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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

DISEÑO DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 20MW EN CALIFORNIA Y CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN

Autor: Macarena Jiménez Sánchez

Director: José Antonio Martín Polo

Madrid Mayo 2012

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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

DISEÑO DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 20MW EN CALIFORNIA

Y CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN

Índice general

DOCUMENTO 1. MEMORIA ............................................................................................... 7

1.1. Memoria ................................................................................................................ 10

1.1.1. Introducción ............................................................................................................ 10

1.1.1.1. Objeto............................................................................................................................... 10

1.1.1.2. Datos de partida y requisitos del cliente .......................................................................... 11

1.1.1.3. Descripción de la tecnología a emplear: el efecto fotovoltaico ....................................... 11

1.1.1.4. Descripción de los elementos de la instalación con conexión a red ................................ 13

1.1.2. Instalación ............................................................................................................... 24

1.1.2.1. Emplazamiento de la instalación. Justificación ................................................................ 24

1.1.2.2. Bloques modulares de 1MW. Justificación ...................................................................... 28

1.2. Cálculos .................................................................................................................. 30

1.2.1. Estudio energético .................................................................................................. 30

1.2.1.1. La radiación solar ............................................................................................................. 30

1.2.1.2. La producción del sistema fotovoltaico ........................................................................... 32

1.2.2. Cálculos eléctricos ................................................................................................... 36

1.2.2.1. Orientación e inclinación de los módulos ........................................................................ 36

1.2.2.2. Cálculo de sombras .......................................................................................................... 38

1.2.2.3. Dimensionamiento de la instalación ................................................................................ 39

1.2.2.4. Dimensionamiento transformadores BT-MT ................................................................... 48

1.2.2.5. Cálculo del cableado eléctrico de CC ................................................................................ 62

1.2.2.6. Cálculo del cableado eléctrico de AC ............................................................................... 70

1.2.3. Selección de la aparamenta eléctrica ...................................................................... 87

1.2.3.1. Aparamenta de corriente continua .................................................................................. 87

1.2.3.2. Aparamenta de corriente alterna .................................................................................... 88

1.2.4. Red y puestas a tierra .............................................................................................. 89

1.2.4.1. Tensiones de paso y de contacto máximas admisibles .................................................... 90

1.2.4.2. Red de tierras ................................................................................................................... 90

1.2.4.3. Puesta a tierra del neutro de los transformadores .......................................................... 94

1.2.5. Servicios Auxiliares (SSAA) ...................................................................................... 95

1.3. Estudio económico ................................................................................................. 98

2




1.3.1. Introducción ............................................................................................................ 98

1.3.2. Panorama económico ............................................................................................. 98

1.3.3. Coste del proyecto .................................................................................................. 99

1.3.4. Capitales invertidos ................................................................................................. 99

1.3.5. Ayudas federales ................................................................................................... 100

1.3.6. Ingresos por venta de producción eléctrica .......................................................... 100

1.3.7. Análisis financiero ................................................................................................. 101

1.3.7.1. Comparación de los diferentes escenarios .................................................................... 104

1.4. Impacto ambiental ............................................................................................... 105

1.5. Anejos .................................................................................................................. 109

1.5.1. ANEJO I: Simulación PVSyst ................................................................................... 110

1.5.2. ANEJO II: Datos meteorológicos de la zona .......................................................... 113

1.5.2.1. Parámetros solares ......................................................................................................... 113

1.5.2.2. Parámetros para el dimensionamiento de paneles solares ........................................... 114

1.5.2.3. Geometría solar:............................................................................................................. 116

1.5.2.4. Parámetros para paneles solares inclinados: ................................................................. 119

1.5.2.5. Información sobre nubosidad: ....................................................................................... 121

1.5.2.6. Meteorología (temperatura): ......................................................................................... 123

1.5.2.7. Meteorología (viento): ................................................................................................... 125

1.5.2.8. Meteorología (otros): ..................................................................................................... 129

1.5.2.9. Información adicional:.................................................................................................... 130

1.5.3. ANEJO III: Catálogos elementos principales .......................................................... 131

1.5.3.1. Catálogo I: Módulos solares ........................................................................................... 132

1.5.3.2. Catálogo II: Inversor ....................................................................................................... 134

1.5.4. ANEJO IV: Lista de Servicios Auxiliares .................................................................. 136

1.5.5. ANEJO V: Estimación de ingresos por venta de electricidad ................................. 137

1.5.6. ANEJO VI: Flujo de Caja. Escenario 1 ..................................................................... 138

1.6. Conclusiones ........................................................................................................ 139

3




DOCUMENTO 2. PLANOS .............................................................................................. 141

2.1. Listado de planos .................................................................................................. 143

2.2. Planos .................................................................................................................. 144

DOCUMENTO 3. PLIEGO DE CONDICIONES ............................................................ 159

3.1. Pliego de condiciones técnicas y particulares ......................................................... 161

3.1.1. Objeto .................................................................................................................... 161

3.1.1.1. Materiales y componentes ............................................................................................. 161

3.1.2. Interconexión de la planta a red ........................................................................... 165

DOCUMENTO 4. PRESUPUESTO ................................................................................. 169

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 175

AGRADECIMIENTOS .......................................................................................................... 179

4




Índice de figuras

Figura 1. Estructura atómica células solares ............................................................................... 12

Figura 2. Células de Silicio ........................................................................................................... 15

Figura 3. Estructura módulos fotovoltaicos ................................................................................ 16

Figura 4.Vista posterior módulo fotovoltaico (Catálogo Suntech) .............................................. 17

Figura 5. Estructura soporte de los paneles ................................................................................ 18

Figura 6. Transformador Pad Mount ........................................................................................... 20

Figura 7. Celda de línea ............................................................................................................... 21

Figura 8. Celda de protección...................................................................................................... 22

Figura 9. U.S.Geological Survey. Riesgo de seísmos ................................................................... 24

Figura 10. Comparación de la irradiación entre España y California .......................................... 26

Figura 11. Irradiación solar en Estados Unidos (Fuente: NREL) .................................................. 26

Figura 12. Irradiación media y difusa sobre superficie horizontal .............................................. 32

Figura 13. Localización del Sur geográfico .................................................................................. 36

Figura 14. Producción en función del ángulo de inclinación ....................................................... 37

Figura 15. Inclinación paneles ..................................................................................................... 38

Figura 16. Distancia entre paneles .............................................................................................. 38

Figura 17. Efecto de la temperatura en la tensión y la corriente de los paneles ........................ 39

Figura 18. Corriente fotogenerada y corriente de diodo en una célula solar ............................. 40

Figura 19. Disposición de los paneles sobre la estructura soporte ............................................. 43

Figura 20. Layout bloque modular 1MW (opción 1) ................................................................... 44

Figura 21. Layout bloque modular 1MW (opción 2) ................................................................... 45

Figura 22. Eficiencia de los paneles en función de los años de vida ........................................... 46

Figura 23. Curva de funcionamiento del transformador el 20 de Agosto................................... 52

Figura 24. Ejemplo curva característica de un transformador .................................................... 53

Figura 25. Valores horarios de carga del transformador ............................................................ 53

Figura 26. Valores horarios de carga del transformador para un pico de 8 horas ..................... 55


Figura 28. Curva equivalente para un pico de 4 horas ................................................................ 57


Figura 30. Curva equivalente para un pico de 2 horas ................................................................ 59

Figura 31. Terna de cables unipolares enterrados bajo tubo ..................................................... 70

Figura 32. Configuración de canalización para 6 conductores por fase enterrados bajo tubo (R-

S-T en cada tubo) ........................................................................................................................ 71

Figura 33. Configuración de canalización para 3 conductores monopolares enterrados bajo

tubo ............................................................................................................................................. 75

Figura 34. Configuración para 2 circuitos de cables monopolares directamente enterrados .... 82

Figura 35. Configuración para un circuito de cables monopolares directamente enterrados ... 83

Figura 36. Puesta a tierra del neutro de los transformadores .................................................... 94

Figura 37. Diagrama vectorial potencias ..................................................................................... 96

Figura 38. Crecimiento anual de tarifa eléctrica para el ciclo 2010-2035 ................................. 101

Figura 39. Imagen del emplazamiento donde se ubicará la instalación. Avenal (California) ... 106

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Índice de tablas

Tabla 1. Valores de irradiancia (W/m2) en California (*) ............................................................ 25

Tabla 2. Valores de irradiancia (W/m2) en Madrid (*) ................................................................ 25

Tabla 3. Irradiación anual media en California (*) ...................................................................... 26

Tabla 4. Cálculo del Performance Ratio ...................................................................................... 35

Tabla 5. Producción anual en función del ángulo de inclinación ................................................ 37

Tabla 6. Búsqueda del número de paneles en serie ................................................................... 42

Tabla 7. Datos de simulación con PVSyst .................................................................................... 47

Tabla 8. Datos de simulación con PVSyst .................................................................................... 48

Tabla 9. Datos de temperatura del lugar donde se localizará la planta ...................................... 50

Tabla 10. Datos de simulación con PVSyst .................................................................................. 51

Tabla 11. Valores horarios de carga del transformador ............................................................. 54

Tabla 12. Comparación transformadores 750 kVA y 1000 kVA .................................................. 60

Tabla 13. Características del transformador ............................................................................... 62

Tabla 14. Pérdidas y caída de tensión ......................................................................................... 65

Tabla 15. Pérdidas y caída de tensión ......................................................................................... 67

Tabla 16. Reparto de corrientes en 5 anillos de 4MW ................................................................ 74

Tabla 17. Reparto de corrientes en 4 anillos de 5 MW ............................................................... 77

Tabla 18. Comparación opciones anillos ..................................................................................... 80

Tabla 19. Pérdidas de potencia en los anillos ............................................................................. 80

Tabla 20. Comparación económica entre los anillos ................................................................... 81

Tabla 21. Comparación económica entre los anillos (2) ............................................................. 81

Tabla 22. Comparativa opciones anillos MT ............................................................................... 85

Tabla 23. Comparativa opciones anillos MT ............................................................................... 86

Tabla 24. Parámetros para el Flujo de Caja ............................................................................... 102

Tabla 25. Gastos en la instalación ............................................................................................. 103

Tabla 26. Comparación escenarios para el Flujo de Caja .......................................................... 104

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DOCUMENTO 1. MEMORIA

8




1.1. Memoria 10

1.1.1. Introducción 10

1.1.1.1. Objeto 10

1.1.1.2. Datos de partida y requisitos del cliente 11

1.1.1.3. Descripción de la tecnología a emplear: el efecto fotovoltaico 11

1.1.1.4. Descripción de los elementos de la instalación con conexión a red 13

1.1.2. Instalación 24

1.1.2.1. Emplazamiento de la instalación. Justificación 24

1.1.2.2. Bloques modulares de 1MW. Justificación 28

1.2. Cálculos 30

1.2.1. Estudio energético 30

1.2.1.1. La radiación solar 30

1.2.1.2. La producción del sistema fotovoltaico 32

1.2.2. Cálculos eléctricos 36

1.2.2.1. Orientación e inclinación de los módulos 36

1.2.2.2. Cálculo de sombras 38

1.2.2.3. Dimensionamiento de la instalación 39

1.2.2.4. Dimensionamiento transformadores BT-MT 48

1.2.2.5. Cálculo del cableado eléctrico de CC 62

1.2.2.6. Cálculo del cableado eléctrico de AC 70

1.2.3. Selección de la aparamenta eléctrica 87

1.2.3.1. Aparamenta de corriente continua 87

1.2.3.2. Aparamenta de corriente alterna 88

1.2.4. Red y puestas a tierra 89

1.2.4.1. Tensiones de paso y de contacto máximas admisibles 90

1.2.4.2. Red de tierras 90

1.2.4.3. Puesta a tierra del neutro de los transformadores 94

1.2.5. Servicios Auxiliares (SSAA) 95

1.3. Estudio económico 98

9




1.3.1. Introducción 98

1.3.2. Panorama económico 98

1.3.3. Coste del proyecto 99

1.3.4. Capitales invertidos 99

1.3.5. Ayudas federales 100

1.3.6. Ingresos por venta de producción eléctrica 100

1.3.7. Análisis financiero 101

1.3.7.1. Comparación de los diferentes escenarios 104

1.4. Impacto ambiental 105

1.5. Anejos 109

1.5.1. ANEJO I: Simulación PVSyst 110

1.5.2. ANEJO II: Datos meteorológicos de la zona 113

1.5.2.1. Parámetros solares 113

1.5.2.2. Parámetros para el dimensionamiento de paneles solares 114

1.5.2.3. Geometría solar: 116

1.5.2.4. Parámetros para paneles solares inclinados: 119

1.5.2.5. Información sobre nubosidad: 121

1.5.2.6. Meteorología (temperatura): 123

1.5.2.7. Meteorología (viento): 125

1.5.2.8. Meteorología (otros): 129

1.5.2.9. Información adicional: 130

1.5.3. ANEJO III: Catálogos elementos principales 131

1.5.3.1. Catálogo I: Módulos solares 132

1.5.3.2. Catálogo II: Inversor 134

1.5.4. ANEJO IV: Lista de Servicios Auxiliares 136

1.5.5. ANEJO V: Estimación de ingresos por venta de electricidad 137

1.5.6. ANEJO VI: Flujo de Caja. Escenario 1 138

1.6. Conclusiones 139

10




1.1. Memoria

1.1.1. Introducción

1.1.1.1. Objeto

El objeto de este proyecto es realizar el estudio completo del diseño, financiación, adquisición,

instalación, explotación y mantenimiento de una central solar fotovoltaica con una potencia

nominal de 20 MW, que estará conectada a la red de distribución eléctrica de la Compañía

“Pacific Gas & Electric” (PG&E) de media tensión, en California (Estados Unidos). La totalidad

de la producción de energía eléctrica se venderá a la Compañía PG&E.

La vida útil del proyecto se estima en 25 años. No obstante, al término de este periodo se

evaluará mantener en operación la planta, pudiendo ser su vida útil alargada sensiblemente.

El análisis financiero de inversiones, costes y gastos, permite demostrar la viabilidad

económica, e incluso alta rentabilidad, de este proyecto, constituyendo una inversión

atrayente para los clientes. Las ayudas oficiales existentes para la potenciación de este sector

energético mejoran la rentabilidad prevista.

La zona de instalación elegida, por las condiciones de horas de sol y de radiación recibida,

permite asegurar unos altos rendimientos de producción energética en relación con la

inversión realizada y con la vida prevista de la central. Asimismo, al ser una zona sin ningún

valor natural o paisajístico, la colocación masiva de paneles no va a tener ningún impacto

medioambiental, ni va a necesitar gastos de integración en el entorno. Todo ello contribuye

igualmente a mejorar la rentabilidad de la inversión que se realice.

El grado de desarrollo tecnológico e infraestructuras existentes (redes de distribución eléctrica,

carreteras, existencias de equipamiento y material “in situ” de adquisición inmediata,

disposición de mano de obra cualificada, etc.) facilita los trabajos de transporte, adquisición,

instalación y conexión, tanto del equipamiento específico de la central, como del relativo a

servicios, disminuyendo los costes por estos conceptos.

La inversión a realizar no es especialmente onerosa y la alta rentabilidad prevista permite

tener la seguridad de que no faltarán inversores interesados en el proyecto, dado que, incluso

con un alto apalancamiento de la inversión en deuda bancaria, las perspectivas de negocio

alcanzan un nivel de riesgo de la inversión más que aceptable.

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Con independencia del punto de vista de rentabilidad, con este proyecto se pretende

potenciar el aprovechamiento de recursos renovables de la zona para la producción de una

energía limpia y que ayude a la disminución de la generación de energía por las actuales

fuentes de energía convencionales contaminantes.

1.1.1.2. Datos de partida y requisitos del cliente

Para este proyecto en particular, el cliente para el que se trabaja impone una serie de

requisitos técnicos, económicos y comerciales. Entre estos requisitos se encuentran:

La potencia nominal del campo solar debe ser de 20 MW

La situación de la instalación debe ser en el entorno municipal de Avenal, California

(Estados Unidos).

El cliente requiere que el tipo de panel a emplear sea el modelo STP290-24/Vd,

Suntech.

Los inversores se solicitarán al fabricante SMA.

Entre las peticiones o condiciones del cliente se encuentran que el diseño de la

instalación se realice buscando la reducción de costes y una alta rentabilidad de la

instalación

1.1.1.3. Descripción de la tecnología a emplear: el efecto

fotovoltaico

La conversión de la energía de las radiaciones ópticas en energía eléctrica es un fenómeno

físico conocido como el efecto fotovoltaico. Cuando la luz solar incide sobre ciertos materiales

denominados semiconductores, los fotones son capaces de transmitir su energía a los

electrones de valencia del semiconductor para que rompan el enlace que les mantiene ligados

a los átomos respectivos, quedando un electrón libre para circular dentro del sólido por cada

enlace roto. La falta de electrón en el enlace roto, que se denomina hueco, también puede

desplazarse libremente por el interior del sólido, transfiriéndose de un átomo a otro debido al

desplazamiento del resto de los electrones de los enlaces. Los huecos se comportan en

muchos aspectos como partículas con carga positiva igual a la del electrón. El movimiento de

los huecos y los electrones en direcciones opuestas genera una corriente eléctrica en el

semiconductor capaz de circular por un circuito externo. Para separar los electrones de los

huecos y así impedir que restablezcan el enlace, se utiliza un campo eléctrico que provoca su

circulación en direcciones opuestas, dando lugar a la citada corriente eléctrica.

En las células solares este campo eléctrico se logra en la unión de dos regiones de un cristal

semiconductor, de conductividades de distinto tipo. Para células solares de Silicio, una de las

regiones (región tipo “n”) se impurifica con fósforo. El procedimiento se realiza sustituyendo

algunos átomos de Silicio por átomos de Fósforo. El silicio como elemento químico cuenta con

12




14 electrones de los que 4 son de valencia, quedando disponibles para unirse con los

electrones de valencia de otros átomos. El Fósforo cuenta con 5 electrones de valencia. Así 4

de ellos serán utilizados para llevar a cabo los enlaces químicos con átomos adyacentes de

Silicio, mientras que el quinto podrá separarse del átomo mediante una estimulación aportada

por una fuente externa de energía.

La otra región (región tipo “p”) se impurifica con Boro, que tiene 3 electrones de valencia, por

lo que quedará una región con mayor cantidad de huecos que de electrones.

De este modo aparece un campo eléctrico dirigido de la región “p” a la región “n” debido a las

diferencias de concentraciones de huecos y electrones.

Figura 1. Estructura atómica células solares

Las propiedades de los materiales semiconductores pueden ser explicadas usando dos

modelos:

modelo de enlaces: utiliza los enlaces covalentes que unen los átomos de Silicio para

describir el comportamiento semiconductor. A bajas temperaturas los enlaces están

intactos y el Silicio se comporta como un aislante. A altas temperaturas algunos de los

enlaces pueden romperse y la conducción se produce porque los electrones

provenientes de los enlaces rotos quedan libres para moverse, y los electrones de los

átomos colindantes pueden desplazarse hasta los huecos creados por los enlaces

rotos. De este modo se crea un movimiento de cargas negativas y positivas.

modelo de bandas: explica el comportamiento del conductor en términos de los

niveles energéticos entre la banda de valencia y la banda de conducción. Los

electrones en los enlaces covalentes tienen energías correspondientes a la banda de

valencia, mientras que en la banda de conducción los electrones están libres. La banda

prohibida se corresponde con la energía necesaria para liberar a un electrón de su

enlace covalente hacia la banda de conducción donde puede conducir una corriente.

Los huecos producidos conducen en la dirección opuesta en la banda de valencia.

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Por lo tanto, si se ilumina una célula que se encuentra conectada a una carga externa, se

producirá una diferencia de potencial en dicha carga y una circulación de corriente que sale al

circuito exterior por el terminal positivo y vuelve a la célula por el negativo. De este modo la

célula se comporta como un generador de energía. Los fenómenos que tienen lugar son:

los fotones que inciden sobre la célula con una energía mayor o igual que el ancho de

la banda prohibida se absorben en el volumen del semiconductor y se generan pares

electrón-hueco que pueden actuar como portadores de corriente. Los fotones con

energía inferior al ancho de la banda prohibida atraviesan el semiconductor sin ser

absorbidos.

el campo eléctrico o la diferencia de potencial producidos por la unión p-n son la causa

de la separación de los portadores antes de que puedan recombinarse de nuevo. Son

la causa de la circulación de la corriente por la diferencia de potencial externa,

suministrando así energía a la carga.

[LORE94], [ABEL05], [FERN08]

1.1.1.4. Descripción de los elementos de la instalación

con conexión a red

1.1.1.4.1. Módulos fotovoltaicos

El módulo fotovoltaico es una unidad que proporciona el soporte para un número de células

fotovoltaicas conectadas eléctricamente. La elección correcta de los mismos va a condicionar

en gran medida la producción final de la instalación. Por ello, se realizará una pequeña

introducción a los mismos:

Células fotovoltaicas:

Los módulos están conformados por un conjunto de células fotovoltaicas conectadas

eléctricamente que producen corriente eléctrica a partir del efecto fotovoltaico. Las células

solares se fabrican a partir de materiales semiconductores. Cuando la luz incide sobre los

mismos, los fotones son capaces de transmitir su energía a los electrones de valencia para que

rompan el enlace que les mantiene ligados a los átomos respectivos. Por cada enlace roto

queda un electrón libre, que se mueve libremente por el interior del semiconductor. Y a su vez

queda el enlace roto, con la ausencia del electrón (denominándose hueco), que actúa como

una partícula de carga positiva igual a la del electrón. El movimiento de estas partículas genera

una corriente eléctrica en el semiconductor. Para evitar que el enlace roto se regenere de

nuevo es necesaria la creación de un campo eléctrico que dirija las partículas de la forma

deseada. Esto se consigue mediante las uniones p-n explicadas en el apartado 1.1.1.2.

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Se pueden realizar diversas clasificaciones de las células fotovoltaicas:

1. Por tipo de material empleado:

a. De material simple: sobre todo Silicio, pero también Germanio y Selenio. El

germanio tiene un menor ancho de banda que el Silicio, por lo que es

apropiado para la absorción de longitudes de onda mayores, como la luz

infrarroja. En el caso de que el material semiconductor sea Silicio, una de las

regiones (llamada de tipo n), se impurifica con fósforo (que tiene 5 electrones

de valencia, uno más que el silicio). Esta región tendrá una concentración de

electrones mucho mayor que la de huecos. La otra región (de tipo p), se

impurifica con boro, que tiene 3 electrones de valencia (uno menos que el

silicio). Convirtiendo esta región en una zona con mayor número de huecos

que de electrones. Esta diferencia entre huecos y electrones es la que crea el

campo eléctrico responsable de separar los electrones y huecos extras que se

producen cuando la célula está iluminada.

b. De compuestos binarios: CdTe, GaAs, InP, CdS, Cu2S (materiales de la tabla

periódica de los grupos III y IV)

c. De compuestos ternarios: AlGaAs, y compuestos de estructura calcopirita

basados en el Cu como el CuInSe2, CuInS2 y CuInTe2. Destacar el primero por su

utilidad práctica y buen rendimiento.

d. Otros

2. Por la estructura interna del material:

a. Monocristalino: célula de Silicio procesada como un único cristal. Buena

eficiencia (de las células de Silicio es la que tiene una eficiencia mayor) pero

elevado coste de fabricación debido a la elevada pureza y a la gran cantidad de

Silicio.

b. Multicristalinos: menor rendimiento que los monocristalinos pero menor coste

de fabricación, debido a que las heterouniones en el material causan pérdidas

de eficiencia. La estructura interna está formada por multitud de granos o

monocristales de gran tamaño orientados aleatoriamente.

c. Policristalinos: granos o monocristales pero de un tamaño menor que en el

caso de los multicristalinos (por debajo de 1mm). Rendimiento 11-13%.

Comparable a los monocristalinos en construcción, características eléctricas y

durabilidad. Permite reducir costes al bajar el coste de fabricación de las

obleas, pero es muy similar al de las células de Si-monocristalino.

d. Dispositivos híbridos: se alternan capas o sustratos monocristalinos con

policristalinos.

e. Amorfos (o lámina delgada): sólo aplicable para el silicio. No hay red cristalina

alguna y contienen un gran número de defectos estructurales y de enlaces. El

material es depositado sobre finas capas que se unen entre sí. A pesar de que

el coeficiente de absorción es 40 veces superior al del Silicio monocristalino, su

rendimiento es aún menor que en los multicristalinos (8-10%). Pero su coste

de fabricación es menor. Problemas: degradación de su rendimiento tras los

primeros meses de operación.

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Figura 2. Células de Silicio

En la Figura 2 se pueden observar cuatro células de Silicio comerciales con distinto tipo de

material base: célula de Si monocristalino ; célula de Silicio multicristalino ; célula de Silicio

multicristalino (APEX) ; su módulo de Si amorfo

1. Por la estructura del dispositivo

a. Homouniones: la unión p-n se crea sobre un único material por difusión de

dopantes desde lados opuestos de la célula

b. Heterouniones: los materiales situados a ambos lados de la unión p-n son

diferentes.

c. Según el número de uniones p-n:

i. Dispositivos de unión simple: una única unión

ii. Dispositivos multi-unión

d. Según el número de dispositivos empleados en la misma célula:

i. Dispositivos monocélula

ii. Dispositivos tándem o en cascada: combinación de dos o más células

en una misma estructura con el fin de aprovechar el mayor rango

posible del espectro solar. Rendimientos superiores a los monocélulas,

pero no se han comenzado a comercializar.

2. Por el tipo de aplicación

a. Células para aplicaciones terrestres sin concentración: o llamadas también de

panel plano

b. Para integración en edificios

c. Para aplicaciones terrestres bajo concentración: en busca del mayor

rendimiento de conversión posible. Más caros al añadir concentradores.

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Muchos modelos necesitan disipadores térmicos o refrigeración. Para

instalaciones de gran potencia

d. Para aplicaciones especiales

Módulos fotovoltaicos

Los módulos fotovoltaicos actúan como base soporte de las células fotovoltaicas, además de

otorgarles la protección necesaria mediante el encapsulamiento adecuado. La estructura de

los módulos puede observarse en la Figura3.

Figura 3. Estructura módulos fotovoltaicos

Cubierta frontal: ha de poseer una elevada transmisión en el rango de longitudes de

onda y una baja reflexión de la superficie frontal para aprovechar al máximo la energía

solar incidente. A parte, el material ha de ser impermeable, tener buena resistencia al

impacto, tener una baja resistividad térmica y ser estable a la exposición prolongada

de rayos UV. Esta cubierta frontal, también tiene como función principal, dar rigidez y

dureza mecánica al módulo. Los materiales más empleados son acrílicos, polímeros y

cristal. Aunque el más empleado suele ser el cristal templado con bajo contenido en

hierro, por su bajo coste, elevada trasparecía, impermeabilidad y buenas propiedades

de auto-limpiado.

Encapsulante: encargado de dar adhesión entre las células, la superficie frontal y la

posterior del módulo. El más utilizado es el EVA (etilen-vilin-acetato).

Cubierta posterior: debe ser impermeable y con baja resistencia térmica. Suele

emplearse una capa de Tedlar, o bien de Tedlar y un segundo vidrio.

Células solares y sus conectores: estos suelen ser de aluminio o acero inoxidable.

Los bordes del bloque van protegidos con una funda de neopreno y todo el conjunto

va incrustado en un marco de aluminio, adherido con silicona, que le proporciona

resistencia mecánica. En la parte posterior del módulo se encuentra la caja de

conexiones con dos bornes (positivo y negativo), para permitir el conexionado de los

módulos.

17




Figura 4.Vista posterior módulo fotovoltaico (Catálogo Suntech)

Módulo fotovoltaico empleado

El tipo de módulo a emplear será el modelo Stp290-24/Vd (Suntech), tal y como se definió en

el apartado 1.1.1.2. Se trata de un módulo con células fotovoltaicas de Silicio policristalino.

Ver catálogo en el apartado 1.5.3.1 (Anejos).

1.1.1.4.2. Estructura soporte de los paneles

La estructura metálica sobre la que se situarán los módulos fotovoltaicos se establece para

sostener cuatro (4) módulos en horizontal, a tres (3) alturas. La utilización de una adecuada

estructura facilita las labores de instalación y mantenimiento, minimiza la longitud del

cableado, evita problemas de corrosión y mejora la estética de la planta en su conjunto.

La estructura elegida será de acero galvanizado en caliente, material resistente a la corrosión y

con un buen compromiso calidad-precio (más resistente que el acero inoxidable y más barato).

Debe soportar vientos de 100 a 150 km/h, situará a los módulos a una altura de más de 0.5 m

del suelo, debe estar eléctricamente unida a una toma de tierra, y asegurará un buen contacto

eléctrico entre el marco del módulo y la tierra para permitir la protección de las personas

frente a posibles pérdidas de aislamiento en el generador.

Debe cumplir con la normativa:

18




- ASTM A123: Standard Specification for Structural Steel Products

- ASTM A153: Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel

Hardware

- ASTM A385: Standard Practice for Providing High-Quality Zinc Coatings (Hot-Dip)

- ASTM A653: Standard Specification for Steel Sheet, Zinc-Coated (Galvanized) or Zinc-

Iron Alloy-Coated (Galvannealed) by the Hot-Dip Process

- ASTM A767: Standard Specification for Zinc-Coated (Galvanized) Steel Bars for

Concrete Reinforcement

- ASTM A780: Standard Practice for Repair of Damaged and Uncoated Areas of Hot-Dip

Galvanized Coatings

- ASTM A902: Standard Terminology Relating to Metallic Coated Steel Products

- ASTM D6386-99: Standard Practice for Preparation of Zinc (Hot-DipGalvanized) Coated

Iron and Steel Product and Hardware Surfaces for Painting.

Figura 5. Estructura soporte de los paneles

1.1.1.4.3. Inversor DC-AC

Los inversores son los encargados de realizar la conversión DC/AC para poder conectar los

generadores fotovoltaicos a la red eléctrica. Están constituidos por un sintetizador que

accionando un conjunto de interruptores genera una onda de impulsos a partir de la tensión

DC, procurando que la señal de salida sea lo más senoidal posible. Esta onda se filtra

posteriormente para eliminar el mayor número de armónicos posible. Los filtros empleados

consumen una elevada potencia, lo cual incide negativamente en el rendimiento del inversor.

Una forma de reducir el número de armónicos es sintetizar una onda con mayor número de

impulsos, lo que permite disminuir considerablemente el número de armónicos cercanos. La

señal de salida a red estará sincronizada en fase, frecuencia y amplitud con la de la red.

