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Memoria Descriptiva
TACNA SOLAR 20TS
TACNA SOLAR S.A.C
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PROYECTO
Índice
1. 2. 3. 4. Características generales del proyecto:........................................................................................ 2 Vista de planta de la Central RER: ver planos adjuntos ............................................................... 3 Diagramas unifilares: ver planos adjuntos .................................................................................... 4 Características de los componentes principales de cada unidad o grupo de generación: .......... 5 4.1 Paneles Fotovoltaicos ............................................................................................................ 5 4.2 Estructura de seguimiento solar (seguidor) ........................................................................... 7 4.3 Inversor .................................................................................................................................. 9 4.4 Tableros de corriente continua ............................................................................................ 12 4.5 Centros de transformación................................................................................................... 12 4.6 Líneas de subtransmisión colectoras .................................................................................. 14 4.7 Equipos de maniobra ........................................................................................................... 16 5. Descripción técnica de los componentes de control ................................................................... 18 4.8 Sistema de control de la inversión continua/alterna ............................................................ 18 4.9 Sistema de control de Alterna .............................................................................................. 20 Planta TACNA Solar 20TS
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Estudio de Preoperatividad
1.
Características generales del proyecto:
La central solar fotovoltaica Tacna Solar 20TS, irá ubicada en las proximidades de la subestación
eléctrica de Los Héroes Tacna, en el Departamento de Tacna. En concreto, las coordenadas
geográficas del lugar son:
8010380,93m SUR; 358769,66m ESTE (UTM)
La central estará construida sobre una superficie de 121,8 Ha y verterá su producción energética a la
barra de 66 kV de la subestación eléctrica de Los Héroes (Tacna).
El cronograma estimado de implantación es el siguiente:
La capacidad máxima de generación de la planta solar Tacna Solar 20TS con todas sus unidades de
generación en funcionamiento es de 20 MW nominales.
Planta TACNA Solar 20TS
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Estudio de Preoperatividad
2.
Vista de planta de la Central RER: ver planos adjuntos
Planta TACNA Solar 20TS
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Estudio de Preoperatividad
3.
Diagramas unifilares: ver planos adjuntos
Planta TACNA Solar 20TS
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Estudio de Preoperatividad
4.
4.1
Características de los componentes principales de cada unidad o grupo de generación:
Paneles Fotovoltaicos
Los paneles fotovoltaicos están constituidos por células de silicio policristalino, capaces de producir
energía con tan sólo un 4-5% de radiación solar. Este hecho asegura una producción que se extiende
desde el amanecer hasta el atardecer, aprovechando toda la potencia útil posible que se puede
obtener de la radiación del sol.
Las células están totalmente protegidas contra la suciedad, humedad y golpes, asegurando la total
estanqueidad de los módulos. Para ello el módulo está formado por un crista con alto nivel de
trasmisividad y como material encapsulante se utiliza EVA (etil-vinilo-acetato modificado)
El marco exterior es de aluminio con una capa externa de pintura que provee al perfil de una
resistencia mucho mayor al anonizado típico. Los módulos deberán estar preparados para soportar
las inclemencias climáticas más duras, funcionando eficazmente sin interrupción durante su larga vida
útil.
El grado de protección eléctrica será IP-65 y el tipo de aislamiento será clase II (hasta máx. 1000 V).
Dicho módulos con capaces de suministrar como mínimo el 90% de su potencia nominal a los 10
años y el 80% a los 25, fin de la vida útil de un módulo fotovoltaico actual.
Los módulos estarán certificados según:
• Estándar Internacional IEC 61215 “Crystalline silicon terrestrial PV modules”
• Estándar Internacional IEC 61730 “Photovoltaic (PV) module safety qualification”. para 1000
VDC
• Certificado de conformidad CE.
Las principales características técnicas de los módulos son las siguientes:
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Estudio de Preoperatividad
Características Eléctricas (*)
Fabricante/Modelo
SUNTECH STP-270 Vd (o similar)
Potencia máxima (±3%) (Wp)
270*
Intensidad en punto de máxima potencia IMPP(A)
7,71*
Tensión en punto de máxima potencia UMPP(V):
35,0*
Intensidad de cortocircuito ISC(A)
8,20
Tensión en circuito abierto VOC(V)
44,50
Temperatura de operación
de -40ºC a 85ºC
Voltaje máximo del sistema
1000 VDC
Características Mecánicas
Célula solar
Policristalino 156x156 mm
Nº Células
72
Vidrio Frontal
Vidrio Templado 4 mm2
Marco
Aleación de aluminio anonizado
Caja de conexiones
IP67
Dimensiones
1956x992x50 mm
Peso
27 kg
Coeficientes de temperatura
Temperatura de operación nominal de la célula TONC
45 ± 2ºC
Coeficiente de temperatura Pmax
-0,47 %/ºC
Coeficiente de temperatura Voc
-0,34 %/ºC
Coeficiente de temperatura Isc
-0,045 %/ºC
(*)Estas características están medidas en las siguientes condiciones:
• Temperatura: 25ºC
• Radiación 1.000 W/m2
• Espectro AM 1.5
Planta TACNA Solar 20TS
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Estudio de Preoperatividad
4.2
Estructura de seguimiento solar (seguidor)
El seguidor solar de un eje horizontal consta de una serie de vigas de torsión orientadas en dirección
Norte-Sur sobre las que se encuentran montados los módulos solares fotovoltaicos en filas.
