL ANEXO 9 06 01 1:100 BARRA 30kV-1250A-25kA 3xPY-TRP1/AT TRP1 66/30kV ONAN/ONAF:45/50MVA YNd11 Ucc=11,0% 89A 57-AT 36kV/630A 52 89F 57FT FUS 36kV/6,3A/25kA TSA-1 30±2,5%kV/0,42-0,24kV 100 KVA 4% Dyn11 50 Hz 89A 57-AT 36kV/1250A 52 LÍNEA 1 52 36kV 630A 25kA 52 3 3 3 3 3 NIVEL DE TENSIÓN 66 kV NIVEL DE TENSIÓN 30 kV 36kV 630A 25kA 36kV 630A 25kA 10kA/53kV/48kV 36kV 1250A 25kA 66: 3 kV 600-800/5-5-5-5-5 A 72,5kV 72,5kV/1250A 3xTI-L1 89-L1 57-L1 110: 3 V 110: 3 V 110: 3 V 31,5 kA 52-L1 72,5kV/630A 31,5 kA 1000-1500/5-5-5 A 36kV 3xTI-1 25kA 25kA 89A 57-AT 36kV/630A 25kA 89A 57-AT 36kV/630A 25kA 30: 3 kV 3TT-B1 110: 3 V 110: 3 V 110: 3 V 400-600/5-5 A 36kV 3xTI-L1 36kV 3xTI-L2 3xTT-L1 3xPY-L1 10kA/53kV/48kV HACIA SUBESTACIÓN PUNTO DE CONEXIÓN 52 3 36kV 630A 25kA 89A 57-AT 36kV/630A 25kA 36kV 3xTI-L3 52 3 36kV 630A 25kA 89A 57-AT 36kV/630A 25kA 36kV 3xTI-L4 400-600/5-5 A 400-600/5-5 A 400-600/5-5 A CPCA GE-1 0,42-0,24kV 100 KVA G.E. 222 BANCO DE CONDENSADORES 1 2,5VA 20/1A 5P20 (1) NOTAS: (2) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3[2(1x500) mm² AL + H16] (3) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3(1x240) mm² AL + H16] (1) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3(1x500) mm² AL + H16] (2) (3) P1 P2 LÍNEA 2 LÍNEA 3 LÍNEA 4 3TI 200/5A 15VA 5P20 TZ-1 36kV/500A 30s 1TI 200/5A 15VA 5P20 (3) 200-400/5-5-5 A 36kV 3xTI-BC1 3PY-TRP1/BT 10kA/30kV/24kV 4/1 A 36kV 3xTI-TSA PROYECTO: DENOMINACIÓN: HOJA Nº: NºPLANO: ESCALA: PROYECCIÓN: ORIGINAL: DE FICHERO: AUTOR: FRANCISCO JAVIER MARTÍNEZ GARCÍA SUBESTACIÓN 50MW 66/30 kV A2 01 ESQUEMA UNIFILAR ANEXO 10 07 01 S/E 89A 57AT 36kV/2000A 52 3 NIVEL DE TENSIÓN 220 kV NIVEL DE TENSIÓN 30 kV 36kV 50Hz 2000A 25kA 25kA 50Hz 52 3 36kV 50Hz 630A 25kA 89A 57AT 36kV/630A 25kA 89F 57FT FUS 36kV/6,3A/25kA 3 3xTI/TRP1-1 36 kV 2000-2500/5-5-5A MÓDULO BARRA 2 30kV-50Hz-2000A-25kA 89A 57AT 36kV/2000A 52 LÍNEA 3 52 3 3 36kV 50Hz 2000A 25kA 25kA 89A 57AT 36kV/630A 25kA 30: 3 kV 3TT-B2 110: 3 V 36kV 3TI-L3 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L4 50Hz LÍNEA 4 52 3 36kV 50Hz 630A 25kA 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-BC2 89F 57FT FUS 36kV/6,3A/25kA 3 CPCA GE1 0,42-0,24kV 100 KVA G.E. TSA1 30±2x2,5%kV/0,42-0,24kV 100 KVA 4% Dyn11 50 Hz 36kV 50Hz 630A 25kA 36kV 50Hz 630A 25kA 3xTI/TRP1-2 36 kV 2000-2500/5-5-5A 110: 3 V 110: 3 V LÍNEA 1 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L1 36kV 50Hz 630A 25kA LÍNEA 2 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L2 36kV 50Hz 630A 25kA 500-750/5-5 A 400-600/5-5 A 500-750/5-5 A MÓDULO BARRA 1 30kV-50Hz-2000A-25kA 30: 3 kV 3TT-B1 110: 3 V 110: 3 V 110: 3 V 36kV 3TI-BC1 200-300/5-5 A TRP1 220±10x1,5%/30kV/30kV 200/100/100 YNd11-d11 Ucc=13% 36kV 3TI-TSA1 4/1 A 36kV 3TI-TSA1 4/1 A 200-300/5-5 A 52-TRP1 245kV/2000/40kA 245kV 3xTI-TRP1 500-750-1000/5-5-5-5-5 A 3PY1-TRP1 10 kA/198 kV/156 kV BARRA 1 30kV-50Hz-2000A-25kA 3TI 200/5A 15VA 5P20 TZ1 36kV/500A 30s 1TI 200/5A 15VA 5P20 3PY-TRP1-1/BT 10kA/30kV/24kV BARRA 2 30kV-50Hz-2000A-25kA 3TI 200/5A 15VA 5P20 TZ2 36kV/500A 30s 1TI 200/5A 15VA 5P20 3PY-TRP1-2/BT 10kA/30kV/24kV 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L2 36kV 50Hz 630A 25kA 500-750/5-5 A LÍNEA 1 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L1 36kV 50Hz 630A 25kA 500-750/5-5 A 220: 3 kV 245kV/2000A 89-L1 57-L1 110: 3 V 110: 3 V 40 kA 3TT-L1 3PY-L1 10 kA/198 kV/156 kV HACIA SUBESTACIÓN PUNTO DE CONEXIÓN LÍNEA 2 LÍNEA 3 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L3 36kV 50Hz 630A 25kA LÍNEA 4 52 3 89A 57AT 36kV/630A 25kA 36kV 3TI-L4 36kV 50Hz 630A 25kA 400-600/5-5 A 500-750/5-5 A BANCO DE CONDENSADORES 1 8 MVar 1TI 50/5A BANCO DE CONDENSADORES 2 8 MVar 1TI 50/5A 500-750/5-5 A 444 444 NOTAS: (1) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3x(1x500) mm² AL + H16 (2) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3x[4x(1x630) mm² AL + H16] (3) HEPRZ1 (AS) 18/30 kV 3x(1x240) mm² AL+ H16 (1)(1) (2) (2) (3) (3)(3) (3) 110: 3 V A1 PROYECTO: DENOMINACIÓN: HOJA Nº: NºPLANO: ESCALA: PROYECCIÓN: ORIGINAL: DE FICHERO: AUTOR: FRANCISCO JAVIER MARTÍNEZ GARCÍA SUBESTACIÓN 200MW 220/30 kV A1 01 ESQUEMA UNIFILAR ANEXO 11 08 01 S/E