RESUMEN TECNICO HUERTA SOLAR
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PROYECTO DE EJECUCIÓN HUERTA SOLAR FOTOVOLTAICA “OLMEDA” DE 6 MW
OLMEDA DE LA CUESTA – CUENCA Polígono 501, Parcelas 163-174
MEMORIA TÉCNICA HUERTA SOLAR
PROYECTO DE EJECUCIÓN HUERTA SOLAR FOTOVOLTAICA “OLMEDA” DE 6 MW
OLMEDA DE LA CUESTA – CUENCA Polígono 501, Parcelas 163-174
DESCRIPCIÓN GENERAL
La presente Memoria Técnica se realiza por Immodo Solar S.A. con objeto de definir la huerta solar “OLMEDA” que es una agrupación de instalaciones solares fotovoltaicas con conexión a red de acuerdo al RD 436/2004 de 12 de marzo para la venta de la energía obtenida. Además se tratará su cálculo, descripción y valoración teniendo en cuenta todos los medios técnicos disponibles en el mercado. Situación de la Instalación: Polígono 501, Parcela 163-174. Olmeda de la Cuesta (Cuenca). En la ubicación citada la empresa IMMODO SOLAR S.A. se llevará a cabo la ejecución de una “huerta solar fotovoltaica” de 6 MW. Esta potencia ha sido aprobada por la compañía distribuidora Iberdrola S.A. para el punto de conexión a la red eléctrica general. Dicha “huerta solar” está constituida por 60 instalaciones generadoras, conectadas a 60 centros de transformación de 100KVA, estos centros estarán interconectados en anillo con una red de media tensión de 15kV, que cerrará el anillo en una Subestación Transformadora de 15kV/66kV desde donde se evacuará toda la potencia de la huerta a través de una línea subterránea de alta tensión de 66kV hasta llegar al punto de conexión fijado por la compañía Unión Fenosa en la posición de línea de 66kv en la Subestación Transformadora de Unión Fenosa “Olmeda de la Cuesta”.
Las distintas instalaciones individuales constitutivas de la huerta solar son las
siguientes:
INSTALACIÓN Pot Nominal (kW) INSTALACIÓN Pot Nominal
(kW) OLMEDA 1 100 OLMEDA 11 100 OLMEDA 2 100 OLMEDA 12 100 OLMEDA 3 100 OLMEDA 13 100 OLMEDA 4 100 OLMEDA 14 100 OLMEDA 5 100 OLMEDA 15 100 OLMEDA 6 100 OLMEDA 16 100 OLMEDA 7 100 OLMEDA 17 100 OLMEDA 8 100 OLMEDA 18 100 OLMEDA 9 100 … 100 OLMEDA 10 100 OLMEDA 60 100
Tabla 1.1. Numeración y Tipo de Instalaciones de la “Huerta Solar” 2. LOCALIZACIÓN.
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La huerta solar está situada en el Polígono 501, parcelas 163-174 de Olmeda de
la Cuesta (Cuenca).
Figura 1.1: Situación
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Figura 1.2: Emplazamiento.
3. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES
Una instalación fotovoltaica consta de diferentes elementos, cumpliendo cada uno de ellos una función diferente y siendo todos necesarios para un funcionamiento eficiente y seguro de la misma. No obstante la importancia de cada elemento depende de la función que realice.
3.1. INSTALACIÓN DE 100 kW (OLMEDA 1-60). La instalación tiene las siguientes características:
INSTALACIÓN (W nominales)
Potencia pico (Wp)
Tipo de módulo
Nº y disposición Inversor
100000 123200 Silicio policrist
de 220 Wp 560 repartidos en
20 subcampos SMC5000A
3.2. COMPONENTES DE LAS INSTALACIONES
Los componentes de las instalaciones solares que nos ocupan son los siguientes: 1. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Los módulos están constituidos por células cuadradas fotovoltaicas de silicio
policristalino de alta eficiencia, capaces de producir energía con tan sólo un 5% de
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radiación solar. Este hecho asegura una producción que se extiende desde el amanecer hasta el atardecer, aprovechando toda la potencia útil posible que nos es suministrada por el sol.
Gracias a su construcción de conformidad con estrictas normas de calidad, estos módulos soportan las inclemencias climáticas más duras, funcionando eficazmente sin interrupción durante su larga vida útil.