Un requisito fundamental en los inversores es un alto rendimiento, para cualquier valor de la

señal de entrada, ya que dependerá de la irradiación que reciban los módulos y provocará que

19




esta sea considerablemente variable. Por esta razón es primordial que los inversores tengan un

bajo consumo en vacío y que estén bien adaptados a la carga que deban alimentar, para que

en la mayor parte del tiempo trabajen en condiciones de elevada eficiencia.

En esta instalación se utilizarán cuarenta (40) inversores de 500kW, dos (2) por cada bloque de

1MW. El inversor elegido para este proyecto ha sido el fabricado por SMA (requisito del

cliente), modelo SUNNY CENTRAL 500HE-US. Este inversor cumple los requisitos establecidos

por la normativa:

UL 1741: Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System Equipment for

Use With Distributed Energy Resources.

UL 1998: Software in Programmable Components.

IEEE 1547/IEEE 1547.1: Standard for Interconnecting Distributed Resources with

Electric Power Systems / Standard for Conformance Tests Procedures for Equipment

Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems.

IEEE 62.41.2: Practice on characterization of surges in low-voltage 1000 V and less ac

power circuits.

Este inversor, con seguimiento del punto de máxima potencia, tiene una distorsión armónica

de menos del 5%. Las salidas del inversor son trifásicas, con tensiones entre 180-220 V.

Características de los inversores:

Datos de entrada

Max. Potencia DC 565kWp

Rango de tensiones MPP 330 V – 600 V

Max. Tensión DC 600 V

Max. Corriente DC 1600 A

Número de inputs DC 6 – 9

Datos de salida

Potencia Nominal AC 500 kVA @ 45oC

Max. Corriente AC 1470 A @ 200 V

Frecuencia de la Red AC 60 Hz

Rango de tensiones AC 180 V - 220 V

Rango de tensiones AC (máxima potencia act) 196 V – 210 V

Factor de potencia ( ) >0.99 / 0,9 inductivo... 0,9 capacitivo

Max.Distorsion Armónica <5%

Eficiencia

Max. Eficiencia 98.6%

CEC Eficiencia 98.0%

20




Euro-eta 97.9%

Generales

Dimensiones(altura x ancho x profundidad) (2277x2562x956mm) / (90x101x38in)

Peso <1800 kg (3970lb)

Certificados UL 1741, UL 1998, IEEE 1547

La justificación de la elección de inversores de potencia nominal de 500 kW se desarrolla en el

apartado 1.1.2.2.

Ver catálogo en el apartado 1.5.3.2 (Anejos).

1.1.1.4.4. Transformadores BT-MT

La evacuación de la energía a la red de distribución se realiza a una tensión de 21 kV. Para ello

es necesario el empleo de transformadores de potencia elevadores, que transformen la

tensión de salida de los inversores a la tensión de la red de distribución.

La planta contará con veinte (20) transformadores de potencia que realicen esta función. El

transformador elegido para este proyecto será un transformador en aceite Pad-Mount,

específico para intemperie, potencia nominal 750 kVA, relación de transformación 208 V / 21

kV, YNy0y0, ONAN, (Cooper Industries). Este transformador cumple con los requisitos

establecidos para poder ser instalado en zonas con actividad sísmica media, como el lugar

donde se ubicará la planta. Estos transformadores cuentan con toda la aparamenta de

protección necesaria.

Figura 6. Transformador Pad Mount

21




La justificación de la elección de transformadores de estas características se desarrolla en los

apartados 1.1.2.2 y 1.2.2.4

1.1.1.4.5. Celdas de Media Tensión

Las celdas se localizarán en el Centro de Seccionamiento de la instalación. Los transformadores

Pad-Mount de la instalación no requieren celdas de línea para interconectar las unidades

generadoras a la línea de media tensión, ya que están equipados con la aparamenta necesaria

para realizar esta función. Por lo tanto, únicamente se localizarán las celdas en el Centro de

Seccionamiento. Se distinguen las siguientes:

Celda de entrada / salida de línea:

Será necesaria una celda de entrada y una de salida por cada anillo de media tensión existente

en la planta. Su función es de recibir el conductor proveniente de los anillos para el caso de las

celdas de entrada, o devolverlo para cerrar el anillo. Se instalará otra celda de línea previa a la

celda de medida de los Servicios Auxiliares. Estarán equipadas con interruptor-seccionador en

carga con fusible y con puesta a tierra. De este modo también se protegen los transformadores

de la instalación antes posibles cortocircuitos provenientes de la red. Sus características son:

- Modelo: UniMix-P2 (ABB)

- Tensión nominal: 24 kV

- Tensión soportada al impulso: 125 kV

- Tensión soportada a frecuencia industrial: 50 kV

- Frecuencia: 60 Hz

- Intensidad nominal: 400 A

- Juego de barras trifásico: 630 A

- Intensidad de corta duración (1s): 12,5 kA

- Intensidad de cresta: 31,5 kA

Figura 7. Celda de línea

22




Celda de protección:

En ella se ubican los dispositivos encargados de proteger los equipos del centro de

seccionamiento ante posibles faltas en la red. Constará de un interruptor automático en vacío.

Estarán igualmente equipadas con interruptor-seccionador en carga con puesta a tierra. Esta

cabina será la que conecte la subestación con la instalación. Sus características son:

- Modelo: UniMix-P1F (ABB)

- Interruptor automático trifásico, aislamiento y corte en vacío, VD4/UniMix-F 24


- Tensión soportada al impulso: 125 kV

- Tensión soportada a frecuencia industrial: 50 kV

- Frecuencia: 60 Hz


- Juego de barras trifásico: 630 A

- Intensidad de corta duración (1s): 12,5 kA

- Intensidad de cresta: 31,5 kA

- Protecciones: relé de protección PR521:

- funciones de protección:

- protección contra sobreintensidad con retardo a tiempo dependiente

51 (I>)

- protección contra cortocircuito con retardo regulable 50 (I>>)

- protección contra cortocircuito instantáneo 50 (I>>>)

- protección contra defecto homopolar hacia tierra 51N (IO>)

Figura 8. Celda de protección

23




Celda de medida:

El centro de seccionamiento contará con 2 celdas de medida, a partir de las cuales se

realizarán las mediciones pertinentes por la compañía. Estarán equipadas con tres

transformadores de tensión y tres transformadores de intensidad, uno por fase. Una de ellas

medirá el total de la energía generada por la instalación, y la otra el consumo de los Servicios

Auxiliares.

- Modelo: UniMix-M (ABB)



- Intensidad de corta duración (1s): 16 kA

Metering:

Los elementos que se utilicen para la medición han de satisfacer los requisitos del Sistema

Operativo Independiente (Independent System Operator, ISO), los estándares aprobados por

el “California Public Utilities Commission, CPUC”, y los requerimientos de la compañía PG&E de

medida y registro eléctrico de los suministradores. La compañía generadora (los operadores de

la instalación fotovoltaica) debe encargarse del suministro, instalación y mantenimiento del

equipamiento de medición, incluidos aquellos que la compañía PG&E puede suministrar. Toda

compañía generadora de venta al por mayor debe contactar con los servicios locales de la

compañía PG&E para acordar los requisitos que la misma impone.

Los elementos de medida se instalarán en el centro de seccionamiento, conectados a las

cabinas de medida UniMix-M. La manipulación de la misma únicamente será realizada por la

compañía PG&E.

Para las pérdidas que se producirán en la línea de evacuación desde el centro de

seccionamiento hasta la subestación AVENAL-SUB, la compañía calculará las mismas en

función de la máxima corriente de carga que pueda darse, y de las características de la línea

entre el punto de medición y el punto de servicio.

El equipamiento estará monitorizado y telecomunicado con los centros de control de PG&E.

Estos deben recibir a tiempo real:

kW

kVAr

kWh

tensión del punto terminal de la instalación (kV)

estado del interruptor de la subestación

estado del interruptor general de la instalación

Los transformadores de corriente y de tensión serán suministrados por la entidad generadora,

siendo revisados y aprobados por la compañía PG&E, y sometidos a revisión anual.

24




1.1.1.4.6. Transformador Servicios Auxiliares (SSAA)

Teniendo en cuenta las cargas a alimentar por el transformador, se ajustará la potencia del

mismo en función de dichas cargas. Para una potencia de la instalación de 126.647,6 VA, tal y

como se indica en el Anejo 1.5.4, se decide emplear un transformador de 150 kVA (valor

normalizado). La lista de cargas correspondientes a los Servicios Auxiliares (SSAA) se encuentra

en el dicho anejo.

1.1.2. Instalación

1.1.2.1. Emplazamiento de la instalación. Justificación

La instalación fotovoltaica se localizará en la zona oeste de los Estados Unidos, en una parcela

próxima a la ciudad de Avenal (California). Las coordenadas de la instalación son 35⁰ 58’

37.83’’ Norte, 120⁰ 06’ 36.01’’ Oeste.

La planta se localizará a una altitud de 246 m sobre el nivel del mar.

1.1.2.1.1. Condiciones geológicas

Figura 9. U.S.Geological Survey. Riesgo de seísmos

La zona escogida para la realización del proyecto y su derredor están ubicados en un área

tradicionalmente caracterizada por la actividad sísmica relativamente alta. La implantación se

ubicará en la zona de falla de terremotos definidas por el Acta de Zonificación de Fallas de

“Alquist-Priolo” (Sección 2622 de Capítulo 7.5, División 2 de la California Public Resources

25




Code), la cual proporciona mecanismos para reducir las pérdidas por rotura superficial de la

falla a nivel estatal.

La falla “Coast Ranges Sierran Block”, hallada al noreste de la zona escogida, es considerada la

falla gobernante. Considerando la inclinación probable de la falla, el sitio está ubicado dentro

de la zona sismogénica de la falla “Coast Ranges Sierran Block”.

1.1.2.1.2. Razones climatológicas

El lugar donde se situará la instalación es adecuado ya que las condiciones climáticas y del

terreno aseguran una producción elevada, y por tanto, que su rentabilidad lo sea de igual

modo. Los valores de la irradiancia (W/m2) media de los últimos 22 años pueden observarse en

la tabla siguiente:

Lat 35,984(N) Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Lon 120,098(O)

22-year Average

(California) 410 500 640 750 840 850 800 750 670 560 450 380

Tabla 1. Valores de irradiancia (W/m2) en California (*)

Lat 40,24(N) Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Lon 3,41(O)

22-year Average

(Madrid) 320 430 560 620 670 790 810 730 610 430 340 280

Tabla 2. Valores de irradiancia (W/m2) en Madrid (*)

Comparando los valores de irradiancia en California con los valores obtenidos para Madrid, se

puede constatar que la radiación solar que se da en esa zona dota a este emplazamiento de un

atractivo significativo para la implantación de una instalación fotovoltaica.

(*) Datos obtenidos de la página oficial de la NASA: Surface Meteorology and Solar

Energywww.eosweb.larc.nasa.gov/sse

http://www.eosweb.larc.nasa.gov/sse

26




Figura 10. Comparación de la irradiación entre España y California

Los valores de irradiación anual media (kWh/m2/año) en los últimos 22 años pueden

observarse en la siguiente tabla:

Lat

35,984 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Lon -

120,098

22-year

Average 1014,7 1306,7 1814,05 2332,35 2730,2 2806,85 2591,5 2328,7 1960,05 1540,3 1146,1 927,1

Tabla 3. Irradiación anual media en California (*)

Figura 11. Irradiación solar en Estados Unidos (Fuente: NREL)

La finalidad de la instalación es la captación de la irradiación solar, la cual, mediante un

sistema de conversión y transformación, permita que la electricidad generada pueda ser

vendida a la compañía distribuidora, Pacific Gas & Electric (PG&E).

27




1.1.2.1.3. Razones económicas

Del total de la energía consumida en Estados Unidos, tan solo el 8% proviene de fuentes de

energía renovables (según www.eia.gov, Energy Information Administration). La producción y

el uso de energías renovables han crecido estos últimos años debido a los altos precios del

petróleo y del gas natural, y a los numerosos incentivos que dan los gobiernos, ya sea a nivel

federal o estatal. Quiere esto decir que nos encontramos en un buen momento para invertir

en fuentes de energía alternativas en Estados Unidos, dado que se prevé que este impulso

actual habrá de mantenerse e incluso aumentarse en los años venideros.

Otra razón de peso es la existencia de ayudas estatales en California. Las líneas de distribución

de energía próximas a esta zona pertenecen a la compañía Pacific Gas & Electric Company

(PG&E), la cual también incentiva económicamente la creación de nuevas plantas generadoras

cuya energía provenga de una fuente renovable. La compañía PG&E, junto con las compañías

Southern California Edison (SCE) y San Diego Gas & Electric (SDG&E), están involucradas en un

programa de incentivos creado por la campaña “Go Solar California” y denominado CSI

(California Solar Initiative). Este programa otorga descuentos y subvenciones a todos aquellos

que decidan obtener energía mediante sistemas fotovoltaicos o termo-solares, ya sea para uso

particular o para generar energía que se distribuya por la red de transporte. California Solar

Initiative (CSI) es un programa de descuentos e incentivos aprobada el 21/8/2006 por la ley del

Senado “Senate Bill No.1”. Los objetivos (establecidos en dicha ley) son conseguir instalar

1.940 MW para el 2017, con un presupuesto inicial de 2.200 millones de dólares, con la

finalidad de crear un mercado autosuficiente y competitivo. A finales del 2010 ya se habían

instalado, sólo en este año, un 10% de esos 1.940 MW prefijados (un 47% más que en 2009), y

en los cinco primeros meses de 2011 se han llegado a instalar 110 MW. Otro objetivo principal

de dicho programa ha sido reducir el coste del equipamiento solar fotovoltaico instalado,

disminuyendo este coste en sistemas de menos de 10 kW un 18% (de $10.45/W a $8.55/W) y

en sistemas de más de 10 kW la reducción ha sido del 27% (de $9.18/W a $6.71/W). [Datos

obtenidos de www.cpus.ca.gov, California Public Utilities Comission].

Por otro lado se encuentran los ITC (Investment Tax Credits). Es un programa de Créditos

Tributarios por Inversiones que fue significativamente extendido por el acta del 2008 “Energy

Improvement and Extension” (H.R.1424). Esta ley extendía la duración de los créditos ya

existentes, aumentaba el valor de dichos créditos y permitía a las compañías públicas de

electricidad utilizarlos. En el caso de la energía solar, el crédito es igual al 30% de los gastos, sin

límite máximo. En general, el uso original de los equipos debe comenzar con el contribuyente,

o el sistema debe ser construido por el mismo. El equipo debe estar en funcionamiento el

mismo año en que se recibe el primer crédito.

A 600 m de la planta a diseñar se localiza una subestación ya existente que utilizaremos para

evacuar la energía generada en la instalación. De este modo los costes de la línea de

evacuación del centro de seccionamiento a la subestación se verán reducidos por la

proximidad de la misma.

http://www.eia./

http://www.cpus.ca.gov/

28




1.1.2.2. Bloques modulares de 1MW. Justificación

La planta, de 20 MW de potencia, se realizará por bloques modulares de 1 MW iguales para

simplificación del diseño de la instalación. La elección de este bloque modular es debido a

diversos factores:

- La elección de los inversores: actualmente en el mercado existen inversores de gran

potencia adecuados para instalaciones fotovoltaicas concebidas para la producción y

venta de electricidad a las compañías distribuidoras. La elección de inversores con una

potencia la máxima posible será beneficioso para el cliente que corre a cargo de los gastos

de la instalación, ya que supone una menor inversión en estos equipos al ser necesarios

un menor número de ellos.

La compañía SMA fabricante de inversores (es un requerimiento del cliente) tiene entre sus

productos una gran variedad de inversores de alta potencia para instalaciones con conexión a

red, con rangos desde 250 kVA hasta los 800 kVA. Este número de inversores se ve reducido ya

que la tensión máxima del inversor ha de ser de 600 V (para trabajar en Estados Unidos), y

porque han de presentar un certificado UL. De este modo, los inversores con la potencia más

alta a los que tenemos acceso son de 500 kVA.

- La elección de los transformadores de potencia de BT-MT: al haber elegido inversores de

500 kW de potencia nominal, puede pensarse en la posibilidad de realizar los cálculos

para bloques modulares de 0.5MW, 1MW, 1.5MW, y en adelante.

1. Si se realizan módulos de 0.5MW será necesario un transformador de potencia por

cada inversor que eleve la tensión de BT a MT, lo que supone la compra de 40

transformadores de potencia y una gran inversión.

2. Si se decide trabajar con módulos de 1.5MW se darían diversos problemas:

2.a. Una opción es emplear un transformador de un devanado para uno de los

inversores y otro de doble devanado. De esta forma se rompe la simetría de la

instalación al haber más pérdidas en uno de los transformadores que en otro y

al tener que usar distintos cables; asimismo, al comprar menor cantidad de

cada transformador el fabricante del mismo no aplicará descuentos más

reducidos por compra a gran escala ni por compras de cantidad (rappels).

2.b. Los transformadores de 3 devanados no están estandarizados, y habría que

solicitar al fabricante que los realizara exclusivamente para este proyecto,

incluyendo un estudio de armónicos por parte del fabricante para optimizar el

diseño. Este último punto ya lo tienen solucionado para los transformadores

de dos devanados. Por lo tanto esta elección supondría un mayor gasto para el

cliente.

29




2.c. A pesar de que las dimensiones del bloque aumentan, y por lo tanto es

necesario un gasto menor en transformadores y aparamenta, esta reducción

de coste no se ve compensada al tener un mayor gasto en cableado y

canalizaciones como se define en el punto 2.a.

Por estas causas, se decide emplear transformadores de doble devanado. De este modo: se

reducen los armónicos que aparecen en los transformadores trifásicos al anularse

parcialmente los generados en el primer devanado y en el segundo. Por otro lado, los

fabricantes de los inversores establecen como condición que no se conecten en paralelo los

inversores, por lo sólo existe la posibilidad de que cada inversor vaya a un devanado

individualmente.

Por todo lo anteriormente visto, se decide trabajar con bloques modulares de 1MW.

30




1.2. Cálculos

1.2.1. Estudio energético

En este apartado se llevará a cabo un análisis del comportamiento solar. Cuanto mayor sea el

conocimiento de esta fuente inagotable de energía, mayor será el aprovechamiento que podrá

realizarse de la misma.

En la valoración de los recursos energéticos en forma de radiación solar entran a formar parte

dos elementos: uno determinista, debido al hecho de que la Tierra y el Sol se mueven

siguiendo leyes de la física y otro la existencia de la atmósfera terrestre que introduce un

aspecto estocástico en la predicción de la radiación solar. (ABEL05)

1.2.1.1. La radiación solar

1.2.1.1.1. La constante solar

La irradiancia proveniente del Sol que se recibe sobre una superficie perpendicular puede

considerarse como constante e igual a 1353 W/m2 (dato aceptado por la NASA en 1971). Este

es el valor de la constante solar. (FERN08)

La constante solar es una magnitud definida para determinar el flujo de energía recibido por

unidad de superficie perpendicular a la radiación solar, a una distancia media de la Tierra al

Sol, y situado fuera de cualquier atmósfera. La distancia Tierra-Sol es variable debido a la

órbita elíptica que realiza la Tierra, por lo que para el cálculo de la constante solar ha de

considerarse una distancia promedio.

Se puede considerar que el sol es una fuente de energía constante, ya que diversos estudios

han demostrado que la variación de la energía procedente del sol a lo largo de un ciclo solar

(aproximadamente 22 años) es menor al 1%. Estas variaciones, en tanto en cuanto afectan al

diseño de una instalación fotovoltaica, puede decirse que se ven afectadas en mayor parte por

el efecto de las variaciones meteorológicas en vez de por los ciclos solares.

1.2.1.1.2. Distancia Sol-Tierra

Como ya se ha comentado, la distancia entre el Sol y la Tierra es variable a lo largo del año

debido a la órbita elíptica que realiza la Tierra. La excentricidad de esta elíptica puede ser

calculada como:

31




Siendo dn el día del año (1≤dn≤365).

Esta distancia es importante puesto que cuando se tiene una fuente luminosa que emite en

todas direcciones, el flujo de energía varía inversamente con el cuadrado de la distancia a la

fuente emisora.

1.2.1.1.3. Radiación solar

Para alcanzar la superficie terrestre la radiación solar emitida debe atravesar la atmosfera,

donde experimenta diversos fenómenos de reflexión, absorción y difusión que disminuyen la

energía final recibida. La radiación global incidente sobre una superficie inclinada en la

superficie terrestre se puede calcular como la suma de tres componentes: la componente

directa, la componente difusa y la componente de albedo (o reflejada).

Radiación solar directa: “Radiación solar incidente sobre un plano dado, procedente de

un pequeño ángulo sólido centrado en el disco solar”.1También se puede definir como

la radiación que llega directamente del sol.

Radiación solar difusa: “Radiación solar hemisférica menos la radiación solar directa”.

O la radiación que previamente a alcanzar la superficie es absorbida y difundida por la

atmósfera.

Radiación solar hemisférica: “Radiación solar incidente en una superficie plana dada,

recibida desde un ángulo sólido de 2π sr (del hemisferio situado por encima de la

superficie). Hay que especificar la inclinación y azimut de la superficie receptora”.

Radiación reflejada: radiación que, procedente de la reflexión de la radiación solar

en el suelo y otros objetos, incide sobre una superficie. La reflexión dependerá de

las características y naturaleza de la superficie reflectora (albedo).

Radiación solar global: “Radiación solar hemisférica recibida en un plano horizontal”.

1 Las definiciones que aparecen entrecomilladas se han obtenido del Pliego de Condiciones del IDAE.

32




Figura 12. Irradiación media y difusa sobre superficie horizontal

1.2.1.2. La producción del sistema fotovoltaico

1.2.1.2.1. Pérdidas en un sistema fotovoltaico (Performance Ratio

PR)

A la hora de dimensionar un sistema fotovoltaico es necesario analizar las diferentes pérdidas

energéticas que se producirán en el mismo [FERN08]:

Pérdidas por temperatura

En los módulos fotovoltaicos se producen pérdidas de potencia del orden del 0,4-0,5% por

cada 1°C de aumento de temperatura que varíe de la temperatura estándar de 25°C (para el

módulo STP290-24/Vd, SUNTECH, el valor es de ese coeficiente de pérdidas es de -0,44%/°C,

dato facilitado por el fabricante).

El rendimiento por pérdidas por temperaturas es menor durante los meses de verano que

durante los meses de invierno.

FT = -0,44 % / °C

Para el cálculo de estas pérdidas para cada mes (i) se aplicará:

( )

Pérdidas por no cumplimiento de la potencia nominal

Los módulos, al ser fabricados por un proceso industrial, no son todos idénticos. Las células

fotovoltaicas de las que se componen los módulos son distintas entre ellas. Esto implica que la

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

Ene

Feb

Mar

Ab

r

May Jun

Jul

Ago Se

p

Oct

No

v

Dic

kWh

/m^2

/día

mes

Irradiación mediamensual sobre unasuperficie horizontal

Irradiación difusaincidente sobre unasuperficie horizontal

33




potencia que pueden generar de modo individual va a variar de unos a otros. La tolerancia de

estos paneles en torno a la potencia nominal oscila entre el ±3% al ±10%. En nuestro caso

concreto el fabricante indica que los módulos fotovoltaicos tienen una tolerancia positiva

entre el margen 0/+5%.

Se tomará el valor más desfavorable, esto es, el del 0%, lo cual supone que no hay ningún

panel cuya potencia nominal sea superior a la indicada por el fabricante:

FPnom = 0 %

Pérdidas por conexionado (pérdidas por mismatch)

Las pérdidas por conexionado son las pérdidas causadas al realizar la conexión entre módulos

de distinto valor de potencia (como se ha visto en el apartado anterior).

Al realizar la conexión en serie de los módulos, el panel que disponga de menor potencia de

todos limitará la corriente que circule por la serie al no poder permitir la circulación de más

corriente que el máximo que él puede dar.

En cuanto a la conexión en paralelo, el módulo con menor potencia limitará la tensión máxima

del conjunto.

Las perdidas por conexionado se encuentran por lo general en el rango del 1% al 4%. En

nuestro caso (ver simulación PVSyst, Anejo 1.5.1):

Fcon = - 2,1 %

Pérdidas por sombreado del generador

Estas sombras sobre los paneles generan unas pérdidas energéticas causadas por un lado por

la disminución de captación de irradiación solar (por existir una menor radiación) y por los

posibles efectos de mismatch a las que pueda dar lugar al afectar a la potencia individual de un

panel o a la de un conjunto de paneles de la instalación.

Pérdidas por polvo y suciedad

Las pérdidas por polvo y suciedad dependen del lugar de la instalación y de la frecuencia de

lluvias. Valores típicos anuales son inferiores al 4% para superficies con un alto grado de

suciedad.

FS = - 2 %

Pérdidas angulares

La potencia nominal de un módulo fotovoltaico viene determinada por el fabricante en

relación a las condiciones estándares de medida (irradiación de 1000 W / m2, temperatura

ambiente de 25°C, AM = 1,5) y para un ángulo de incidencia de los rayos solar perpendicular al

módulo.

34




El que la radiación solar no incida perpendicularmente sobre el panel implica unas pérdidas

que serán mayores cuanto más se aleje el ángulo de incidencia de la perpendicular.

En nuestro caso:

Fang = - 2,7 %

Pérdidas por el rendimiento del inversor

Los inversores son uno de los elementos fundamentales en la producción de energía de los

sistemas fotovoltaicos conectados a red. El rendimiento del inversor es sin duda alguna el

parámetro más representativo de los inversores.

El rendimiento del inversor se ve afectado por la presencia interna de un transformador, que

hace que este parámetro disminuya. En este caso concreto, el inversor 500HE-US, SMA, carece

de transformador interno y su rendimiento tiene un valor de ŋ=98%.

Finv = - 2 %

Pérdidas por caídas óhmicas en el cableado

Tanto en la parte de continua como en la parte de alterna se producirán unas pérdidas como

consecuencia de la resistencia de los conductores. Para ello es necesario el correcto

dimensionado de la instalación y la adecuada elección de las secciones y longitudes de los

cables.

Las pérdidas óhmicas no serán superiores al 2,5 % para la zona de continua, y al 2% para la

zona de alterna.

Fdc = -0,2999 % (ver apartado 1.2.2.5.4)

Fac = -0,573 % (ver apartado 1.2.2.6.7)

Pérdidas en el transformador

El transformador tiene un rendimiento del 99,3% (ver apartado 1.2.2.4.4)

Ftr = 0,7%

1.2.1.2.2. Horas Equivalentes de Sol (HES) y Performance Ratio

(PR)

Para normalizar la energía producida respecto de la potencia nominal de la instalación en

condiciones estándar STC, es necesario definir una relación entre los kWh producidos

anualmente por cada kW pico instalado.

Esta relación es las “Horas Equivalentes de Sol (HES)”, que se define como el cociente de la

energía inyectada a la red eléctrica entre la potencia pico total instalada.

35




- Energía obtenida de la simulación con el programa PVSyst (Ver Anexo 1.5.1). La

energía que este programa proporciona es en el punto inmediatamente posterior al

inversor, por lo que hay que multiplicarla por Fac y por Ftrf para obtener el valor de la

energía inyectada a la red. Este valor es de:

- Potencia pico instalada según el apartado 1.2.2.3.1

La productividad de referencia (denominada YR) está definido como el cociente entre la

irradiación solar anual incidente en el plano de los módulos fotovoltaicos (Ranual en kWh/m2) y

la radiación nominal de referencia en las condiciones estándar R=1000W/m2.

- Ranual obtenida de la simulación con el programa PVSyst. (Ver Anexo 1.5.1).

El Performance Ratio o factor de rendimiento global del sistema se calcula como el cociente

entre las Horas Equivalente de Sol y la productividad de referencia:

Este también puede ser calculado en función de las pérdidas definidas en el apartado 1.2.1.2.1

MES Temp FT Fpnom Fcon FS Fang Finv Fac Fdc Ftrf PR

Enero 10,9 1,062 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,956

Febrero 11,2 1,061 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,955

Marzo 12,3 1,056 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,951

Abril 14,3 1,047 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,943

Mayo 16,6 1,037 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,934

Junio 19,1 1,026 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,924

Julio 21,3 1,016 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,915

Agosto 21,4 1,016 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,915

Septiembre 20,3 1,021 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,919

Octubre 18,0 1,031 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,928

Noviembre 13,8 1,049 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,945

Diciembre 11,0 1,062 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,956

Anual 15,9 1,04026 1 0,979 0,98 0,973 0,98 0,99427 0,99701 0,993 0,937

Tabla 4. Cálculo del Performance Ratio

36




1.2.2. Cálculos eléctricos

1.2.2.1. Orientación e inclinación de los módulos

Al tratarse de una instalación de estructura fija, y de situarse en el hemisferio Norte, la

orientación óptima de los paneles solares es hacia el sur geográfico, el cual no coincide con el

sur magnético. El modo de localizarlo es observando la dirección de la sombra proyectada por

una varilla vertical a las 12 horas o mediodía solar, que es cuando el sol está en su cenit o

punto más alto de su trayectoria diaria. Para ello, por la mañana, faltando dos o tres horas

para el mediodía, se marcará el punto A, indicado en la Figura 13, en el extremo de la sombra

de la varilla y se dibuja en el suelo una circunferencia alrededor de la varilla de radio OA, igual

al de su sombra. Por la tarde, cuando la sombra de la varilla alcance la misma longitud se

marca el punto B. La recta que une los puntos A y B estará orientada exactamente en la

dirección del paralelo terrestre y trazando una perpendicular a dicha recta, indicará la

dirección Norte-Sur.

Figura 13. Localización del Sur geográfico

La inclinación de los módulos se calcula con la finalidad de maximizar la captación anual de

irradiación, en vez de maximizar la captación de energía durante la época de menor radiación,

por la que se obtendría una curva de producción más homogénea a lo largo de todo el año.

Para obtener la máxima producción anual se puede llevar a cabo una primera aproximación,

[LORE94] por la cual, para obtener el máximo de producción anual en una instalación con

estructura fija, los paneles han de tener una inclinación de:

37




De este modo realizaremos las simulaciones con el programa PVSyst en torno a este valor

calculado. Se realiza la simulación para diferentes valores del ángulo de inclinación, y se

obtienen los siguientes valores de producción anual para el módulo de 1MW:

Inclinación (grados) Producción/MW

(MWh/año)

20 2009

22 2012

23 2013

24 2012

25 2011

26 2008

27 2004

30 1990

35 1948

Tabla 5. Producción anual en función del ángulo de inclinación

El ángulo de inclinación óptimo son 23°, para el cual se obtiene una producción anual de

2.013GWh/año para cada bloque modular de 1MW.

Figura 14. Producción en función del ángulo de inclinación

1920

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39

Pro

du

cció

n a

nu

al (

MW

h/y

ear

)

Inclinación de los paneles (degrees)

Producción anual en función del ángulo de inclinación de los paneles

38




Por tanto, la inclinación de los paneles óptima será de 23°.

Figura 15. Inclinación paneles

1.2.2.2. Cálculo de sombras

La distancia mínima entre paneles para evitar el sombreado de una fila sobre la siguiente se

realiza a partir de los siguientes cálculos:

( ) ( )

(valor empleado para el hemisferio norte, ya que es el valor de la declinación

solar en el día en el que la altura solar es mínima. El día más desfavorable, en el que dicha

declinación es mínima, corresponde al solsticio de invierno en el hemisferio norte, el 21-22 de

Diciembre)

De donde se obtiene:

d = 5,268 m

d1 = 2,604 m

d2 = 2,664 m

Luego la distancia entre el comienzo de una mesa y la siguiente será de 5,3 m.

Figura 16. Distancia entre paneles

39




1.2.2.3. Dimensionamiento de la instalación

A partir de las características eléctricas de los módulos (STP290-24/Vd, Suntech) y los

inversores (Sunny Central 500HE-US, SMA) que se especifican en el apartado1.1.1.4, se calcula

el número de paneles e inversores necesarios para que la planta tenga una potencia de 20

MW.

Los módulos, como los inversores, imponen una serie de condiciones a la hora de realizar los

cálculos. Las condiciones que debemos tener en cuenta para el dimensionamiento de la planta

son:

Módulos:

VMP = 35.6 V :tensión óptima de operación en las condiciones estándar STC

(Temperatura del módulos fotovoltaico 25°C, Irradiancia 1000W/m2, AM=1,5)

VOC = 45.0 V : tensión de circuito abierto

ISC = 8.42 A : corriente de cortocircuito

α = -0.33%/ ∶ coeficiente de temperatura de VOC de los módulos

fotovoltaicosSTP290-24/Vd, Suntech.

β = 0.055%/ : coeficiente de temperatura de ISC de los módulos fotovoltaicos

STP290-24/Vd, Suntech.

Inversores:

ISC (Tmax) = 1600 A: máxima corriente admisible por el inversor Sunny Central

500HE-US, SMA.

Rango de tensiones: VMPP = 330 – 600 V

Tensión máxima en corriente continua: 600 V

La tensión y la corriente en los módulos fotovoltaicos se ve afectada por la temperatura, tal y

como se indica en la Figura 17.

Figura 17. Efecto de la temperatura en la tensión y la corriente de los paneles

40




Al aumentar la temperatura, la corriente de cortocircuito (ISC) aumenta mientras que la tensión

de circuito abierto disminuye (VOC), según los coeficientes de temperatura que especifica cada

fabricante en el catálogo de los paneles solares.

Tal y como se define en el libro de “Electricidad Solar” (ver referencia [LORE94]), la corriente

suministrada por una célula solar viene definida por la ecuación de Shockley:

( ) [

]

Figura 18. Corriente fotogenerada y corriente de diodo en una célula solar

La corriente IL define la corriente fotogenerada debida a la generación de portadores que

provoca la iluminación de la célula. La corriente ID, denominada corriente de diodo o de

oscuridad, es debida a la recombinación de los portadores, y por lo tanto su sentido es

opuesto al de IL. El resto de las variables de la ecuación son:

e = 1,602x10-19C : carga del electrón

V : voltaje en bornes de la célula

m = 1 para tensiones bajas (≤0,4V), m = 2 para tensiones altas (>0,4V)

k = 1,381x10-23 J.K-1 : constante de Boltzman

T : temperatura absoluta

La fotocorriente aumenta ligeramente con la temperatura debido en parte al aumento de las

longitudes de difusión de los minoritarios y al estrechamiento de la banda prohibida (energía

necesaria para liberar a un electrón de su enlace covalente hacia la banda de conducción

donde puede conducir una corriente), desplazando el umbral de absorción hacia fotones de

menor energía (los fotones que inciden sobre la célula con una energía mayor o igual que el

ancho de la banda prohibida se absorben en el volumen del semiconductor y se generan pares

electrón-hueco que pueden actuar como portadores de corriente, mientras que los fotones

41




con energía inferior al ancho de la banda prohibida atraviesan el semiconductor sin ser

absorbidos).

Pero la variación de las características de la célula se manifiesta más destacadamente en el

término de la corriente de diodo, la cual disminuye al aumentar la temperatura, haciendo

aumentar la corriente generada por la célula.

En cuanto a la tensión de circuito abierto, esta viene definida por la ecuación:

( )

Siendo K y EGO (ancho de banda prohibida a 0K) dos constantes aproximadamente

independientes de la temperatura. Observando esta ecuación se constata que la tensión de

circuito abierto disminuye ante el aumento de la temperatura.

Entre las características del inversor se encuentra el rango de tensiones de máxima potencia

(VMPP = 330 – 600 V), y la tensión en corriente continua máxima (Max. DC voltaje = 600 V). La

tensión generada por los módulos en serie debe situarse dentro de esos márgenes ya que el

inversor realiza el seguimiento del punto de máxima potencia.

Por lo tanto, para calcular el número de paneles en serie (Ns), hay que realizar tres

comprobaciones:

( ) ( ( ))

( ) ( ( ))

( ) ( ( ))

Siendo:

Tmin= -5°C : temperatura mínima de los paneles

Tmax= 60°C : temperatura máxima de los paneles

Tamb = 25°C : temperatura ambiente de los paneles en las condiciones STC

Por seguridad se establecerán unos márgenes más acotados, reduciendo 10 V el rango de

tensiones (340 – 590 V). Se obtendrá la tabla siguiente en función del número de módulos en

serie:

42




Ns Vmax (Tmin) Vmax (Tmax) Voc (Tmin) Validez

1 39,1244 31,4882 49,455 NO

2 78,2488 62,9764 98,91 NO

3 117,3732 94,4646 148,365 NO

4 156,4976 125,9528 197,82 NO

5 195,622 157,441 247,275 NO

6 234,7464 188,9292 296,73 NO

7 273,8708 220,4174 346,185 NO

8 312,9952 251,9056 395,64 NO

9 352,1196 283,3938 445,095 NO

10 391,244 314,882 494,55 NO

11 430,3684 346,3702 544,005 SI

12 469,4928 377,8584 593,46 NO

13 508,6172 409,3466 642,915 NO

14 547,7416 440,8348 692,37 NO

15 586,866 472,323 741,825 NO

16 625,9904 503,8112 791,28 NO

17 665,1148 535,2994 840,735 NO

18 704,2392 566,7876 890,19 NO

19 743,3636 598,2758 939,645 NO

20 782,488 629,764 989,1 NO

Tabla 6. Búsqueda del número de paneles en serie

Se tiene que cumplir que las tres tensiones calculadas para cada valor de NS se encuentren

dentro del rango establecido (340 – 590 V). Por lo que se deduce que para dicho rango

definido, el único número de módulos en serie admisible es:

Ns=11 módulos

Para calcular el número de módulos máximo en paralelo (Np max) también hay que tener en

cuenta la temperatura. En este caso la restricción viene dada por la corriente continua máxima

admisible por el inversor (1600 A).

( ) ( ( ))

Para este método, el margen de seguridad establecido es de 10 A (por lo que ISC(Tmax) debe ser

menor de 1590 A). Para ese valor de corriente, el número de módulos máximo en paralelo es:

Np max≈ 185

43




El sobredimensionamiento (SD) que admite el inversor Sunny Central 500HE-US se calcula a

partir de la Máxima Potencia en Corriente Continua = 565 kWp (para condiciones por debajo

de las estándar STC).

El inversor admite hasta un 13% de sobredimensionamiento, lo cual genera otra restricción

para el cálculo del número de ramas o strings en paralelo:

( )

Con los valores obtenidos hasta ahora (NS=11, NP<185 y NP=177 para SD=13%), se procede a

realizar un primer dimensionamiento de la planta.

La disposición de los módulos solares sobre la estructura se observa en la figura 19:

Figura 19. Disposición de los paneles sobre la estructura soporte

Número de módulos fotovoltaicos conectados en serie por rama o string: 11

módulos/string.

Mesas de 4 strings situados en serie y paralelamente a 3 alturas, lo que supone 12

strings/mesa y por lo tanto 11x12 = 132 módulos fotovoltaicos/mesa (Ver Plano n°4).

Como soportes estructurales serán necesarias 11 estructuras como las de la Figura 5.

Para determinar el número de mesas necesario para que la planta tenga una potencia de 20

MW es necesario un equilibrio entre el layout u organización espacial de las mesas y los

equipos. Este equilibrio se realizará en función de: los viales necesarios que permitan el acceso

a todos los equipos, la situación de la subestación de evacuación, las distancias entre las mesas

para evitar el sombreamiento y reducir las pérdidas al transportar por los cables la energía

44




generada, la capacidad de los equipos instalados (para no utilizarlos a altos regímenes de

funcionamiento que pudieran dañar dichos equipos) y el coste de los materiales y la obra civil.

En función de los resultados obtenidos previamente, se aportan diferentes disposiciones de los

módulos fotovoltaicos para el bloque de 1 MW:

1. La primera disposición propuesta se puede observar en la Figura 20:

Figura 20. Layout bloque modular 1MW (opción 1)

Se procura que el megavatio tipo sea lo más simétrico posible para que los dos inversores

necesarios por cada megavatio reciban la misma cantidad de energía y se produzcan las

mismas pérdidas en el transporte de la potencia hasta los mismos. Esta disposición se obtiene

con 3828 módulos fotovoltaicos, organizados formando 28 mesas de 12 strings y 2 mesas de 6

strings. De tal modo que NS=11 y NP=174 por inversor (el número total de strings o ramas en

paralelo por megavatio es de 348).La potencia instalada será de 1110.12 kWp, y el

sobredimensionamiento que tendrá cada inversor (dos inversores por cada megavatio MW)

será SD=11%.

El número de entradas que permite cada inversor Sunny Central 500HE-US es de 12-18, según

el catálogo del fabricante (SMA). Se deciden emplear “combiner boxes” de 6 y de 12 entradas

(los “combiner boxes” disponibles del mismo fabricante SMA que los inversores son de 6, 12,

28 y 52 entradas: SBCB-6, SCCB-12, SCCB-28 y SCCB-52), de tal manera que el número de

cables que se llevarán a cada uno de los inversores serán 14 provenientes de los “combiner

boxes” de 12 entradas, y uno proveniente de un “combiner box” de 6 entradas (necesario para

cada mesa central del megavatio tipo formada únicamente por 6 strings). De este modo, se

consigue utilizar al 100% cada uno de los “combiner” al no quedar ninguna entrada sin ocupar.

45




Esta configuración es admisible, pero se decide llevar a cabo otra diferente completando la fila

central, con el fin de evitar el construir una estructura diferente para el final de la mesa, sobre

la que sólo se apoyarían 2x3=6 módulos (Figura 20), que aumentaría los costes por no tratarse

de una estructura estándar. Otra razón será que de este modo se procederá a comprar todos

los “combiner boxes” del mismo tipo.

2. La nueva disposición propuesta se observa en la Figura 21:

Figura 21. Layout bloque modular 1MW (opción 2)

En esta configuración se tiene una potencia instalada de 1148.8 kWp, teniendo los inversores

un sobredimensionamiento de SD=14,8%. Nos encontramos en una situación límite puesto que

los valores recomendados de sobredimensionamiento se encuentran entre el 10-15%.

Una de las razones por las que se decide sobredimensionar al límite los inversores es porque

los paneles ven mermada su capacidad de producción, disminuyendo la potencia generada con

el paso de los años como se puede ver en la Figura 22, en la que se compara la eficiencia de los

paneles en función de los años de funcionamiento.

46




Figura 22. Eficiencia de los paneles en función de los años de vida

Para poder llevar a cabo esta nueva disposición es necesario comprobar que no se sobrepasan

los límites de potencia e intensidad admisibles por el inversor. Ambos datos son función de la

temperatura, por lo que realizaremos un estudio de los valores de ambas variables en un año

tipo de la zona donde se implantará el campo solar. Los datos se pueden obtener de la

simulación con el PVSyst. La potencia máxima y corriente máxima admisibles por el inversor

dadas por el fabricante son valores establecidos para las condiciones estándar de

funcionamiento STC (25ᵒC, 1000W/m2 y AM=1,5). Estos valores disminuyen a mayores

temperaturas, así que se estudiará si los valores máximos que se alcanzan de ambas variables

se dan a temperaturas superiores a TSTC=25°C.

En la tabla 7 se representa la intensidad máxima ordenada de mayor a menor de entrada a

cada uno de los inversores en los días en los que dicha intensidad alcanza los valores más altos

en un año tipo. Cabe denotar que la corriente en ningún caso alcanza el límite del inversor

para las condiciones estándar STC (intensidad máxima en corriente continua de entrada al

inversor en condiciones STC: 1600 A). Hay que añadir también que las temperaturas medias de

los días en los que se alcanzan esos valores más altos de la intensidad, están por debajo de la

temperatura de las condiciones estándar (TSTC=25°C). Estas intensidades podrían haber sido

problemáticas si la temperatura hubiese sido superior a TSTC por el sobrecalentamiento que se

produciría en los componentes del inversor, aunque no se hubiesen alcanzado los 1600 A

indicados por el fabricante.

47




MES DIA HORA INTENSIDAD (A) TENSIÓN (V) POTENCIA (KW) TEMPERATURA

MAYO 6 12 1432,08 358,69 513,6760345 22,45

AGOSTO 18 12 1418,25 348,20 493,8350432 27,46

OCTUBRE 29 10 1416,72 387,66 549,204342 18,75

SEPTIEMBRE 26 11 1415,23 357,80 506,3722462 22,95

AGOSTO 18 11 1412,70 352,81 498,4096546 25,35

MAYO 7 12 1406,86 359,96 506,411991 22,05

MAYO 8 12 1406,08 361,40 508,1595058 21,38

AGOSTO 5 12 1403,59 346,85 486,8272923 28,31

MAYO 5 12 1402,89 350,93 492,3150123 26,38

ABRIL 14 12 1402,60 362,25 508,0906972 21,03

MAYO 5 11 1402,38 355,82 498,9909322 24,07

SEPTIEMBRE 6 12 1395,72 351,14 490,0926494 26,38

SEPTIEMBRE 23 11 1395,68 351,75 490,9297836 26,09

SEPTIEMBRE 28 11 1391,98 362,45 504,5180288 21,09

AGOSTO 5 11 1391,81 351,06 488,6129715 26,47

Tabla 7. Datos de simulación con PVSyst

En esta ocasión la variable que se destaca es la potencia, ordenada de mayor a menor,

indicando los valores del resto de las variables en los días en los que dicha potencia de entrada

a cada inversor es máxima. A pesar de haber establecido un sobredimensionamiento del

14.8%, la potencia máxima alcanzada es únicamente un 9.8% superior a la potencia nominal,

por lo que tampoco se alcanza el valor máximo de potencia de entrada indicado por el

fabricante (565 kWp) para el cual el sobredimensionamiento era del 13%. Estas potencias

máximas, incluso a temperaturas muy superiores a la TSTC tampoco habrían sido problemáticas

para el inversor ni habrían dañado sus componentes por sobrecalentamiento puesto que son

valores que exceden en pocos kilovatios a la potencia nominal del inversor.

Este estudio era necesario puesto que a temperaturas altas se produce un efecto conocido

como el derrateo de la temperatura que consiste en la reducción controlada de la potencia

para que los componentes del inversor no se calienten en exceso. En funcionamiento normal

los inversores trabajan en el punto de máxima potencia. En este punto de trabajo la relación

entre la tensión y la corriente fotovoltaicas está ajustada de tal manera que resulte la potencia

máxima. La posición del punto de máxima potencia varía constantemente en función de la

irradiación y temperatura de los módulos fotovoltaicos. Si en los componentes monitorizados

se alcanza la temperatura máxima permitida, el equipo desplaza su punto de trabajo a una

potencia menor. Al hacerlo, la potencia se reduce gradualmente. En caso extremo el inversor

se desconecta por completo. En cuanto la temperatura de los componentes que están en

riesgo es inferior al valor crítico, el inversor se dirige de nuevo al punto de trabajo óptimo.

48




MES DIA HORA INTENSIDAD (A) TENSIÓN (V) POTENCIA (KW) TEMPERATURA

OCTUBRE 29 10 1416,72 387,66 549,204342 18,75

OCTUBRE 29 11 1373,85 386,36 530,8007312 20,39

OCTUBRE 9 11 1328,31 387,18 514,2876338 23,28

MAYO 6 12 1432,08 358,69 513,6760345 22,45

ABRIL 4 11 1384,36 367,87 509,2667969 18,65

DICIEMBRE 27 11 1330,88 382,54 509,1217471 12,20

ABRIL 9 12 1377,74 369,50 509,0750953 17,98

MARZO 6 12 1368,99 371,78 508,9633623 17,03

MAYO 8 12 1406,08 361,40 508,1595058 21,38

ABRIL 14 12 1402,60 362,25 508,0906972 21,03

MARZO 14 13 1384,79 366,84 507,9913875 19,13

MARZO 2 13 1387,77 365,74 507,5629719 19,60

MARZO 13 12 1383,13 366,65 507,1269776 19,24

MARZO 9 12 1346,09 376,56 506,8896016 14,96

MARZO 9 11 1335,52 379,49 506,8154222 13,65


Como conclusión, se puede deducir de lo anteriormente citado, que con un

sobredimensionamiento del 14.8% el inversor o sus componentes no sufrirán ningún daño por

sobrecalentamiento al trabajar lejos de los valores críticos que dañarían el equipo.

1.2.2.3.1. Dimensionamiento final

La disposición final elegida es la de la Figura 21. El número de módulos fotovoltaicos es de

1980 módulos de 290 Wp por cada inversor de 500 kW, llegando al inversor 180 ramas o

strings en paralelo formadas por 11 módulos conectados en serie. El número de combiner

boxes a emplear será 30, todos del modelo SCCB-12, SMA, quedando ocupadas todas las

entradas de cada uno de ellos. Y para conseguir la potencia nominal objetivo de 20 MW se

dispondrán en la planta de 40 inversores de 500 kW, y por lo tanto de 79200 módulos

fotovoltaicos en total, teniendo una potencia instalada de 22.968 kW, y obteniendo una

producción anual de 39,67GWh/año.

1.2.2.4. Dimensionamiento transformadores BT-MT

La planta fotovoltaica dispondrá de un total de veinte (20) transformadores de potencia, uno

por cada bloque modular de 1MW. Estos transformadores tienen la finalidad de elevar la Baja

Tensión a Media Tensión para realizar el transporte de energía por la planta disminuyendo al

máximo las pérdidas, y elevando la tensión a la tensión de evacuación definida por la

compañía distribuidora PG&E (21kV). De este modo es posible no recurrir a otro

49




transformador elevador que se localizaría junto al centro de seccionamiento para elevar la

tensión antes de evacuar a la red de distribución.

Como primera aproximación, lo lógico en este proyecto parece que es elegir transformadores

de 1MVA por cada bloque modular de 1MW. En este apartado se realizará un estudio para

comprobar qué sobrecarga permite el transformador, teniendo en cuenta la temperatura y

siendo limitada por los efectos a corto y largo plazo que tiene sobre el transformador, y que

son descritos más adelante, sin que disminuya la vida útil del mismo. El estudio se realizará

siguiendo la norma ANSI/IEEE C57.92-1981: “Guide for loading mineral-oil-inmersed power

transformers up to and including 100 MVA with 55°C or 65°C average winding rise”

La temperatura cobra una importancia destacable en el funcionamiento de los

transformadores. Existen diversos factores que afectan a la duración de la vida de un

transformador. Esta duración depende mucho de acontecimientos extraordinarios, como

pueden ser sobretensiones, cortocircuitos en la red y sobrecargas de emergencia. La esperanza

de vida normal está definida para un servicio continuo ininterrumpido a la temperatura

ambiente de referencia y en las condiciones de funcionamiento asignadas. Si la carga aplicada

supera las definidas en la placa de características y/o la temperatura ambiente es superior al

valor asignado, esto implica un riesgo y una aceleración del envejecimiento del transformador.

El sobrecargar un transformador por encima de los valores asignados acarrea diversas

consecuencias, entre las que se encuentran:

las temperaturas de los arrollamientos, piezas de apriete, conexiones, aislamientos y

del aceite, aumentan y pueden alcanzar valores inaceptables

la densidad del flujo de dispersión fuera del circuito magnético aumenta y provoca un

incremento de calentamiento por corrientes de Foucault en las partes metálicas

atravesadas por el flujo

la combinación del flujo principal y el de dispersión limitan la posibilidad de

sobreexcitar el circuito magnético

las variaciones de temperatura implican modificaciones en el contenido de humedad y

gases, en los aislamientos y en el aceite

los bornes, cambiadores de tomas, terminales de cable y los transformadores de

intensidad se verán también expuestos a condiciones más severas reduciendo sus

posibilidades de utilización

Como consecuencia de todo lo anteriormente citado, habrá un riesgo de fallo prematuro

asociado al aumento de corrientes y temperaturas.

El efecto sobre el transformador de la temperatura puede ser tanto a corto como a largo plazo.

Como efectos a corto plazo se tienen: temperaturas elevadas provocan un deterioro temporal

de las propiedades mecánicas con la consecuente reducción de la capacidad de soportar

esfuerzos de cortocircuito; si la temperatura de aislamiento excede la temperatura crítica, se

puede producir acumulación de gases en los pasatapas o una expansión del aceite que

provoque un desbordamiento del mismo en el depósito conservador.

50




Como efectos a largo plazo se pueden destacar: se producirá una aceleración de la

degradación térmica acumulativa del aislamiento de los conductores, al igual que de otros

materiales aislantes, partes estructurales y los conductores mismos; las juntas del

transformador pueden volverse más frágiles a altas temperaturas [Norma UNE 20 110:1995,

“Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceites”].

Por lo tanto, transformadores localizados en zonas geográficas con temperaturas ambientes

más bajas que en zonas cálidas, pueden trabajar con una mayor capacidad de carga. En zonas

donde las temperaturas ambientes no son altas los transformadores pueden trabajar en

sobrecarga sin disminuir su vida útil.

Media mensual de la temperatura del aire a 10 m sobre la superficie terrestre (°C)

Lat 35.98

Lon -120.1 Ene Feb Mar Apr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Media

Anual

Media en

22 años 10.9 11.2 12.3 14.3 16.6 19.1 21.3 21.4 20.3 18.0 13.8 11.0 15.9

Mínimas 7.23 7.31 8.01 9.49 11.4 13.5 15.6 16.0 15.5 13.5 9.90 7.44 11.2

Máximas 15.4 15.7 17.3 19.3 21.6 24.4 26.7 27.0 25.7 23.0 18.4 15.2 20.8

Tabla 9. Datos de temperatura del lugar donde se localizará la planta

(*) Datos procedentes de la NASA (http://eosweb.larc.nasa.gov/sse)

Es necesario analizar los días en los que se produce la máxima cantidad de energía respecto al

resto del año, y estudiar el caso más desfavorable, esto es, el día en el que la temperatura sea

mayor ya que el transformador reducirá su capacidad de carga.

Según los datos horarios proporcionados por el PVSyst, los días en los que la producción es

mayor (por cada bloque modular de 1MW) son los especificados en la tabla 10:

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse

51




MES DIA HORA INTENSIDAD

(A)

TENSIÓN

(V)

POTENCIA

(KW) TEMP (°C)

POT.2

INVERSORES POT*Rend

POT.APARENTE

TRAFO (kVA)

MARZO 12 12 1370,55 391,06 535,97 13,01 1071,94 1050,50 1167,22

SEPTIEMBRE 9 12 1390,78 383,98 534,03 18,26 1068,05 1046,69 1162,99

NOVIEMBRE 2 10 1367,00 388,77 531,45 15,79 1062,91 1041,65 1157,39

MARZO 2 13 1451,05 365,74 530,71 19,60 1061,42 1040,19 1155,77

OCTUBRE 11 11 1430,86 370,87 530,66 22,22 1061,32 1040,10 1155,66

SEPTIEMBRE 9 11 1364,41 387,18 528,27 16,84 1056,54 1035,40 1150,45

NOVIEMBRE 2 11 1351,57 388,94 525,68 16,02 1051,35 1030,33 1144,81

MARZO 12 11 1321,28 397,55 525,28 11,72 1050,56 1029,55 1143,94

MARZO 15 12 1429,04 367,50 525,17 18,62 1050,34 1029,33 1143,70

MARZO 16 11 1429,11 366,64 523,97 19,02 1047,93 1026,97 1141,08

MAYO 6 12 1448,51 358,69 519,57 22,45 1039,14 1018,35 1131,50

MARZO 12 10 1305,92 396,78 518,16 10,00 1036,33 1015,60 1128,45

MARZO 8 11 1322,06 391,08 517,03 10,04 1034,07 1013,38 1125,98

MARZO 15 11 1387,22 372,45 516,67 16,32 1033,35 1012,68 1125,20

SEPTIEMBRE 29 12 1352,48 381,27 515,66 17,42 1031,32 1010,70 1123,00

SEPTIEMBRE 29 11 1333,15 386,36 515,08 17,14 1030,15 1009,55 1121,72

SEPTIEMBRE 1 12 1387,99 368,60 511,61 25,28 1023,22 1002,76 1114,18

AGOSTO 7 12 1407,39 363,20 511,16 24,84 1022,32 1001,87 1113,19

OCTUBRE 11 12 1375,40 371,40 510,83 23,45 1021,65 1001,22 1112,47

AGOSTO 20 11 1413,21 361,17 510,41 25,64 1020,83 1000,41 1111,57


La columna “POTENCIA” se refiere a la potencia (kW) que reciben cada uno de los inversores.

Como los bloques modulares son simétricos y equivalentes de cara a los inversores, la potencia

activa que recibirá el transformador será el doble de la potencia de los inversores, y

multiplicada por el rendimiento de los mismos (98% CEC: California Energy Commission

Efficiency). Finalmente, la potencia aparente que verá el transformador será la potencia

anteriormente calculada (“POT*Rend”) entre el factor de potencia más desfavorable del

inversor (cosφ=0,9 para el SUNNY CENTRAL 500HE-US).

Una vez calculada esta potencia aparente (en kilovoltoamperios kVA), se eligen los 20 días en

los que la potencia a la que trabaja el transformador es mayor, tal y como indica la norma, y de

los que se obtiene la tabla anteriormente citada. El día más desfavorable es aquel en el que la

temperatura es mayor. En este caso y para un año tipo, ese día se corresponde con el 20 de

Agosto.

Se procede a analizar este día y la curva de funcionamiento del transformador para realizar el

dimensionamiento del mismo en el día más desfavorable del año.

52




Figura 23. Curva de funcionamiento del transformador el 20 de Agosto

Primeramente es necesario elegir el aislamiento del transformador y el fabricante. El

transformador será de COOPER INDUSTRIES. Tendrá refrigeración natural y estará inmerso en

aceite (aislamiento ONAN: Oil Natural Air Natural, o “Selfcooled, Liquidfilled”). Será un

transformador “Pad-mount”, transformador de exterior con carcasa metálica. Este tipo de

transformador es el más empleado en Estados Unidos en proyectos similares al presente, por

las ventajas que tiene el que sea de exterior (se favorece la refrigeración del mismo) y porque

de este modo no es necesaria la implantación de un edificio prefabricado para albergar este

equipo. Esto último supone un gran ahorro para una instalación de 20 MW ya que se evita

instalar 20 edificios prefabricados, evitando tanto los gastos de compra y transporte como de

obra civil de las cimentaciones de los mismos.

Como previamente se ha mentado, el estudio se realizará siguiendo la norma ANSI/IEEE

C57.92-1981: “Guide for loading mineral-oil-inmersed power transformers up to and including

100 MVA with 55°C or 65°C average winding rise”.

Según esta norma, el ciclo de carga diario de un transformador puede modelizarse por una

curva compuesta de dos escalones que simbolizan la carga inicial y la carga pico. El escalón

correspondiente a la carga pico puede ser definido para 0.5, 1, 2, 4, 8 y 24 horas, en función de

la curva de funcionamiento real del transformador que se tenga y de lo conservador que se

quiera ser.

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

53




Figura 24. Ejemplo curva característica de un transformador

Esta equivalencia es posible ya que un transformador que alimenta una carga fluctuante tiene

unas pérdidas igualmente fluctuantes, pero que son equivalentes a una carga intermedia

constante mantenida durante el mismo período de tiempo. Esto es debido a las características

de almacenamiento térmico de los materiales del transformador.

Por lo tanto, en la Figura 25 se representan la carga (en kilovoltoamperios, KVA) en cada hora

del día 20 de agosto que se ha definido como el más desfavorable del año.

Figura 25. Valores horarios de carga del transformador

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Carga del transformador (KVA) el 20 de agosto

54




La carga equivalente se calcula a partir de la ecuación siguiente, definida por la norma

ANSI/IEEE C57.92-1981:

√

Teniendo en cuenta que Li+1 representa la carga en kVA de cada hora i.

L1 (00:00) 0,00 L13 (12:00) 1016,73

L2 (01:00) 0,00 L14 (13:00) 867,49

L3 (02:00) 0,00 L15 (14:00) 674,07

L4 (03:00) 0,00 L16 (15:00) 403,96

L5 (04:00) 0,00 L17 (16:00) 135,68

L6 (05:00) 108,75 L18 (17:00) 0,00

L7 (06:00) 361,27 L19 (18:00) 0,00

L8 (07:00) 654,07 L20 (19:00) 0,00

L9 (08:00) 886,43 L21 (20:00) 0,00

L10 (09:00) 1030,69 L22 (21:00) 0,00

L11 (10:00) 1111,57 L23 (22:00) 0,00

L12 (11:00) 1102,78 L24 (23:00) 0,00

Tabla 11. Valores horarios de carga del transformador

1.2.2.4.1. Aplicación de la norma ANSI/IEEE C57.92-1981 (pico 8

horas)

Se comienza el análisis por el caso más conservador, eligiendo un pico de 8 horas. Se procede a

calcular la carga equivalente inicial y la carga equivalente del pico, mediante las ecuaciones

definidas por la norma ANSI/IEEE C57.92-1981. El período de 8 horas se corresponde con el

funcionamiento del transformador entre las 08:00 y las 16:00 horas:

55




Figura 26. Valores horarios de carga del transformador para un pico de 8 horas

√

√

Para el cálculo de la carga equivalente inicial se han de tomar las cargas de las 12 horas previas

al inicio del pico de carga. En cuanto a la carga equivalente pico, esta no debe ser menor que el

90% de la media hora donde se produzca la carga máxima. Esta carga máxima se corresponde

al período entre las 11:00 y las 12:00, y tiene un valor de 1111,57 kVA.