Estas vigas de torsión se encuentran unidad por un eje de movimiento (perpendicular a Las mismas)
en cada seguidor l que está conectado el sistema de accionamiento de giro electromecánico de bajo
consumo controlado por un autómata. El sistema de control del seguimiento está programado con
una serie de algoritmos de seguimiento astronómico de la trayectoria solar.
Un único motor es el encargado de accionar el movimiento de orientación de todos los módulos
fotovoltaicos de un mismo seguidor de un eje horizontal provocando el giro Este-Oeste de los
módulos solares siguiendo la trayectoria del sol a lo largo del día optimizando su producción.
El conjunto de la estructura metálica que forma el seguidor está formada de acero galvanizado en
caliente según las más estrictas normativas UNE-EN ISO 1461:1999 y UNE-EN 10326:2004. La
estructura se atornilla en campo utilizando tornillería de acero de calidad 10.9 y 8.8 con tratamiento
anticorrosión Dacromet.
Los módulos solares poseen una inclinación en el ángulo cenital de 0º, es decir, su superficie se
encuentra en el mismo plano que la viga de torsión
La altura exterior del conjunto, distancia de módulos colocados en posición horizontal al suelo) es de
1.660 m. Estas dimensiones permiten realizar las operaciones de mantenimiento y revisión por una
persona de estatura media sin necesidad de maquinaria (grúas elevadoras ,etc) o herramientas
adicionales. La altura máxima del conjunto se alcanza cuando los paneles rotan sobre la viga de
torsión (eje) y se encuentran en su deflexión máxima (salida y puesta de sol) que es ± 55º sobre la
horizontal siendo esta menor de 3 m.
4.2.1
Seguimiento solar
El rango de giro del seguidor de un eje horizontal es de 110º, siendo simétrico por lo que el
desplazamiento es de 55º hacia el Este y otros 55º hacia el Oeste.
El sistema de giro del seguidor horizontal tiene una velocidad de giro que le permite realizar el ciclo
completo de giro (110º) en 22 minutos.
Los algoritmos de control de movimiento del seguidor solar de un eje horizontal están controlados por
un autómata.
El seguidor está dotado de la capacidad de retro-seguimiento (backtracking) de tal forma que cuando
el seguimiento ideal de la órbita solar, perpendicular al sol, se traduce en la aparición de sombras en
los módulos solares montados en las vigas de torsión adyacentes, el sistema realiza un cambio en el
proceso de seguimiento que permite elimina dichas sombras, obteniendo que estos produzcan una
mayor potencia. Desde el momento en el que el sistema calcula que se produce la aparición de
sombras en los módulos solares el autómata ordena al seguidor rotar en dirección contraria a la de la
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Estudio de Preoperatividad
órbita solar hasta llegar a una posición neutral del campo solar en la puesta de sol. El procedimiento
se repite de forma inversa al amanecer.
4.2.2
Descripción técnica de los principales sistemas del seguidor
Accionamiento
El seguidor solar está equipado con un sistema de accionamiento electromecánico de primera calidad
y bajo consumo.
El sistema es accionado por un motor eléctrico de cuatro polos y 120 W que mueve el conjunto
completo del seguidor y es alimentado a 400V – 60 Hz.
El motor eléctrico está a su vez unido a los sistemas mecánicos de movimiento mediante dos etapas
de reducción.
El conjunto del sistema de accionamiento está unido a la estructura mediante una rótula esférica y
articulaciones pivotantes a los apoyos cimentados.
Todo el sistema de accionamiento posee un tratamiento anticorrosivo que le permite funcionar a la
intemperie y en circunstancias medioambientales adversa (ambientes con altos niveles de humedad,
etc)
Las partes de movimiento están lubricadas con grasas sintéticas de alta calidad lo que requieren un
mantenimiento mínimo.
Autómata
El sistema de accionamiento es a su vez controlado por un autómata que realiza un cálculo de la
posición solar mediante algoritmos de efemérides solares. Las principales características técnicas del
autómata son:
−
12 entradas digitales 24VDC
−
6 salidas a relé
−
2 salidas común negativo de transistor PWM
−
1 entrada analógica 0-10V y 8 bits
−
A su vez, el módulo analógico posee 2 entradas de 0-10 V, 4-20 mA y 12 bits con sensor
inclinómetro.
Sistema de captación de movimiento
El sistema de captación de movimiento está basado en un inclinómetro de gravedad. Dicho
inclinómetro realiza una medición de posición de tipo absoluto, solidaria con el movimiento de
rotación.