Las células de alta eficiencia, están totalmente embutidas en EVA y protegidas
contra la suciedad, humedad y golpes por un frente especial de vidrio templado antirreflector de bajo contenido en hierro y una lámina de TEDLAR transparente en su parte posterior, asegurando de esta forma su total estanqueidad.
La caja de conexión lleva incorporados los diodos de derivación, que evitan la
posibilidad de avería de las células y su circuito, por sombreados parciales de uno o varios módulos dentro de un conjunto.
Para las condiciones estándar de radiación 1000 W/m2, temperatura de célula
25ºC y espectro AM 1.5 tenemos las siguientes características:
Tabla 3.1. Características Módulos Fotovoltaicos TITAN
Conexión Eléctrica Los módulos fotovoltaicos se conectarán entre sí formando 7 grupos en serie,
para conseguir la tensión de trabajo del inversor, en su entrada de corriente continua, se cablearán con conductor de 0,6/1 KV de 6 mm² mediante conectores rápidos. El cableado discurrirá por canales según norma UNE-EN 50.085-1 hasta el inversor. 2. INVERSOR
CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS Potencia máxima (W en prueba ± 2,5% ) 220 Wp
Número de células 60 Corriente Punto de Máxima Potencia (Imp) 7,71 A Tensión Punto de Máxima Potencia (Vmp) 28,33 V
Corriente en Cortocircuito (Isc) 8,32 A Tensión de Circuito Abierto (Voc) 36,51 V
Coeficiente de Temperatura de Isc α)( +0,09 %/ºC Coeficiente de Temperatura de Voc β)( -0,34 %/ºC
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Longitud 1667mm Anchura 995 mm Espesor 42 mm
Peso 18,5 kg
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El inversor es el encargado de transformar la corriente continua de los paneles
fotovoltaicos en alterna y sincronizarse con la red eléctrica de la compañía suministradora.
El elegido para las instalaciones objeto es el modelo SMC5000A de SMA con una potencia nominal de 5000 W (Figura 4.1.1). Dispone de un sistema de control que le permite un funcionamiento completamente automatizado.
Denominación Comercial
Marca SMA
Modelo SMC 5000A
Características eléctricas
Potencia nominal recomendada para el
campo fotovoltaico (W) (25ºC) 6000
Rango V entrada DC (MPP) (Vdc) 213-600
V máxima de entrada (Vdc) 600
Intensidad máxima de entrada (Imàx) 26
Eficiencia máxima 952%
Distorsión de los armónicos <3% (THD)
Coseno de phi Seleccionable (0,9-1)
Características físicas
Dimensiones (ancho x alto x profundidad)
(mm3) 469x613x242
Peso (kg) 62
IP 65
Conforme a las normas
Directiva EMC EN61000-6-2 y
EN61000-6-3 y directiva de BT
EN50174
Tabla 4.1.2: Carácterísticas del inversor SMC5000A.
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Figura 4.1.1. Inversor SMC5000A.
3. PROTECCIONES Y MEDIDAS
Tal y como se recoge en el artículo 11 del RD 1663 / 2000 de 20 de Septiembre
de 2000, la instalación estará dotada de las siguientes protecciones: − Supervisión de máxima y mínima tensión − Supervisión de la máxima y mínima frecuencia − Temporización a la reconexión por fallo de tensión. − Medición de aislamiento circuito Corriente Continua − Protección contra polaridad invertida Todas ellas son llevadas a cambio por el inversor tal y como se indica en las
características del elemento.
Asimismo y para proteger el circuito se ha dotado de:
− Interruptor magnetotérmico general − Interruptor automático diferencial − Interruptor magnetotérmico y diferencial para cada rama AC - Caja de protección con fusibles y descargadores de sobretensiones en CC. Se instalará el equipamiento de medida del tipo bidireccional trifásico, 400/230
V 50 Hz para energía activa y serán según lo especificado por el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre.
Todos los equipos (cajas de protección, mando y conexión) situados en el exterior, se protegerán frente a las inclemencias del tiempo mediante protección IP45 o superior.
Los cables serán aislados con tensión nominal de aislamiento de hasta 750 V en
interiores y 1000 V cuando vayan enterrados o estén expuestos a la intemperie.
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El cable de corriente continua será de doble aislamiento.