( )

Al no cumplirse esta condición este caso no puede aplicarse.

1.2.2.4.2. Aplicación de la norma ANSI/IEEE C57.92-1981 (pico de

4 horas)

Esta segunda aproximación se realiza eligiendo un pico de 4 horas, para lo cual se calcula la

carga equivalente inicial y la carga equivalente del pico, mediante las ecuaciones definidas por

la norma ANSI/IEEE C57.92-1981. El período de 4 horas se corresponde con el funcionamiento

del transformador entre las 09:00 y las 13:00 horas:

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

56





√

√





( )

Al cumplirse esta condición y habiendo definido los valores de carga equivalente inicial y carga

equivalente pico, la curva equivalente del funcionamiento del transformador en el día más

desfavorable del año tendrá esta forma (Figura28)

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

57




Figura 28. Curva equivalente para un pico de 4 horas

Para poder entrar en las tablas que aparecen en la norma ANSI/IEEE C57.92-1981 y ver la

sobrecarga que admite el transformador, son necesarios dos datos:

incremento de la temperatura: 65°C

refrigeración del transformador: ONAN

porcentaje de la carga equivalente inicial respecto a la carga nominal. Únicamente hay

tablas para un porcentaje de la carga equivalente inicial respecto de la pico para 50,

70, 90 y 100%.

temperatura ambiente media del mes más desfavorable (agosto): 21,4°C. Las tablas

están definidas para 20 o 30°C. La norma indica que para ser más conservadores se

sumen 5°C a la temperatura media obtenida. Se entrará en tablas para una

temperatura de 30°C.

horas del pico: 4 horas

Carga inicial del 50% de la nominal

Para un porcentaje de la carga equivalente inicial respecto a la nominal de un 50%, se obtiene

que la potencia nominal del transformador será de:

Según las tablas de la norma ANSI C57.92-1981, para que el transformador no sufra una

disminución de la expectativa de vida normal para estas condiciones, la carga pico por unidad

a la que puede sobrecargarse el transformador durante 4 horas es de 1,34 pu. Por lo tanto:

( )

0100200300400500600700800900

100011001200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

58




La sobrecarga que se le está aplicando al transformador (1066,275 kVA) supera la carga pico

permitida para que no haya una disminución más pronunciada de la expectativa de vida del

transformador (904,998 kVA).

Este caso no puede aplicarse.

Carga inicial del 70%, 90%, 100% de la nominal

Estos casos son más restrictivos que el caso anterior. No se analizarán.

1.2.2.4.3. Aplicación de la norma ANSI/IEEE C57.92-1981 (pico 2

horas)

En la tercera aproximación se realiza eligiendo un pico de 2 horas, para lo cual se calcula la

carga equivalente inicial y la carga equivalente del pico, mediante las ecuaciones definidas por

la norma ANSI/IEEE C57.92-1981. El período de 2 horas se corresponde con el funcionamiento

del transformador entre las 10:00 y las 12:00 horas:


√

√





0

200

400

600

800

1000

1200

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

59




( )

Habiendo definido estos valores, la curva equivalente del funcionamiento del transformador

en el día más desfavorable del año tendrá esta forma (Figura 30)

Figura 30. Curva equivalente para un pico de 2 horas

Para poder entrar en las tablas que aparecen en la norma ANSI/IEEE C57.92-1981 y ver la

sobrecarga que admite el transformador, son necesarios dos datos:

incremento de la temperatura: 65°C

refrigeración del transformador: ONAN

porcentaje de la carga equivalente inicial respecto a la carga nominal. Únicamente hay

tablas para un porcentaje de la carga equivalente inicial respecto de la pico para 50,

70, 90 y 100%.

temperatura ambiente media del mes más desfavorable (agosto): 21,4°C. Las tablas

están definidas para 20 o 30°C. La norma indica que para ser más conservadores se

sumen 5°C a la temperatura media obtenida. Se entrará en tablas para una

temperatura de 30°C.

horas del pico: 2 horas




Según las tablas de la norma ANSI C57.92-1981, para que el transformador tenga una


a la que puede sobrecargarse el transformador durante 2 horas es de 1,57 pu. Por lo tanto:

( )

0100200300400500600700800900

100011001200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

60




La sobrecarga que se le está aplicando al transformador (1107,18 kVA) no supera la carga pico

permitida para que no haya una disminución más pronunciada de la expectativa de vida del

transformador. Por lo tanto esta suposición es correcta, por lo que se podría elegir un

transformador de 901,938 kVA o superior (potencia normalizada: 1000 kVA).




Según las tablas de la norma ANSI C57.92-1981, para que el transformador tenga una


a la que puede sobrecargarse el transformador durante 2 horas es de 1,50 p.u. Por lo tanto:

( )

La sobrecarga que se le está aplicando al transformador (1107,18 kVA) supera la carga pico

permitida (966,36 kVA) para que no haya una disminución más pronunciada de la expectativa

de vida del transformador.

Permitiendo una disminución de la expectativa de vida de un 0.25%, la carga pico por unidad a

la que se puede sobrecargar el transformador durante 2 horas es de 1.77 p.u. Por lo tanto:

( )

De este modo se podría emplear un transformador de potencia nominal de 644,241 kVA, o de

potencia normalizada de 750 kVA, pero en esta ocasión con una disminución de su vida útil del

0,25%.

La vida útil de un transformador de distribución de esta magnitud es de unos 30 años. El 0,25%

se corresponde a una disminución de 0,075 años, o 27,375 días.

Potencia Transformador

Precio unitario

Coste total Vida útil Coste diario Coste/kW instalado

750 kVA 10.900$/ud 218.000$ 29,925 años 19,958$/día 9,491$/kW

1000 kVA 13.500$/ud 270.000$ 30 años 24,658$/día 11,755$/kW

Diferencia 2.600$/ud 52.000$ 0,075 años 4,7$/día 2,264$/kW

Tabla 12. Comparación transformadores 750 kVA y 1000 kVA

61




El precio de un transformador de 1000 kVA, del fabricante COOPER INDUSTRIES, es de

13.500$. El coste de instalación de 20 transformadores para la planta fotovoltaica asciende a:

270.000$.

El precio de un transformador de 750 kVA, del fabricante COOPER INDUSTRIES, es de 10.900$.

El coste de instalación de 20 transformadores para la planta fotovoltaica asciende a: 218.000$.

En la tabla 12 puede observarse que el ahorro de instalar transformadores de 750 kVA en lugar

de transformadores de 1000 kVA es lo suficientemente considerable para optar por la primera

opción. El ahorro diario de emplear dicho transformador es de 4,7 $/día.

A parte del ahorro económico anteriormente visto aun reduciendo ligeramente la vida útil del

transformador, también se tendrá un menor valor de pérdidas durante el funcionamiento de la

instalación ya que los valores de las pérdidas en vacío (P0) y las pérdidas a plena carga son

menores (PF).

Carga inicial del 90%, 100% de la nominal

Estos casos son más restrictivos que el caso anterior. No se analizarán

1.2.2.4.4. Conclusión

La potencia de los transformadores a emplear será de 750 kVA (potencia normalizada), según

se ha establecido en el apartado 1.1.1.4.4. El transformador estará regulado en la primera

toma (-5%) para lograr 21 kV en el lado de Media Tensión a partir de la relación 208 V / 21,717

kV (21,717kV = 22860 x [1-0,05]).

Potencia nominal 750 kVA

Tensión primario 22860 V

Tensión secundario 208 V

Nivel de aislamiento Primario 125 kV

Nivel de aislamiento Secundario 30 kV

Grupo de conexión YNy0y0

Tomas de regulación ±5% / ±2,5%

Normativa IEEE C57.12.00, IEEE C57.12.34, IEEE

C57.12.28, IEEE C57.12.70, IEEE C57.12.80,

IEEE C57.12.90, IEEE C57.13, ANSI/IEEE 386,

ASTM D877, NEMA AB1, NEMA TR1

Temperatura de aislamiento 120ᵒC

62




Aumento de la temperatura devanados 65ᵒC

Refrigeración ONAN

Rendimiento 99.3%

Pérdidas en vacío 880 W

Pérdidas plena carga 7530 W

Nivel de ruido 61 dB

Dimensiones 64”x89”x57” (1,625m x 2,261m x 1,448m)

Tabla 13. Características del transformador

1.2.2.5. Cálculo del cableado eléctrico de CC

En este apartado se detallarán los cálculos de las secciones del cableado de continua.

El cable de conexión representa el componente indispensable para el transporte de la energía

eléctrica entre los diferentes elementos de un sistema fotovoltaico. Es por ello que hay que

prestar gran atención al cálculo de las secciones del mismo, ya que una mala elección del

conductor a emplear conllevaría mayores pérdidas de energía y por lo tanto pérdidas

económicas que podrían haber sido evitadas.

El cálculo de las secciones de los conductores se realizarán de acuerdo a las normativa

aplicable del National Electric Code (NEC), capítulo 3 (Wiring Methods and Materials).

Los criterios que deben cumplir los conductores empleados en la instalación son:

criterio térmico: el conductor ha de ser capaz de disipar el calor generado por la

intensidad que circula por el mismo durante el régimen permanente, teniendo en

cuenta los factores de corrección por temperatura, profundidad, resistividad del

terreno y agrupamiento.

criterio de caída de tensión: la caída de tensión debe ser menor que las especificadas

por las condiciones de diseño

criterio de cortocircuito

El criterio más restrictivo es el que determinará la sección del conductor.

Se realizarán los cálculos para el bloque modular de 1MW. Dicho bloque se compone de 15

mesas, formadas por 24 strings cada una, con 11 módulos en serie en cada string(Plano nº3). El

total de la potencia instalada es de 1148.4 kWp. Se emplearán dos inversores de 500 kW cada

uno, a los que llegarán 30 conductores provenientes de las mesas a cada uno, 15 del polo

63




positivo y 15 del polo negativo (se ocuparán 15 entradas, de las 18 permitidas, en cada

inversor). Estos conductores tienen su origen en los “combiner-box SCCB-12, SMA”, cada uno

de los cuales agrupa 12 strings para reducir el número de conductores que llegan al inversor.

El tipo de cable a emplear es de cobre, unipolar, y preparado para ser enterrado en

canalizaciones de hormigón.

Se calcularán por un lado los conductores necesarios de cada uno de los strings a los

“combiner-box”, y por otro lado los conductores de los “combiner” a los inversores (que serán

de mayor sección al tener que transportar una corriente mayor). Los módulos fotovoltaicos

estarán interconectados en serie formando los strings, del borne positivo de uno al borne

negativo del siguiente, por medio de los cables que vienen de fábrica junto con los paneles los

cuales incorporan unos conectores machembrados. La sección de dichos conductores

aportados por el fabricante son 4 mm2.

Cada uno de estos strings llevará un cable desde sus bornes positivo y negativo hasta el

“combiner” correspondiente. Finalmente de cada “combiner” saldrán dos cables, el positivo y

el negativo, que se conectarán al inversor adecuado.

Se comenzará calculando la sección de los cables de los módulos al “combiner”.

1.2.2.5.1. Cálculo cableado paneles – “combiner box”

Los conductores empleados en instalaciones fotovoltaicas tienen la restricción, según el

artículo NEC-690.8(B), de que la máxima corriente que puedan transportar sea el 80% de la

máxima capacidad de corriente que pudiera circular por los mismos.

Criterio térmico

Siguiendo los requisitos establecidos en el artículo NEC-690.8(1), la corriente máxima debe ser

la suma de la corriente de los strings conectados en paralelo multiplicada por 125%.

Siendo ICC la corriente de cortocircuito de los módulos fotovoltaicos.

No es necesario aplicar factores de corrección.

La sección del cable que cumple dicha condición, según el artículo NEC-240.4(D)(3) es de 14

AWG (15 A), lo que equivale a 2,08 mm2. Esta sección es menor a la que utiliza el fabricante

para interconectar los módulos en serie (12 AWG / 4 mm2) por lo que se decide elegir, para

este criterio, dicha sección de 12 AWG (4 mm2).

64




Criterio de la caída de tensión

Se debe cumplir que la caída de tensión desde el panel fotovoltaico más alejado del inversor,

hasta dicho inversor, no supera el 1,5%.

Para aplicar este criterio es necesario calcular por un lado la caída de tensión en los cables

desde los módulos hasta los “combiner”, y posteriormente desde los “combiner” hasta el

inversor.

Eligiendo un cable unipolar, de cobre, con una conductividad de 44 ohm.mm2/m, y una sección

de 10 AWG (6 mm2), la máxima tensión que se produce es:

( )

El método de cálculo empleado ha sido:

( )

Siendo:

I = IMPP = 8,15 A

γ = 44 m/ohm.mm2 : conductividad del cobre

L = 37 m : longitud máxima desde el módulo fotovoltaico más lejano a su “combiner

box” correspondiente

S = 6 mm2 : sección del conductor

( ) ( )

Siendo:

Ustring = 11 x 35,6V = 391,6 V : Tensión de los 11 módulos en serie que configuran un

string o ramal.

Por lo que por este criterio se elige un cable de una sección de 10 AWG (6 mm2).

65




Cable módulos pv - combiner box (por mesa)

(10 AWG Cu)

String metros

cable

Intensidad (A)

(Impp)

Sección

(mm2)

Caída tensión

(%)

Pérdidas

(W)

Pérdidas

(%)

string 1a 35 8,15 6 0,55183 8,80601 0,27605

string 1b 36 8,15 6 0,56760 9,05761 0,28394

string 1c 37 8,15 6 0,58337 9,30921 0,29182

string 2a 13 8,15 6 0,20497 3,27080 0,10253

string 2b 14 8,15 6 0,22073 3,52241 0,11042

string 2c 15 8,15 6 0,23650 3,77401 0,11831

string 3a 35 8,15 6 0,55183 8,80601 0,27605

string 3b 36 8,15 6 0,56760 9,05761 0,28394

string 3c 37 8,15 6 0,58337 9,30921 0,29182

string 4a 13 8,15 6 0,20497 3,27080 0,10253

string 4b 14 8,15 6 0,22073 3,52241 0,11042

string 4c 15 8,15 6 0,23650 3,77401 0,11831

TOTAL por

MW 18000

75,48011 0,19718

Tabla 14. Pérdidas y caída de tensión

Criterio de cortocircuito

En este caso no aplica.

1.2.2.5.2. Cálculo cableado “combiner-box” / inversor

En este caso se empleará cable unipolar de Aluminio, para reducir los costes de la instalación.

Criterio térmico

Siguiendo los requisitos establecidos en el artículo NEC-690.8(2), la corriente admisible de los

cables debe soportar un valor de corriente igual a la suma de las corrientes por cada uno de los

strings en paralelo (12 strings por “combiner-box”) mayorado un 25%, según el artículo NEC-

690.8(1).

( )

Siendo ICC la corriente de cortocircuito de los módulos fotovoltaicos.

No es necesario aplicar un factor corrector por temperatura puesto que la temperatura

ambiente es menor de 30°C (temperatura media ambiente anual: 15.9°C).

El dispositivo contra sobreintensidades debe tener una capacidad del 125% de la corriente

determinada en el cálculo anterior. Esto es para impedir que los dispositivos contra

sobreintensidades funcionen a más del 80% de su capacidad. Por lo tanto los cables han de ser

66




dimensionados para que soporten ese 125% de la intensidad calculada, para asegurar el

funcionamiento correcto de los dispositivos contra sobreintensidades conectados.

Por lo tanto los cables se dimensionarán para una intensidad de:

( )

Según la tabla NEC-310.16, para una temperatura de 90°C, el tamaño de cable a utilizar será

3/0 AWG (85,01 mm2), cuya capacidad es de 175 A.

Criterio de la caída de tensión

Como se remarcó en el apartado 1.2.2.5.1, se debe cumplir que la caída de tensión desde el

panel fotovoltaico más alejado del inversor, hasta dicho inversor, no supera el 1,5%.

En este punto se calcula la caída de tensión desde los “combiner” hasta el inversor. Si la suma

de las caídas mayores en ambos casos supera el 1.5% fijado, se procederá a sobredimensionar

este último cable, de Aluminio, por tener un coste más reducido que el cable de Cobre.

Eligiendo un cable unipolar, de Aluminio, con una conductividad de 28 ohm.mm2/m, y una

sección de 500 kcmil (253,4 mm2), la máxima tensión que se produce es:

( )

El método de cálculo empleado ha sido:

( )

Siendo:

I = 12.IMPP = 97,8 A

γ = 28 m/ohm.mm2 : conductividad del aluminio

L = 65,27 m : longitud máxima desde el “combiner” más lejano a el inversor

correspondiente (se elige el caso más desfavorable)

S = 253,4 mm2 : sección del conductor

( ) ( )

Siendo:

Ustring = 11 x 35,6V = 391,6 V : Tensión de los 11 módulos en serie que configuran un

string o ramal.

67




Cable combiner box – inversor

(500 kcmil Al)

Comb.Box Num.Calc. metros

cable

Intensidad

(A)

Sección

(mm2)

Caída tensión

(%)

Pérdidas

(W)

Pérdidas

(%)

1 7 65,272 97,8 253,40 0,45950 55,99450 0,14628

2 6 60,004 97,8 253,40 0,42242 51,47527 0,13447

3 5 54,736 97,8 253,40 0,38533 46,95604 0,12266

4 4 49,468 97,8 253,40 0,34825 42,43681 0,11086

5 3 44,2 97,8 253,40 0,31116 37,91759 0,09905

6 2 38,932 97,8 253,40 0,27407 33,39836 0,08725

7 1 33,664 97,8 253,40 0,23699 28,87913 0,07544

8 1 24,2 97,8 253,40 0,17036 20,76031 0,05423

9 2 29,468 97,8 253,40 0,20745 25,27954 0,06604

10 3 34,736 97,8 253,40 0,24454 29,79876 0,07784

11 4 40,004 97,8 253,40 0,28162 34,31799 0,08965

12 5 45,272 97,8 253,40 0,31871 38,83722 0,10146

13 6 50,54 97,8 253,40 0,35579 43,35644 0,11326

14 7 55,808 97,8 253,40 0,39288 47,87567 0,12507

15 8 61,076 97,8 253,40 0,42996 52,39490 0,13687

TOTAL por MW 2749,52

589,6785 0,10270

Tabla 15. Pérdidas y caída de tensión

Por lo que por este criterio se elige un cable de una sección de 500 kcmil (253,4 mm2). De este

modo, la caída de tensión máxima que se produce en corriente continua, teniendo en cuenta

la caída de tensión calculada en el apartado 1.2.2.5.1 es:

( ) ( ) ( ) %

Criterio de agrupamiento

En las canaletas de hormigón prefabricado por las que se transportan los cables que llegan al

inversor, se agruparán un máximo de 15 circuitos. Para este valor hay que aplicar los factores

de agrupamiento que se obtienen de la tabla NEC-B.310.11. Para una agrupación de 10 a 85

cables, el cálculo de la corriente máxima se calcula mediante la fórmula siguiente:

√

( )

A2: ampacidad desde Tablas 310.16; 310.18; B.310.1; B.310.6 y B.310.7, multiplicada por el

adecuado factor de Tabla B.310.1 1.

N: número total de conductores usados para obtener el factor multiplicador de Tabla B.310.11.

E: número de conductores deseados en la canalización o cable.

68




A1: ampacidad limite de los conductores que llevan corriente en la canalización o cable

(NEC08)

√

( ) √

Para cumplir los requisitos de este criterio se puede emplear un cable de sección 1 AWG (53,5

mm2).

Correcciones

El cable irá en zanja debajo de una capa de hormigón de 50 mm de espesor o equivalente.

Según la tabla NEC 300.5, la profundidad a la que se han de establecer los conductores es de

300mm. No es necesario aplicar un factor corrector por profundidad.

1.2.2.5.3. Secciones y tipo de cable seleccionados para línea de CC

Para la conexión módulos fotovoltaicos - “combiner box”:

Según los distintos criterios de selección del conductor, obtenemos que las secciones para

cada uno de ellos son:

Térmico 10 AWG (6 mm2)

Caída de tensión 10 AWG (6 mm2)

Agrupamiento -

Ya que se pretende obtener una instalación energéticamente eficiente, la sección seleccionada

es de 10 AWG (6mm²), cumpliendo con todos los criterios de cálculo y consiguiendo así un

mejor rendimiento de la instalación.

- CABLE TECSUN(UL)-PV Wire, Cu, (PRYSMIAN), 10 AWG/6.0mm2, código 20025136

Para la conexión “combiner-box” - inversor:



69




Térmico 3/0 AWG (85,01 mm2)

Caída de tensión 500 kcmil (253,4 mm2)

Agrupamiento 1 AWG (53,5 mm2)

Con los mismos objetivos, la sección seleccionada es de 500 kcmil (253,4mm²), cumpliendo con

todos los criterios de cálculo y consiguiendo así un mejor rendimiento de la instalación.

- CABLE SUPERFLEX XLPE, (PRYSMIAN),Al, 1 x 500 kcmil/253.4mm2, 600 V,

códigoQ0W300A. El cable irá en zanja debajo de una capa de hormigón de 50 mm de espesor

o equivalente. Según la tabla NEC 300.5, la profundidad a la que se han de establecer los

conductores es de 300 mm.

De este modo también se cumplen con los requisitos de cableado de conexión al inversor, cuya

sección debe ser inferior a 600 kcmil para poder realizar la conexión correctamente a los

conectores.

Ver Plano nº11 (Canalizaciones).

1.2.2.5.4. Cálculo de pérdidas en el cableado DC

Se procede a analizar las pérdidas totales de potencia en corriente continua que se darán en la

instalación.

Paneles – “combiner-box”:

Tomando el valor del apartado 1.2.2.5.1.2.

( )

“Combiner-box” - inversor:

Tomando el valor del apartado 1.2.2.5.2.2.

( )

Total:

( )

70




1.2.2.6. Cálculo del cableado eléctrico de AC

1.2.2.6.1. Inversores - transformador

Entre los requisitos establecidos por el fabricante de inversores, SMA, se encuentra la

condición de que la longitud del cable de conexión del inversor con el transformador Pad-

Mount, sea inferior a 15 m. El cable será de cobre, trifásico y sin neutro (requisito del

fabricante de inversores). Será cable unipolar enterrado bajo tubo.

Se procede a calcular la sección del cable por los métodos de:

Caída de tensión

( )

√ ( )

Para cable unipolar, con 6 conductores por fase, de sección 500 kcmil (253,354 mm2):

- r = 0,02699 ohm / 1000ft (0,0885 mohm / m)

- x = 0,0288 ohm / 1000ft (0,0945 mohm / m)

- L = 5,5 m : longitud máxima de cable

- I = 1470 / 6 A = 245 A : (siendo 1470 A la máxima corriente en AC para 200 V del

inversor)

- U = 200 V

- phi = 25,84

La caída de tensión que se produce es ΔV (%) = 0,14%.

Figura 31. Terna de cables unipolares enterrados bajo tubo

El cable será por tanto: cable de cobre aislado unipolar de 500 kcmil (253,354 mm2), con 6

conductores por fase, enterrado en 6 ductos eléctricos no metálicos. Figura31 y 32.

Por intensidad

La intensidad que portarán los conductores considerando que los inversores están trabajando

a su máxima potencia será:

71




√ ⁄

√ ⁄

√

La corriente máxima permitida que puede aportar el inversor es 1470 A a 200 V.

Se decide que se van a emplear 6 conductores por fase enterrados bajo tubo, como se observa

en la Figura 32.

Figura 32. Configuración de canalización para 6 conductores por fase enterrados bajo tubo (R-S-T en cada tubo)

Según tabla B.310.7 (NEC), para cable monopolar con 6 conductores por fase enterrados en

ductos eléctricos, la sección del conductor es de 500 kcmil (253,354 mm2). No es necesario

aplicar factores de corrección.


Dado que la línea conectará con el transformador elevador de relación 0.208/21 kV, y este

estará conectado a la red, el cortocircuito más desfavorable se da en bornas del

transformador. Por tanto, y conociendo que la impedancia de cortocircuito del transformador

es de un 5,75%, se obtiene que la corriente de cortocircuito es:

√

Para esta corriente de cortocircuito, la sección del cable se calcula a partir de la siguiente

fórmula:

√

k = 142 A/mm2, para conductor de cobre, aislamiento de XLPE(ITC-BT-07 del Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión, REBT). Para un tiempo de defecto de 500 ms, la sección

obtenida a partir de este cálculo es de 187,5 mm2.

Por lo tanto la sección es de400 kcmil (202,683mm2).

72




1.2.2.6.2. Selección del cable de conexión inversor-transformador



Caída de tensión 6x3x(1x500 kcmil) (253,354 mm2)

Por intensidad 6x3x(1x500 kcmil) (253,354 mm2)

Criterio de cortocircuito 3x(1x400 kcmil) (202,683 mm2)

Los métodos más restrictivos son los dos primeros, primando el de intensidad admisible. Por lo

quela sección seleccionada será de 500 kcmil, 6 conductores por fase, aislados, unipolares de

cobre tipo THHW, enterrados en 6 ductos.

- Cable 2kV OKOGUARD-OKOLON, RHH o RHW-2, (Okonite), 6 x 3 x (1 x 500 kcmil), Cu,

código 113-24-2531. Se instalarán en tubos de PVC (HDPE) de Øint=78mm según la

tabla 5 del capítulo 9 del NEC, y la tabla C.10 del NEC, y a una profundidad de 600mm

según la tabla 300.5 del NEC, y separación según la Figura 32. El radio de curvatura

no será menor de 330,2mm (tabla 2, capítulo 9 NEC). Plano nº11.

1.2.2.6.3. Línea de M.T. interior

La línea que transporta la energía generada por el interior de la planta hasta el centro de

seccionamiento es de 21 kV. Esta puede ser diseñada en rama o en anillo. Las ventajas de ser

diseñada en ramas en lugar de en anillos es que la longitud de cable necesaria para la

instalación es mucho menor. Otra ventaja es que la sección de dicho cable también será

inferior que el empleado en anillo, puesto que en el caso del anillo el cable ha de ser capaz de

transportar toda la energía generada por todo el anillo en caso de fallo de algún elemento de

la instalación. Pero como inconvenientes cabe destacar que en el caso de fallo de alguno de

dichos elementos, la disposición en rama dejaría fuera de servicio todos los centros de

transformación conectados a la misma al no poder evacuar la energía por un camino

secundario. Todo esto se puede resumir en:

- Rama:

o Menor longitud de cable, menor sección de conductor. Por lo tanto menor

coste.

o Imposibilidad de evacuar la energía por un camino secundario en caso de fallo.

Pérdidas económicas al no poder evacuar la energía generada.

- Anillo

73




o Mayor fiabilidad. Posibilidad de evacuar la energía generada por un camino

secundario en caso de fallo de alguno de los elementos de la instalación. No

dejaría ninguna parte de la instalación fuera de servicio.

o Mayor longitud de cable, mayor sección del conductor. Coste más elevado que

en la opción en rama.

Se decide emplear la disposición en anillo, por su fiabilidad, y para asegurarnos que ante fallo

en alguno de los equipos o demás elementos, no perdamos gran parte de la producción de

energía sino que esta sigue pudiéndose aportar a la red de distribución con total normalidad.

Se procede a analizar dos opciones distintas para la disposición en anillos, para posteriormente

elegir la más adecuada:

Opción 1: 5 anillos de 4 MW cada uno

Opción 2: 4 anillos de 5 MW cada uno

Opción 1: 5 anillos de 4 MW

Reparto de corrientes en los anillos interiores

Anillo 1 TRAMO Longitud Long.Acum. Intensidad

CS-CT1 137,761 137,761 102,0662349

CT1-CT2 186,978 324,739 71,5186016

CT2-CT3 186,978 511,717 40,9709683

CT3-CT4 186,978 698,695 10,42333501

CT4-CS 698,695 1397,39 -20,12429828

TOTAL 1397,39


CS-CT1 231,573 231,573 94,55985164

CT1-CT2 186,978 418,551 64,01221835

CT2-CT3 186,978 605,529 33,46458506

CT3-CT4 186,978 792,507 2,916951766

CT4-CS 792,507 1585,014 -27,63068152

TOTAL 1585,014


CS-CT1 325,385 325,385 89,37809165

CT1-CT2 186,978 512,363 58,83045836

CT2-CT3 186,978 699,341 28,28282507

CT3-CT4 186,978 886,319 -2,264808224

CT4-CS 886,319 1772,638 -32,81244151

TOTAL 1772,638

74





CS-CT1 419,197 419,197 85,58588798

CT1-CT2 186,978 606,175 55,03825469

CT2-CT3 186,978 793,153 24,4906214

CT3-CT4 186,978 980,131 -6,057011889

CT4-CS 980,131 1960,262 -36,60464518

TOTAL 1960,262


CS-CT1 513,009 513,009 82,69038242

CT1-CT2 186,978 699,987 52,14274913

CT2-CT3 186,978 886,965 21,59511583

CT3-CT4 186,978 1073,943 -8,952517456

CT4-CS 1073,943 2147,886 -39,50015075

TOTAL 2147,886

LongitudTOTAL 26589,57

Tabla 16. Reparto de corrientes en 5 anillos de 4MW

Criterio de calentamiento

Teniendo en cuenta que los anillos interiores se encuentran a una tensión de 21 kV, y que la

potencia máxima de cada uno de los anillos es:

Potencia máxima = 4 MW

Obtenemos que la corriente máxima que circulará por cada uno de los anillos para un factor de

potencia de 0,9 será:

√

El reparto de corrientes para cada uno de los tramos se ha visto en el apartado anterior, y la

sección debería estar dimensionada para las corrientes máximas reflejadas en las tablas. Pero

existe la posibilidad de que, debido a un fallo en el sistema, el anillo quede abierto y deba

evacuar toda la potencia generada por un único extremo.

Factores de corrección:

No es necesario aplicar factor por profundidad por establecerse a la profundidad

especificada por el NEC ( > 600 mm) para la cual no han de aplicarse factores de

corrección

75




Resistividad del terreno: no se ve afectada

Factor de agrupamiento: a la llegada del centro de seccionamiento se agruparán por

una distancia mayor de 15 metros, los circuitos de entrada y salida de los 5 anillos, por

lo tanto, 10 circuitos. Para 10 circuitos el factor de agrupamiento es 0,49.

Por tanto, la sección mínima según establece el NEC en la Tabla 310.78 para un circuito de un

tres conductores monopolares de aluminio enterrado bajo tubo será de 250 kcmil (126,68

mm2), tipo MV-90.

Figura 33. Configuración de canalización para 3 conductores monopolares enterrados bajo tubo

La intensidad admisible que soporta un cable de esta sección (250 A), aplicando los factores de

corrección es:

Criterio de Cortocircuito

En caso de cortocircuito, la energía que se considera nociva para la instalación es la que

proviene de la red de distribución, ya que la energía aportada por la instalación es

despreciable frente a la potencia de cortocircuito que parte de la red. Para una potencia de

cortocircuito establecida por la compañía PG&E de 299 MVA, la corriente de cortocircuito será:

√

√

La protección destinada a proteger el anillo es un interruptor automático al cual se le estima

un tiempo máximo de apertura de 100 ms. Por tanto la sección mínima será:

√

k = 94 A/mm2, para conductor de aluminio, aislamiento de EPR (tabla 26, ITC-LAT-06 del

Reglamento Eléctrico de Alta Tensión).

Por lo tanto la sección es de 2 AWG (33,6281mm2).

76




Criterio de la caída de tensión (c.d.t.)

En condiciones normales de funcionamiento el anillo estará totalmente conectado, es decir, no

será interrumpido el paso de corriente por ninguno de sus tramos. Para las secciones definidas

se producen las siguientes caídas de tensión en los anillos:

( )

√ ( )

Anillo 1:

Para S=1/0 AWG (42,40 mm2)

( )

Anillo 2:

Para S=1/0 AWG (42,40 mm2)

( )

Anillo 3:

Para S=1/0 AWG (42,40 mm2)

( )

Anillo 4:

Para S=1/0 AWG (42,40 mm2)

( )

Anillo 5:

Para S=1/0 AWG (42,40 mm2)

( )

Opción 2: 4 anillos de 5 MW

Reparto de corrientes en los anillos interiores


CS-CT1 137,761 137,761 120,4051417

CT1-CT2 280,79 418,551 89,85750836

CT2-CT3 280,79 699,341 59,30987507

CT3-CT4 280,79 980,131 28,76224178

CT4-CT5 280,79 1260,921 -1,785391509

CT5-CS 513,009 1773,93 -32,3330248

TOTAL 1773,93

77





CS-CT1 324,739 324,739 104,3349451

CT1-CT2 280,79 605,529 73,78731178

CT2-CT3 280,79 886,319 43,23967849

CT3-CT4 280,79 1167,109 12,6920452

CT4-CS 280,79 1447,899 -17,85558809

CT5-CS 699,987 2147,886 -48,40322138

TOTAL 2147,886


CS-CT1 511,717 511,717 96,85790466

CT1-CT2 280,79 792,507 66,31027137

CT2-CT3 280,79 1073,297 35,76263808

CT3-CT4 280,79 1354,087 5,21500479

CT4-CS 280,79 1634,877 -25,3326285

CT5-CS 886,965 2521,842 -55,88026179

TOTAL 2521,842


CS-CT1 698,695 698,695 92,53557957

CT1-CT2 280,79 979,485 61,98794628

CT2-CT3 280,79 1260,275 31,44031299

CT3-CT4 280,79 1541,065 0,892679697

CT4-CS 280,79 1821,855 -29,65495359

CT5-CS 1073,943 2895,798 -60,20258688

TOTAL 2895,798

Tabla 17. Reparto de corrientes en 4 anillos de 5 MW


Teniendo en cuenta que los anillos interiores son a 21 kV, y que la potencia máxima de cada

uno de los anillos es:

Potencia máxima =5 MW

Obtenemos que la corriente máxima que circulará por cada uno de los anillos para un factor de

potencia de 0,9 será:

√

78




El reparto de corrientes para cada uno de los tramos se ha visto en el apartado anterior, y la

sección debería estar dimensionada para las corrientes máximas reflejadas en las tablas. Pero

existe la posibilidad de que, debido a un fallo en el sistema, el anillo quede abierto y deba

evacuar toda la potencia generada por un único extremo.

Factores de corrección:

No es necesario aplicar factor por profundidad por establecerse a la profundidad

especificada por el NEC ( > 600 mm) para la cual no han de aplicarse factores de

corrección

Resistividad del terreno: no se ve afectada

Factor de agrupamiento: a la llegada del centro de seccionamiento se agruparán por

una distancia mayor de 15 metros, los circuitos de entrada y salida de los 4 anillos, por

lo tanto, 8 circuitos. Para 8 circuitos el factor de agrupamiento es 0,52.

Por tanto, la sección mínima según establece el NEC en la Tabla 310.78 para un circuito de un

tres conductores monopolares de aluminio enterrado bajo tubo será de 350 kcmil (177,35

mm2), tipo MV-90. Ver figura 32.

La intensidad admisible que soporta un cable de esta sección (305 A), aplicando los factores de

corrección es:

Criterio de Cortocircuito





√

√

La protección destinada a proteger el anillo es un interruptor automático al cual se le estima

un tiempo máximo de apertura de 100 ms. Por tanto la sección mínima será:

√

k = 94 A/mm2, para conductor de aluminio, aislamiento de EPR (tabla 26, ITC-LAT-06 del

Reglamento Eléctrico de Alta Tensión). Por lo tanto la sección es de 2 AWG (33,6281 mm2).

Criterio de la caída de tensión (c.d.t.)

En condiciones normales de funcionamiento el anillo estará totalmente conectado, es decir, no

será interrumpido el paso de corriente por ninguno de sus tramos. Para las secciones definidas

se producen las siguientes caídas de tensión en los anillos:

79




( )

√ ( )

Anillo 1:

Para S = 2/0 AWG (67,43 mm2)

( )

Anillo 2:

Para S = 2/0 AWG (67,43 mm2)

( )

Anillo 3:

Para S = 2/0 AWG (67,43 mm2)

( )

Anillo 4:

Para S = 2/0 AWG (67,43 mm2)

( )

1.2.2.6.4. Secciones y tipo de cable seleccionados para la línea de

M.T. interior



Opción 1:

5 anillos de 4 MW

Criterio de calentamiento 3 x (1 x 250 kcmil) (126,677 mm2)

Criterio de cortocircuito 3 x (1 x 2 AWG) (33,6281 mm2)

Caída de tensión 3 x (1 x 1/0 AWG) (53,47 mm2)

Opción 2:

4 anillos de 5 MW

Criterio de calentamiento 3 x (1 x 350 kcmil) (177,348 mm2)

Criterio de cortocircuito 3 x (1 x 2 AWG) (33,6281 mm2)

Caída de tensión 3 x (1 x 2/0 AWG) (67,425 mm2)

80




Comparando la opción 1 y la opción 2:

OPCIÓN 1 OPCIÓN 2

Cable a emplear 3 x (1 x 250 kcmil) 3 x (1 x 350 kcmil)

Código cable Q9U420A Q9V420A

Fabricante PRYSMIAN PRYSMIAN

Longitud total 26589,57 28018,368

Caída de tensión (%) 0,112 % 0,135 %

Sección cable (mm2) 126,677 177,348

Coste unitario cable ($/m) 14,27 15,91

Coste cable total ($) 379.467,16 $ 445.818,57 $

Coste unitario del tubo ($/m) 5 $ 5 $

Coste total tubo ($) 44.315,95 $ 46.697,28 $

Nº celdas en C.S. 10 8

Coste celdas ($) 130.000 $ 104.000 $

COSTE TOTAL ($) 553.783,11 $ 596.515,85 $

Coste por kW instalado 24,11 $/kWi 25,97 $/kWi

Diferencia entre opciones ($) 42.732,75 $

Tabla 18. Comparación opciones anillos

Analizando las pérdidas de potencia que se producen en los anillos por efecto Joule:

Opción 1 (5 anillos-4MW) Opción 2 (4 anillos-5MW)

Caída de tensión max

(%) 0,1122 % 0,1349 %

Pérdidas (%)

Anillo 1 0,051 % Anillo 1 0,0578 %

Anillo 2 0,061 % Anillo 2 0,0706 %

Anillo 3 0,073 % Anillo 3 0,0897 %

Anillo 4 0,085 % Anillo 4 0,1101 %

Anillo 5 0,097 % - -

TOTAL 0,0935 % TOTAL 0,082 %

Tabla 19. Pérdidas de potencia en los anillos

Teniendo en cuenta que:

la compañía PG&E paga a los generadores una tarifa de 246$/MWh producido y

suponiendo que se mantenga constante en los años en los que la planta esté

produciendo energía,

que el contrato con la compañía finaliza en 20 años,

y que las horas equivalentes de la instalación son 1727,24 horas/año, como se calculó

en el apartado 1.2.1.2.2,

81




Por estas razones se pueden calcular que las pérdidas económicas de realizar una

configuración o la otra en los primeros 20 años de operación de la planta.

Opción 1 Opción 2

Pérdidas (%) 0,0935 % 0,082 %

Pérdidas (MWh/año) 35,65 MWh/año 28,33 MWh/año

Pérdidas totales (GWh) 0,813 GWh 0,5665 GWh

Pérdidas económicas ($) 199.998,00 $ 139.367,54 $


Tabla 20. Comparación económica entre los anillos

Comparando los costes de compra de material e instalación, con las pérdidas económicas que

se producen durante el tiempo que esté operando la planta, se decide que se va a emplear la

opción 2 porque aunque la inversión inicial sea superior, las pérdidas económicas producidas

por las pérdidas en los cables son mayores en la opción 1.

Opción 1 Opción 2

Coste instalación 553.783,11 $ 596.515,85 $

Pérdidas 30 años 199.998,00 $ 139.367,54 $

TOTAL 753.781,11 $ 735.883,39 $

Diferencia entre opciones 17.897,72 $

Tabla 21. Comparación económica entre los anillos (2)

Se decide emplear la opción 2 por presentar un coste inferior a la opción 1.

Cable Okoguard URO-J, 25kV EPR, (Okonite), 3 x (1 x 350 kcmil), Al, código 160-23-

4090. Se instalarán en tubos de PVC (HDPE) de Øint=103mm según la tabla 5 del

capítulo 9 del NEC, y la tabla C.10 del NEC. A una profundidad mínima de 450mm

según la tabla 300.50 del NEC. El radio de curvatura no será menor de 406,4mm

(tabla 2, capítulo 9 NEC). Plano nº11.

1.2.2.6.5. Línea de evacuación. Centro de seccionamiento –

Subestación

En este apartado se realizará la elección del cable a emplear en la conexión de la instalación a

la red de distribución. Este tramo conecta el Centro de Seccionamiento con la Subestación

“Avenal SUB” existente.

82




Se procede a analizar los diferentes métodos para la selección de la sección del cable,

empleando conductor de aluminio y de cobre, para posteriormente hacer la comparativa

económica entre ambos:

Opción 1: conductores de cobre

Criterio de caída de tensión

Empleando los cables anteriormente definidos en el tramo inversor-transformador y en los

anillos de M.T. interiores, la caída de tensión que se producía en dicho tramo era menor o igual

a 0,5%.Para que en el conjunto de la red de Media Tensión se produzca una caída de tensión

máxima de 1%, la caída de tensión máxima que ha de producirse en la línea de evacuación es

de 0,5%.

Para un cable de sección 750 kcmil (380,031 mm2):

( )

√ ( )

Siendo:

- r = 31 µΩ/ft (0,1017 mΩ/m): resistencia por unidad de longitud

- x = 71 µΩ/ft (0,2329 mΩ/m): reactancia por unidad de longitud

- L = 600 m

- Ф = 25,84°

- U = 21 kV

- I = 610,953:2 A = 305,477 A por cada conductor de fase (2 circuitos, como se ve en la

Figura 34)

Para estas condiciones se obtiene que la caída de tensión que se produce es de 0,292%.Por lo

que se decide que se instalarán 2 circuitos de cable monopolar de cobre de sección de

conductor de 380,031 mm2 (750 kcmil), como se observa en la Figura 34.

Figura 34. Configuración para 2 circuitos de cables monopolares directamente enterrados

83





La intensidad que ha de transportar la línea es de 610,953 A. Recurriendo a la tabla 310.81

(NEC) se demuestra que puede ser empleado un circuito de 3 cables monopolares de cobre

MV-90 enterrados directamente, como se indica en la Figura 35, de una sección de 500 kcmil.

Figura 35. Configuración para un circuito de cables monopolares directamente enterrados






√

√

La protección destinada a proteger la línea es un interruptor automático al cual se le estima un

tiempo máximo de apertura de 100 ms. Por tanto la sección mínima será:

√

k = 143 A/mm2, para conductor de cobre, aislamiento de EPR (tabla 25, ITC-LAT-06 del

Reglamento Eléctrico de Alta Tensión). Por lo tanto la sección es de 4 AWG (21,149mm2).

Opción 2: conductores de aluminio

Criterio de caída de tensión

Para que en el conjunto de la red de Media Tensión se produzca una caída de tensión máxima

de 1%, la caída de tensión máxima que ha de producirse en la línea de evacuación es de 0,5%.

84




Para un cable de sección 1000 kcmil (506,708 mm2):

( )

√ ( )

Siendo:

- r = 35 µΩ/ft (0,1148 mΩ/m): resistencia por unidad de longitud

- x = 68 µΩ/ft (0,2231 mΩ/m): reactancia por unidad de longitud

- L = 600 m

- Ф = 25,84°

- U = 21 kV

- I = 610,953:2 A = 305,477 A por cada conductor de fase (2 circuitos, como se ve en la

Figura 34)

Para estas condiciones se obtiene que la caída de tensión que se produce es de 0,303%. Por lo

que se decide que se instalarán 2 circuitos de cable monopolar de cobre de sección de

conductor de 506,708 mm2 (1000 kcmil), como se observa en la Figura 34.


La intensidad que ha de transportar la línea es de 610,953 A. Recurriendo a la tabla 310.82

(NEC) se demuestra que puede ser empleado un circuito de 3 cables monopolares de aluminio

MV-90 enterrados directamente, como se indica en la Figura 35, de una sección de 750 kcmil.






√

√

La protección destinada a proteger la línea es un interruptor automático al cual se le estima un

tiempo máximo de apertura de 100 ms. Por tanto la sección mínima será:

√

k = 94 A/mm2, para conductor de aluminio, aislamiento de XLPE (tabla 26, ITC-LAT-06 del

Reglamento Eléctrico de Alta Tensión). Por lo tanto la sección es de 3AWG (26,667 mm2).

85




1.2.2.6.6. Secciones y tipo de cable seleccionados para la línea de

AC del Centro de Seccionamiento hasta la Subestación

“Avenal SUB”



Opción 1:

Cobre

Caída de tensión 2x3x(1x750) kcmil (380,031 mm2)

Por intensidad 3x(1x500) kcmil (253,354 mm2)

Criterio de cortocircuito 3x(1x4) AWG (21,149 mm2)

Opción 2:

Aluminio

Caída de tensión 2x3x(1x1000) kcmil (506,708 mm2)

Por intensidad 3x(1x750) kcmil (380,031 mm2)

Criterio de cortocircuito 3x(1x3) AWG (26,668 mm2)

Se procede a realizar un análisis como se realizó en el apartado 1.2.2.6.4:

Opción 1 Opción 2

Pérdidas (%) 0,342 % 0,386 %

Pérdidas (GWh/año) 0,1336GWh/año 0,1518GWh/año

Pérdidas totales 30 años (GWh) 4,008GWh 4,523GWh

Pérdidas económicas ($) 985.968,00 $ 1.112.658,00 $


Tabla 22. Comparativa opciones anillos MT

86




OPCIÓN 1 OPCIÓN 2

Cable a emplear 2x3x(1x750) kcmil, Cu 2x3x(1x1000) kcmil, Al

Código cable Q9F120A Q9Y120A

Fabricante PRYSMIAN PRYSMIAN

Longitud total 3600 3600

Sección cable (mm2) 380,031 506,708

Caída de tensión (%) 0,292 % 0,303 %

Coste unitario cable ($/m) 88,56 50,04

COSTE TOTAL ($) 318.816,00 $ 180.144,00 $

Coste por kW instalado 13,88 $/kWi 7,84 $/kWi


Tabla 23. Comparativa opciones anillos MT

Se decide por tanto emplear cable de aluminio (opción 2). El cable seleccionado será:

Cable Okoguard URO-J, 25kV EPR, (Okonite), 2 x 3 x (1 x 1000 kcmil), Al, código 160-

23-5099. Enterrados directamente a una profundidad mínima de 750mm según la

tabla 300.50 del NEC. El radio de curvatura no será menor de 12 veces el diámetro

exterior del cable (artículo 300.34 del NEC). Ver plano nº11.

1.2.2.6.7. Cálculo de pérdidas en corriente alterna

Se procede a analizar las pérdidas totales de potencia en corriente alterna que se darán en la

instalación.

Inversor – transformador:

Tomando los datos del apartado 1.2.2.6.1

( )

- r = 0,02699 ohm / 1000ft (0,0885 mohm / m)

- L = 5,5 m : longitud máxima de cable

- I = 1470 / 6 A = 245 A : (siendo 1470 A la máxima corriente en AC para 200 V del

inversor)

( )

Anillos MT:

( )

87




Línea de evacuación:

( )

Total:

( )

1.2.3. Selección de la aparamenta eléctrica

En este apartado se detallarán los dispositivos encargados de medir, proteger, maniobrar y

regular el sistema eléctrico del campo solar tanto de la parte de continua como de la parte de

alterna, dispositivos fundamentales para la correcta explotación de la instalación. De este

modo se garantizará la continuidad y la calidad del servicio.

1.2.3.1. Aparamenta de corriente continua

En el campo generador, el cortocircuito no representa una condición de peligro para las

personas por tratarse de corrientes de falta de valores próximos a la corriente nominal de la

instalación (para un panel fotovoltaico: Inom=8,15 A; Icc=8,42 A). No ocurre lo mismo en el

inversor, donde las corrientes de cortocircuito alcanzan valores de 1600 A.

Como medio de protección se incluirán fusibles en el polo positivo, no siendo necesarios en el

polo negativo al ir conectado a tierra, como se define en el apartado 1.2.4.2.1 y tal y como

establecen los artículos 690.41 y 250.4(A) del NEC. Los fusibles se localizarán en el interior de

los “combiner-box”, y deben estar dimensionados para intensidades superiores al 125% (según

artículo 690.8(B)(1) del NEC) de las máximas corrientes calculadas por medio del artículo

690.8(A). Esto es:

( ( )) ( ) ( )

Por ello se selecciona fusibles de 15 A (valor estándar). Ver unifilar de Baja Tensión, Plano nº7.

Las características de los fusibles serán:

Fusibles cilíndricos KTK-R Cooper Industries Bussmann

Tensión nominal: 600 VCC

Corriente nominal: 15 A

Poder de corte: 200 kA

El polo positivo se protegerá de las sobretensiones provocadas por causas atmosféricas o por

sobretensiones provenientes del inversor, por medio de un descargador que se ubicará en el

interior de los “combiner-box”, como se observa en el Plano nº7.

Descargador de tensión para aplicaciones fotovoltaicas, Cooper Industries Bussmann

88




Tensión nominal: ≤600 VCC

Nivel voltaje de protección: ≤2,5 kV

Corriente de descarga nominal: 12,5 kA

Corriente de descarga máxima: 25 kA

1.2.3.2. Aparamenta de corriente alterna

1.2.3.2.1. Protección del transformador

El transformador irá protegido por:

Interruptor-seccionador en carga (800-65,Cooper Power Systems):

Inom= 400 A

Icorta duración (1s) = 12 kA

Unom fase-fase = 23 kV

Unom fase-tierra = 15,6 kV

Uimpulso (1,2/50 μs) = 200 kV

maniobra de corte en aceite

Interruptor Cooper Power Systems MagneX™: este interruptor combina la

funcionalidad de 3 fusibles y 3 interruptores de seccionamiento en carga. Debe

disponerse en serie con un fusible ELSP (Cooper Industries) de 50 kA de capacidad de

corte:

Unom = 23 kV

Inom = 500 A

Inom fusible (ELSP) = 100 A (especificado por el fabricante)

Equipado con sensor: E40

Fusible ELSP: en serie con el interruptor Magnex. Adaptado para trabajar en

transformadores con aislamiento en aceite:

Inom = 100 A

Unom = 23 kV

Máximo poder de corte = 50 kA

Mímino poder de corte = 400 A

Sensor E40:

Tiempo de actuación ante cortocircuito: t Icc = 8,22 kA = 12,5 ms

Relé Buchholz (63B)

Protección de sobrecargas térmicas (49)

89




1.2.3.2.2. Protección celdas

Celdas de línea

Como se vio en la descripción de las mismas, en el apartado 1.1.1.4.5, estas celdas estarán

equipadas con un interruptor-seccionador en carga con fusible, protegiendo a los

transformadores de la instalación ante posibles faltas.

1.2.4. Red y puestas a tierra

En este apartado se detallará la instalación de la puesta a tierra de tal modo que las masas o

elementos metálicos que se interconectan tengan el mismo potencial en todo momento. Se

especificarán las conexiones y dispositivos necesarios para poner las tierras a masa.

La función de la puesta a tierra (p.a.t.) es la de forzar la derivación al terreno de las

intensidades de corriente de cualquier naturaleza que se puedan originar, ya se trate de

corrientes de defecto, bajo frecuencia industrial, o debidas a descargas atmosféricas, logrando

de este modo:

Limitar la diferencia de potencial que en un momento dado pueda presentarse entre

estructuras metálicas y tierra

Posibilitar la detección de defectos a tierra y asegurar la actuación y coordinación de

las protecciones, eliminando o disminuyendo de esta forma el riesgo que supone una

avería para el material utilizado y las personas

Limitar las sobretensiones internas que puedan aparecer en la red eléctrica en

determinadas condiciones de explotación

Por lo tanto, las funciones principales que toda p.a.t. ha de cumplir son:

Seguridad de las personas

Protección de las instalaciones

Mejora de la calidad de servicio

Establecimiento y permanencia de un potencial de referencia

90




1.2.4.1. Tensiones de paso y de contacto máximas

admisibles

Para la determinación de los valores máximos admisibles de la tensión de paso en la zona que

rodea los inversores y el transformador, y la tensión de contacto, se emplearán las expresiones

conforme a lo indicado en la norma IEEE Std 80-200.

Aplicando esta norma para una persona de peso medio de 70 kg, se obtiene:

( )

√

( )

√

Siendo:

UPadm : tensión de paso admisible para una persona de 70 kg (voltios)

UCadm : tensión máxima de contacto admisible para una persona de 70 kg (voltios)

ts : duración de la falta (0,5 segundos)

ρs : resistividad superficial del terreno (ohm.m)

Si no se dispone de una capa superficial protectora, como ocurre en este caso, entonces:

Cs=1

ρs=ρ = 20 ohm.m (dato aportado por el cliente, correspondiente a suelo compuesto de

limo)

De donde se obtiene:

1.2.4.2. Red de tierras

A dicha red de tierras se conectarán todas las envolventes metálicas de los equipos presentes

en la instalación: los marcos metálicos de las estructuras soporte de los paneles, los

“combiner-box”, los inversores, los transformadores, etc. De este modo, y en caso de falta, se

91




evitarán sobretensiones en dichos equipos que son peligrosas para las personas o animales

que entren en contacto con ellos accidentalmente.

La Red de Tierra se dimensionará de tal modo que asegure el funcionamiento de las

protecciones destinadas a proteger a las personas en caso de falta a tierra, y de tal forma que

la tensión de contacto no supere los tensión de contacto admisible tal y como se ha calculado

en el apartado 1.2.4.1. De tal modo la instalación de puesta a tierra se considera como un

circuito independiente paralelo a la instalación eléctrica con la finalidad de proteger a las

personas y animales que puedan entrar en contacto con masas que puedan estar sometidas

momentáneamente a tensión.

1.2.4.2.1. Configuración del electrodo

La disposición de la red de tierras se realizará de forma que los conductores directamente

enterrados sea la configuración elegida. Estos conductores serán de cobre desnudo y

conformarán una malla que se extenderá por toda la instalación, como se puede ver en los

planos nº12 y nº13.

Tal y como establece el reglamento NEC en los artículos 250.52(A)(4) y 250.53(F), este anillo de

cobre desnudo no tendrá una sección menor que 2 AWG (33,63 mm2), no tendrá una longitud

menor de 6m, y no será enterrado a una profundidad menor de 750 mm.

Esta configuración no requiere de picas de tierra, y por tanto, si el valor obtenido de

resistencia de puesta a tierra asegura el correcto funcionamiento de los elementos de

protección, se considerará esta configuración como correcta.

La resistividad del terreno equivale a la resistencia que ofrece al paso de la corriente un cubo

de terreno de 1 m de arista. La resistividad del terreno donde está será instalada la red de

tierras es de ρ=20 ohm.m, correspondiente a suelo compuesto de limo.

La longitud total de cable enterrado en cada la instalación se estima en 9926 metros. La

resistencia de puesta a tierra para un conductor enterrado horizontalmente (según la IEEE 80-

2000) formando una malla es:

[

√ (

√ ⁄)]

Donde:

h = 1m : profundidad de la malla en metros

LT = 9926m : longitud total del conductor enterrado en metros

A = 350.816,05m2 : área ocupada por la malla de tierra en metros cuadrados

ρ= 20ohm.m: resistividad del terreno en ohm.m

92




Luego:

Valor muy reducido debido a la baja resistencia del terreno y a elevada longitud.

A esta red de tierras se conectarán:

Las envolturas metálicas de los inversores y los transformadores

Las estructuras metálicas que sustentan los paneles fotovoltaicos

Los “combiner-box”

El polo negativo de los conductores de los módulos fotovoltaicos ha de ser conectado

a tierra. Esta conexión se realiza en el inversor, a través de un sistema de

monitorización denominado GFDI (Ground Fault Detection Interruption) consistente

en un interruptor que actuará si detecta corrientes de falta a tierra mayores de 5 A.

Ver plano nº7.

Los datos que ofrece la compañía PG&E son:

potencia de cortocircuito (PCC): 299 MVA

intensidad de defecto (ID): 1000 A

En caso de falta, la tensión que recibiría una persona que entrase en contacto con alguna parte

metálica de un equipo puesto en tensión, sería:

Comprobando la tensión de paso (según IEEE 80-2000):

Los diferentes elementos de la ecuación son:

Resistividad del terreno

Longitud efectiva de Lc+ LR para la tensión de paso (m)

Lc : longitud total del conductor de la malla (m)

LR : longitud total de las picas (en este caso no aplica) (m)

93




[

( )]

√

√ √

√

[

( )]

h : profundidad de la malla (m)

D : espacio entre los conductores paralelos (m)

n : factor de geometría compuesto por los factores na, nb, nc y nd

Lp : longitud del perímetro de la malla (m)

A : área encerrada por el perímetro de la malla (m2)

Con todo ello, el valor de la tensión de paso calculada es:

Por lo tanto:

UContacto calculada = 170,6 V < UContacto admisible = 228,69 V

UPaso calculada = 0,8433 V < UContacto admisible = 248,68 V

Se cumplen los requisitos establecidos de tensión de paso y de contacto admisible.

La sección del conductor se calculará para la máxima corriente de cortocircuito que se de en el

lado de Baja Tensión. Una falta en la red no afectará al lado de baja por la conexión YNy0y0 de

94




los transformadores. Al estar en estrella el lado de baja del transformador, pero con neutro

aislado, una falta a tierra en la red no pasará a esa zona.

La corriente máxima que puede darse en el lado de baja viene definida por la máxima

corriente admisible por el inversor (1600 A), la cual es superior a la corriente de cortocircuito

de los módulos fotovoltaicos (8,42 A x 1515,6 A).

Siendo la densidad de corriente del cobre de 160 A/mm2 para conductor desnudo subterráneo,

y teniendo en cuenta que la sección del conductor no debe ser menor de 2 AWG (33,63 mm2)

como establece el artículo 250.52(A)(4) del NEC, la sección será:

√

√

S = 10 mm2.

Se decide emplear una sección de 1 AWG (42,4 mm2)

Al ser menor que la tensión de paso máxima admisible se demuestra la validez de la puesta a

tierra.

1.2.4.3. Puesta a tierra del neutro de los

transformadores

La configuración de puesta a tierra que se empleará para el neutro de los transformadores

elevadores de la planta, consistirá en la instalación de dos picas enterradas, siguiendo las

especificaciones de la compañía PG&E, como se observa en la Figura X, correspondiéndose el

número (3) con las picas, y el (2) con el conductor aislado de puesta a tierra.

Figura 36. Puesta a tierra del neutro de los transformadores

95




Las picas, siguiendo los artículos 250.52(A) y 250.53 del NEC, serán, como mínimo, de 8’ de

longitud (2,44 metros), con un diámetro de 5/8’’ (15,87 mm) y no se ubicarán a una distancia

menor de 6’ (1,83 metros).

Para 2 picas en hilera unidas por un conductor horizontal, con una separación entre las picas

de 20’ (6 metros), y con una longitud de pica de 13’ (4 metros), se obtienen el coeficiente:

kr = 0,110

La compañía especifica que la tensión de la puesta a tierra a de ser menor de 10 ohm:

1.2.5. Servicios Auxiliares (SSAA)

Los servicios auxiliares de la instalación están compuestos por todos aquellos elementos de la

instalación que consumen energía. La lista de servicios auxiliares viene definida en el Anejo

1.5.4.

La potencia aparente total consumida por estos elementos tiene un valor de 126,6476 kVA.

Para esta potencia se decide emplear un transformador de 150 kVA, con relación 21kV / 480V,

que tome alimente los equipos a partir del embarrado del centro de seccionamiento. Por lo

tanto, en la instalación, todos aquellos elementos que consuman energía obtendrán el

suministro de la generación de la instalación (durante la noche la planta consumirá potencia

de la red al no haber producción de energía).

Es necesario compensar la reactiva consumida por los servicios auxiliares para lo cual se

instalará una batería de condensadores. La compañía PG&E define un umbral de factor de

potencia por debajo del cual se habrá de pagar una cuota anual en función de la diferencia con

el factor establecido. Sin embargo, aquellos generadores que trabajen con un factor de

potencia superior al umbral establecido por la compañía serán remunerados, en función

igualmente de la diferencia con el factor establecido. Dicho factor de potencia umbral es de un

85%.

Para consumos inferiores a los 400 kW no es necesario corregir el factor de potencia, pero se

considera oportuna su corrección para tener una operación más eficiente.

El cálculo que realiza la compañía para ver la penalización que ha de imponer o la prima que

debe pagar es:

96




para una instalación con un factor de potencia (cos phi) inferior al 85%:

[ ( )]

( )

para una instalación con un factor de potencia (cos phi) superior al 85%:

[( ) ]

( )

Nuestro factor de potencia objetivo será del 95% para los Servicios Auxiliares. Para el cálculo

de la batería de condensadores se han de tener en cuenta:

potencia aparente consumida por los servicios auxiliares

potencia reactiva consumida por el transformador (esta no es despreciable, puede ser

del orden del 5%). Para el transformador de 150 kVA, la potencia consumida en vacío

es de 3,7 kVAr; y en carga de 6,4 kVAr. Luego la potencia reactiva consumida por el

transformador es Qtransf = 10,1 kVAr.

Con estos datos se procede a calcular la potencia de la batería de condensadores mediante un

diagrama vectorial de potencias:

Figura 37. Diagrama vectorial potencias

En azul aparecen los valores de consumo de potencia aparente y reactiva sin tener en cuenta

la batería de condensadores (cos phi = 0,86). En naranja aparecen los valores de consumo de

potencia aparente y reactiva deseados que se obtienen con una batería de condensadores en

la instalación (cos phi’ = 0,95).

Q’’ no se corresponde con el valor de la batería de condensadores (Qcond) necesario para

compensar la reactiva, puesto que hay que tener en cuenta el consumo de reactiva por parte

del transformador (Qtransf).

97




Realizando los cálculos se obtiene:

Por lo que se decide emplear una batería de condensadores de 40 kVAr (valor normalizado).

98




1.3. Estudio económico

1.3.1. Introducción

En este apartado se realiza un análisis financiero sobre la viabilidad económica y la

rentabilidad esperada del proyecto realizado a lo largo de su vida útil. Para ello se han de tener

en cuenta todos los costes de la inversión a realizar, calculados y previstos, directos e

indirectos, ayudas y subvenciones disponibles, capitales disponibles y préstamos que es

necesario solicitar, la productividad de la central, los ingresos de capitales por venta de la

energía, amortizaciones de la inversión realizada, tasas a pagar por los beneficios, gastos

(especialmente de operación y mantenimiento) y la evolución prevista de las tasas nominales

de descuento y precios, de los intereses de los préstamos y de las cargas o tasas fiscales.

Al objeto de disponer de datos financieros que permitan tener unos datos fiables que aporten

al inversor una estimación previa de la rentabilidad de la instalación, útiles para la toma de

decisiones, se hará uso de índices de rentabilidad normalizados, como son:

- el Valor Actual Neto (VAN),

- la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)

- el Período de Retorno (PR)

Se hace una simulación en hoja de cálculo (Anejo 1.5.6.), en la que se contemplan todos los

factores relevantes para el Estudio Económico. Dicha simulación se realiza sobre el periodo

considerado de 25 años de vida útil de la instalación, e indudablemente se basará en una

previsión del comportamiento de los mercados de deuda, de las tasas de incremento de

costes, gastos fiscales y de gastos de operación y mantenimiento, derivada de la situación

económica actual en el Estado en que se realiza el proyecto (California, Estados Unidos) y

previsiones de evolución disponibles.

1.3.2. Panorama económico

La situación de crisis que se vive actualmente en todo el mundo occidental no se caracteriza

precisamente por presentar un panorama de estabilidad a corto, ni medio plazo. No obstante,

la potencia económica de los EEUU, les permite afrontar esta situación desde una perspectiva

más proactiva, de potenciación de la inversión, frente a la postura más reactiva adoptada por

la Unión Europea, de potenciar la estabilidad económica (control del gasto y la inflación, etc.),

lo que aporta una mayor probabilidad de que el proyecto pueda ser llevado a efecto y con

apoyo institucional.

99




Esta aseveración no es una afirmación gratuita y sin fundamento. Así, la aprobación por el

Congreso de los Estados Unidos, el 13 de febrero de 2009, de la Ley de Reinversión y

Recuperación de Estados Unidos, popularmente conocida como “The Stimulus” o “The

Recovery Act”, es una apuesta firme por las inversiones y por la disminución de la presión fiscal

sobre las actividades económicas y empresariales. Concretamente contempla fuertes

inversiones en el capítulo de Energía, en el que se engloba el presente proyecto.

Por otro lado, la política medio-ambiental en Estados Unidos, país que siempre se ha

caracterizado por su masivo apoyo en el consumo de energía procedente de productos fósiles

(donde es una potencia y dispone de materias primas en abundancia), finalmente ha tenido

que aceptar la necesidad de modificar esa política y diversificar el consumo de energía hacia

otras fuentes menos contaminantes (eólica, solar, etc.). Por ello, ahora se han establecido

programas de impulso al uso de estas nuevas fuentes de energía, con subvenciones para su

instalación, tanto a nivel consumidor residencial o empresa, como a nivel de proveedor de

energía.

Fruto de estas consideraciones anteriores se espera disponer de ayudas federales (ya

publicadas y que pueden solicitarse) a la inversión a realizar y que más adelante se detallan.

Respecto al tema fiscal, aunque actualmente el Presidente Obama tiene en previsión una

bajada general del tipo impositivo federal aplicado a las sociedades (actualmente, y desde

hace muchos años, estabilizado en un 35%), la demora en su aplicación y la situación de un

posible cambio político en la jefatura de la nación, pasando la presidencia al partido

republicano, ha llevado a mantener en la simulación realizada el actual valor de este

“impuesto de sociedades” o tasa.

1.3.3. Coste del proyecto

En el Documento 4. Presupuesto se muestran los costes totales que suponen la instalación de

la central fotovoltaica. Dicho coste se ha calculado en una cantidad de 44.466.945,19 $, e

incluye los costes directos, tanto de emplazamiento (compra e instalación de equipos,

instrumentación y control, etc.) como de no emplazamiento (terrenos, obra civil,

infraestructura de servicios, etc.), y los costes indirectos (supervisión e ingeniería, etc.).

1.3.4. Capitales invertidos

La financiación para afrontar los costes anteriores, por parte del cliente, se realizará mediante

la aportación inicial de un capital propio de un 33% de la inversión total a realizar y mediante

la contratación de un préstamo bancario a 15 años por el 66% restante, con un tipo de interés

del 7%. La inversión total se dividirá por tanto en el capital propio aportado de 14.466.945,19 $

y el capital financiado o deuda contraída de 30.000.000 $.

100




El grado de apalancamiento elegido se considera aceptable en relación con el riesgo de la

inversión total afrontada.

1.3.5. Ayudas federales

Se pretende solicitar las ayudas federales disponibles en el estado de California, que aplican al

proyecto realizado. Estas ayudas son:

Crédito Fiscal de Inversión (Investment Tax Credit - ITC): Se puede descontar un 30%

de la inversión realizada de las tasas fiscales a pagar.

Amortización anticipada: Se permite optar por un plan de amortización anticipada a

corto plazo, lo que permite mayores desgravaciones fiscales en los primeros años.

Se analizarán 4 escenarios posibles:

Escenario 1: aplicación de ambas ayudas

Escenario 2: aplicación únicamente de la Amortización anticipada

Escenario 3: aplicación únicamente de la ayuda Investment Tax Credit

Escenario 4: sin aplicación de ninguna ayuda federal

1.3.6. Ingresos por venta de producción eléctrica

La Compañía PG&E, a partir de un acuerdo con la compañía denominado Power Purchase

Agreement por el cual entran en concurso diversas propuestas de instalación fotovoltaica con

potencias nominales iguales o inferiores a 20MW, ofrece el pago de un precio fijo durante los

20 primeros años por Megavatio-hora (MWh) producido, de 0,246$. A partir del año 21

deberán considerarse en el cálculo los precios de mercado (incluyen tasas de incrementos

reales y del IPC estimados) que se estimen para dicha fecha.

En el Anejo 1.5.5 se calculan los ingresos previstos en la instalación por venta de la energía

generada teniendo en cuenta la disminución de la eficiencia de los módulos fotovoltaicos. El

Año 1 se corresponde con el 2012.

Para el cálculo de ingresos previstos en el año 21 (año en que deja de recibirse el precio fijado

en el contrato de Power Purchase Agreement de PG&E) se han tenido en cuenta la pérdida

anual media de capacidad de producción de la central (0,83%) por el cual los módulos

disminuyen su eficiencia al 80% en 25 años, y el porcentaje nominal anual medio de

crecimiento de los precios de generación de energía eléctrica (2%) previsto para el ciclo 2010-

2035, conforme a los datos recogidos en el documento “Annual Energy Outlook

101




2012(AEO2012) Early Release” de la U.S. Energy Information Administration (EIA), como puede

observarse en la Figura 38:

Figura 38. Crecimiento anual de tarifa eléctrica para el ciclo 2010-2035

Asimismo, en este apartado (Anejo 1.5.5) se ha tenido en cuenta el abono de la prima por

corrección del factor de potencia (ingreso extra), calculada conforme a la fórmula:

[( ) ]

( )

Se considera que la instalación opera con un factor de potencia del 100%.

1.3.7. Análisis financiero

En el Anejo 1.5.6 se presenta la hoja de cálculo con los resultados obtenidos para la simulación

realizada, para unos datos concretos, que son los que se indican en la misma tabla. Se ha

presentado el análisis del Flujo de Caja para el caso más favorable, como se puede comparar

en el apartado 1.3.7.2.

102




En este estudio se han tenido en cuenta los siguientes parámetros:

DATOS PARA CÁLCULO

DESCRIPCIÓN VALOR

CAA Capital inicial propio aportado $ 14.466.945,19

D Deuda inicial contraída $ 30.000.000,00

αd Índice de endeudamiento ≡ D/(D+CAA) 0,674658443

Cd Interés anual o coste de la deuda D contraída a n años

7,00%

Cp Rentabilidad esperada por los inversores (coste de oportunidad)

7,00%

t Tasa de impuestos federales y estatales 35,00%

INV Inversión inicial total ≡ D + CAA $ 44.466.945,19

N Años de vida de la instalación 25

A Amortización anual anticipada en 5 años (ayuda federal): 20%, 32%, 19,2%, 11,52%, 11,52%, 5,76%

n Años para devolución del préstamo D 15

MB Margen Bruto en el año k ≡ V - (F + OM)

V Ingresos por Ventas de electricidad por año (importados de otra tabla)

p Porcentaje anual por pérdida de capacidad de producción

-0,83%

rv1 Tasa nominal de precios de venta de la producción en los 20 primeros años

0,00%

rv2 Tasa nominal de precios de venta de producción (de 21 a los N años)

2,00%

OM Pagos de O&M en el año 1 $ 150.000,00

rom Tasa nominal de gastos O&M 10,00%

T Impuestos federales y estatales ≡ (MB - A) * t

ITC Crédito fiscal de inversión (ayuda federal 30% de la inversión)

$ 13.340.083,56

FC Flujo de Caja ≡ MB-T

FC desc. Flujo de Caja Descontado (valor a año 0)

FC desc. acum. Flujo de Caja Descontado Acumulado

Tabla 24. Parámetros para el Flujo de Caja

A parte de los gastos de Operación y Mantenimiento (OM) los cuales aumentan un 10%

anualmente, hay que tener en cuenta los gastos producidos por el funcionamiento de la

planta, esto es, el gasto de los Servicios Auxiliares. La instalación se ha diseñado para vender la

totalidad de la energía generada, y comprar la energía empleada para los Servicios Auxiliares,

lo cual supondrá un ahorro para el cliente. Por lo tanto se han de tener en cuenta la tarifa de

venta de electricidad al usuario en el período de 25 años sobre el que se está realizando el

análisis.

103




De este modo se obtiene:

Gastos

Consumo SSAA (kWh/año) Revisión Tarifa (%) Tarifa ($/kWh) Gastos SSAA ($)

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0575 $ 55.931,84

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0586 $ 57.050,48

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0598 $ 58.191,49

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0610 $ 59.355,32

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0622 $ 60.542,43

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0635 $ 61.753,27

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0647 $ 62.988,34

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0660 $ 64.248,11

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0673 $ 65.533,07

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0687 $ 66.843,73

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0701 $ 68.180,60

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0715 $ 69.544,22

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0729 $ 70.935,10

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0744 $ 72.353,80

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0758 $ 73.800,88

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0774 $ 75.276,90

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0789 $ 76.782,43

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0805 $ 78.318,08

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0821 $ 79.884,45

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0837 $ 81.482,13

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0854 $ 83.111,78

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0871 $ 84.774,01

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0889 $ 86.469,49

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0906 $ 88.198,88

$ 973.038,02 2,00% $ 0,0925 $ 89.962,86

Tabla 25. Gastos en la instalación

La revisión de tarifa se ha fijado en el 2% tal y como se mencionó en el apartado 1.3.6. El

consumo de los servicios auxiliares ha sido calculado en función de los equipos empleados

durante el día y durante la noche, los cuales se han considerado períodos equivalentes de 12

horas. Los datos de la potencia pueden verse en el Anejo 1.5.4.

De este modo, el parámetro V (ingresos por ventas de electricidad por año), el cual es

empleado en el Flujo de Caja, se calcula como la diferencia entre los ingresos por ventas de

electricidad de la Anejo 1.5.6.y los gastos de la Tabla 25.

104




1.3.7.1. Comparación de los diferentes escenarios

Los resultados de los diferentes escenarios, definidos en el apartado 1.3.5., han sido:

Escenario 1 VAN TIR PR

$ 59.812.460,97 18,11% 6


$ 49.831.558,46 15,61% 7


$ 59.947.198,37 17,18% 6


$ 47.917.188,03 13,28% 9

Tabla 26. Comparación escenarios para el Flujo de Caja

Se puede observar que el escenario más favorable para los inversores y para el cliente es el

escenario 1, en el cual se aplican ambas ayudas federales.

Los detalles del Flujo de Caja pueden verse en el Anejo 1.5.6.

Estos índices nos indican que es una inversión segura y beneficiosa para el cliente, al tener

grandes márgenes de beneficio, frente al riesgo previsto. En un periodo de 4 años se recupera

la inversión realizada.

105




1.4. Impacto ambiental

Las instalaciones de conexión a red tienen un impacto medioambiental que puede ser

considerado prácticamente nulo. Su impacto estará limitado únicamente a su construcción

pero no a su funcionamiento, si nos referimos a factores como el ruido, emisiones gaseosas a

la atmósfera terrestre, deterioro de flora y fauna, residuos tóxicos y vertidos. Al ser una

energía renovable su impacto en el medioambiente se ve muy reducido, es una fuente de

energía sostenible, y únicamente habría de destacarse como el mayor impacto, el impacto

visual.

La energía fotovoltaica es una de las energías renovables más viables hoy en día. Su ausencia

de ruido o de cables a la vista la hacen aún más atractiva.

Impacto sobre el terreno:

El impacto sobre el terreno causado por una instalación fotovoltaica depende de factores

como la topografía de la zona, el área cubierta por la instalación, el tipo de terreno, la distancia

a zonas naturales protegidas o ecosistemas, y de la biodiversidad de dicha zona.

El mayor impacto se produce durante la construcción de la instalación, por las obras que se

llevan a cabo, el transporte del material, los movimientos del terreno y la adecuación del

mismo. Pero en comparación con otro tipo de energía, aunque el área ocupada pueda ser

mayor, las actividades de obra no tienen un impacto demasiado destacable.

Para una instalación de estas características se requieren aproximadamente 35 ha. Es un

terreno con capacidad de cultivo por lo que la construcción de la planta puede presentar

rechazo por parte del sector agrario, pero el área a ocupar no es muy notable frente a las

extensiones de terreno existentes.

La vegetación podría verse afectada por la sombra permanente que provocan los paneles, pero

como puede observarse en la Figura 39, la vegetación en la zona es escasa.

La fauna no se ve afectada. Los paneles no se sitúan a ras del suelo sino que se instalan a una

altura de unos 20 cm para permitir el paso de animales.

Contaminantes:

Durante el funcionamiento normal de la instalación, los sistemas fotovoltaicos no emiten

contaminantes gaseosos o líquidos, ni sustancias reactivas. En el caso de módulos de CdTe,

que contienen cantidades pequeñas de sustancias tóxicas, hay un riesgo potencial leve de que

un fuego en los paneles pudiera causar que pequeñas cantidades de estos productos químicos

fueran liberados en el medio ambiente. En instalaciones de gran escala, una liberación de

sustancias podría ocurrir como resultado de operaciones anormales de la planta y ello podría

106




plantear un riesgo no muy destacable para la salud de los operarios. Por tanto debe haber

preparativos de urgencia y de respuesta para el caso de un fuego accidental. Las emisiones al

suelo y aguas subterráneas pueden ocurrir por almacenamiento inadecuado de materiales.

En este proyecto, al no emplear módulos de CdTe, no se presentará el problema de vertidos

contaminantes al medio.

Impacto visual:

La intrusión visual depende en gran medida del esquema de los sistemas fotovoltaicos

instalados y de los alrededores. Es obvio que, si instaláramos la central fotovoltaica cerca de

un área de especial belleza paisajística, el impacto visual sería enorme.

En el caso concreto de este proyecto, el entorno consiste en un paraje deshabitado, llano y con

escaso atractivo natural.

La instalación será totalmente visible desde las carreteras cercanas, al no haber ningún

elemento que dificulte su visión, por lo que destacará en este entorno, aunque los paneles no

alcanzan tampoco una altura importante sobre el propio suelo. Sin embargo, ello no supone

problema estético, siempre que se mantenga un diseño regular, preferiblemente de alineación

rectilínea (campo de módulos en retícula rectilínea), que permita confundir su perfil con la

línea del horizonte.

El diseño igualmente rectilíneo de los caminos de ronda y de los de desplazamiento entre

módulos, así como la pulcritud en el mantenimiento constante de toda la zona limpia y

ordenada, pueden proporcionar una perspectiva interesante y agradable de la instalación para

los transeúntes que circulen por las carreteras adyacentes.

La elección del cierre perimetral tendrá gran influencia en el impacto visual. No puede ser una

valla opaca y alta, cuyo impacto sería peor que el de la propia instalación fotovoltaica, sino que

debe ser lo más liviana e invisible que sea posible, que permita ver a su través toda la

instalación, sin dejar de cumplir su misión de impedir el acceso no autorizado. Las alambradas

cinegéticas, aparte de ser livianas y de poco impacto visual, permiten el movimiento de

pequeños animales de la fauna local.

Figura 39. Imagen del emplazamiento donde se ubicará la instalación. Avenal (California)

107




Agotamiento de los recursos naturales

Los procesos de producción de los paneles fotovoltaicos de la actual generación requieren un

uso intensivo de energía (especialmente los módulos policristalinos y los módulos

monocristalinos) y se necesitan grandes cantidades de materia prima. También se requieren,

pero en cantidades pequeñas, materiales escasos como son: Indio (In) / Teluro (Te) / Galio

(Ga); así como cantidades limitadas del tóxico Cadmio (Cd), para la producción de los módulos

fotovoltaicos que requieren el empleo de estos materiales.

Varios aspectos tienen que ser estudiados para minimizar impactos medioambientales

relacionados con la producción de las células fotovoltaicas:

Investigación sobre capas celulares más finas para reducir la materia prima empleada

investigación sobre utilización de materiales más eficientes

materiales más seguros y alternativos, y

tecnología de reciclaje de módulos

Contaminación del aire:

Hasta donde la valoración del ciclo de vida es afectada, la actuación medioambiental del

sistema depende en exceso de la eficiencia energética de la fabricación del sistema y

especialmente de la producción de electricidad. Las emisiones asociadas con el transporte de

los módulos son insignificantes en comparación con aquellos asociados con la fabricación. Las

emisiones de transporte estaban fijadas en un 0,1–1% de las emisiones relativas a la

fabricación. En el caso de los módulos poli y monocristalinos, las emisiones estimadas en la

fabricación son:

2,757–3,845 kg de CO2/kWp

5,049–5,524 kg de SO2/kWp

4,507–5,273 kg de NOx/kWp

(International Energy Agency, IEA).

Intrusión de ruido:

Al igual que con todos los tipos de actividad de la construcción, habrá emisión de ruido

limitado, pero no destacable. Su impacto estará limitado a la construcción pero no al

funcionamiento de la planta. Dado que no hay viviendas próximas a la zona de instalación

elegida (fuera del entorno urbano), la incidencia de este factor es despreciable.

Gestión de residuos:

En el caso de sistemas independientes, los cuales son una fracción pequeña del mercado, los

efectos sobre la salud de las sustancias químicas incluidas en las baterías también deberían ser

estudiados. Un análisis del ciclo biológico de las baterías para sistemas fotovoltaicos

independientes indica que las baterías son responsables de la mayoría de los impactos

medioambientales, debido a su relativamente corta duración de vida y su contenido en

108




metales pesados. Además una gran cantidad de energía y de materias primas son requeridas

para su producción. Al no emplear baterías en este proyecto concreto no se darán problemas

de esta índole.

Otra fuente de residuos son los transformadores de aceite. Estos deberán cumplir

debidamente con la normativa para transformadores en aceite para evitar fugas o derrames al

medio.

Impacto socioeconómico:

El fin previsto de la central fotovoltaica es la venta de la totalidad de la producción eléctrica a

la Compañía PG&E, conectando con sus redes de distribución. Por tanto, el impacto

socioeconómico de la energía producida sobre la región será indirecto, dado que dependerá

del uso al que destine esa energía la compañía distribuidora.

En cualquier caso, tendrá una incidencia en cuanto a adquisición de equipamientos,

suministros y servicios que se realizarán, dentro de lo posible, a suministradores y entidades,

del propio estado, de solvencia conocida.

Respecto al empleo, se crearán puestos de empleo durante la fase de la construcción y

especialmente para las labores de operación y mantenimiento más importantes durante la

fase operacional.

Fuente: “Environmental impacts from the solar energy technologies”. Center for Renewable

Energy Sources (CRES), Department of Environmental Engineering.

109




1.5. Anejos

ANEJO I Simulación PVSyst

ANEJO II Datos meteorológicos de la zona

ANEJO III Catálogos

ANEJO IV Lista de Servicios Auxiliares

ANEJO V Estimación de ingresos por venta de electricidad

ANEJO VI Flujo de Caja: Escenario 1

110




1.5.1. ANEJO I: Simulación PVSyst

111




112




113




1.5.2. ANEJO II: Datos meteorológicos de la zona

Fuente: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse

Información geográfica:

Altura sobre el nivel del mar: 354 metros (dato obtenido de NASA GEOS-4 “Model

elevation”)

1.5.2.1. Parámetros solares

Insolación mensual media incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m2/day)

Lat 35.984

Lon -120.098 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

22-year Average 2.78 3.58 4.97 6.39 7.48 7.69 7.10 6.38 5.37 4.22 3.14 2.54

Insolación mensual media incidente a las 12:00h sobre una superficie horizontal (kW/m2)

Lat 35.984

Lon -120.098

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

22-year Average 0.41 0.50 0.64 0.75 0.84 0.85 0.80 0.75 0.67 0.56 0.45 0.38

Insolación mensual media incidente en días claros sobre una superficie horizontal (kWh/m2/day)

Lat 35.984


22-year Average 3.65 4.80 6.31 7.70 8.41 8.46 7.84 6.98 5.99 4.82 3.78 3.27

Media mensual de días claros (días)

Lat 35.984


22-year Average 4 3 3 2 7 5 4 6 6 8 7 5

http://eosweb.larc.nasa.gov/sse

114




1.5.2.2. Parámetros para el dimensionamiento de

paneles solares

Insolación mensual media incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 2.78 3.58 4.97 6.39 7.48 7.69 7.10 6.38 5.37 4.22 3.14 2.54 5.14

Mínima y Máxima diferencia de la insolación media mensual (%)

Lat 35.984


Minimum -26 -22 -19 -10 -14 -13 -10 -8 -13 -12 -11 -15

Maximum 13 22 20 10 8 8 17 9 16 11 17 22

Media mensual de la radiación difusa incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 0.86 1.14 1.41 1.64 1.75 1.90 2.01 1.83 1.51 1.15 0.88 0.78 1.40

Minimum 0.72 0.82 0.96 1.34 1.46 1.61 1.45 1.59 1.13 0.95 0.64 0.54 1.10

Maximum 0.97 1.28 1.65 1.87 2.14 2.27 2.25 1.99 1.72 1.30 0.98 0.86 1.61

22-year Average

K 0.55 0.55 0.59 0.63 0.67 0.66 0.62 0.61 0.60 0.60 0.58 0.55 0.60

Minimum K 0.40 0.43 0.48 0.57 0.58 0.58 0.56 0.56 0.52 0.52 0.51 0.46 0.51

Maximum K 0.62 0.67 0.71 0.70 0.72 0.71 0.73 0.67 0.70 0.66 0.67 0.67 0.69

Media mensual de la radiación normal di (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

115




22-year

Average 4.86 5.18 6.40 7.58 8.67 8.65 7.64 7.08 6.57 6.14 5.45 4.72 6.58

Mínima y maxima diferencia en la radiación directa normal respect a la media mensual (%)

Lat 35.984


Minimum -30 -18 -14 -7 -12 -11 -3 -6 -7 -10 -5 -8

Maximum 12 26 20 8 3 4 18 8 16 9 18 27

Insolación incidente media mensual sobre una superficie horizontal en las horas GMT (kW/m2)

Lat 35.984


Average@00 0.13 0.21 0.31 0.41 0.49 0.52 0.50 0.43 0.32 0.19 0.10 0.09

Average@03 n/a 0.00 0.00 0.01 0.03 0.05 0.04 0.02 0.00 0.00 n/a n/a

Average@06 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a


Average@12 n/a n/a n/a 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 n/a n/a n/a n/a

Average@15 0.02 0.04 0.11 0.21 0.30 0.30 0.26 0.21 0.16 0.10 0.06 0.03

Average@18 0.33 0.40 0.55 0.67 0.76 0.75 0.69 0.64 0.57 0.50 0.41 0.32

Average@21 0.41 0.50 0.64 0.75 0.84 0.85 0.80 0.75 0.67 0.56 0.45 0.38

Indice de claridad medio mensual (0 to 1.0)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average

K 0.55 0.55 0.59 0.63 0.67 0.66 0.62 0.61 0.60 0.60 0.58 0.55 0.60

Minimum K 0.40 0.43 0.48 0.57 0.58 0.58 0.56 0.56 0.52 0.52 0.51 0.46 0.51

Maximum K 0.62 0.67 0.71 0.70 0.72 0.71 0.73 0.67 0.70 0.66 0.67 0.67 0.69

116




Indice de claridad medio mensual normalizado (0 to 1.0)

Lat 35.984


22-year Average 0.50 0.50 0.54 0.58 0.61 0.60 0.57 0.56 0.55 0.55 0.53 0.50

Media mensual de insolación sobre superficie horizontal en días claros (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year

Average 3.65 4.80 6.31 7.70 8.41 8.46 7.84 6.98 5.99 4.82 3.78 3.27 6.00

Indice de claridad medio mensual en días claros (0 to 1.0)

Lat 35.984


22-year Average 0.72 0.74 0.76 0.77 0.75 0.73 0.69 0.67 0.67 0.68 0.70 0.70

Indice de claridad medio mensual normalizado en días claros (0 to 1.0)

Lat 35.984


22-year Average 0.66 0.68 0.69 0.70 0.69 0.66 0.63 0.61 0.61 0.62 0.64 0.65

1.5.2.3. Geometría solar:

Media mensual de horas de luz (horas/día)

Lat 35.984


Average 10.0 10.9 11.9 13.1 14.0 14.5 14.3 13.5 12.4 11.3 10.3 9.78

117




Monthly Averaged Daylight Average Of Hourly Cosine Solar Zenith Angles (dimensionless)

Lat 35.984


Average 0.34 0.41 0.49 0.56 0.59 0.58 0.60 0.59 0.50 0.46 0.38 0.35

Monthly Averaged Cosine Solar Zenith Angle At Mid-Time Between Sunrise And Solar Noon (dimensionless)

Lat 35.984


Average 0.39 0.47 0.55 0.62 0.65 0.66 0.65 0.63 0.58 0.50 0.41 0.36

Monthly Averaged Declination (degrees)

Lat 35.984


Average -20.7 -12.3 -1.8 9.70 18.8 23.0 21.2 13.7 3.09 -8.45 -18.1 -22.8

Monthly Averaged Sunset Hour Angle (degrees)

Lat 35.984


Average 74.0 80.8 88.6 97.1 104 108 106 100 92.2 83.8 76.2 72.1

Monthly Averaged Maximum Solar Angle Relative To The Horizon (degrees)

Lat 35.984


Average 33.2 41.6 52.2 63.7 72.8 77.0 75.2 67.8 57.1 45.5 35.8 31.1

Monthly Averaged Hourly Solar Angles Relative To The Horizon (degrees)

Lat 35.984


118




0000 GMT 11.5 18.1 24.4 29.9 34.2 37.0 37.4 33.1 24.9 15.7 8.95 7.14

0100 GMT 1.20 7.30 12.8 17.9 22.1 25.0 25.3 20.9 13.0 4.19 n/a n/a

0200 GMT n/a n/a 0.83 5.83 10.3 13.3 13.5 8.93 0.87 n/a n/a n/a

0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a 2.16 2.16 n/a n/a n/a n/a n/a

0400 GMT n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a









1300 GMT n/a n/a n/a n/a 0.07 2.16 n/a n/a n/a n/a n/a n/a

1400 GMT n/a n/a n/a 5.51 11.5 13.3 11.0 7.14 2.71 n/a n/a n/a

1500 GMT n/a 1.66 9.11 17.6 23.4 25.0 22.8 19.1 14.8 9.63 3.73 n/a

1600 GMT 8.02 12.9 20.8 29.7 35.5 37.0 34.8 31.2 26.6 20.8 14.1 9.43

1700 GMT 17.5 23.3 31.9 41.3 47.6 49.1 46.9 43.1 37.8 30.8 23.3 18.3

1800 GMT 25.3 32.1 41.6 52.0 59.1 61.0 58.7 54.3 47.6 39.0 30.4 25.3

1900 GMT 30.8 38.5 48.8 60.3 68.7 71.6 69.3 63.4 54.6 44.2 34.8 29.8

2000 GMT 33.1 41.5 52.1 63.7 72.8 77.0 75.1 67.7 57.0 45.4 35.7 31.0

2100 GMT 32.0 40.4 50.4 60.4 67.9 71.6 71.1 64.5 53.8 42.2 32.9 29.0

2200 GMT 27.6 35.6 44.2 52.2 57.9 61.0 61.1 55.9 46.3 35.5 27.0 23.9

2300 GMT 20.5 27.8 35.1 41.6 46.3 49.1 49.5 44.9 36.2 26.3 18.8 16.3

Monthly Averaged Hourly Solar Azimuth Angles (degrees)

Lat 35.984 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

119




Lon -120.098

0000 GMT 233 238 248 259 269 273 270 262 254 246 239 234

0100 GMT 243 248 258 269 277 281 278 272 264 256 n/a n/a

0200 GMT n/a n/a 267 277 285 289 286 280 273 n/a n/a n/a

0300 GMT n/a n/a n/a n/a n/a 297 294 n/a n/a n/a n/a n/a










1300 GMT n/a n/a n/a n/a 66.6 62.8 n/a n/a n/a n/a n/a n/a

1400 GMT n/a n/a n/a 82.1 75.0 71.0 71.6 78.0 88.0 n/a n/a n/a

1500 GMT n/a 106 99.0 90.7 83.1 78.7 79.5 86.5 96.9 107 115 n/a

1600 GMT 123 116 108 100 91.7 86.6 87.6 95.4 106 117 125 127

1700 GMT 133 127 120 111 101 95.7 96.9 106 118 130 137 138

1800 GMT 146 140 134 126 115 108 109 120 134 145 150 151

1900 GMT 160 156 153 148 140 130 130 142 155 163 167 165

2000 GMT 177 175 176 179 182 180 174 176 181 184 184 181

2100 GMT 193 194 200 210 223 229 221 212 207 205 201 197

2200 GMT 209 212 220 233 245 251 246 236 228 222 216 212

2300 GMT 222 226 236 248 259 264 260 251 243 235 229 224

1.5.2.4. Parámetros para paneles solares inclinados:

120




Monthly Averaged Radiation Incident On An Equator-Pointed Tilted Surface (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

SSE HRZ 2.78 3.58 4.97 6.39 7.48 7.69 7.10 6.38 5.37 4.22 3.14 2.54 5.14

K 0.55 0.55 0.59 0.63 0.67 0.66 0.62 0.61 0.60 0.60 0.58 0.55 0.60

Diffuse 0.86 1.14 1.41 1.64 1.75 1.90 2.01 1.83 1.51 1.15 0.88 0.78 1.40

Direct 4.86 5.18 6.40 7.58 8.67 8.65 7.64 7.08 6.57 6.14 5.45 4.72 6.58

Tilt 0 2.75 3.47 4.92 6.36 7.44 7.63 7.06 6.35 5.29 4.19 3.09 2.52 5.10

Tilt 20 3.80 4.34 5.67 6.70 7.36 7.35 6.88 6.50 5.89 5.18 4.20 3.60 5.63

Tilt 35 4.35 4.73 5.89 6.54 6.84 6.69 6.33 6.21 5.97 5.60 4.77 4.19 5.68

Tilt 50 4.65 4.85 5.78 6.04 5.97 5.68 5.47 5.61 5.74 5.71 5.07 4.53 5.43

Tilt 90 4.13 3.90 4.06 3.44 2.79 2.47 2.53 3.00 3.73 4.47 4.42 4.14 3.59

OPT 4.70 4.85 5.89 6.70 7.50 7.64 7.07 6.52 5.98 5.71 5.10 4.61 6.03

OPT ANG 59.0 49.0 38.0 21.0 8.00 2.00 5.00 15.0 31.0 47.0 57.0 62.0 32.7

Minimum Radiation Incident On An Equator-pointed Tilted Surface (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

SSE MIN 2.06 2.81 4.01 5.75 6.46 6.70 6.38 5.86 4.69 3.71 2.78 2.15 4.45

K 0.40 0.43 0.48 0.57 0.58 0.58 0.56 0.56 0.52 0.52 0.51 0.46 0.51

Diffuse 0.97 1.28 1.65 1.87 2.14 2.27 2.25 1.99 1.72 1.30 0.98 0.86 1.61

Direct 3.37 4.22 5.49 7.03 7.58 7.62 7.40 6.63 6.06 5.50 5.14 4.30 5.87

Tilt 0 2.03 2.72 3.97 5.72 6.43 6.65 6.34 5.83 4.62 3.68 2.73 2.13 4.41

Tilt 20 2.61 3.25 4.46 5.99 6.35 6.42 6.19 5.95 5.07 4.45 3.61 2.91 4.78

Tilt 35 2.88 3.47 4.57 5.84 5.93 5.88 5.72 5.69 5.11 4.75 4.04 3.31 4.77

Tilt 50 3.01 3.51 4.45 5.40 5.22 5.06 4.98 5.15 4.89 4.80 4.25 3.54 4.53

Tilt 90 2.60 2.77 3.12 3.13 2.60 2.38 2.42 2.82 3.20 3.73 3.66 3.18 2.97

OPT 3.02 3.51 4.57 5.99 6.47 6.65 6.35 5.97 5.12 4.81 4.27 3.58 5.03

121




OPT ANG 55.0 46.0 35.0 20.0 8.00 2.00 5.00 14.0 30.0 45.0 56.0 60.0 31.2

Maximum Radiation Incident On An Equator-pointed Tilted Surface (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

SSE MAX 3.14 4.37 5.94 7.03 8.08 8.31 8.30 6.94 6.22 4.67 3.67 3.11 5.82

K 0.62 0.67 0.71 0.70 0.72 0.71 0.73 0.67 0.70 0.66 0.67 0.67 0.69

Diffuse 0.72 0.82 0.96 1.34 1.46 1.61 1.45 1.59 1.13 0.95 0.64 0.54 1.10

Direct 5.47 6.56 7.70 8.24 9.00 9.04 9.10 7.68 7.67 6.72 6.47 6.01 7.48

Tilt 0 3.10 4.24 5.88 6.99 8.04 8.25 8.25 6.91 6.13 4.63 3.61 3.09 5.77

Tilt 20 4.44 5.53 6.96 7.42 7.96 7.93 8.03 7.09 6.94 5.86 5.12 4.69 6.50

Tilt 35 5.15 6.13 7.31 7.26 7.38 7.18 7.34 6.78 7.09 6.39 5.91 5.58 6.63

Tilt 50 5.55 6.38 7.24 6.70 6.43 6.08 6.30 6.11 6.84 6.55 6.34 6.13 6.39

Tilt 90 5.00 5.21 5.09 3.73 2.88 2.50 2.65 3.18 4.41 5.16 5.61 5.72 4.26

OPT 5.64 6.38 7.34 7.42 8.10 8.25 8.27 7.11 7.09 6.55 6.42 6.30 7.08

OPT ANG 61.0 52.0 40.0 22.0 8.00 2.00 5.00 15.0 33.0 49.0 59.0 64.0 34.0

1.5.2.5. Información sobre nubosidad:

Monthly Averaged Daylight Cloud Amount (%)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 54.1 54.7 54.7 55.2 40.6 40.2 38.4 34.8 38.7 38.1 41.3 48.3 44.9

Monthly Averaged Cloud Amount At Indicated GMT Times (%)

Lat 35.984


Average@00 49.1 56.5 59.3 55.7 39.3 37.5 36.4 34.3 36.3 39.6 41.0 43.7

122




Average@03 n/a 45.5 41.7 37.9 33.8 35.2 28.0 25.8 23.3 20.0 n/a n/a



Average@12 n/a n/a n/a 30.4 26.9 21.7 15.4 14.1 n/a n/a n/a n/a

Average@15 43.5 43.8 39.7 44.2 44.1 46.9 44.2 39.9 36.5 30.6 36.8 41.5

Average@18 52.6 55.0 55.9 59.4 43.3 41.6 43.6 39.7 41.6 42.0 44.3 51.3

Average@21 60.6 63.6 63.8 61.4 42.7 39.6 39.9 34.4 40.4 40.2 43.1 56.7

Monthly Averaged Frequency Of Clear Skies At Indicated GMT Times (%)

Lat 35.984


< 10% @0 29.4 21.5 16.4 17.5 48.0 45.7 36.3 41.7 43.4 39.8 n/a n/a

< 10% @3 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a




< 10% @15 n/a n/a 34.2 26.6 33.4 27.2 17.8 24.0 30.6 n/a n/a n/a

< 10% @18 19.3 21.2 17.7 13.9 43.7 40.3 27.1 33.1 34.5 41.2 37.4 23.4

< 10% @21 14.2 10.2 10.7 12.7 45.8 45.4 37.3 44.1 41.3 43.1 45.7 18.7

Monthly Averaged Frequency Of Broken-cloud Skies At Indicated GMT Times (%)

Lat 35.984


10 - 70% @0 31.6 31.3 35.9 38.6 19.3 24.5 40.7 38.5 32.8 32.7 n/a n/a

10 - 70% @3 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a




123




10 - 70% @15 n/a n/a 41.3 41.2 34.1 40.0 59.9 56.8 52.4 n/a n/a n/a

10 - 70% @18 39.1 32.4 39.3 39.3 18.7 27.2 45.4 42.2 38.3 26.9 26.5 35.7

10 - 70% @21 35.1 37.6 37.2 36.8 16.2 21.8 32.8 31.9 28.1 25.8 15.4 34.0

Monthly Averaged Frequency Of Near-overcast Skies At Indicated GMT Times (%)

Lat 35.984


>= 70% @0 38.9 47.1 47.6 43.7 32.5 29.7 22.8 19.6 23.6 27.4 n/a n/a

>= 70% @3 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a




>= 70% @15 n/a n/a 24.4 32.1 32.4 32.7 22.1 19.0 16.9 n/a n/a n/a

>= 70% @18 41.5 46.3 42.9 46.6 37.5 32.4 27.4 24.6 27.1 31.8 36.0 40.7

>= 70% @21 50.5 52.0 52.0 50.4 37.8 32.7 29.7 23.9 30.4 31.0 38.7 47.2

1.5.2.6. Meteorología (temperatura):

Monthly Averaged Air Temperature At 10 m Above The Surface Of The Earth (°C)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 10.9 11.2 12.3 14.3 16.6 19.1 21.3 21.4 20.3 18.0 13.8 11.0 15.9

Minimum 7.23 7.31 8.01 9.49 11.4 13.5 15.6 16.0 15.5 13.5 9.90 7.44 11.2

Maximum 15.4 15.7 17.3 19.3 21.6 24.4 26.7 27.0 25.7 23.0 18.4 15.2 20.8

Average Daily Temperature Range (°C)

Lat 35.984


22-year Average 8.21 8.46 9.36 9.86 10.2 10.8 11.1 10.9 * 10.2 9.50 8.52 7.85

124




Monthly Averaged Cooling Degree Days Above 18 °C

Lat 35.984


Annual

Sum

22-year

Average 0 0 2 11 28 56 102 112 91 49 6 0 457

Monthly Averaged Heating Degree Days Below 18 °C

Lat 35.984


Annual

Sum

22-year

Average 206 182 166 118 72 26 3 2 12 39 121 205 1152

Monthly Averaged Arctic Heating Degree Days Below 10 °C

Lat 35.984


Annual

Sum

22-year

Average 17 16 9 2 0 0 0 0 0 0 3 18 65

Monthly Averaged Earth Skin Temperature (°C)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year

Average 10.7 11.6 13.7 16.7 20.0 23.2 25.2 24.5 22.9 19.5 14.1 10.7 17.8

Average Minimum, Maximum and Amplitude Of The Daily Mean Earth Temperature (°C)

Lat 35.984


Annual

Amplitude

Minimum 6.31 6.65 7.70 9.52 12.1 14.7 16.8 16.7 15.7 13.0 9.14 6.53

Maximum 17.9 19.4 22.9 26.7 30.2 34.0 36.0 35.2 33.6 29.7 22.3 17.6

Amplitude 5.79 6.39 7.62 8.61 9.09 9.64 9.63 9.28 8.96 8.33 6.60 5.56 14.8

125




Monthly Averaged Frost Days (days)

Lat 35.984


Annual

Sum

22-year

Average 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Dew/Frost Point Temperature At 10 m (°C)

Lat 35.984


Daily Average 1.81 2.50 3.40 3.13 5.03 6.27 7.59 7.97 7.15 4.99 2.62 1.02

1.5.2.7. Meteorología (viento):

Monthly Averaged Wind Speed At 50 m Above The Surface Of The Earth (m/s)

Lat 35.984


Annual

Average

10-year Average 4.72 5.28 6.01 6.30 6.74 6.58 6.08 5.59 5.16 4.76 4.95 4.84 5.58

Minimum And Maximum Difference From Monthly Averaged Wind Speed At 50 m (%)

Lat 35.984


Annual

Average

Minimum -16 -14 -18 -14 -20 -10 -11 -9 -11 -16 -10 -20 -14

Maximum 12 11 15 23 15 11 12 6 8 19 9 13 13

Monthly Averaged Percent Of Time The Wind Speed At 50 m Above The Surface Of The Earth Is Within The Indicated

Range (%)

Lat 35.984

Lon -

120.098

Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

Average

0 - 2 m/s 16 12 8 8 7 8 11 10 11 16 15 16 12

126




3 - 6 m/s 67 64 50 43 37 35 40 51 60 63 67 67 54

7 - 10 m/s 14 20 37 44 50 53 48 39 29 20 15 13 32

11 - 14 m/s 2 4 5 5 6 4 1 0 0 1 3 4 3

15 - 18 m/s 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0

19 - 25 m/s 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Monthly Averaged Wind Speed At 50 m Above The Surface Of The Earth For Indicated GMT Times (m/s)

Lat 35.984


Annual

Average

Average@0130 4.09 4.88 6.05 6.61 7.64 7.99 7.83 7.01 5.81 4.76 4.53 4.28 5.96

Average@0430 4.78 5.45 6.49 7.18 7.80 7.48 7.14 6.63 6.28 5.63 5.18 4.87 6.24

Average@0730 5.05 5.70 6.57 7.31 7.89 7.60 7.14 6.59 5.97 5.41 5.37 5.16 6.31

Average@1030 5.20 5.78 6.47 7.06 7.42 7.13 6.35 5.90 5.61 5.37 5.54 5.32 6.09

Average@1330 5.31 5.78 6.37 6.63 6.63 6.42 6.27 6.17 5.85 5.52 5.58 5.40 5.99

Average@1630 4.97 5.08 5.05 4.51 4.05 3.52 2.99 3.07 3.56 4.13 4.90 5.05 4.23

Average@1930 4.15 4.69 5.23 5.11 5.56 5.36 4.40 3.61 3.36 3.31 4.13 4.29 4.43

Average@2230 4.15 4.88 5.86 6.02 6.95 7.15 6.52 5.71 4.80 4.00 4.34 4.43 5.40

Monthly Averaged Wind Direction At 50 m Above The Surface Of The Earth (degrees)

Lat 35.984


10-year Average 75 74 60 38 14 358 345 336 334 337 345 358

Monthly Averaged Wind Direction At 50 m Above The Surface Of The Earth For Indicated GMT Times (degrees)

Lat 35.984


Average@0130 84 259 284 298 292 281 266 258 263 275 298 117

Average@0430 45 320 302 309 298 286 273 270 275 290 319 68

127




Average@0730 58 29 335 335 320 308 294 295 306 332 12 67

Average@1030 65 58 20 6 352 349 342 347 5 27 47 69

Average@1330 70 70 50 35 26 31 40 46 53 59 62 72

Average@1630 74 77 64 46 27 39 65 74 74 71 69 75

Average@1930 86 102 75 352 314 294 264 238 236 79 77 86

Average@2230 114 150 275 298 291 277 257 245 254 270 62 118

Monthly Averaged Wind Speed At 10 m Above The Surface Of The Earth For Terrain Similar To Airports (m/s)

Lat 35.984


Annual

Average

10-year

Average 3.73 4.17 4.75 4.98 5.32 5.20 4.80 4.42 4.08 3.77 3.91 3.83 4.41

Difference Between The Average Wind Speed At 10 m Above The Surface Of The Earth And The Average Wind speed

At 50 m Above The Surface Of The Earth (%)

Vegetation type "Airport": flat rough grass

Lat 35.984


Annual

Average

10-year

Average -20 -20 -20 -20 -21 -21 -20 -20 -20 -20 -20 -21 -20

Monthly Averaged Wind Speed Adjusted For Height And Vegetation Type (m/s)

Height 100 meters Vegetation type "Airport": flat rough grass

Lat 35.984


Annual

Average

10-year

Average 5.23 5.85 6.66 6.99 7.47 7.30 6.74 6.20 5.72 5.29 5.49 5.38 6.19

Monthly Averaged Wind Speed At 50, 100, 150 and 300 m Above The Surface Of The Earth (m/s)

Vegetation type "Airport": flat rough grass

Lat 35.984


Annual

Average

128




50m 4.72 5.28 6.01 6.30 6.74 6.58 6.08 5.59 5.16 4.76 4.95 4.84 5.58

100m 5.23 5.85 6.66 6.99 7.47 7.30 6.74 6.20 5.72 5.29 5.49 5.38 6.19

150m 5.56 6.22 7.08 7.42 7.94 7.75 7.16 6.59 6.08 5.62 5.83 5.71 6.58

300m 6.17 6.90 7.86 8.24 8.81 8.60 7.95 7.31 6.75 6.24 6.47 6.34 7.30

Monthly Averaged Wind Speed For Several Vegetation And Surface Types (m/s)

Height 100 meters

Lat 35.984


Annual

Average

35-m broadleaf-evergreen

trees (70% coverage) 6.53 7.31 8.32 8.72 9.33 9.11 8.42 7.74 7.14 6.60 6.85 6.71 7.73

20-m broadleaf-deciduous

trees (75% coverage) 5.97 6.72 7.71 8.14 8.83 8.80 8.24 7.47 6.76 6.16 6.35 6.18 7.28

20-m broadleaf and

needleleaf trees (75%

coverage)

6.72 7.31 8.09 8.37 8.83 8.56 7.91 7.42 6.95 6.56 6.90 6.85 7.54

17-m needleleaf-evergreen

trees (75% coverage) 6.35 6.91 7.71 7.97 8.59 8.44 7.85 7.22 6.66 6.20 6.48 6.44 7.24

14-m needleleaf-deciduous

trees (50% coverage) 6.27 6.91 7.76 8.02 8.59 8.32 7.69 7.27 6.90 6.47 6.71 6.53 7.29

Savanna:18-m broadleaf

trees (30%) & groundcover 6.27 7.01 7.98 8.37 8.95 8.74 8.07 7.42 6.85 6.33 6.57 6.44 7.42

0.6-m perennial

groundcover (100%) 5.69 6.36 7.24 7.59 8.12 7.93 7.33 6.74 6.22 5.75 5.96 5.84 6.73

0.5-m broadleaf shrubs

(variable %) & groundcover 5.69 6.36 7.24 7.59 8.12 7.93 7.33 6.74 6.22 5.75 5.96 5.84 6.73

0.5-m broadleaf shrubs

(10%) with bare soil 5.69 6.36 7.24 7.59 8.12 7.93 7.33 6.74 6.22 5.75 5.96 5.84 6.73

Tundra: 0.6-m trees/shrubs

(variable %) & groundcover 5.69 6.36 7.24 7.59 8.12 7.93 7.33 6.74 6.22 5.75 5.96 5.84 6.73

Rough bare soil 5.49 6.14 7.00 7.33 7.85 7.66 7.08 6.51 6.01 5.55 5.76 5.64 6.50

Crop: 20-m broadleaf-

deciduous trees (10%) 5.73 6.50 7.04 8.02 8.59 8.38 7.74 7.12 6.57 5.99 6.13 5.92 6.98

129




&wheat

Rough glacial snow/ice 6.01 6.63 7.39 7.64 8.18 7.98 7.38 6.78 6.35 5.99 6.26 6.18 6.90

Smooth sea ice 5.34 5.85 6.53 6.70 7.17 7.00 6.47 6.07 5.72 5.44 5.64 5.53 6.12

Open water 5.05 5.65 6.44 6.75 7.22 7.05 6.51 5.99 5.53 5.11 5.30 5.19 5.98

"Airport": flat rough grass 5.23 5.85 6.66 6.99 7.47 7.30 6.74 6.20 5.72 5.29 5.49 5.38 6.19

1.5.2.8. Meteorología (otros):

Monthly Averaged Relative Humidity (%)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 57.9 60.4 59.7 51.8 50.4 46.6 44.2 45.0 46.3 47.0 51.7 55.0 51.3

Monthly Averaged Humidity Ratio At 10 m Above The Surface Of The Earth (%)

Lat 35.984


22-year

Average 0.0049 0.0052 0.0054 0.0053 0.0060 0.0065 0.0071 0.0073 0.0069 0.0060 0.0052 0.0047

Monthly Averaged Atmospheric Pressure (kPa)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year

Average 97.8 97.6 97.5 97.4 97.3 97.2 97.3 97.3 97.2 97.4 97.6 97.7 97.4

Monthly Averaged Total Column Precipitable Water (cm)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year

Average 1.12 1.14 1.17 1.13 1.37 1.45 1.71 1.71 1.60 1.35 1.22 1.11 1.34

130




Monthly Averaged Precipitation (mm/day)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year

Average 1.66 2.20 1.56 0.56 0.42 0.16 0.07 0.09 0.21 0.49 1.09 1.60 0.83

1.5.2.9. Información adicional:

Monthly Averaged Top-of-atmosphere Insolation (kWh/m2/day)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 5.04 6.46 8.30 10.0 11.1 11.5 11.2 10.3 8.85 7.02 5.40 4.61 8.34

Monthly Averaged Surface Albedo (0 to 1.0)

Lat 35.984


Annual

Average

22-year Average 0.07 0.07 0.07 0.07 0.14 0.14 0.14 0.13 0.12 0.11 0.11 0.08 0.10

131




1.5.3. ANEJO III: Catálogos elementos principales

CATÁLOGO I Módulos solares

CATÁLOGO II Inversor

132




1.5.3.1. Catálogo I: Módulos solares

133




134




1.5.3.2. Catálogo II: Inversor

135




136




1.5.4. ANEJO IV: Lista de Servicios Auxiliares

LISTA DE CARGAS SSAA

Equipamiento Potencia (W) Cantidad Pot.Instalada

(W) Tensión (V)

1F o 3F 1 o √3

Cosφ Intensidad

(A) Coeficiente de Simultaneidad

Consumo de Potencia (W)

Consumo de Potencia (VA)

Cabina de Seguridad 2200 1 2200 480 1,73 0,86 3,1 1,0 2200,0 2558,1

Puerta principal 5000 1 5000 480 1,73 0,85 7,08 1,0 5000,0 5882,4

Sala de control 50000 1 50000 480 1,73 0,85 70,84 1,0 50000,0 58823,5

Iluminación exterior circ1 100 10 1000 480 1,73 0,9 1,34 0,1 100,0 111,1









Inversor 1600 40 64000 480 1,73 0,87 88,48 0,8 49280,0 56643,7

Centro de Seccionamiento 45520 1 45520 480 1,73 0,88 62,44 1,0 1527,4 1739,9

Enchufes 2000 1 2000 277 1 0,85 8,49 0,1 200,0 235,3

Batería de condensadores 40000 1 40000 480 1,73 1 48,17 0,0 0,0 0,0

Grupo Electrógeno Auxiliares (150 kVA) 1000 1 1000 277 1 0,85 4,25 1,0 1000,0 1176,5

Detector de incendios 50 1 50 277 1 1 0,18 1,0 50,0 50,0

Luminaria fluorescente 72 2 144 277 1 1 0,52 0,1 14,4 14,4

Iluminación exterior_Focos 70 1 70 277 1 0,9 0,28 0,1 7,0 7,8

Circuito de reserva 2000 1 2000 277 1 0,85 8,49 0,0 0,0 0,0

Iluminación de emergencia 8 2 16 277 1 1 0,06 1,0 16,0 16,0

Celdas de alimentación 20 12 240 277 1 1 0,87 1,0 240,0 240,0

108907,4 126647,6

137




1.5.5. ANEJO V: Estimación de ingresos por venta de electricidad

ESTIMACIÓN DE INGRESOS POR VENTA DE ELECTRICIDAD

Año Revisión Tarifa (%) Tarifa ($/kWh) Rendimiento paneles (%) Energía Vendida kWh/año Ingresos Explotación ($) Prima corrección f.d.p. ($) Ingresos anuales ($)

1 0,00% $ 0,246 100,00 39.060.069,00 $ 9.608.776,97 $ 26.365,55 $ 9.635.142,52

2 0,00% $ 0,246 99,17 38.734.568,43 $ 9.528.703,83 $ 26.145,83 $ 9.554.849,67

3 0,00% $ 0,246 98,33 38.409.067,85 $ 9.448.630,69 $ 25.926,12 $ 9.474.556,81

4 0,00% $ 0,246 97,50 38.083.567,28 $ 9.368.557,55 $ 25.706,41 $ 9.394.263,96

5 0,00% $ 0,246 96,67 37.758.066,70 $ 9.288.484,41 $ 25.486,70 $ 9.313.971,10

6 0,00% $ 0,246 95,83 37.432.566,13 $ 9.208.411,27 $ 25.266,98 $ 9.233.678,25

7 0,00% $ 0,246 95,00 37.107.065,55 $ 9.128.338,13 $ 25.047,27 $ 9.153.385,39

8 0,00% $ 0,246 94,17 36.781.564,98 $ 9.048.264,98 $ 24.827,56 $ 9.073.092,54

9 0,00% $ 0,246 93,33 36.456.064,40 $ 8.968.191,84 $ 24.607,84 $ 8.992.799,69

10 0,00% $ 0,246 92,50 36.130.563,83 $ 8.888.118,70 $ 24.388,13 $ 8.912.506,83

11 0,00% $ 0,246 91,67 35.805.063,25 $ 8.808.045,56 $ 24.168,42 $ 8.832.213,98

12 0,00% $ 0,246 90,83 35.479.562,68 $ 8.727.972,42 $ 23.948,70 $ 8.751.921,12

13 0,00% $ 0,246 90,00 35.154.062,10 $ 8.647.899,28 $ 23.728,99 $ 8.671.628,27

14 0,00% $ 0,246 89,17 34.828.561,53 $ 8.567.826,14 $ 23.509,28 $ 8.591.335,41

15 0,00% $ 0,246 88,33 34.503.060,95 $ 8.487.752,99 $ 23.289,57 $ 8.511.042,56

16 0,00% $ 0,246 87,50 34.177.560,38 $ 8.407.679,85 $ 23.069,85 $ 8.430.749,71

17 0,00% $ 0,246 86,67 33.852.059,80 $ 8.327.606,71 $ 22.850,14 $ 8.350.456,85

18 0,00% $ 0,246 85,83 33.526.559,23 $ 8.247.533,57 $ 22.630,43 $ 8.270.164,00

19 0,00% $ 0,246 85,00 33.201.058,65 $ 8.167.460,43 $ 22.410,71 $ 8.189.871,14

20 0,00% $ 0,246 84,17 32.875.558,08 $ 8.087.387,29 $ 22.191,00 $ 8.109.578,29

21 2,00% $ 0,102 83,33 32.550.057,50 $ 3.320.105,87 $ 21.971,29 $ 3.342.077,15

22 2,00% $ 0,104 82,50 32.224.556,93 $ 3.352.642,90 $ 21.751,58 $ 3.374.394,48

23 2,00% $ 0,106 81,67 31.899.056,35 $ 3.385.153,38 $ 21.531,86 $ 3.406.685,24

24 2,00% $ 0,108 80,83 31.573.555,78 $ 3.417.623,22 $ 21.312,15 $ 3.438.935,37

25 2,00% $ 0,110 80,00 31.248.055,20 $ 3.450.037,79 $ 21.092,44 $ 3.471.130,23

138




1.5.6. ANEJO VI: Flujo de Caja. Escenario 1

AÑO V ($) OM ($) MB ($) A ($) T ($) ITC ($) FC ($) FC descontado ($) FC desc. Acum. ($) A B

1 $ 9.579.210,68 $ 150.000,00 $ 9.429.210,68 $ 8.893.389,04 $ 187.537,57 $ 187.537,57 $ 9.429.210,68 $ 9.429.210,68 $ 9.429.210,68 - -

2 $ 9.497.799,19 $ 165.000,00 $ 9.332.799,19 $ 14.229.422,46 $ - $ - $ 9.332.799,19 $ 8.859.095,65 $ 18.288.306,33 - -

3 $ 9.416.365,32 $ 181.500,00 $ 9.234.865,32 $ 8.537.653,48 $ 244.024,15 $ 244.024,15 $ 9.234.865,32 $ 8.321.191,28 $ 26.609.497,61 - -

4 $ 9.334.908,64 $ 199.650,00 $ 9.135.258,64 $ 5.122.592,09 $ 1.404.433,29 $ 1.404.433,29 $ 9.135.258,64 $ 7.813.637,45 $ 34.423.135,06 - -

5 $ 9.253.428,68 $ 219.615,00 $ 9.033.813,68 $ 5.122.592,09 $ 1.368.927,56 $ 1.368.927,56 $ 9.033.813,68 $ 7.334.677,23 $ 41.757.812,29 - -

6 $ 9.171.924,97 $ 241.576,50 $ 8.930.348,47 $ 2.561.296,04 $ 2.229.168,35 $ 2.229.168,35 $ 8.930.348,47 $ 6.882.651,08 $ 48.640.463,37 P.R. P.R.

7 $ 9.090.397,05 $ 265.734,15 $ 8.824.662,90 $ 3.088.632,02 $ 3.088.632,02 $ 8.824.662,90 $ 6.455.991,38 $ 55.096.454,75 P.R. -

8 $ 9.008.844,43 $ 292.307,57 $ 8.716.536,87 $ 3.050.787,90 $ 3.050.787,90 $ 8.716.536,87 $ 6.053.217,21 $ 61.149.671,96 P.R. -

9 $ 8.927.266,62 $ 321.538,32 $ 8.605.728,30 $ 3.012.004,90 $ 1.766.572,72 $ 7.360.296,11 $ 4.851.935,77 $ 66.001.607,73 P.R. -

10 $ 8.845.663,10 $ 353.692,15 $ 8.491.970,95 $ 2.972.189,83 $ - $ 5.519.781,12 $ 3.453.974,14 $ 69.455.581,87 P.R. -

11 $ 8.764.033,37 $ 389.061,37 $ 8.374.972,00 $ 2.931.240,20 $ - $ 5.443.731,80 $ 3.233.489,21 $ 72.689.071,08 P.R. -

12 $ 8.682.376,91 $ 427.967,51 $ 8.254.409,40 $ 2.889.043,29 $ - $ 5.365.366,11 $ 3.025.182,13 $ 75.714.253,21 P.R. -

13 $ 8.600.693,17 $ 470.764,26 $ 8.129.928,91 $ 2.845.475,12 $ - $ 5.284.453,79 $ 2.828.327,78 $ 78.542.580,99 P.R. -

14 $ 8.518.981,61 $ 517.840,68 $ 8.001.140,93 $ 2.800.399,33 $ - $ 5.200.741,60 $ 2.642.240,71 $ 81.184.821,71 P.R. -

15 $ 8.437.241,68 $ 569.624,75 $ 7.867.616,93 $ 2.753.665,93 $ - $ 5.113.951,00 $ 2.466.272,93 $ 83.651.094,64 P.R. -

16 $ 8.355.472,81 $ 626.587,23 $ 7.728.885,58 $ 2.705.109,95 $ - $ 5.023.775,63 $ 3.583.732,83 $ 87.234.827,47 P.R. -

17 $ 8.273.674,42 $ 689.245,95 $ 7.584.428,47 $ 2.654.549,96 $ - $ 4.929.878,50 $ 3.438.444,08 $ 90.673.271,55 P.R. -

18 $ 8.191.845,91 $ 758.170,54 $ 7.433.675,37 $ 2.601.786,38 $ - $ 4.831.888,99 $ 3.295.057,95 $ 93.968.329,51 P.R. -

19 $ 8.109.986,70 $ 833.987,60 $ 7.275.999,10 $ 2.546.599,69 $ - $ 4.729.399,42 $ 3.153.352,07 $ 97.121.681,58 P.R. -

20 $ 8.028.096,15 $ 917.386,36 $ 7.110.709,80 $ 2.488.748,43 $ - $ 4.621.961,37 $ 3.013.097,18 $ 100.134.778,76 P.R. -

21 $ 3.258.965,38 $ 1.009.124,99 $ 2.249.840,38 $ 787.444,13 $ - $ 1.462.396,25 $ 932.120,91 $ 101.066.899,67 P.R. -

22 $ 3.289.620,47 $ 1.110.037,49 $ 2.179.582,97 $ 762.854,04 $ - $ 1.416.728,93 $ 882.905,68 $ 101.949.805,35 P.R. -

23 $ 3.320.215,75 $ 1.221.041,24 $ 2.099.174,51 $ 734.711,08 $ - $ 1.364.463,43 $ 831.399,59 $ 102.781.204,94 P.R. -

24 $ 3.350.736,49 $ 1.343.145,36 $ 2.007.591,12 $ 702.656,89 $ - $ 1.304.934,23 $ 777.422,11 $ 103.558.627,05 P.R. -

25 $ 3.381.167,37 $ 1.477.459,90 $ 1.903.707,46 $ 666.297,61 $ - $ 1.237.409,85 $ 720.779,12 $ 104.279.406,17 P.R. -

$ 44.466.945,19

$ 13.340.083,56

139




1.6. Conclusiones

Este proyecto ha pretendido buscar un equilibrio entre la fiabilidad, la rentabilidad y el ahorro

económico lográndose una viabilidad técnica y económica acordes a los objetivos iniciales

fijados.

La instalación fotovoltaica ha sido diseñada conforme a la normativa aplicable americana y en

su defecto normativas internacionales.

Como se muestra a lo largo de todo el proyecto, la fiabilidad técnica queda completamente

demostrada, ya que se ha diseñado con los criterios de seguridad necesarios para que la planta

tenga una durabilidad amplia a la par que se optimiza el diseño de la misma.

El proyecto presenta una rentabilidad atractiva para los futuros posibles inversores al

obtenerse un Período de Retorno de la inversión (PR) de 6 años como se demuestra en los

cálculos realizados en el Estudio Económico. A partir del sexto año de operación los ingresos

obtenidos por ventas de electricidad no deberán ser invertidos en el pago de los intereses

bancarios del préstamo solicitado para realizar la inversión inicial, sino que reportarán en

beneficio de los propietarios de la central.

A lo largo de este informe se han ido justificando económica y técnicamente aquellas

decisiones que se han ido tomando, de modo que los resultados obtenidos demuestran ser

coherentes y fiables.

Más en detalle, destacar que en el desarrollo de este proyecto que se ha demostrado la

posibilidad de trabajar con los transformadores a un nivel de carga superior al nominal sin que

esto reporte en una disminución de su vida útil o en degradación de sus características físicas.

Destacar de igual modo la demostración de que los inversores, al igual que los

transformadores, pueden trabajar por encima de sus condiciones de funcionamiento estándar

demostrando que no sufrirá daños y que su modo de operación será el óptimo.

Estas conclusiones han permitido reducir el coste inicial del proyecto lo que ha favorecido sus

buenos resultados económicos, al igual que la aplicación de las diversas ayudas federales a las

que se pueden acceder. De igual modo, la magnitud de la instalación (20 MW) ha hecho que

los costes unitarios se vean reducidos debido a la adquisición de grandes cantidades de

material.

140




141




DOCUMENTO 2. PLANOS

142




2.1. Listado de planos 143

2.2. Planos 144

143




2.1. Listado de planos

Plano nº1 Situación

Plano nº2 Layout 20MW

Plano nº3 Layout bloque modular 1MW

Plano nº4 Disposición de los strings en las mesas

Plano nº5 Estructura soporte con 4x3 paneles

Plano nº6 Implantación de equipos

Plano nº7 Unifilar B.T. 1MW

Plano nº8 Unifilar M.T.

Plano nº9 Centro de seccionamiento

Plano nº10 Anillos M.T.

Plano nº11 Canalizaciones

Plano nº12 Red de tierras bloque modular 1MW

Plano nº13 Red de tierras general

144




2.2. Planos

158




159




DOCUMENTO 3. PLIEGO DE

CONDICIONES

160




3.1. Pliego de condiciones técnicas y particulares 161

3.1.1. Objeto 161

3.1.1.1. Materiales y componentes 161

3.1.2. Interconexión de la planta a red 165

161




3.1. Pliego de condiciones

técnicas y particulares

3.1.1. Objeto

Establecer las condiciones mínimas técnicas que debe cumplir la instalación, cuyas

características se han definido en el apartado 1.1.Memoria. Se pretenden definir las

especificaciones a modo de guía para asegurar la calidad de la instalación, en beneficio del

usuario y del propietario de la planta.

3.1.1.1. Materiales y componentes

El funcionamiento de la instalación no debe provocar averías en el funcionamiento de la red,

disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la

normativa aplicable.

De igual modo el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones

peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de

distribución.

Los materiales situados en intemperie, como los inversores y los transformadores, entre otros,

se protegerán adecuadamente contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto

de la humedad y de la radiación solar.

Todos aquellos elementos de seguridad y protecciones propias de las personas y de la

instalación fotovoltaica serán incluidos, asegurando de este modo la protección frente a

contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, y todo aquello que ponga en

peligro a las personas o a los equipos. Serán incluidos igualmente otros elementos y

protecciones que resulten de la aplicación vigente.

3.1.1.1.1. Módulos fotovoltaicos

Todos los módulos deberán satisfacer la normativa UL-1703, IEC-61215, IEC-61730, y deberán

estar cualificados por algún laboratorio reconocido, para lo cual será necesaria la presentación

del certificado oficial correspondiente.

162




3.1.1.1.2. Inversores

Deberán cumplir con la normativa correspondiente a los Inversores, Convertidores y

Controladores para uso en sistemas independientes UL-1741, Uso General de los Suministros

de Potencia CAN/CSA C22.2No.107.1-1, y con las normativas UL-1998, IEEE1547-2003 /

IEEE1547.1-2005, IEEE62.41.2, IEEE37.90.1, IEEE C37.90.2.

La construcción de la unidad será tal que pueda ser izado, movido y/o deslizado a su soporte

sin que sean dañadas las partes que lo componen.

Deberán estar cualificados por algún laboratorio reconocido, para lo cual será necesaria la

presentación del certificado oficial correspondiente.

Sus características serán:

- potencia nominal : 500 kW

- máxima tensión de entrada en DC : 600 V

- rango de tensiones de salida en DC : 180-220 V

- frecuencia : 60 Hz

- máxima corriente en DC : 1600 A

- máxima corriente en AC : 1470 A a 200 V

- número mínimo de entradas DC : 15

- nivel de protección frente a condiciones ambientales: NEMA 3R

3.1.1.1.3. Cableado

Cableado de Baja Tensión

Módulos fotovoltaicos – “combiner-box”

- cable unipolar fotovoltaico

- normativa: UL 4703, UL 44, UL 1581, UL 2556, IEC 60228, IEC 60754-1, IEC 60754-2

- sección del conductor : 10 AWG / 6mm2

- nivel de aislamiento: 0,6/1 kV

- tensión nominal: 600 V

- tensión de ensayo: 6 kV (AC) / 10 kV (DC)

- conductor: aleación de aluminio

- aislamiento: HEPR

“Combiner-box” – inversor

- normativa: UL 854, ICEA S-105-692, REA U-2

- sección del conductor : 500 kcmil / 253,4 mm2

- nivel de aislamiento: 0,6/1 kV

163




- tensión nominal: 600 V

- tensión de ensayo: 6 kV (AC) / 10 kV (DC)

- conductor: cobre electrolítico estañado

- aislamiento: XLPE

Inversor – transformador

- normativa: UL Std 44, ICEA S-95-658, NEMA WC-70

- sección del conductor : 500 kcmil / 253,4 mm2

- tensión nominal: 2 kV

- conductor: cobre

- aislamiento: RHH o RHH-W

Cableado de Media Tensión

Línea de Media Tensión interior

- normativa: ASTM B-609, ICEA S-45-649, AEIC CS8

- sección del conductor : 350 kcmil


- conductor: conductor trenzado de aluminio

- aislamiento: EPR

Línea de Evacuación

- normativa: ASTM B-609, ICEA S-45-649, AEIC CS8

- sección del conductor : 1000 kcmil


- conductor: conductor trenzado de aluminio

- aislamiento: EPR

3.1.1.1.4. Transformador

El diseño del transformador tipo pad-mounted trifásico consistirá en un tanque con

compartimentos para media y baja tensión separados por una barrera de metal u otro material

rígido como se muestra en la norma ANSI C57.12.26.

La construcción de la unidad será tal que pueda ser izado, movido y/o deslizado a su soporte

sin que sean dañadas las partes que lo componen.

La pintura del transformador deberá ser durable y resistente a la corrosión y deberá cumplir

las condiciones de la norma ASTM B117.

164




Las pérdidas en los devanados del transformador a potencia nominal deberán estar de acuerdo

con lo establecido en la norma ANSI C57.12.00 y ANSI C57.12.90.

El aceite aislante o dieléctrico deberá ser nuevo, de un aceite mineral no usado y que reúna los

requerimientos de la norma ASTM D3487, y deberá superar las pruebas exigidas en la norma

ASTM D117. No deberá contener Policloruros de Bifenilos ni ninguno de sus derivados, ni

Polihalogenados u otros compuestos tóxicos. Así como no tener efectos tóxicos ni negativos

sobre el medio ambiente, la salud de los seres humanos o ser perjudicial para los seres vivos.

Todos los ensayos deberán realizarse de acuerdo a las normas ANSI C57.12.00 y ANSI

C57.12.90.

- normativa: IEEE C57.12.00, IEEE C57.12.34, IEEE C57.12.28, IEEE C57.12.70, IEEE

C57.12.80, IEEE C57.12.90, IEEE C57.13, ANSI/IEEE 386, ASTM D877, NEMA AB1,

NEMA TR1

- potencia nominal: 750 kVA

- tensión nominal primaria: 22,86 kV

- tensión nominal secundaria: 208 V

- nivel de aislamiento primario: 125 kV

- nivel de aislamiento secundario: 30 kV

- tensión de cortocircuito: 5,75%

- grupo de conexión: YNy0y0

Estarán adaptados para operar en intemperie y en zonas de sismicidad media.

3.1.1.1.5. Protecciones

Todas las instalaciones cumplirán con lo establecido en el National Electric Code (NEC) sobre

protecciones en instalaciones fotovoltaicas.

3.1.1.1.6. Puestas a tierra

Todas las puestas a tierra cumplirán con las especificaciones definidas en el artículo 250 del

National Electric Code (NEC) y con la normativa IEEE-80-2000.

3.1.1.1.7. Estructura soporte de los paneles

Cumplirán con la normativa:

- ASTM A123: Standard Specification for Structural Steel Products

- ASTM A153: Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel

Hardware

- ASTM A385: Standard Practice for Providing High-Quality Zinc Coatings (Hot-Dip)

- ASTM A653: Standard Specification for Steel Sheet, Zinc-Coated (Galvanized) or Zinc-

Iron Alloy-Coated (Galvannealed) by the Hot-Dip Process

165




- ASTM A767: Standard Specification for Zinc-Coated (Galvanized) Steel Bars for

Concrete Reinforcement

- ASTM A780: Standard Practice for Repair of Damaged and Uncoated Areas of Hot-Dip

Galvanized Coatings

- ASTM A902: Standard Terminology Relating to Metallic Coated Steel Products

- ASTM D6386-99: Standard Practice for Preparation of Zinc (Hot-DipGalvanized) Coated

Iron and Steel Product and Hardware Surfaces for Painting.

La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales.

3.1.2. Interconexión de la planta a red

Al ser el voltaje de trabajo de nuestra planta generadora de 21 KV, el tipo de interconexión a

solicitar es el de interconexión al sistema de distribución, que es el definido para instalaciones

generadoras que trabajan con niveles de tensión menores a 60 KV. Para tensiones de 60 KV o

superiores tendríamos que hablar de una interconexión al sistema de transmisión.

Se pretende realizar la conexión con la compañía “Pacific Gas and Electric Company” (PG&E).

Esta compañía en la actualidad proporciona servicios de libre acceso a nivel de distribución, en

la zona, incluyendo el servicio de interconexión para generadores.

Los procedimientos de interconexión se encuentran disponibles en el documento PG&E’s

Wholeshale Distribution Tariff (de ahora en adelante PG&E’s WDT), de 30 de septiembre de

2011, o Tarifa de Distribución de Venta al por Mayor de la Compañía PG&E.

El documento PG&E’s WDT, así como la información adicional, instrucciones y formularios,

necesarios para la solicitud de la interconexión, se encuentran disponibles en INTERNET, en la

dirección URL:

http://www.pge.com/b2b/newgenerator/wholesalegeneratorinterconnection/index.shtml

Estos procedimientos han sido desarrollados en conformidad con los estándares aprobados

por la Comisión Federal Reguladora de Energía de Estados Unidos, FERC (Federal Energy

Regulatory Commission), en concreto con el que afecta directamente a nuestro proyecto, que

es el “Standard Rule for Small Generator Interconnection” – Order No. 2006 (Docket No.

RM02-12-000), aplicable a generadores de no más de 20 MW.

En nuestro caso, por tanto, al tratarse de un generador de 20 MW, podemos acogernos a los

procedimientos de interconexión para generadores pequeños (SGIP – “Small Generator

Interconnection Procedures”).

En el ANEXO I (corresponde a “i”, no a “1”) del documento PG&E WDT, titulado: “Generator

Interconnection Procedures”, y al que de forma abreviada nos referiremos en adelante como

http://www.pge.com/b2b/newgenerator/wholesalegeneratorinterconnection/index.shtml

http://www.ferc.gov/


166




el GIP, se establecen los requerimientos para implementar la interconexión de una instalación

generadora al sistema de distribución.

Conforme a este ANEXO I, o GIP, para proceder a la interconexión, hay que presentar una

solicitud.

El GIP tiene establecidos diferentes esquemas de tratamiento de la solicitud, según se trate de

una conexión por vía rápida (“Fast Track”), o mediante un proceso de estudio independiente

(ISP – “Independent Study Procesos”). También, como mecanismo de simplificación y mejora,

ha implantado la conexión mediante el proceso de estudio en grupo (“Cluster Study

Procesos”), que más adelante explicamos.

En nuestro caso no podemos acogernos al “Fast Track”, dado que éste es para instalaciones

generadoras de no más de 3 MW, para interconexión a 21 KV. Tampoco nos acogemos al ISP,

dado que solo está disponible para generadores que hayan pasado una criba de independencia

eléctrica por dos partes, la primera, una evaluación por parte de la organización responsable

de la red de transmisión, CAISO (“California Independent System Operator Corporation”), y la

segunda, una evaluación por PG&E. Por tanto, presentaremos la solicitud dentro de una

conexión de grupo (“Cluster”).

El concepto de “Cluster” es manejado por PG&E como una forma de optimización del trabajo,

de tal modo que en lugar de estudiar las solicitudes de conexión de forma sucesiva e

independiente, por orden de presentación, como antes hacía, ahora abre ventanas de solicitud

en grupo (“Cluster Application Windows”), donde entran las solicitudes de conexión del año, y

que una vez cierra, procede a su estudio conjunto. Ello le permite analizar y coordinar, de

forma global, con la organización responsable de la red de transmisión, CAISO (“California

Independent System Operator Corporation”), el impacto que las nuevas interconexiones

puedan representar en la red. Suelen abrirse dos ventanas al año para admitir nuevas

solicitudes, en Octubre y en Marzo, aunque pueden cambiar, pudiendo consultarse en la

página WEB de PG&E las fechas exactas.

La solicitud de inclusión dentro de un proceso de estudio en grupo (“Cluster Study Process”),

inicia el proceso que nos lleva a la interconexión de nuestra instalación generadora a la red, y

al comienzo de la actividad comercial. Este proceso sigue los siguientes pasos, indicados de

forma resumida:

1. Presentación por la instalación generadora de la petición de interconexión (formulario

de solicitud “Generator Interconnection Request”, disponible en anexo a los GIP),

dentro de los plazos de tiempo de la ventana de solicitud elegida, con los datos de la

conexión requerida, depósito de la tarifa de estudio (unos 70.000$ en nuestro caso), y

evidencia de la exclusividad sobre la localización de la instalación generadora.

2. PG&E realizará la revisión previa de las solicitud de interconexión. A raíz de este

estudio inicial, podrá juzgar que la solicitud es completa o notificar que existen

elementos pendientes en la solicitud (que habremos de satisfacer en un plazo

definido).

167




3. Una vez PG&E nos notifica que la solicitud está completa y lista para su estudio, se nos

informará de una fecha acordada para mantener la reunión de revisión (“Scoping

Meeting”). Con dicha reunión se pretende asegurar el mutuo entendimiento y

conocimiento, tanto del proyecto como de los procedimientos de interconexión;

asimismo, se nos informará y se discutirá sobre fechas para la operación comercial,

opciones alternativas de interconexión (si aparecieran problemas con el proyecto

inicial), datos de distribución que se vea pueden tener un impacto sobre la red, puntos

de interconexión factibles, eliminación de alternativas no viables. Se deberá llegar a un

acuerdo sobre el punto de interconexión y el tamaño del generador.

A continuación se realizarán los estudios detallados de interconexión por parte de PG&E, para

determinar ya de forma más exacta:

- el impacto de la nueva instalación de generación en el sistema eléctrico,

- la extensión de las mejoras principales a realizar sobre el sistema eléctrico de PG&E

para asegurar el buen estado, fiabilidad e integridad de la red en su conjunto,

- los costes estimados de todo ello y su repercusión sobre cada instalación generadora

(prorrateado según potencia generada o circunstancias particulares de nuestra

conexión), y

- el calendario de actividades.

Durante esta parte del proceso, tendremos que aportar lo que denominan la garantía

financiera de la interconexión, que básicamente consiste en dar evidencias objetivas a la

compañía PG&E de que tenemos crédito para afrontar las obligaciones de pago que surjan en

el proceso emprendido.

Terminados los estudios detallados, se negociará y firmará entre las partes el Acuerdo de

Interconexión del Generador.

Cada parte ejecuta los pasos que le corresponden para implementar el proyecto y mejoras

necesarias.

Tras mutuas inspecciones las partes se coordinarán para iniciar la operación comercial.

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DOCUMENTO 4. PRESUPUESTO

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PRESUPUESTO

Potencia nominal de la instalación W 20000000 W

Potencia pico de la instalación Wp 22968000 Wp

ud. nº uds. Coste unitario ($/ud) Coste total ($) $/Wp

EQUIPOS

Equipos principales

Módulo fotovoltaico: Stp290-24/Vd (Suntech) uds 79200 304,50 24.116.400,00 1,0500

Combiner Box SCCB-12 (SMA) uds 600 505,00 303.000,00 0,0132

Invesor SunnyCentral 500HE-US (SMA) uds 40 98.000,00 3.920.000,00 0,1707

Transformador Pad-Mounted 750 kVA (Cooper Industries) uds 20 30.000,00 600.000,00 0,0261

Estructura metálica soporte de los paneles fotovoltaicos, 4 módulos en horizontal, a 3 alturas uds 6600 470,00 3.102.000,00 0,1351

Centro de seccionamiento

Celda Línea UniMix-P2 (ABB): Unom=24 kV, frec=60Hz, Inom=400A, I(1s)=12,5kA, Icresta=31,5kA, juego de barras=630A uds 9 12.752,74 114.774,66 0,0050

Celda Protección UniMix-P1F (ABB): Unom=24kV, frec=60Hz, Inom=630A, I(1s)=12,5kA, Icresta=31,5kA, juego de barras=630A, relé de protección PR521 uds 1 20.876,37 20.876,37 0,0009

Celda Medida UniMix-M (ABB): Unom=24 kV, frec=60Hz, Inom=630A, I(1s)=16kA, juego de barras=630A uds 2 10.590,85 21.181,70 0,0009

Servicios Auxiliares

Transformador SSAA 150 kVA, (21kV/480V) uds 1 4.112,50 4.112,50 0,0002

Batería de condensadores 40 kVAr uds 1 2.584,45 2.584,45 0,0001

Grupo electrógeno SSAA 150 kVA uds 1 30.000,00 30.000,00 0,0013

Total subpartida equipos 32.234.929,68 1,4035

OBRA CIVIL

Cimentaciones de estructura metálica para paneles fotovoltaicos

Hormigón de limpieza con dosificación mínima de cemento 150 Kg/m3. m3 3529 104,41 368.432,99 0,0160

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Hormigón de resitencia característica 25 Mpa. m3 22938 110,43 2.532.947,43 0,1103

Acero corrugado B500S (Cuantía 40 Kg/m3). kg 917501 1,95 1.790.806,38 0,0780

Acero S-275 en elementos auxiliares (Placas anclaje 300*300*20 mm). kg 176436 1,95 344.373,16 0,0150

Acero corrugado B500S (Pernos de anclaje ø=12mm). kg 35680 1,95 69.641,31 0,0030

Excavación material banco en cimentaciones. Terreno con estabilidad vertical competente. m3 21173 1,43 30.188,86 0,0013

Cimentaciones de estructura metálica para inversores y transformadores Pad-Mount

Hormigón de limpieza con dosificación mínima de cemento 150 Kg/m3. m3 20 104,41 2.108,05 0,0001

Hormigón de resitencia característica 25 Mpa. m3 61 110,43 6.690,70 0,0003

Canalizaciones

CombinerBox-Inversor: Canalización prefabricad de hormigón armado, (10' x 10'' x 12")/ (3,048m x 0,25m x 0,3048m) (largo x ancho x profundo) con tapas. m 3360 25,33 85.108,80 0,0037

Canalización eléctrica Inv-Transf. Excavación de 0,675m x 0,85m (ancho x profundo), 6 tubos de HDPE Ø78 mm. Cinta señalizadora de peligro eléctrico. Relleno y compactación. m 220 22,56 4.963,20 0,0002

Canalización eléctrica Anillo MT. Excavación de 0,29m x 0,6m (ancho x profundo), 1 tubo de HDPE Ø103 mm. Cinta señalizadora de peligro eléctrico. Relleno y compactación. m 9340 4,38 40.909,20 0,0018

Urbanización

Edificio prefabricado de hormigón (Centro de Seccionamiento). Constituido por una envolvente de estructura panelable, de dimensiones generales 9.760 x 2.500 x 3.300 mm. Incluye el edificio y todos sus elementos auxiliares de iluminación, fuerza, ventilación, seguridad y protección contraincendios. Dispondrá de un recinto independiente para la instalación del transformador y el equipamiento de media tensión.

uds 1 24.010,09 24.010,09 0,0010

Cerramiento perimetral de altura 2m con vallado de simple torsión con postes verticales separados cada 3,5 m. m 2450 69,61 170.544,50 0,0074

Cabina de seguridad de 6 m2 m2 6 297,28 1.783,68 0,0001

Sala de control (55 m2), aseos (5m2), vestuario (20m2) y sala almacén (80m2).Superficie de ocupación. m2 160 1.160,12 185.618,50 0,0081

Viales de acceso

Capa de base de 20 cm. de zahorra artificial sobre explanada con condiciones mínimas Ev2>35MPa y CBR>10. m 9350 20,81 194.573,50 0,0085

Movimiento de tierra

Limpieza y desbroce de terreno a máquina m2 368660 1,30 479.258,00 0,0209

Total subpartida obra civil 6.331.958,35 0,2757

CABLE

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Cables

BT DC Cable PVmod-CombinerBox: CABLE TECSUN(UL)-PV Wire, (PRYSMIAN), 600 V, 10 AWG/6.0mm² Cu, código 20025136 m 360000 1,22 439.200,00 0,0191

BT DC Cable Combiner Box - Inversor: CABLE SUPERFLEX XLP, (PRYSMIAN), 600V, 500 kcmil/253.4mm² Al, código Q0W300A m 54990 7,60 417.817,06 0,0182

BT AC Cable Inv-Transf: Cable OKOGUARD-OKOLON, RHH o RHW-2, (Okonite), 2kV, 500 kcmil/253,4mm² Cu, código 113-24-2531 m 3960 62,50 247.500,00 0,0108

AT AC Cable anillos M.T: Cable Okoguard URO-J, 25kV EPR, (Okonite), 3 x (1 x 350 kcmil/177,348mm²), Al, código 160-23-4090 m 28018 15,91 445.772,23 0,0194

AT AC Cable línea de evacuación: Cable Okoguard URO-J, 25kV EPR, (Okonite), 2 x 3 x (1 x 1000 kcmil/506,708mm²), Al, código 160-23-5099 m 3600 50,04 180.129,60 0,0078

Red de tierras

Conductor de Cu desnudo 1AWG (42,4 mm²) m 9926 14,43 143.232,18 0,0062

Pica de acero cobrizado L=13' (4m), D=5/8'' (15,87mm). uds 40 27,86 1.114,40 0,0000

Conductor aislado de PVC Cu 2/0 AWG (67,43mm²). m 300 9,29 2.787,00 0,0001

Total subpartida cable 1.877.552,47 0,0817

SERVICIOS

Protecciones

Fusibles cilíndricos KTK-R Cooper Industries Bussmann; 600V; 15A; poder de corte 200kA uds 7200 1,17 8.424,00 0,0004

Descargador de tensión para aplicaciones fotovoltaicas, Cooper Industries Bussmann; 600V; Uprot 2,5kV; Int.descarga nom. 12,5kA; Int.descarga máx 25kA uds 600 81,14 48.684,00 0,0021

Alumbrado exterior

Iluminación Viales , lámpara de halogenuros metálicos de 100W . IP-66. Clase I. (9 circuitos, perímetro de la planta. 1ud / 30m) uds 90 395,05 35.554,50 0,0015

Terreno

Terreno de 33,75 ha (750m x 450m) m2 368660 0,97 357.600,20 0,0156

Ingeniería

Horas trabajadas y desplazamientos a obra - 1 105.425,00 105.425,00 0,0046

Total subpartida servicios 555.687,70 0,0242

SUMINISTRO Y MONTAJE

Suministro y montaje de los equipos, cableado, tendidos, servicios generales, etc. - - - 3.466.816,99

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Total subpartida suministro y montaje 3.466.816,99

TOTAL 44.466.945,19 1,9360

174




175




Bibliografía

176




Bibliografía académica:

[LORE94] E.Lorenzo, “Electricidad Solar: Ingeniería de los sistemas fotovoltaicos”,

Universidad Politécnica de Madrid, Madrid 1994.

[WILE10] John Wiles, “Photovoltaic Power Systems and the 2005 National Electrical

Code: Suggested Practices”, Southwest Technology Development Institute,

New Mexico State University 2010.

[ABEL05] Miguel Alonso Abella, “Sistemas fotovoltaicos: introducción al diseño y

dimensionado de instalaciones de energía solar fotovoltaica”, Era Solar,

S.A.P.T. Publicaciones Técnicas, S.L., Madrid 2005.

[FERN08] José María Fernández Salgado, “Guía completa de la energía solar fotovoltaica

y termoeléctrica”, A.Madrid Vicente Ediciones, Madrid 2008.

[MART89] Franco Martín Sánchez, “Instalaciones eléctricas y de transporte”, Universidad

Nacional de Educación a Distancia, Escuela de la Edificación, Madrid 1989.

Normativa:

National Electric Code (NEC), 2008. United States

IEEE 80-2000,“Guide for safety in ground substation grounding”

IEC 60364-41, “Protection against electric shock”

Código Eléctrico Nacional (CEN), 2005. Venezuela

UNE 20 110:1995, “Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en

aceites”

ANSI/IEEE C57.92-1981, “Guide for Loading Mineral-Oil-Immersed Power Transformers

Up to and Including 100 MVA with 55 C or 65 C Average Winding Rise”

177




Páginas Web:

U.S. Energy Information Administration: www.eia.gov

Pacific Gas & Electric: www.pge.com

Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE): www.idae.es

Go Solar California: www.gosolarcalifornia.org

California Public Utilities Commission: www.cpuc.ca.gov

Federal Energy Regulatory Commission: www.ferc.gov

U.S. Geological Survey: www.usgs.gov

National Renewable Energy Laboratory: www.nrel.gov

International Energy Agency: www.iea.org

Sunearthtools.com: www.sunearthtools.com

California Department Of Finance: www.dof.ca.gov

United States Taxation Site: www.ustaxnetwork.com

California State University, Sacramento: www.csus.edu

Bureau of Labor Statistics: www.bls.gov

Smart Tax USA: www.smarttaxusa.com

Database of State Incentive for Renewables & Efficiency DSIRE: www.dsireusa.org

SMA Solar Technology: www.sma-america.com

Suntech North & South America: http:\\am.suntech-power.com\

Cooper Industries: www.cooperindustries.com

SDMO Energy Solutions Provider: www.sdmo-usa.com

ABB: www.abb.us

Landsale listings: www.landsalelistings.com/usa/california

http://www.cydesa.com/download/pdf/cydesa_manual_1.pdf

Internal Revenue Services: www.irs.gov

http://www.eia.gov/

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http://www.cydesa.com/download/pdf/cydesa_manual_1.pdf

http://www.irs.gov/

178




Solar Energy Industry Association: www.seia.org

Renewable Energy Tax Credit Resource Center: www.novoco.com/energy/index.php

http://www.seia.org/

http://www.novoco.com/energy/index.php

179




AGRADECIMIENTOS

Mi agradecimiento va dirigido en primer lugar a mi director de proyecto, José Antonio Martín

Polo, por su apoyo, su tiempo y sus enseñanzas, que han hecho posible la realización de este

proyecto.

A mis compañeros de trabajo, que han estado dispuestos a ayudarme en cualquier momento.

A mis padres, que han sido un claro ejemplo a seguir de esfuerzo y superación, y que con su

apoyo y ánimo me han ayudado a conseguir que este proyecto llegue a su fin.

Y a todas aquellas personas que, directa o indirectamente, me han ayudado en la elaboración

de este proyecto y que me han dado apoyo durante este año.

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