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Estudio de Preoperatividad
4.3
Inversor
Los inversores son equipos compactos que permiten la conexión de un generador fotovoltaico a una
red trifásica, realizando la conversión de corriente continua a alterna. Esta conversión se realiza a
través de un puente inversor trifásico con sistema de modulación SPWM generado con placas de
control digitales basadas en tecnología DSP’s (Digital Signal Processor), lo cual permite la
implementación de algoritmos que proporcionan máxima eficiencia y versatilidad en la conversión de
energía.
Se instalarán 40 inversores trifásicos modelo Ingecon SUN 500HE o similar de 500 kW de potencia
nominal. Dicho inversor proporciona corriente alterna (senoidal) de 275 V a partir de la corriente
continua generada.
El inversor empleará la técnica de seguimiento del punto de máxima potencia del panel (MPPT), que
permitirá obtener la máxima eficiencia posible del generador fotovoltaico en cualquier circunstancia de
funcionamiento. El seguimiento MPPT se realiza de forma automática.
La conexión del equipo a los paneles se realiza mediante maniobras y dispositivos e amortiguación
de corrientes, aumentando así la durabilidad del inversor.
El equipo dispone además de una tarjeta interface para comunicarse con el exterior y señalizar el
estado y las posibles alarmas que se hayan producido, así como un panel de usuario y visualización
de las señales características del sistema.
El inversor posee un grado de protección IP20, por lo que su instalación se debe realizar en el interior
de un edificio o prefabricado de hormigón. Dicho edificio debe asegurar una correcta ventilación,
recomendándose que la temperatura de entrada del aire esté en un rango entre -10 a +40ºC para
asegurar la correcta ventilación de los inversores.
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Estudio de Preoperatividad
Las características técnicas principales se resumen a continuación:
Fabricante/Modelo
INGECON SUN 500HE
Parámetros de Entrada
Rango de tensión MPP
450-750 V
Tensión Máxima admisible CC
900 V
Corriente continua máxima admisible
1072 A
Parámetros de Salida
Potencia nominal AC
500 kW
Máxima corriente AC
1.104 A
275 VAC Trifásica IT
Tensión de salida AC (entre fases)
Frecuencia
60 Hz
Eficiencia máxima
98,5%
Factor de potencia cosφ
1
Temperatura funcionamiento
Humedad ambiente
-10ºC/+65ºC
90% H.R. sin condensación
Dimensiones
Longitud/Anchura/alto (mm)
Peso (kg)
3000/820/1970
1.900
El inversor dispondrá de los siguientes elementos de control y maniobra:
−
Seccionadores de corriente continua con mando a puerta
−
Vigilantes de aislamiento en continua
−
Relés de actuación para contacto externo en caso de fallo de aislamiento en continua
−
Sistema de monitorización por pantalla display con teclado
−
Data-logger interno para almacenamiento de datos
−
Sistema propio de diagnóstico y sustitución rápida de componentes internos
Las protecciones incorporadas en el inversor son las siguientes:
−
Fusibles de protección DC
−
Descargadores de sobretensiones atmosféricas DC
−
Interruptor magnetotérmico AC
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Estudio de Preoperatividad
−
Descargador de sobretensiones atmosféricas AC
−
Protección contra fallo de aislamiento en continua
−
Protección contra tensión de red fuera de rango
−
Protección contra frecuencia de red fuera de rango
−
Protección contra polaridad inversa
−
Protección contra sobretemperatura
−
Seta de parada de emergencia.
La configuración del campo fotovoltaico y los parámetros de entrada al inversor son los siguientes:
Características Eléctricas Módulo
Modelo
SUNTECH STP270-24Vd
Potencia máxima (±3%) (Wp)
270
Intensidad en punto de máxima potencia IMPP(A)
7,71
Tensión en punto de máxima potencia UMPP(V):
35,0
Intensidad de cortocircuito ICC(A)
8,20
Tensión en circuito abierto VCA(V)
44,5
Características Eléctricas string
Nº módulos/string
15
Intensidad en punto de máxima potencia STC IMPP(A)
7,71
Tensión en punto de máxima potencia STC UMPP(V):
525
Tensión en circuito abierto STC UCA(V):
Tensión en circuito abierto a -15ºC UCA(V):
667,5
751
Características Eléctricas entrada a inversor
Nº string/inversor
130
Tensión en punto de máxima potencia UMPP(V):
525
Tensión en circuito abierto UCA(V):
667
Tensión en circuito abierto a -15ºC UCA(V):
751
Intensidad de punto máxima potencia STC IMPP(A)
975
Intensidad de cortocircuito STC ICC(A)
1.053
Intensidad de cortocircuito 50ºC ICC(A)
1.066
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Estudio de Preoperatividad
4.4
Tableros de corriente continua
Para reducir las pérdidas por caídas de tensión debido a longitudes excesivas de cableado de los
strings y con el objeto de reducir costes en el cableado instalado, los strings se agrupan en tableros
de conexión.
Los tableros utilizados en el campo FV tendrán una protección intemperie IP 65, completamente
estancos para evitar la entrada de humedad, polvo y agentes externos. La totalidad de los elementos
de protección se instalará con métodos de fijación adecuados. La tensión de aislamiento exigible a la
totalidad de los bornes y contactos en general será de 1000 V DC.
Las protecciones que incluirán dichos tableros son las siguientes:
•
Fusibles
•
Descargadores de sobretensión de origen atmosférico
•
Seccionadores
El esquema de agrupamiento y las características de los elementos de protección quedan reflejados
en los esquemas unifilares anexos.
4.5
Centros de transformación
4.5.1
Características Generales
Los centros de transformación serán del tipo interior, estarán ubicados en casetas independientes
destinadas únicamente a esta finalidad, y dispondrá cada uno de 1 transformador de 1000 kVA
según esquema unifilar.
La acometida a los centros será subterránea y hará entrada y salida en todos ellos, de forma que sea
posible realizar las maniobras de forma correcta en cada línea de evacuación. Los centros de
transformación se alimentarán de las diferentes líneas colectoras procedentes de las plantas solares
fotovoltaicas, y el suministro de energía se efectuará a una tensión de servicio de 275 V y una
frecuencia de 60 Hz, evacuando la energía hacia el centro de seccionamiento a una tensión de
23.000 V.
La aparamenta será prefabricada bajo envolvente metálica, según norma UNE-20.099, con
aislamiento en SF6 y corte en SF6, de tensión asignada 24 kV.
Cada centro de transformación dispondrán de:
•
1 celda de protección de transformador, dotada de interruptor-seccionador combinado con
fusibles de A.P.R. y seccionador de puesta a tierra.
•
Celdas de línea, dotada de interruptor-seccionador y seccionador de puesta a tierra, para
Entrada/Salida de la correspondiente línea. El número de celdas de línea viene condicionado
por la configuración del CT y que se recoge en el esquema unifilar.
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Estudio de Preoperatividad
Cada transformador estará ubicado en una caseta independiente destinada únicamente a esta
finalidad. El acceso a los Centros de Transformación se realizará a través de una puerta peatonal
con sistema de cierre para personal autorizado.
4.5.2
Transformador elevador de tensión
Se instalará una máquina trifásica elevadora de tensión de 1 MVA, siendo la tensión entre fases a la
entrada de 275 V y la tensión a la salida de 23.000 V. El transformador contará con un doble
devanado de baja tensión para elevar la energía procedente de dos inversores de 500 kW cada uno.
Los transformadores a instalar tendrán el neutro accesible en baja tensión y refrigeración natural, en
baño de aceite mineral.
La tecnología empleada será la de llenado integral a fin de conseguir una mínima degradación del
aceite por oxidación y absorción de humedad, así como unas dimensiones reducidas de la máquina y
un mantenimiento mínimo.
Sus características mecánicas y eléctricas se ajustarán a las Normas UNE 21428:
•
Potencia nominal: 1000 kVA.
•
Tensión nominal MT: 23.000 V.
•
Regulación lado MT: ±2,5% ±5%
•
Tensión nominal BT en vacío: 275 V.
•
Tensión de cortocircuito: 6 %.
•
Grupo de conexión: Dy5y5
•
Protección térmica por termómetro de esfera de dos contactos y termostato.
Conexión en el lado de Alta Tensión
Juego de puentes III de cables AT unipolares de aislamiento seco RHZ1, aislamiento 18/30 kV, de 50
mm2 en Al con sus correspondientes elementos de conexión.
Conexión en el lado de Baja Tensión
Juego de puentes III de cables BT unipolares de aislamiento seco termoestable de polietileno
reticulado, aislamiento 0,6/1 kV, de 3x150mm2 Al para cada fase.
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Estudio de Preoperatividad
4.6
Líneas de subtransmisión colectoras
Estas líneas son las encargadas de realizar la evacuación de la energía producida en los
generadores fotovoltaicos desde los centros de transformación hasta el centro de seccionamiento de
la planta desde donde partirá la línea de interconexión con la subestación de la planta solar.
El tipo de distribución elegida, es la de una red lineal compuesta por cinco líneas subterráneas de
media tensión que enlazan los centros de transformación evacuando cada una de ellas una potencia
de 4.000 kW cuyo destino final es el centro de seccionamiento de la planta. Desde el centro de
seccionamiento partirá una línea hacia la subestación de planta diseñada para la evacuación del total
de producción de la planta 20 MW. La evacuación se realizará a una tensión de 23 kV.
Los cables utilizados en las líneas subterráneas de media tensión tendrán la siguiente codificación:
HEPRZ1 Al 18/30 kV
•
HEPR = Aislamiento: aislamiento seco etileno propileno alto gradiente.
•
Z1=cubierta exterior de poliolefina termoplástica
•
Conductor: Aluminio, cuerda redonda compacta de hilos de aluminio clase 2
•
Semiconductora interna: capa extrusionada de material conductor
•
Semiconductora externa: capa extrusioanda de material conductor separable en frío
•
Pantalla metálica: hilos de cobre en hélice de sección total 16 mm2
•
Tensión asignada: 18/30 kV
•
Norma de fabricación: IEC 60502
Los conductores serán de aluminio, con una sección de 150 mm² para las líneas de interconexión
entre centros de transformación y doble circuito de 240 mm² para la línea que conecta el centro de
seccionamiento y las cuales cumplirán con los criterios de cálculo de densidad de corriente,
intensidad de cortocircuito y caída de tensión Se anexa tabla de cálculos justificativos.
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RED DE MEDIA TENSIÓN
Designación
AGRUPACIÓN 1
CT1.1-CT1.2
CT1.2-CT1.3
CT1.3-CT1.4
CT1.4-CS
AGRUPACIÓN 2
CT2.1-CT2.2
CT2.2-CT2.3
CT2.3-CT2.4
CT2.4-CS
AGRUPACIÓN 3
CT3.1-CT3.2
CT3.2-C3.3
CT3.3-CT3.4
CT3.4-CS
AGRUPACIÓN 4
CT4.1-CT4.2
CT4.2-CT4.3
CT4.3-CT4.4
CT4.4-CS
AGRUPACIÓN 5
CT5.1-CT5.2
CT5.2-CT5.3
CT5.3-CT5.4
CT5.4-CS
LÍNEA EVAC.
Potencia trafo
(kVA)
CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Pcc
Vcc
Cos φ
Sen φ
(MVA)
(%)
Vsec
(V)
Instalación Material
Cu ó Al
Coef.
K
TIPO DE RED
Longitud
Sección por
(km)
Icc (mm2)
Tipo y sección
del conductor
Ired
(A)
I adm.
(A)
INTENSIDADES
Factor
Intensidad
Icc
de corrección max. adm. (A) prim. (kA)
R
(Ω/km)
CAÍDA DE TENSIÓN
X
E Acum
(Ω/km)
(V)
E Acum
(%)
1,000
1,000
1,000
1,000
135.00
135.00
135.00
135.00
6
6
6
6
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
23
23
23
275
275
275
275
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
94
94
94
94
0.280
0.280
0.280
0.540
36.05
36.05
36.05
36.05
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
1x150
1x150
1x150
1x150
25.10
50.20
75.31
100.41
255
255
255
255
1.00
1.00
1.00
1.00
255.00
255.00
255.00
255.00
3.39
3.39
3.39
3.39
0.262
0.262
0.262
0.262
0.109
0.109
0.109
0.109
3.19
9.57
19.14
43.74
0.01%
0.04%
0.08%
0.19%
1,000
1,000
1,000
1,000
135.00
135.00
135.00
135.00
6
6
6
6
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
23
23
23
275
275
275
275
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
94
94
94
94
0.280
0.280
0.280
0.340
36.05
36.05
36.05
36.05
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
1x150
1x150
1x150
1x150
25.10
50.20
25.10
100.41
255
255
255
255
1.00
1.00
1.00
0.85
255.00
255.00
255.00
216.75
3.39
3.39
3.39
3.39
0.262
0.262
0.262
0.262
0.109
0.109
0.109
0.109
3.19
9.57
3.19
28.25
0.01%
0.04%
0.01%
0.12%
1,000
1,000
1,000
1,000
135.00
135.00
135.00
135.00
6
6
6
6
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
23
23
23
275
275
275
275
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
94
94
94
94
0.280
0.280
0.280
0.340
36.05
36.05
36.05
36.05
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
1x150
1x150
1x150
1x150
25.10
50.20
75.31
100.41
255
255
255
255
1.00
1.00
1.00
1.00
255.00
255.00
255.00
255.00
3.39
3.39
3.39
3.39
0.262
0.262
0.262
0.262
0.109
0.109
0.109
0.109
3.19
9.57
19.14
34.63
0.01%
0.04%
0.08%
0.15%
1,000
1,000
1,000
1,000
135.00
135.00
135.00
135.00
6
6
6
6
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
23
23
23
275
275
275
275
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
94
94
94
94
0.280
0.280
0.280
0.360
36.05
36.05
36.05
36.05
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
HEPRZ1 Al 18/30 kV
1x150
1x150
1x150
1x150
25.10
50.20
75.31
100.41
255
255
255
255
1.00
1.00
1.00
0.85
255.00
255.00
255.00
216.75
3.39
3.39
3.39
3.39
0.262
0.262
0.262
0.262
0.109
0.109
0.109
0.109
3.19
9.57
19.14
35.54
0.01%
0.04%
0.08%
0.15%
1,000
1,000
1,000
1,000
135.00
135.00
135.00
135.00
135.00
6
6
6
6
-
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
23
23
23
23
23
275
275
275
275
-
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Enterrada
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
Aluminio
94
94
94
94
94
0.280
0.280
0.280
0.525
0.035
36.05
36.05
36.05
36.05
36.05
HEPRZ1 Al 18/30 kV 1x150
HEPRZ1 Al 18/30 kV 1x150
HEPRZ1 Al 18/30 kV 1x150
HEPRZ1 Al 18/30 kV 1x150
HEPRZ1 Al 18/30 kV 2x1x240
25.10
50.20
75.31
100.41
502.04
255
255
255
255
730
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
255.00
255.00
255.00
255.00
730.00
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
0.262
0.262
0.262
0.262
0.081
0.109
0.109
0.109
0.109
0.052
3.19
9.57
19.14
43.06
46.19
0.01%
0.04%
0.08%
0.19%
0.20%
Vp
(kV)
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
Icc
(kA)
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
3.39
I adm.
cortocir. (kA)
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
4.65
23
3.39
4.65
In
línea (A)
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
1,069.17
I adm.
(A)
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
1,155
CT-1.1
CT-1.2
CT-1.3
CT-1.4
CT-2.1
CT-2.2
CT-2.3
CT-2.4
CT-3.1
CT-3.2
CT-3.3
CT-3.4
CT-4.1
CT-4.2
CT-4.3
CT-4.4
CT-5.1
CT-5.2
CT-5.3
CT-5.4
Tipo
aislamiento
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
XLPE/EPR
Tipo y sección
del conductor
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
CS
XLPE/EPR
RHZ1 Al 18/30 kV 1x50
Designación
Vp
(kV)
PUENTES DE MEDIA TENSIÓN
Sección Duración del
Densidad de
Potencia
(mm2) cortocircuito (s) corriente (A/mm2) cortocir. (MVA)
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
50
1
93.00
135
PUENTES DE BAJA TENSIÓN
Designación
CT-1.1
CT-1.2
CT-1.3
CT-1.4
CT-2.1
CT-2.2
CT-2.3
CT-2.4
CT-3.1
CT-3.2
CT-3.3
CT-3.4
CT-4.1
CT-4.2
CT-4.3
CT-4.4
CT-5.1
CT-5.2
CT-5.3
CT-5.4
CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Potencia trafo
Vcc
Cos φ
(kVA)
(%)
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
500
6
1.0
Planta TACNA Solar 20TS
Vp
(V)
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
270
Instalación
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Al aire
Material
Cu ó Al
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Cobre
Coeficiente
K
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
143
TIPO DE RED
Longitud Tipo y sección
(km)
del conductor
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
0.005
RV-K Cu 0,6/1 kV
Número de pa
por fase
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
1x150
3
Sección
(mm2)
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
INTENSIDADES
Factor
Intensidad
de corrección max. adm. (A)
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
1.00
1,155
Icc
sec. (kA)
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
17.82
Duración de
I adm.
cortocir. (s)cortocir. (kA)
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
1
450
CAÍDA DE TENSIÓN
R
E
E
(Ω/km)
(V)
(%)
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
0.124
0.38
0.10%
15/21
Estudio de Preoperatividad
4.7
Equipos de maniobra
Las protecciones tiene como objetivo asegurar la protección de las personas y cosas, así como
mantener el nivel de calidad del servicio de la red, se deben disponer un conjunto de elementos
destinados a tal fin, que actuarán sobre el interruptor de interconexión.
Tanto la instalación como la utilización de las protecciones de conexión, se realizan de acuerdo con la
normativa vigente. Con las protecciones se podrán proteger las instalaciones propias y las de la
compañía suministradora. También se podrá aislarse rápidamente en caso de avería interna.
Podemos asegurar la desconexión en caso de falta en la red eléctrica de la compañía y también
podremos trabajar aislados de ella.
Para ello la planta contará con un centro de seccionamiento donde llegarán las líneas de media
tensión procedentes de los centros de transformación – inversión y desde donde partirá la línea de
evacuación general de la planta hacia la subestación.
En dicho centro de transformación se instalarán las correspondientes celdas de protección de línea
con interruptores automáticos donde se le aplicarán todas las protecciones necesarias para la
interconexión de la planta con la red.
Las características principales de la aparamenta instaladas en la planta son:
Celda de Línea
En todos los centros de transformación – inversión se instalarán celdas de líneas para realizar las
maniobras necesaria en las líneas correspondientes. Las características de las celdas de línea son
las siguientes:
Tipo
Celda con seccionador
Tensión Nominal
24 KV
Intensidad nominal
400 A
Tensión soportado onda de choque (BIL)
125 KVp
Poder de corte
•
de corriente principalmente activa: 400 A
•
cables en vacío: 50 A
Resistencia eléctrica
Planta TACNA Solar 20TS
IEC60265 100 cortes a In, cosφ=0.7, clase E3
16/21
Estudio de Preoperatividad
Celda de Protección con fusibles asociados
En los centros de transformación se instalará una celda de protección con interruptor-seccionador de
tres posiciones (conectado, seccionado y puesto a tierra, antes y después de los fusibles) y
protección con fusibles limitadores para protección del transformador correspondiente. Las principales
características de este equipo son:
Tipo
Celda de protección con seccionador fusible
Tensión Nominal
24 KV
Intensidad nominal
400 A
Tensión soportado onda de choque (BIL)
125 KVp
Poder de corte
•
de corriente principalmente activa: 25 kA
•
cables en vacío: 50 A
•
IEC60265 100 cortes a In, cosφ=0.7, clase E3
Resistencia eléctrica
.
Celdas con interruptor automático
Protegerán las líneas de subtransmisión de la planta.
Tipo
Celda de protección con interruptor automático con corte en SF6 y
seccionador de aislamiento
Tensión Nominal
24KV
Intensidad nominal
400 A
Tensión soportado onda de choque (BIL)
125 KVp
Resistencia mecánica
•
Seccionador de acuerdo a IEC60265, 1000 maniobras
•
Interruptor S F6 de acuerdo a IEC62271-100 , 10000 maniobras
Resistencia eléctrica
•
Interruptor SF6: 40 cortes a 16 kA, 10000 cortes a In, cosφ=0.7
(IEC 62271-100)
Interruptor SF6
•
Icc (IEC 61215.100)= 25 kA
Mando RI de actuación manual
3 Transformadores toroidales para la medida de corriente mediante Relé
Planta TACNA Solar 20TS
17/21
Estudio de Preoperatividad
5.
Descripción técnica de los componentes de control
4.8
Sistema de control de la inversión continua/alterna
Los inversores fotovoltaicos son equipos interactivos de red totalmente automatizados. A través de su
unidad de control, se controla y supervisa la puesta en marcha y desconexión del sistema, el
seguimiento de la potencia fotovoltaica y la detección de errores. Sólo es necesario el control o la
interacción manual del inversor en el caso de que se produzca fallo en el sistema. Las siguientes
condiciones controlan el funcionamiento del inversor:
•
Frecuencia y voltaje de red: Es necesario que la frecuencia y voltaje de la red CA sean
estables en todos los estados de funcionamiento.
•
Debe existir voltaje en el campo fotovoltaico.
•
El interruptor llave y los de desconexión CA/CC deben estar en la posición de “START”
•
No debe haber fallos.
Se adjunta diagrama de bloques de los estados de funcionamiento de un inversor:
Estados de funcionamiento de un inversor
De acuerdo a la siguiente definición de estados de funcionamiento:
Planta TACNA Solar 20TS
18/21
Estudio de Preoperatividad
Parada:
El interruptor general está en la posición OFF y el sistema está enclavado. Sigue procesando señales
pero no arrancará aunque existan condiciones apropiadas para ello. Este dispositivo tiene otras dos
funciones dependiendo de en qué situación se encuentre el equipo:
•
Desconexión: En caso de encontrarse el sistema en funcionamiento, el paso de este
interruptor a OFF provocará la desconexión del equipo
•
Rearme Manual: En caso de que el equipo se encuentre en ON pero se encuentra parado
debido a un fallo, la actuación del interruptor pasándolo a OFF y a continuación a ON, actúa
como Rearme Manual, de forma que el equipo arrancará, siempre que fallo que provoca la
parada del equipo hubiera desaparecido
En espera:
Cuando el interruptor llave se selecciona “ON” el inversor pasa al estado de “En espera”.
Si la tensión de entrada del campo fotovoltaico es superior a la tensión de arranque ajustada en
“UpvStart”, el inversor espera hasta que transcurre el tiempo definido en el parámetro “TStart”. Si
durante este tiempo la tensión de entrada no desciende por debajo de la ajustada en el “UpvStart”, el
inversor comprueba si está conectada la red de corriente alterna. Si detecta una red de corriente
alterna válida, cierra el contactor de CA y pasa al estado “Monitorización de red”
Monitorización de red:
Durante el tiempo de monitorización ajustado, se comprueba que la tensión y frecuencia de la red,
cumplen los límites establecidos de calidad de la red. Además se comprueba la temperatura del
equipo y correcto funcionamiento del os interruptores de potencia. Si durante este periodo de tiempo
no se han sobrepaso los límites, el inversor cambia al estado de funcionamiento “Arranque”
Arranque
Una vez listo para el servicio, el inversor pasa al modo de inyección a red.
Operación de carga MPP
Una vez que se ha conectado con éxito, el inversor comienza a demandar corriente del campo de
paneles realizando el MPPT programado y comienza a inyectar la energía a la red.
Desconexión
El inversor se desconecta en los siguientes casos:
•
La potencia del campo fotovoltaico medida para el intervalo de tiempo “Tstop” es menor que la
establecida en el parámetro “PpvStop”
•
Ha surgido un problema y es preciso desconectar el inversor
•
El interruptor llave está en posición “Parada”
Fallo
Si durante el funcionamiento se produce un fallo, el inversor se desconecta y el sistema de control del
inversor índica el fallo.
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Estudio de Preoperatividad
4.9
4.9.1
Sistema de control de Alterna
Características de funcionamiento
Control del factor de potencia:
En régimen permanente, el inversor incorpora un controlador de potencias de referencia que ha de
seguir el controlador de corrientes.
La potencia activa de referencia será fijada por el algoritmo de extracción de máxima potencia
(MPPT) de los paneles fotovoltaicos, que regulará la tensión CC en busca de la extracción de la
máxima potencia activa posible.
La potencia reactiva de referencia será fijada en base a una referencia local deseada, o bien, puede
ser indicada de forma remota a través de un protocolo de comunicaciones. Esta potencia puede ser
alcanzada independientemente de la potencia activa que se tenga.
Seguimiento de potencia máxima
El algoritmo de seguimiento de potencia máxima (MPPT) integrado con el software de control del
inversor garantiza la obtención de cantidad de energía óptima del campo fotovoltaico.
El nivel de voltaje máximo de un campo fotovoltaico puede variar fundamentalmente en función de la
irradiación solar y la temperatura en la superficie de los paneles fotovoltaicos. Este nivel máximo es
variable y puede variar fácilmente por la curva I-V del campo fotovoltaico cada pocos segundos. El
algoritmo del MPPT permite al inversor buscar de forma constante el voltaje y los niveles de
funcionamiento óptimos del campo fotovoltaico para mantener la máxima potencia disponible a la
salida del mismo.
El algoritmo MPPT forma parte del “know-how” del fabricante de inversores.
Restablecimiento automático tras error en voltaje/frecuencia de la red.
Si el voltaje o la frecuencia de la red no se encuentran dentro de los límites preestablecidos, el
inversor detendrá el funcionamiento y se activará una alarma de error. Una vez que el voltaje de red
se haya estabilizado dentro de los límites aceptables durante un período de al menos 5 minutos, el
inversor desactivará la alarma y continuará funcionando normalmente.
Comportamiento ante huecos de tensión.
Si se produce una falta abrupta transitoria de corta duración, se actuará siguiendo los requisitos
definidos en la norma OSENIGERMI Nº 002/2010 OS/CD (definición de curva de hueco de tensión,
inyección de potencia activa/reactiva, etc).
Pasada la falta se volverá al régimen normal de operación.
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Estudio de Preoperatividad
Sincronismo con la red
Con respecto al sincronismo del inversor, los inversores fotovoltaicos no buscan sincronismo con la
red como lo haría un generador convencional. El inversor utiliza un algoritmo de generación de las
corrientes cuyas referencias provienen del control de potencias instantáneas. Una vez determinada la
referencia de corriente deseada, la tensión a modular se obtiene como una función de la tensión
instantánea en la red. Se calcula una tensión deseada de inversor en función de tensión de red, la
inductancia de filtrado y conexión a red y del control de corriente. De este modo, controlando la
amplitud y fase de la tensión modulada en bornes del inversor, se controla la corriente alterna y se
alcanzan los niveles de potencia activa y reactiva deseados.
4.9.2
Características de seguridad
Además de las protecciones descritas en el apartado de descripción del equipo, el inversor contará
además de las siguientes protecciones:
Protección contra funcionamiento “en isla”
El estado de funcionamiento “en isla” se produce cuando una fuente de generación distribuida, el
inversor fotovoltaico en este caso, continua proporcionando energía a una parte de la red eléctrica a
la que se conecta después de haberse producido una interrupción en el servicio. Este tipo de estado
puede poner en peligro la seguridad del personal, el restablecimiento del servicio y la fiabilidad del
equipo.
La detección del estado “en isla” se produce en el inversor a través de un bucle de variación de fase
(phase-shift-loop, PSL). Este proceso se lleva a cabo en la unidad de control para evitar
funcionamientos en islas. La unidad de control realiza continuamente pequeños ajustes del ángulo de
fase del factor de potencia por encima y por debajo de la unidad. En caso de producirse un corte
eléctrico, estos ajustes desestabilizarán la retroalimentación entre el inversor y la carga restante,
dando lugar a un estado de frecuencia/voltaje bajo.
Una vez detectado este tipo de estado, el inversor ejecutará una desconexión programada inmediata
y abrirá los contactores de CA y CC. El estado de error permanecerá hasta que se restablezcan las
condiciones normales de voltaje y frecuencia de la red eléctrica durante al menos 5 minutos.
Detección de fallo de aislamiento de conexión a tierra del campo fotovoltaico
El inversor está equipado con un circuito de detección de fallo de aislamiento de conexión a tierra del
campo fotovoltaico. Este circuito mide la impedancia entre el polo positivo del campo fotovoltaico y la
conexión a tierra y entre el polo negativo del campo fotovoltaico y la conexión a tierra. Si la
impedancia cae por debajo de un valor prestablecido, el inversor ejecutará una desconexión
programada inmediata y abrirá los contactores de CC y CA y activará la alarma correspondiente. El
inversor permanecerá en estado de fallo hasta que se haya solucionado y la alarma sea desactivada
por el operario.
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