4. ESTRUCTURA SOPORTE
Los módulos fotovoltaicos se instalarán sobre una estructura tubular de acero galvanizado en caliente DIN – 2440 capaz de resistir su propio peso y cualquier solicitación exterior de tipo climática.
Estas estructuras estarán preparadas para su colocación sobre unos elementos
que se atornillarán directamente al terreno sin necesidad de cimentación alguna, reduciendo considerablemente el impacto medioambiental. 5. SISTEMA DE MONITORIZACIÓN. COMUNICACIONES
El inversor está dotado con un potente sistema de adquisición de datos que muestra los valores de las distintas señales en pantalla LCD contando además con diodos de información de estado de funcionamiento en el panel frontal. El inversor puede comunicarse con un PC de forma local o remota mediante MODEM opcional.
Para establecer las comunicaciones entre los equipos de telecontrol y el centro de Control, son necesarios los siguientes equipos recomendados:
- Emisora marca TELTRONIC, que según el estudio se optará entre los modelos VHF/12.5Khz/P2500F1 o UHF/25Khz/P2500U-F1.
- MODEM de montaje interno en la emisora marca ACISA 600/1200Bd. - Antena marca SIGMA, que según el estudio se optará entre los modelos
ANW3VH o AN3U420.
- Descargador para antena marca TELEGÄRTNER J01028A0000. - Cables coaxiales RG214, conectores RF y DB 9/15, Cables emisora-remota
6. CABLEADO
La sección de los cables se ha seleccionado en función de la tensión, intensidad,
tipo de instalación, caída de tensión y aislamiento tal y como se recoge en la Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y en sus Instrucciones Complementarias.
Tanto el cableado de continua como de alterna contará con un aislamiento 0,6/1
KV UNE 21123 IEC 502 90, de tensión nominal no inferior a 1000V, sección según cálculos adjuntos.
Las longitudes de los cables serán tales que eviten los esfuerzos de los mismos.
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Especial precaución se mostrará en las zonas afectadas por los giros azimutales y
de inclinación de la estructura principal dotando al cable de una longitud extra y una sujeción que evite los rozamientos con los componentes adyacentes.
El conexionado en serie de los 18 paneles de cada rama se realizará mediante
pequeños tramos de cables unipolares que unirán el terminal positivo de un panel con el terminal negativo del siguiente, quedando libres un terminal positivo y un terminal negativo en los paneles de los extremos de cada rama. Estos terminales libres se conexionarán en paralelo a través de conectores MC3 en el inversor.
El inversor está situado en una caseta fabricada acondicionada para el mismo.
Tendrá una línea de entrada al cuadro de protección instalado en la misma caseta que irá unido a su vez con la centralización de contadores de la compañía eléctrica.
La caída de tensión máxima admisible en la instalación fotovoltaica no deberá
ser superior al 1,5% en la parte de CC y del 2 % en la parte de CA.
Hay que destacar que los valores utilizados de potencia y tensión de los paneles, son los que proporciona el fabricante, que se refieren a unas condiciones estándar optimas que normalmente no se darán, por lo que los niveles reales de intensidad generalmente estarán por debajo de los expuestos. 7. EQUIPOS DE MEDIDA
Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica vigente y su precisión deberá de ser como mínimo la correspondiente a la de clase de precisión 2, regulada por el Real Decreto 436/2004, por el que se aprueba el reglamento para la aprobación de modelo y verificación primitiva de contadores de uso corriente en conexión directa, nueva, a tarifa simple o a tarifas múltiples, destinadas a la medida de la energía en corriente a 50 Hz. En la caseta de transformador habrá Ud. Centralización de contadores para 1 conexión fotovoltaica de 80kW, tipo interior fabricada en poliéster con fibra de vidrio. Instalado sobre pared de caseta prefabricada de hormigón y fusibles de protección tipo neoced de intensidad 80A. 8. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.
Consta de 60 centros de transformación de 100KVA en edificio compactos, con
dos celdas de línea para entrada y salida, una celda de protección del trafo y un trafo de 100KVA. Estos centros estarán interconectados en anillo con una red de media tensión de 15Kv, con conductor HEPRZ1 3x150mm²Al, 1.722m, que cerrará el anillo en una Subestación Transformadora de 15kV/66kV . 9. PUESTA A TIERRA
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La instalación cumple con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo
12) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. La instalación dispone de una separación galvánica entre la red de distribución
de baja tensión y las instalaciones fotovoltaicas por medio de un transformador de aislamiento.
