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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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Autor: Macarena Jiménez Sánchez Director: José Antonio Martín Polo

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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. 1.1.1.1. 1.1.1.2. 1.1.1.3. 1.1.1.4.

1.1.2. 1.1.2.1. 1.1.2.2.

1.2.

Objeto............................................................................................................................... 10 Datos de partida y requisitos del cliente .......................................................................... 11 Descripción de la tecnología a emplear: el efecto fotovoltaico ....................................... 11 Descripción de los elementos de la instalación con conexión a red ................................ 13

Instalación ............................................................................................................... 24 Emplazamiento de la instalación. Justificación ................................................................ 24 Bloques modulares de 1MW. Justificación ...................................................................... 28

Cálculos .................................................................................................................. 30

1.2.1. 1.2.1.1. 1.2.1.2.

1.2.2. 1.2.2.1. 1.2.2.2. 1.2.2.3. 1.2.2.4. 1.2.2.5. 1.2.2.6.

1.2.3. 1.2.3.1. 1.2.3.2.

1.2.4. 1.2.4.1. 1.2.4.2. 1.2.4.3.

1.2.5. 1.3.

Introducción ............................................................................................................ 10

Estudio energético .................................................................................................. 30 La radiación solar ............................................................................................................. 30 La producción del sistema fotovoltaico ........................................................................... 32

Cálculos eléctricos ................................................................................................... 36 Orientación e inclinación de los módulos ........................................................................ 36 Cálculo de sombras .......................................................................................................... 38 Dimensionamiento de la instalación ................................................................................ 39 Dimensionamiento transformadores BT-MT ................................................................... 48 Cálculo del cableado eléctrico de CC ................................................................................ 62 Cálculo del cableado eléctrico de AC ............................................................................... 70

Selección de la aparamenta eléctrica...................................................................... 87 Aparamenta de corriente continua .................................................................................. 87 Aparamenta de corriente alterna .................................................................................... 88

Red y puestas a tierra .............................................................................................. 89 Tensiones de paso y de contacto máximas admisibles .................................................... 90 Red de tierras ................................................................................................................... 90 Puesta a tierra del neutro de los transformadores .......................................................... 94

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

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

1

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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. 1.5.2.2. 1.5.2.3. 1.5.2.4. 1.5.2.5. 1.5.2.6. 1.5.2.7. 1.5.2.8. 1.5.2.9.

1.5.3. 1.5.3.1. 1.5.3.2.

Parámetros solares......................................................................................................... 113 Parámetros para el dimensionamiento de paneles solares ........................................... 114 Geometría solar:............................................................................................................. 116 Parámetros para paneles solares inclinados: ................................................................. 119 Información sobre nubosidad: ....................................................................................... 121 Meteorología (temperatura): ......................................................................................... 123 Meteorología (viento): ................................................................................................... 125 Meteorología (otros): ..................................................................................................... 129 Información adicional:.................................................................................................... 130

ANEJO III: Catálogos elementos principales .......................................................... 131 Catálogo I: Módulos solares ........................................................................................... 132 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 2

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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. 3.1.1.1.

3.1.2.

Objeto .................................................................................................................... 161 Materiales y componentes ............................................................................................. 161

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

DOCUMENTO 4. PRESUPUESTO .................................................................................169 BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................175 AGRADECIMIENTOS ..........................................................................................................179

3

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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 27. Valores horarios de carga del transformador para un pico de 4 horas ..................... 56 Figura 28. Curva equivalente para un pico de 4 horas................................................................ 57 Figura 29. Valores horarios de carga del transformador para un pico de 2 horas ..................... 58 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 (RS-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 4

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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

7

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1.1.

Memoria

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.

1.2.

Instalación

24

1.1.2.1.

Emplazamiento de la instalación. Justificación

24

1.1.2.2.

Bloques modulares de 1MW. Justificación

28

Cálculos

1.2.1.

30

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. 1.3.

10

Servicios Auxiliares (SSAA)

95

Estudio económico

98 8

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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

9

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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 11

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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.

13

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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. 14

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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.

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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: 17

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-

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 ZincIron 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 18

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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

)

>) - protección contra cortocircuito instantáneo 50 (I>>>) - protección contra defecto homopolar hacia tierra 51N (IO>)

Figura 8. Celda de protección

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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) Tensión nominal: 24 kV Intensidad nominal: 630 A 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.

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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

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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

410

500

640

750

840

850

800

750

670

560

450

380

Lon 120,098(O) 22-year Average (California)

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

320

430

560

620

670

790

810

730

610

430

340

280

Lon 3,41(O) 22-year Average (Madrid)

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

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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 Lon 120,098

Jan

Feb

22-year Average

1014,7

1306,7

Mar

Apr

1814,05 2332,35

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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). 26

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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.

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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.

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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.

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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: 30

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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). 









1

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”.

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

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9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00

Irradiación media mensual sobre una superficie horizontal

Dic

Nov

Oct

Sep

Ago

Jul

Jun

May

Abr

Mar

Feb

Irradiación difusa incidente sobre una superficie horizontal Ene

kWh/m^2/día

Y CONEXIÓN A LA RED DE DISTRIBUCIÓN

mes

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 32

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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.

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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. 34

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-

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

Enero

10,9

1,062

1

0,979

0,98

0,973

0,98

Febrero

11,2

1,061

1

0,979

0,98

0,973

Marzo

12,3

1,056

1

0,979

0,98

Fac

Fdc

Ftrf

PR

0,99427 0,99701

0,993

0,956

0,98

0,99427 0,99701

0,993

0,955

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

35

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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:

36

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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: 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 Inclinación (grados)

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.

Producción anual en función del ángulo de inclinación de los paneles

Producción anual (MWh/year)

2020 2010 2000 1990 1980 1970 1960 1950 1940 1930 1920 15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

37

Inclinación de los paneles (degrees)

Figura 14. Producción en función del ángulo de inclinación

37

39

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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 38

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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 39

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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 40

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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:

41

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Ns

Vmax (Tmin)

Vmax (Tmax)

1 39,1244 31,4882 2 78,2488 62,9764 3 117,3732 94,4646 4 156,4976 125,9528 5 195,622 157,441 6 234,7464 188,9292 7 273,8708 220,4174 8 312,9952 251,9056 9 352,1196 283,3938 10 391,244 314,882 11 430,3684 346,3702 12 469,4928 377,8584 13 508,6172 409,3466 14 547,7416 440,8348 15 586,866 472,323 16 625,9904 503,8112 17 665,1148 535,2994 18 704,2392 566,7876 19 743,3636 598,2758 20 782,488 629,764 Tabla 6. Búsqueda del número de paneles en serie

Voc (Tmin)

Validez

49,455 98,91 148,365 197,82 247,275 296,73 346,185 395,64 445,095 494,55 544,005 593,46 642,915 692,37 741,825 791,28 840,735 890,19 939,645 989,1

NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO NO

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 42

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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 600 mm) para la cual no han de aplicarse factores de corrección 74

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 

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).

75

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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

Anillo 1

TRAMO CS-CT1 CT1-CT2 CT2-CT3 CT3-CT4 CT4-CT5 CT5-CS TOTAL

Longitud 137,761 280,79 280,79 280,79 280,79 513,009 1773,93

76

Long.Acum. 137,761 418,551 699,341 980,131 1260,921 1773,93

Intensidad 120,4051417 89,85750836 59,30987507 28,76224178 -1,785391509 -32,3330248

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Anillo 2

TRAMO CS-CT1 CT1-CT2 CT2-CT3 CT3-CT4 CT4-CS CT5-CS TOTAL

Longitud 324,739 280,79 280,79 280,79 280,79 699,987 2147,886

Long.Acum. 324,739 605,529 886,319 1167,109 1447,899 2147,886

Intensidad 104,3349451 73,78731178 43,23967849 12,6920452 -17,85558809 -48,40322138

Anillo 3

TRAMO CS-CT1 CT1-CT2 CT2-CT3 CT3-CT4 CT4-CS CT5-CS TOTAL

Longitud 511,717 280,79 280,79 280,79 280,79 886,965 2521,842

Long.Acum. 511,717 792,507 1073,297 1354,087 1634,877 2521,842

Intensidad 96,85790466 66,31027137 35,76263808 5,21500479 -25,3326285 -55,88026179

Anillo 4

TRAMO CS-CT1 CT1-CT2 CT2-CT3 CT3-CT4 CT4-CS CT5-CS TOTAL

Longitud 698,695 280,79 280,79 280,79 280,79 1073,943 2895,798

Long.Acum. 698,695 979,485 1260,275 1541,065 1821,855 2895,798

Intensidad 92,53557957 61,98794628 31,44031299 0,892679697 -29,65495359 -60,20258688

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

Criterio de calentamiento 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:

√ 77

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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 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 (33,6281 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: 78

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( ) 

√

(

)

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

Según los distintos criterios de selección del conductor, obtenemos que las secciones para cada uno de ellos son:

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)

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)

Opción 2:

4 anillos de 5 MW

79

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Comparando la opción 1 y la opción 2: OPCIÓN 1 3 x (1 x 250 kcmil) Q9U420A PRYSMIAN 26589,57 0,112 % 126,677 14,27 379.467,16 $ 5$ 44.315,95 $ 10 130.000 $ 553.783,11 $ 24,11 $/kWi

Cable a emplear Código cable Fabricante Longitud total Caída de tensión (%) Sección cable (mm2) Coste unitario cable ($/m) Coste cable total ($) Coste unitario del tubo ($/m) Coste total tubo ($) Nº celdas en C.S. Coste celdas ($) COSTE TOTAL ($) Coste por kW instalado Diferencia entre opciones ($) Tabla 18. Comparación opciones anillos

OPCIÓN 2 3 x (1 x 350 kcmil) Q9V420A PRYSMIAN 28018,368 0,135 % 177,348 15,91 445.818,57 $ 5$ 46.697,28 $ 8 104.000 $ 596.515,85 $ 25,97 $/kWi 42.732,75 $

Analizando las pérdidas de potencia que se producen en los anillos por efecto Joule:

Caída de tensión max (%)

Opción 1 (5 anillos-4MW)

Opción 2 (4 anillos-5MW)

0,1122 %

0,1349 %

Anillo 1 0,051 % Anillo 2 0,061 % Anillo 3 0,073 % Pérdidas (%) Anillo 4 0,085 % Anillo 5 0,097 % TOTAL 0,0935 % Tabla 19. Pérdidas de potencia en los anillos

Anillo 1 Anillo 2 Anillo 3 Anillo 4 TOTAL

0,0578 % 0,0706 % 0,0897 % 0,1101 % 0,082 %

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, 80

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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 0,0935 % 35,65 MWh/año 0,813 GWh 199.998,00 $

Pérdidas (%) Pérdidas (MWh/año) Pérdidas totales (GWh) Pérdidas económicas ($) Diferencia entre opciones ($) Tabla 20. Comparación económica entre los anillos

Opción 2 0,082 % 28,33 MWh/año 0,5665 GWh 139.367,54 $ 36.030,46 $

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 1 553.783,11 $ 199.998,00 $ 753.781,11 $

Coste instalación Pérdidas 30 años TOTAL Diferencia entre opciones Tabla 21. Comparación económica entre los anillos (2)

Opción 2 596.515,85 $ 139.367,54 $ 735.883,39 $ 17.897,72 $

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 160-234090. 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.

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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

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Criterio de calentamiento 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

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 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%.

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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. Criterio de calentamiento 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. 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 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).

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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”

Según los distintos criterios de selección del conductor, obtenemos que las secciones para cada uno de ellos son: 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)

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)

Opción 2:

Aluminio

Se procede a realizar un análisis como se realizó en el apartado 1.2.2.6.4: Opción 1 0,342 % 0,1336GWh/año 4,008GWh 985.968,00 $

Pérdidas (%) Pérdidas (GWh/año) Pérdidas totales 30 años (GWh) Pérdidas económicas ($) Diferencia entre opciones ($) Tabla 22. Comparativa opciones anillos MT

Opción 2 0,386 % 0,1518GWh/año 4,523GWh 1.112.658,00 $ 126.690,00 $

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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 2 Sección cable (mm ) 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 $/kWi Diferencia entre opciones ($) 138.672,00 $ 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 16023-5099. 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: ( )

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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 87

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   

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)

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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

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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

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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 802000) 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

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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) 92

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(

[

√

[     

√

)]

√

√

(

)]

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 93

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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

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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:

95

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

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).

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Realizando los cálculos se obtiene:

Por lo que se decide emplear una batería de condensadores de 40 kVAr (valor normalizado).

97

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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. 98

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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 $. 99

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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 20102035, conforme a los datos recogidos en el documento “Annual Energy Outlook

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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.

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En este estudio se han tenido en cuenta los siguientes parámetros: DATOS PARA CÁLCULO CAA D αd Cd Cp t

DESCRIPCIÓN Capital inicial propio aportado Deuda inicial contraída Índice de endeudamiento ≡ D/(D+CAA) Interés anual o coste de la deuda D contraída a n años Rentabilidad esperada por los inversores (coste de oportunidad) Tasa de impuestos federales y estatales

VALOR $ 14.466.945,19 $ 30.000.000,00 0,674658443 7,00% 7,00% 35,00%

Inversión inicial total ≡ D + CAA $ 44.466.945,19 Años de vida de la instalación 25 Amortización anual anticipada en 5 años (ayuda federal): 20%, 32%, A 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) Porcentaje anual por pérdida de capacidad de p -0,83% producción Tasa nominal de precios de venta de la producción rv1 0,00% en los 20 primeros años Tasa nominal de precios de venta de producción (de rv2 2,00% 21 a los N años) 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 Crédito fiscal de inversión (ayuda federal 30% de la ITC $ 13.340.083,56 inversión) 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 INV N

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. 102

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De este modo se obtiene: Gastos Consumo SSAA (kWh/año)

Revisión Tarifa (%)

Tarifa ($/kWh)

Gastos SSAA ($)

$ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 $ 973.038,02 Tabla 25. Gastos en la instalación

2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

$ 0,0575 $ 0,0586 $ 0,0598 $ 0,0610 $ 0,0622 $ 0,0635 $ 0,0647 $ 0,0660 $ 0,0673 $ 0,0687 $ 0,0701 $ 0,0715 $ 0,0729 $ 0,0744 $ 0,0758 $ 0,0774 $ 0,0789 $ 0,0805 $ 0,0821 $ 0,0837 $ 0,0854 $ 0,0871 $ 0,0889 $ 0,0906 $ 0,0925

$ 55.931,84 $ 57.050,48 $ 58.191,49 $ 59.355,32 $ 60.542,43 $ 61.753,27 $ 62.988,34 $ 64.248,11 $ 65.533,07 $ 66.843,73 $ 68.180,60 $ 69.544,22 $ 70.935,10 $ 72.353,80 $ 73.800,88 $ 75.276,90 $ 76.782,43 $ 78.318,08 $ 79.884,45 $ 81.482,13 $ 83.111,78 $ 84.774,01 $ 86.469,49 $ 88.198,88 $ 89.962,86

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.

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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 $ 59.812.460,97

TIR 18,11%

PR 6

Escenario 2

VAN $ 49.831.558,46

TIR 15,61%

PR 7

Escenario 3

VAN $ 59.947.198,37

TIR 17,18%

PR 6

Escenario 4

VAN $ 47.917.188,03

TIR 13,28%

PR 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.

104

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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 105

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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)

106

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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 107

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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.

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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

109

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1.5.1.

ANEJO I: Simulación PVSyst

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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 2

Insolación mensual media incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m /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

2

Insolación mensual media incidente en días claros sobre una superficie horizontal (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

22-year Average

4

3

3

2

7

5

4

6

6

8

7

5

113

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1.5.2.2.

Parámetros para el dimensionamiento de paneles solares 2

Insolación mensual media incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

2

Media mensual de la radiación difusa incidente sobre una superficie horizontal (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

2

Media mensual de la radiación normal di (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

114

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Annual Average

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

2

Insolación incidente media mensual sobre una superficie horizontal en las horas GMT (kW/m ) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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@09

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

115

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

Indice de claridad medio mensual normalizado (0 to 1.0) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

2

Media mensual de insolación sobre superficie horizontal en días claros (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

116

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

Monthly Averaged Daylight Average Of Hourly Cosine Solar Zenith Angles (dimensionless) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

Oct

Nov

Dec

Monthly Averaged Hourly Solar Angles Relative To The Horizon (degrees) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

117

May

Jun

Jul

Aug

Sep

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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

0500 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

0600 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

0700 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

0800 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

0900 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

1000 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

1100 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

1200 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

Nov

Dec

Monthly Averaged Hourly Solar Azimuth Angles (degrees) Lat 35.984

Jan

Feb

Mar

Apr

118

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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

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

0500 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

0600 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

0700 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

0800 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

0900 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

1000 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

1100 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

1200 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

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: 119

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

2

Monthly Averaged Radiation Incident On An Equator-Pointed Tilted Surface (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

2

Minimum Radiation Incident On An Equator-pointed Tilted Surface (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

120

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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

2

Maximum Radiation Incident On An Equator-pointed Tilted Surface (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

121

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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@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@09

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

< 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% @6

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% @9

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% @12

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

10 - 70% @6

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 - 70% @9

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 - 70% @12

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

122

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

>= 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% @6

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% @9

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% @12

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

123

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

Monthly Averaged Cooling Degree Days Above 18 °C Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

124

Annual Amplitude

14.8

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

Monthly Averaged Frost Days (days) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

125

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

126

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

127

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

Annual Average

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 broadleafdeciduous 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

128

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

&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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

129

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

Monthly Averaged Precipitation (mm/day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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: 2

Monthly Averaged Top-of-atmosphere Insolation (kWh/m /day) Lat 35.984 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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 Lon -120.098

Jan

Feb

Mar

Apr

May

Jun

Jul

Aug

Sep

Oct

Nov

Dec

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

130

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

1.5.3.

ANEJO III: Catálogos elementos principales

CATÁLOGO I

Módulos solares

CATÁLOGO II

Inversor

131

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

1.5.3.1.

Catálogo I: Módulos solares

132

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

133

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

1.5.3.2.

Catálogo II: Inversor

134

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

135

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

1.5.4.

ANEJO IV: Lista de Servicios Auxiliares

LISTA DE CARGAS SSAA

Equipamiento

Potencia (W)

Cantidad

Cabina de Seguridad

2200

1

Pot.Instalada (W) 2200

480

1F o 3F 1 o √3 1,73

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

Iluminación exterior circ2

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ3

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ4

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ5

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ6

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ7

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ8

100

10

1000

480

1,73

0,9

1,34

0,1

100,0

111,1

Iluminación exterior circ9

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

Tensión (V)

136

0,86

Intensidad (A) 3,1

Coeficiente de Simultaneidad 1,0

Consumo de Potencia (W) 2200,0

Consumo de Potencia (VA) 2558,1

Cosφ

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

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 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00% 2,00%

$ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,246 $ 0,102 $ 0,104 $ 0,106 $ 0,108 $ 0,110

100,00 99,17 98,33 97,50 96,67 95,83 95,00 94,17 93,33 92,50 91,67 90,83 90,00 89,17 88,33 87,50 86,67 85,83 85,00 84,17 83,33 82,50 81,67 80,83 80,00

39.060.069,00 38.734.568,43 38.409.067,85 38.083.567,28 37.758.066,70 37.432.566,13 37.107.065,55 36.781.564,98 36.456.064,40 36.130.563,83 35.805.063,25 35.479.562,68 35.154.062,10 34.828.561,53 34.503.060,95 34.177.560,38 33.852.059,80 33.526.559,23 33.201.058,65 32.875.558,08 32.550.057,50 32.224.556,93 31.899.056,35 31.573.555,78 31.248.055,20

$ 9.608.776,97 $ 9.528.703,83 $ 9.448.630,69 $ 9.368.557,55 $ 9.288.484,41 $ 9.208.411,27 $ 9.128.338,13 $ 9.048.264,98 $ 8.968.191,84 $ 8.888.118,70 $ 8.808.045,56 $ 8.727.972,42 $ 8.647.899,28 $ 8.567.826,14 $ 8.487.752,99 $ 8.407.679,85 $ 8.327.606,71 $ 8.247.533,57 $ 8.167.460,43 $ 8.087.387,29 $ 3.320.105,87 $ 3.352.642,90 $ 3.385.153,38 $ 3.417.623,22 $ 3.450.037,79

$ 26.365,55 $ 26.145,83 $ 25.926,12 $ 25.706,41 $ 25.486,70 $ 25.266,98 $ 25.047,27 $ 24.827,56 $ 24.607,84 $ 24.388,13 $ 24.168,42 $ 23.948,70 $ 23.728,99 $ 23.509,28 $ 23.289,57 $ 23.069,85 $ 22.850,14 $ 22.630,43 $ 22.410,71 $ 22.191,00 $ 21.971,29 $ 21.751,58 $ 21.531,86 $ 21.312,15 $ 21.092,44

$ 9.635.142,52 $ 9.554.849,67 $ 9.474.556,81 $ 9.394.263,96 $ 9.313.971,10 $ 9.233.678,25 $ 9.153.385,39 $ 9.073.092,54 $ 8.992.799,69 $ 8.912.506,83 $ 8.832.213,98 $ 8.751.921,12 $ 8.671.628,27 $ 8.591.335,41 $ 8.511.042,56 $ 8.430.749,71 $ 8.350.456,85 $ 8.270.164,00 $ 8.189.871,14 $ 8.109.578,29 $ 3.342.077,15 $ 3.374.394,48 $ 3.406.685,24 $ 3.438.935,37 $ 3.471.130,23

137

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

1.5.6.

ANEJO VI: Flujo de Caja. Escenario 1

AÑO

V ($)

OM ($)

MB ($)

A ($)

T ($)

ITC ($)

1

$

9.579.210,68

$

150.000,00

$

9.429.210,68

$

8.893.389,04

2

$

9.497.799,19

$

165.000,00

$

9.332.799,19

$

14.229.422,46

3

$

9.416.365,32

$

181.500,00

$

9.234.865,32

$

8.537.653,48

$

244.024,15

4

$

9.334.908,64

$

199.650,00

$

9.135.258,64

$

5.122.592,09

$

5

$

9.253.428,68

$

219.615,00

$

9.033.813,68

$

5.122.592,09

6

$

9.171.924,97

$

241.576,50

$

8.930.348,47

$

2.561.296,04

7

$

9.090.397,05

$

265.734,15

$

8

$

9.008.844,43

$

292.307,57

9

$

8.927.266,62

$

10

$

8.845.663,10

11

$

12

FC ($)

FC descontado ($)

FC desc. Acum. ($)

A

B

187.537,57

$

9.429.210,68

$

9.429.210,68

$

9.429.210,68

-

-

-

$

9.332.799,19

$

8.859.095,65

$

18.288.306,33

-

-

$

244.024,15

$

9.234.865,32

$

8.321.191,28

$

26.609.497,61

-

-

1.404.433,29

$

1.404.433,29

$

9.135.258,64

$

7.813.637,45

$

34.423.135,06

-

-

$

1.368.927,56

$

1.368.927,56

$

9.033.813,68

$

7.334.677,23

$

41.757.812,29

-

-

$

2.229.168,35

$

2.229.168,35

$

8.930.348,47

$

6.882.651,08

$

48.640.463,37 P.R. P.R.

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.

-

$

8.716.536,87

$

3.050.787,90

$

3.050.787,90

$

8.716.536,87

$

6.053.217,21

$

61.149.671,96 P.R.

-

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.

-

$

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.

-

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.

-

$

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.

-

$

$

187.537,57 $

$

-

44.466.945,19

$

$

138

13.340.083,56

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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.

139

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

140

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DOCUMENTO 2. PLANOS

141

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2.1.

Listado de planos

143

2.2.

Planos

144

142

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

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

143

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

2.2.

Planos

144

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

158

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

DOCUMENTO 3. PLIEGO DE CONDICIONES

159

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

3.1.

Pliego de condiciones técnicas y particulares

3.1.1. 3.1.1.1. 3.1.2.

Objeto

161 161

Materiales y componentes

161

Interconexión de la planta a red

165

160

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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.

161

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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 162

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-

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 tensión nominal: 25 kV 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 tensión nominal: 25 kV 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.

163

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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 ZincIron Alloy-Coated (Galvannealed) by the Hot-Dip Process 164

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-

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

165

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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). 166

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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

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

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

Centro de seccionamiento

Servicios Auxiliares

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

170

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

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

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

1

24.010,09

24.010,09

0,0010

Cimentaciones de estructura metálica para inversores y transformadores Pad-Mount

Canalizaciones

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

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

m

9350

20,81

194.573,50

0,0085

m2

368660

1,30

479.258,00

0,0209

Viales de acceso Capa de base de 20 cm. de zahorra artificial sobre explanada con condiciones mínimas Ev2>35MPa y CBR>10. Movimiento de tierra Limpieza y desbroce de terreno a máquina

Total subpartida obra civil CABLE

171

6.331.958,35

0,2757

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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

m

9926

14,43

143.232,18

0,0062

uds

40

27,86

1.114,40

0,0000

m

300

9,29

2.787,00

0,0001

Red de tierras Conductor de Cu desnudo 1AWG (42,4 mm²) Pica de acero cobrizado L=13' (4m), D=5/8'' (15,87mm). Conductor aislado de PVC Cu 2/0 AWG (67,43mm²).

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

uds

90

395,05

35.554,50

0,0015

m2

368660

0,97

357.600,20

0,0156

1

105.425,00

105.425,00

0,0046

Alumbrado exterior Iluminación Viales , lámpara de halogenuros metálicos de 100W . IP-66. Clase I. (9 circuitos, perímetro de la planta. 1ud / 30m) Terreno Terreno de 33,75 ha (750m x 450m) Ingeniería Horas trabajadas y desplazamientos a obra

-

Total subpartida servicios

555.687,70

SUMINISTRO Y MONTAJE Suministro y montaje de los equipos, cableado, tendidos, servicios generales, etc.

-

172

-

-

3.466.816,99

0,0242

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Total subpartida suministro y montaje

TOTAL

3.466.816,99

44.466.945,19

173

1,9360

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Bibliografía

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

Landsale listings: www.landsalelistings.com/usa/california



http://www.cydesa.com/download/pdf/cydesa_manual_1.pdf



Internal Revenue Services: www.irs.gov 177

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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



Solar Energy Industry Association: www.seia.org



Renewable Energy Tax Credit Resource Center: www.novoco.com/energy/index.php

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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

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

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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