Las masas de la instalación estarán conectadas a una tierra independiente de la
del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, así como de las masas del resto del suministro.
Se montará una Toma de Tierra independiente para el campo de paneles fotovoltaicos que permita una seguridad ante los fenómenos meteorológicos adversos, así como para los equipos de protección e Inversores. 10. SERVICIOS AUXILIARES
Los servicios auxiliares del Centro de Reparto estarán atendidos necesariamente por dos subsistemas de tensión (AC y DC), entre otros sistemas servirán para alimentar los sistemas de control, protección y medida.
Generalmente el sistema de SS.AA de corriente AC se conectara a las bornas del
CBT de uno de los trafos que se utilicen para la distribución a clientes de BT.
En el caso de no existir trafos de distribución de BT, se optara por instalar un trafo de 50kVA para la alimentación exclusiva de los SS.AA del CR.
Para la canalización de los cables de B.T. se utilizaran bandejas metálicas o de PVC de dimensiones adecuadas al número de conductores, estas estarán ancladas a la pared o al techo mediante los soportes adecuados, en ningún caso podrán ir fijadas directamente sobre la pared, excepto permiso expreso por parte de la dirección facultativa. La conexión desde la bandeja de cada equipo se realizará mediante tubo corrugado. 4. DATOS DE LA RADIACIÓN SOLAR
Los datos de radiación diaria mensual se toman de las tablas de irradiación del Servicio Meteorológico Nacional referentes a Cuenca. Los resultados obtenidos son:
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MES (0)Gdm
(MJ/m2) Tamb
ºC Gmed W/m2
Enero 5.9 5 194 Febrero 8,8 6 257 Marzo 12,9 9 375 Abril 17,4 12 477 Mayo 18,7 15 515 Junio 22 20 604 Julio 25,6 24 703
Agosto 22,3 23 613 Septiembre 17,5 20 509
Octubre 11,2 14 324 Noviembre 7,2 9 234 Diciembre 5,5 6 192
Tabla 4.1. Datos de Radiación en Cuenca 5. PRODUCCIÓN E INGRESOS INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA
La latitud en que se sitúa la instalación es de 40,06º. Para esta instalación en concreto, tal y como se ha indicado en el punto anterior,
no se fijará un ángulo fijo de inclinación ya que se permitirá una variación del ángulo a voluntad en función de la posición del sol.
Adicionalmente los paneles se inclinarán en función de un ángulo azimutal
obteniéndose en conjunto una mayor captación solar. La combinación de ambos movimientos permite captar la radiación solar de
forma óptima. Como en cualquier sistema existen pérdidas, para obtener la producción real habría que multiplicar la producción teórica por el rendimiento energético del sistema o “performance ratio” PR, estas pérdidas las componen Rendimiento del Campo Solar Fotovoltaico
1. PÉRDIDAS POR EL PUNTO DE TRABAJO: η pt = 0,98 2. PÉRDIDAS POR TEMPERATURA 3. PÉRDIDAS POR SUCIEDAD: η pol = 0,97
4. PÉRDIDAS POR REFLECTANCIA ANGULAR: η ref = 0,97 5. RENDIMIENTO DEL CONVERTIDOR: η inv = 0,94 6. PÉRDIDAS POR CABLEADO 7. OTRAS PÉRDIDAS: η otros = 0,98
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Así la producción resultante del campo solar fotovoltaico de 100 kW con un PR de 0,8 y los ingresos generados a un precio de 0,455134€/kWh son los que se muestran en la siguiente tabla:
MES ED (kWh/mes)
Ingresos (€)
Enero 8548,27 3.890,61 Febrero 10241,37 4.661,20 Marzo 14619,36 6.653,77 Abril 16148,31 7.349,64 Mayo 16285,03 7.411,87 Junio 17164,98 7.812,36 Julio 20308,13 9.242,92
Agosto 19666,75 8.951,01 Septiembre 17274,51 7.862,22
Octubre 13973,55 6.359,84 Noviembre 10262,37 4.670,75 Diciembre 8479,36 3.859,25
TOTAL AÑO 172.972 78.725 Producción Energética de la Instalación de 100 KW
A continuación se muestran los resultados anteriores de forma gráfica: