Estudio de Impacto Ambiental y Social
“Proyecto Solar Fotovoltaico Distribuido de la Provincia de
Jujuy”
Región del Ramal”
Abril, 2019
Capítulo 4. Descripción del Proyecto
Contenido
1 DESCRIPCION DEL PROYECTO EJECUTIVO ... 5
1.1 Ventajas del proyecto ... 6
1.2 Principio de funcionamiento ... 7
1.3 Estimación de la producción ... 7
2 UBICACIÓN DEL PROYECTO ... 10
3 CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO ... 12
3.1 Antecedentes y justificación ... 12
3.2 Características generales del complejo ... 14
3.2.1 Campo Solar ... 16
3.2.2 Línea de Media Tensión (LMT) ... 17
4 ANALISIS DE ALTERNATIVAS ... 18
5 ETAPAS DEL PROYECTO ... 19
5.1 Introducción ... 19
6 ETAPA DE ADECUACIÒN Y CONSTRUCCIÓN ... 20
6.1 Vías de acceso ... 20
6.1.1 Corredores de acceso existentes ... 20
6.1.2 Corredores de acceso nuevos ... 22
6.2 Infraestructura de generación de energía ... 22
6.2.1 Estructura de soporte: Seguidores solares ... 23
6.2.2 Módulos fotovoltaicos ... 24
6.2.3 Inversor y transformador ... 25
6.2.4 Cableado, canalizaciones y zanjas. ... 26
6.2.5 Protecciones generales ... 26
6.2.6 Sistema de Monitorización ... 27
6.3 Instalaciones auxiliares ... 28
6.3.1 Estación Meteorológica ... 28
6.3.2 Sistema de vigilancia y seguridad ... 28
6.3.3 Infraestructura civil ... 28
6.4 Metodología y técnicas de instalación. ... 29
7 ETAPA OPERATIVA ... 31
7.1 Operación ... 31
7.1.2 Esquema de operación del parque solar ... 31
7.2 Mantenimiento ... 32
7.2.1 Mantenimiento Correctivo ... 32
7.2.2 Mantenimiento Preventivo ... 33
7.2.3 Mantenimiento Predictivo ... 33
7.3 Plan de Operación y Mantenimiento ... 33
8 ETAPA DE CIERRE ... 40
9 INFRAESTRUCTURA ASOCIADA AL PROYECTO ... 41
9.1 Abastecimiento de agua ... 42
9.2 Suministro de energía ... 42
10 INFRAESTRUCTURA Y SERVICIOS INTERCEPTADOS POR EL PROYECTO ... 43
11 INSUMOS Y MAQUINARIAS REQUERIDOS PARA LA EJECUCION DEL PROYECTO 44 11.1 Equipos ... 44
11.2 Insumos ... 44
12 COSTOS Y CRONOGRAMA ... 45
12.1 Costos del proyecto ... 45
12.2 Cronograma ... 45
13 ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL ... 46
14 GESTION DE RESIDUOS ... 48
15 SITUACION DOMINIAL ... 50
Índice de Figuras Figura 1. Demarcación área afectada- Generación Lavayén ... 14
Figura 2. Demarcación área afectada-Generación Chalicán ... 15
Figura 3. Demarcación área afectada- Generación Caimancito ... 15
Figura 4. Esquema constructivo de postes LMT ... 17
Figura 5. Estructura de gobernanza y seguimiento del proyecto ... 47
Índice de Tablas Tabla 1. Cálculo de rendimiento (PR)-Planta Fotovoltaica ... 10
Tabla 2. Producción estimada primer año... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 3. Coordenadas Locaciones-Región del Ramal ... 11
Tabla 4. Superficies y longitud de la LMT ... 14
Tabla 5. Resumen de la configuración general de cada CS y Cabina de Inversor ... 23
Tabla 6. Características del módulo fotovoltaico ... 25
Tabla 7. Condiciones operativas de los equipos a instalar ... 31
Tabla 8. Plan de Operación y Mantenimiento ... 34
Tabla 9. Estimación de consumo de combustibles ... 44
Tabla 10. Costos CAPEX-OPEX parques solares ... 45
Tabla 11. Cronograma de implementación del proyecto ... 45
Tabla 12. Situación dominial locaciones Región del Ramal ... 50
1 DESCRIPCION DEL PROYECTO EJECUTIVO
El proyecto está conformado por 8 parques solares fotovoltaicos de 6,083 MWp y 4 parques de 12,166 MWp cada uno compuesto respectivamente con 2 y 4 subconjuntos denominados Campos Solares (CS) con una potencia nominal instalada de 3.041.500 W (3.04 MWp), cada uno. Cada CS estará compuesto por 64 inversores cuya potencia nominal es de 47.500 W formado por 512 cadenas de 18 módulos fotovoltaicos (FV) de 330Wp, conformando una potencia total instalada de 97.328.000 Wac (97,3 MWac).
La energía se generará y se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación que encarecen el costo del servicio.
Esta configuración optimiza la utilización de la infraestructura de transporte, transformación y distribución existente, evitando así las grandes inversiones necesarias para aumentar su capacidad.
Este esquema de planificación y administración centralizada y ejecución descentralizada permite disminuir el costo total de la solución viabilizando el flujo de fondos del proyecto.
La posibilidad de tener pequeñas centrales de generación que alimenten el sistema, permite materializar los beneficios de la energía renovable en el imaginario popular de la provincia.
Para una mejor organización del proyecto, el mismo se ha divido en regiones. En este documento en particular se explican los detalles de la implementación del proyecto arriba mencionado, en la región del Ramal, abarcando las locaciones de Lavayén, Chalicán y Caimancito.
La ley 27.191 en su art. 8 estipula que “cada sujeto obligado deberá alcanzar la incorporación mínima del ocho por ciento (8%) del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables, al 31 de diciembre de 2017, y del veinte por ciento (20%) al 31 de diciembre de 2025.” Y el art. 9 reza “Los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Agentes Distribuidores, con demandas de potencia iguales o mayores a trescientos kilovatios (300 kW) deberán cumplir efectiva e individualmente con los objetivos indicados en el artículo precedente (art. 8). A tales efectos, podrán autogenerar o contratar la compra de energía proveniente de diferentes fuentes renovables de generación a fin de cumplir con lo prescripto en este artículo. La compra podrá efectuarse al propio generador, a través de una distribuidora que la adquiera en su nombre a un generador, de un comercializador o comprarla directamente a CAMMESA bajo las estipulaciones que, para ello, establezca la Autoridad de Aplicación”. Es en dicho marco en que se encuadra la facultad de la distribuidora de comprar parte de su energía directamente a cualquier generador. En función de lo establecido en el contrato de concesión establecido entre la Provincia de Jujuy y EJESA, en su artículo n° 16 y en el correspondiente Sub-anexo II en la sección 3, la distribuidora debe solicitar a la autoridad de aplicación la autorización correspondiente para celebrar contratos de abastecimiento de energía. En dicho marco es que se encuentra en negociación las condiciones de dicho PPA con la empresa EJESA. Cada una de estas centrales estará conectada a la red de distribución de 33 kV que abastecen a los principales centros urbanos de la provincia.
1.1 Ventajas del proyecto
La energía que estas pequeñas centrales generarán abastecerá alrededor del 45% de la demanda diaria de la provincia, equivalente a 61.500 hogares jujeños evitando la emisión a la atmósfera de 218.500 toneladas anuales de CO2 en el caso de generación con carbón y 85.500 toneladas anuales de CO2 en el caso de generación con gas.
Entre las principales ventajas del proyecto se pueden resumir las siguientes:
Los niveles de radiación del sitio son significativamente superior a otras locaciones del mundo.
La energía se generará y se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación que encarecen el costo del servicio.
El proyecto optimiza la utilización de la infraestructura de transporte, transformación y distribución existente, evitando así las grandes inversiones necesarias para aumentar su capacidad; y por ende el costo de amortización
asociado a dicha inversión que será pagado en última instancia por el consumidor.
La potencial posibilidad de lograr a largo plazo una reducción en los valores monetarios del valor de la tarifa eléctrica que pagan los usuarios del servicio de energía eléctrica de la provincia de Jujuy.
La posibilidad de tener pequeñas centrales de generación que alimenten el sistema, permite materializar los beneficios de la energía renovable en los usuarios locales.
A nivel nacional resultaría el primer proyecto de este tipo entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando potencialmente alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables.
A nivel provincial marcaría un hito en las políticas desarrolladas tendientes a migrar hacia una matriz energética con una fuerte componente renovable.
1.2 Principio de funcionamiento
El funcionamiento general de los sistemas de energía solar fotovoltaica de conexión a red, consiste en transformar la energía radiante recibida del sol (fotones) en energía eléctrica de baja tensión mediante el fenómeno denominado “efecto fotoeléctrico”, que se produce en las células que forman los módulos fotovoltaicos.
Esta energía eléctrica, producida en forma de corriente continua se transforma en corriente alterna, con unas características determinadas que hacen posible su inyección a la red de transporte y distribución pública, por medio de inversores de conexión a red.
Para el acondicionamiento de la tensión, para su evacuación a la red, se utilizan transformadores encargados de elevar la tensión de la corriente producida desde baja tensión a media tensión para su distribución a la red eléctrica.
Además de estos componentes principales, el sistema cuenta con otros como son el sistema de conexión a la red eléctrica general, las protecciones del campo solar, las protecciones de los circuitos de alterna, la estructura soporte de los módulos, etc.
1.3 Estimación de la producción
Teniendo los valores de radiación anuales (ver capítulo 03), es posible simular la cantidad de energía que el proyecto podrá generar y posteriormente inyectar al sistema de distribución de la provincia.
La estimación de la energía anual (E) producida por el proyecto fotovoltaico se lleva a cabo a través de la evaluación independiente de los siguientes parámetros: potencia
pico (PP), irradiación sobre el plano del generador (IGEN), Performance Ratio (PR) y disponibilidad (D):
E = PP x (IGEN / I *) x PR x D
PP es un parámetro de diseño que refleja la suma de la potencia pico en Condiciones Estándar de Medida (CEM) de todos los módulos fotovoltaicos instalados en el proyecto fotovoltaico, IGEN es la irradiación anual que alcanza la superficie del generador fotovoltaico, I* es un valor constante que corresponde con la irradiación en Condiciones Estándar de Medida, 1.000 W/m2, PR es un parámetro que refleja el rendimiento de una planta fotovoltaica y D es el porcentaje de tiempo en el que el sistema está en condiciones de funcionar al 100% de su capacidad.
El rendimiento del proyecto fotovoltaico es comúnmente denominado Performance Ratio (PR). El PR es definido como un porcentaje y representa la relación entre la energía teórica que debería producir el proyecto en condiciones ideales y la energía que será producida en condiciones reales, teniendo en cuenta las pérdidas energéticas que tendrán lugar, se identifican los siguientes tipos de pérdidas:
Pérdidas por sombras lejanas (horizonte): Pérdidas de irradiación debidas al perfil de horizonte definido por elevación del terreno en los alrededores del proyecto.
Pérdidas por sombreado: Perdidas de irradiación incidente debido a las sombras proyectadas sobre los módulos. Dichas sombras pueden ser causadas por los propios módulos fotovoltaicos y las estructuras, los inversores, los centros de transformación, la valla que rodea el proyecto u otros elementos de sombreado.
Pérdidas angulares y espectrales: Perdidas de irradiación debido a la incidencia no perpendicular del espectro solar sobre la superficie del módulo fotovoltaico angulares.
Pérdidas por suciedad: Perdidas de irradiación debido a la presencia de suciedad sobre los módulos.
Pérdidas debidas al nivel de irradiación: Perdida de la eficiencia nominal del módulo en CEM que se produce cuando se opera fuera de las CEM, en las cuales el nivel de irradiación es diferente de 1,000 W/m2.
Pérdidas por temperatura: Pérdidas de eficiencia cuando la temperatura ambiente de operación es distinta de las CEM. Pérdidas por sombras parciales (eléctricas):
Pérdida de eficiencia por el sombreado parcial de los módulos fotovoltaicos.
Este sombreado parcial provoca un desequilibrio en la respuesta eléctrica de los módulos conectados en serie y las cadenas conectados en paralelo,
Pérdidas por degradación inicial (LID - Light Induced Degradation): Durante el proceso de producción de los lingotes de silicio, de donde se obtienen posteriormente las células de silicio, los átomos de oxígeno se difunden en la estructura del silicio. En el momento de la primera exposición de los módulos fotovoltaicos a la luz solar, se produce una recombinación de los átomos de
de esta recombinación es una pequeña degradación de potencia del módulo fotovoltaico.
Pérdidas por mismatch: Pérdidas de eficiencia originadas por la conexión de módulos fotovoltaicos de potencias ligeramente diferentes para formar un grupo generador.
Pérdidas eléctricas en el cableado de baja tensión de corriente continua (CC):
Perdidas de eficiencia por la resistencia óhmica que tiene lugar en el cableado que parte desde los módulos fotovoltaicos hasta llegar a los inversores.
Pérdidas en el inversor: Pérdida de eficiencia debido a la variación de la carga de potencia a la que están operando.
Pérdidas eléctricas por transformación: Perdida de eficiencia al elevarse la tensión desde baja a media tensión mediante el transformador. Dichas pérdidas se deben a:
característica del transformador por el cuadrado de la relación entre la potencia de operación y la potencia nominal del transformador.
Pérdidas eléctricas en el cableado de corriente alterna (CA): Perdida de eficiencia como consecuencia de la resistencia óhmica en los cables de baja y media tensión desde los inversores hasta el centro de maniobras del proyecto, donde se ubican los contadores de medida de la energía generada por el Proyecto.
Pérdidas auxiliares: Perdida como resultado de los consumos de energía eléctrica por parte de los sistemas auxiliares del proyecto
Teniendo en cuenta las pérdidas anteriormente detalladas, se estima un PR de diseño para el proyecto. En la tabla siguiente se detallan todos estos factores de pérdidas, así como el PR de diseño resultante.
Tabla 1. Cálculo de rendimiento (PR)-Planta Fotovoltaica
Fuente: JEMSE, 2018
De acuerdo a lo previamente descripto se llevaron a cabo distintas simulaciones, las cuales se adjuntan en el capítulo Anexos.
2 UBICACIÓN DEL PROYECTO
Dentro de la región del Ramal, se han definido tres locaciones según se muestra en la tabla siguiente.
Tabla 2. Coordenadas Locaciones-Región del Ramal
Locación Latitud Longitud
Lavayén 24ª16’24.43”S 64ª43’11.70”O
Chalicán 24°4’50.33”S 64°48’23.81”O
Caimancito 23°44’53.89”S 64°38’35.30”O
El mapa de ubicación general de las locaciones se encuentra en el apartado Anexos. Las ubicaciones particulares de cada locación, fue presentada en el capítulo 03.
3 CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO
3.1 Antecedentes y justificación
La demanda de energía eléctrica en Argentina ha aumentado a un ritmo constate durante los últimos 15 años, pasando de 83,8 TWh en el año 2000 a 136,9 TWh en el año 2015 lo cual se traduce en una aumento de la demanda del 63,4% en dicho periodo.
En el 2015 la participación de las energías renovables (incluidas centrales hidráulicas de menos de 50 MW y biomasa) ha supuesto apenas un 1,9% del total de energía eléctrica generada, un porcentaje muy por debajo de la media mundial que en 2013 se situaba en un 5,7 %.
Esta participación tan baja de las energías renovables se debe a que prácticamente la totalidad del aumento de la demanda eléctrica experimentada ha sido cubierto con grandes centrales de generación eléctrica a partir de combustibles fósiles. De hecho, en el año 2015 la capacidad instalada en energía eólica era de 187 MW y de tan solo 8 MW si hablamos de energía solar fotovoltaica.
Sin embargo, a pesar de que la potencia fotovoltaica instalada es poco menos que anecdótica, la región andina situada al noroeste de Argentina cuenta con un recurso solar abundante y relativamente constate durante todo el año, con medias anuales que superan las 1900 horas equivalentes, valores que convierten a dicha región en una de las zonas con mayor radiación solar del planeta.
Por otra parte, desde la grave crisis económica acontecida en Argentina en 2001, el sistema eléctrico Argentino ha venido experimentado un desajuste cada vez mayor entre el precio regulado de la energía y el precio real de la misma, denominado precio monómico (suma de todos los costes del sistema). En 2015 el precio medio de la energía se sitúo siempre en su máximo regulado de $120/MWh, mientras que sin embargo el precio monómico (costes reales) si situó en $653.5/MWh con un pico mensual en el mes de junio de $864.3/MWh.
Si bien en multitud de países, el principal escollo a salvar por las energías renovables ha sido el de ser competitivas en costes respecto a las fuentes de generación convencionales (paridad de red), en este caso ocurre todo lo contrario: la generación a partir de fuentes renovables ayudaría a rebajar los costes de la generación, a la vez que se favorece una mayor diversificación de la matriz energética nacional y provincial, la expansión de la potencia instalada, la reducción tanto del consumo de combustibles tipo fósil como de la emisión de gases de efecto invernadero y la contribución a la mitigación del cambio climático.
Este hecho no ha pasado por alto para el gobierno argentino, quien en 2015 ha promulgado la Ley Nacional N° 27.191 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía) que dentro del marco del Plan de Energías Renovables 2016 - 2025 (RenovAr), ha fijado la meta de alcanzar un 8% de generación eléctrica a partir de fuentes renovables para 2018 y un 20% en 2025, la cual comienza a tomar forma en 2016 con la licitaciones RenovAr 1.0 y RenovAr 1.5 en la primera ronda se licitaron de 1 GW en proyectos de energías renovables de los cuales se han reservado 300 MW para aquellos basados en la energía solar fotovoltaica, los cuales fueron adjudicados a JEMSE con los proyectos Cauchari Solar I, II y III. En la ronda 1.5 se licitaron 1281MW.
Dentro de este contexto, el Gobierno Provincial actual de Jujuy ha reflexionado y consensuado con el Gobierno Central medidas que favorezcan el aprovechamiento de del recurso solar de la Provincia, implementando políticas de corto y mediano plazo tendentes a desarrollar e incentivar proyectos de generación de energía eléctrica mediante la utilización de sistemas solares fotovoltaicos. Estos proyectos contribuirán a paliar, mediante las obras de infraestructura pertinentes, la creciente demanda de energía eléctrica que se ha venido observando en nuestro país en los últimos tiempos.
Así, la Provincia de Jujuy ha resuelto sancionar la Ley de Promoción y Desarrollo de Energía Solar bajo el número 5.904. La esencia de la misma no es otra que la de incentivar proyectos de energía solar térmica y fotovoltaica en el ámbito del territorio provincial. Además, establece la conformación del Programa “Jujuy Provincia Solar”
que, busca “incentivar la elaboración e implementación de proyectos”; adhiriendo a la Ley Nacional N° 26.190 de Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica y su modificatoria Ley Nacional N° 27.191.
Con estas medidas el Gobierno Provincial de Jujuy decide avanzar hacia un modelo de negocio que permita a la Provincia usufructuar sus recursos naturales y a la vez desarrollar un esquema público privado que asegure un desarrollo y posterior gestión eficiente de los parques solares que se desarrollen, teniendo como desafío la generación de un marco tecnológico de primer nivel y un esquema de financiamiento que permita que los jujeños no queden excluidos del beneficio de este importante cambio de paradigmas en la matriz energética nacional, que tan acertadamente está impulsando el Gobierno Nacional a través de la Secretaría de Energía. Por ello una de las grandes aspiraciones de la provincia es demostrar la factibilidad técnica y económica de los proyectos fotovoltaicos en Argentina y servir de inspiración para que muchas otras empresas nacionales comiencen a apostar fuertemente por un futuro donde la energía sea cada vez más limpia y sostenible, ayudando así a conservar el planeta para las generaciones venideras.
3.2 Características generales del complejo
El documento en cuestión detalla las locaciones comprendidas dentro de la Región del Ramal, según lo que se detalla en la siguiente tabla.
Tabla 3. Superficies y longitud de la LMT
Locación Ubicación Capacidad a instalar Superficie Lavayén 24ª16’24.43”S
64ª43’11.70”O
6 MW CS: 15 ha. LMT: 60 m Chalicán 24°4’50.33”S
64°48’23.81”O
6 MW CS: 15 ha. LMT: 57 m Caimancito 23°44’53.89”S
64°38’35.30”O
6 MW CS: 15 ha. LMT:1300 m
Fuente: JEMSE
En las figuras siguientes se observa la demarcación de los polígonos afectados por el proyecto y la traza de LMT a realizarse hasta el punto de interconexión (PDI), definido por EJESA.
Figura 1. Demarcación área afectada- Generación Lavayén
Fuente: JEMSE sobre imagen Google Earth
Figura 2. Demarcación área afectada-Generación Chalicán
Fuente: JEMSE sobre imagen Google Earth
Figura 3. Demarcación área afectada- Generación Caimancito
Fuente: JEMSE sobre imagen Google Earth
3.2.1 Campo Solar
El funcionamiento general de los sistemas de energía solar fotovoltaica de conexión a red consiste en transformar la energía recibida del sol (fotones) en energía eléctrica mediante el fenómeno denominado “efecto fotoeléctrico”, que se produce en las células que forman los módulos fotovoltaicos.
Esta energía eléctrica, producida en corriente continua se transforma en corriente alterna, con unas características determinadas que hacen posible su inyección a la red de transporte y distribución pública, por medio de inversores de conexión a red.
Para el acondicionamiento de la tensión se utilizan transformadores encargados de elevar la tensión de la corriente producida desde baja tensión a media tensión para su distribución a la red eléctrica.
Además de estos componentes principales, el sistema cuenta con otros como son el sistema de conexión a la red eléctrica general.
Las instalaciones contenidas en el presente proyecto han sido diseñadas bajo los parámetros exigidos en las normativas internacionales para instalaciones solares fotovoltaicas y en las normativas nacionales para generación y transporte de energía.
El proyecto está conformado por 3 parques solares fotovoltaicos de 6 MWac (6.083 MWp) cada uno compuesto respectivamente con 2 subconjuntos denominados Campos Solares (CS). Cada CS estará compuesto por 64 inversores cuya potencia nominal es de 47.500 W formado por 512 cadenas de 18 módulos fotovoltaicos (FV) de 330Wp.
Cada campo solar contará con un transformador elevador de tensión con el equipamiento de maniobra y protección para la operación en baja y media tensión según la reglamentación local y nacional. La tensión alterna entregada por los inversores se elevará a 33 kV para su evacuación al sistema de distribución administrado por EJESA. Cada parque será gestionado como unidad independiente, con su propio sistema de medición de energía comercial, para cumplir con los requisitos impuestos por la regulación provincial y nacional. La tensión alterna entregada por los inversores se elevará a 33 kV para su distribución ya que de esta forma se consigue minimizar las pérdidas por efecto Joule en el cableado.
El montaje de los módulos será vertical montados sobre los raíles del sistema de seguidores solares descrito más adelante. La separación entre filas de estructura será 5,5 metros (anchura de la calle) para evitar sombreado parcial que pueda afectar al rendimiento de la instalación. Además, el sistema de seguidores incluirá un algoritmo backtracking para evitar dicho sombreado completamente.
3.2.2 Línea de Media Tensión (LMT)
Se realizara el tendido de una Línea de Media Tensión de 33 KV, aérea con conductores de AL-AL 95 mm2, soportada por estructuras de HºAº. Todas las columnas serán empotradas en fundaciones de hormigón simple de 300 Kg/m3 y calculadas de acuerdo al método de Sulzberger.
Los soportes normales serán en disposición con crucetas central de madera MN111 con aisladores de porcelana MN 14. Los soportes doble aislación, cabeceras de líneas y retenciones intermedias con cruceta central de Hormigón armado tipo MN159 y MN161y aisladores de retención MN 12 a.
Se instalará un Seccionador Bajo Carga que permitirá seccionar la línea en caso de fallas. Por otra parte para la protección de las descargas atmosféricas se instalaran juegos de descargadores ubicados en los lugares a definir por la ingeniería del proyecto.
La instalación de la LMT incluye adicionalmente, el conexionado general de las instalaciones y puesta en servicio.
Figura 4. Esquema constructivo de postes LMT
4 ANALISIS DE ALTERNATIVAS
Para la selección de las ubicaciones del proyecto se realizó un estudio de factibilidad que ha considerado los siguientes factores:
1. La disponibilidad de la línea de evacuación y su capacidad;
2. Los niveles de radiación del sitio son significativamente más altos que en otros lugares del mundo (ver Apéndice 1);
3. Existen condiciones óptimas para una producción estable;
4. La disponibilidad de terrenos fiscales y privados dispuestos a arrendar la tierra por la duración del proyecto;
5. La corta distancia a la línea de evacuación;
6. La infraestructura ya existente para una logística y comunicación operables durante todo el año;
7. La topografía del sitio que no requiere un movimiento significativo de suelo o deforestación;
Para la realización de dicho estudio fue determinante la condición impuesta por la distribuidora de no inversión de los flujos eléctricos en los city gates de su jurisdicción.
Con esta restricción, se identificaron los Puntos de interconexión (PDI) que abastecen lo más cerca posible los principales consumos urbanos de la provincia, manteniendo la irreversibilidad del flujo eléctrico. Luego de definidos dichos PDI, se definió un perímetro a la redonda de alrededor de 3 km para identificar los dueños de los terrenos en cuestión, dando prioridad a aquellos terrenos que fueran del estado provincial o municipal. Luego de agotados los terrenos fiscales se procedió a clasificar los terrenos por su tamaño, simplicidad de acceso, planicie y cercanía del PDI. Luego de ello se contactó a los propietarios, se les presento el proyecto y se describió la estructura del proyecto y el mecanismo de vinculación a través de un contrato de arriendo condicionado a la obtención de la financiación por un periodo igual al préstamo de mayor plazo de los organismos financiadores. Así es como se obtuvieron las selecciones preliminares detalladas en este estudio.
5 ETAPAS DEL PROYECTO
5.1 Introducción
El proyecto en cuestión se ha divido en tres etapas a saber: Construcción, Operación y Cierre, según lo muestra el siguiente esquema.
A continuación se detallan las etapas mencionadas.
Adecuación y
Construcción Operación Cierre o
desmantelamietno
6 ETAPA DE ADECUACIÒN Y CONSTRUCCIÓN
La etapa de adecuación está compuesta de todas aquellas acciones necesarias para la implementación del proyecto. En líneas generales las acciones más importantes son:
Limpieza y preparación del terreno: Implica todas las actividades de limpieza de malezas y monte empobrecido. Preparación del suelo para la implantación del proyecto.
Vías de acceso: incluye la apertura del camino perimetral
Implantación del proyecto: Incluye la tarea de montaje de todas las instalaciones.
6.1 Vías de acceso
6.1.1 Corredores de acceso existentes
Lavayén
Al lugar de emplazamiento se accede desde la Ruta Provincial Nª1. Con la ruta mencionada se conecta un camino secundario que da acceso directo al predio, según puede observarse en la fotografía siguiente:
Fotografía 1. Camino secundario-Acceso a Locación Lavayén (24°16'24.11"S- 64°43'11.86"O)
Chalicán
A la locación Chalicán se accede desde la Ruta Nacional Nª 34, ingresando por un camino vecinal al costado de la propiedad, de acuerdo a lo que puede observarse en la captura que se muestra a continuación:
Fotografía 2. Camino vecinal lateral a la propiedad afectada (24° 5'1.86"S- 64°48'53.57"O)
Caimancito
Al punto donde se piensa implementar el parque en la locación de Caimancito, se accede desde RN Nª 34 por un camino perteneciente a las propiedades de la empresa Ledesma, ya que el área corresponde a zona de cultivo de caña de azúcar. Los terrenos alrededor del predio seleccionado se encuentran cultivados. Desde la ruta deben transitarse 1500 metros hasta el acceso al campo solar. En la fotografía siguiente, se puede observar el estado del mencionado acceso.
Fotografía 3. Acceso por camino secundario-Locación Caimancito (23°44'42.23"S- 64°39'25.00"O)
6.1.2 Corredores de acceso nuevos
El área de cada proyecto incluirá carreteras internas transitables hasta las cabinas de media tensión. Las carreteras se harán siempre en direcciones sur-norte, este-oeste con una anchura mínima de 5 metros, lo cual satisface las necesidades de transporte de materiales dentro de la planta.
6.2 Infraestructura de generación de energía
El montaje de los módulos será vertical montados sobre los raíles del sistema de seguidores solares descrito más adelante. La separación entre filas de estructura será 5,5 metros (anchura de la calle) para evitar sombreado parcial que pueda afectar al rendimiento de la instalación. Además, el sistema de seguidores incluirá un algoritmo backtracking para evitar dicho sombreado completamente.
En el siguiente cuadro se muestra un resumen de la configuración general de cada CS y de la cabina del inversor:
Tabla 4. Resumen de la configuración general de cada CS y Cabina de Inversor Configuración CS (2 CS por cada 6 MW)
Número de módulos 9216
Número de cadenas 512
Módulos por cadena 18
Número de invertir por AC Box 4
Montaje de los módulos Sobre estructura de acero, en disposición vertical.
Potencia de cada módulo 330 W
Potencia de cada cadena 5940 W
Potencia total DC 3.041.500 W
Inversores y transformador (1 cabina por CS)
Inversores 64 x Potencia Nominal 47.5 kW
Potencia máxima de entrada FV 52.50 kW
Transformador Potencia 3041 kVA, sumergido en aceite
Protecciones En corriente contigua y alterna
Fuente: JEMSE, 2019
6.2.1 Estructura de soporte: Seguidores solares
La disposición o “layout” típico en estas instalaciones consiste en la instalación de los paneles sobre una estructura fija metálica, de acuerdo al ángulo óptimo calculado a partir de los datos de radiación solar del lugar. La ventaja de este layout es que la estructura de soporte es un sistema simple, fácil de instalar y se ahorra espacio. Sin embargo, con este tipo de estructuras no se consigue aprovechar el recurso solar de la misma forma que lo haría un sistema de seguidores solares de uno o dos ejes.
Por tanto, se ha se ha optado por la implementación de un sistema de seguidores solares en configuración horizontal de un solo eje. El sistema comprende una serie de actuadores (motores eléctricos y cajas reductoras) centralizados. Por medio de una serie de ejes el movimiento de giro de los motores se transmite a la estructura sobre la que los módulos fotovoltaicos van montados, de tal forma que estos rotan respecto a la horizontal.
Como puede apreciarse en la siguiente imagen, además, el sistema distribuye el movimiento de los motores a través de una serie de ejes articulados, lo cual permite una gran flexibilidad en las uniones y acelera el proceso de montaje.
Fotografía 4. Imagen ilustrativa- Sistema de seguidores solares.
6.2.2 Módulos fotovoltaicos
Hoy en día los módulos de células de silicio poli-cristalino son los más comúnmente usados a nivel mundial en la construcción de parques fotovoltaicos a gran escala. En comparación con otras tecnologías, los módulos poli-cristalinos presentan la ventaja de ser una tecnología madura, con una eficiencia de conversión elevada, baja tasa de fallos y operación y mantenimiento muy simple.
Dentro del amplio rango de potencias disponibles comercialmente, se ha optado por módulos de 330 W, ya que la tecnología de fabricación de dicho módulo permite alcanzar altísimos niveles de calidad y homogeneidad junto a una alta productividad, lo cual permite asegurar la calidad y homogeneidad de la producción energética de la planta una vez haya sido puesta en marcha.
Estos módulos fotovoltaicos están constituidos por 72 células fotovoltaicas poli-cristalinas de 156mm x 156mm. La potencia pico del módulo es de 330W con tolerancia exclusivamente positiva de 5W cuya eficiencia es del 17% y con una respuesta muy buena probada a baja irradiación, lo cual mejora mucho su producción en las primeras horas del día y las últimas de la tarde.
La caja de conexión, en la parte trasera, lleva incorporados los diodos de derivación, que evitan la posibilidad de avería de las células y su circuito, por sombreados parciales de uno o varios módulos dentro de un conjunto, al evitar corrientes inversas indeseadas.
De acuerdo a los estudios realizados, los módulos soportarán unas condiciones ambientales extremas debido a la alta irradiación del lugar y en específico a la alta
tener un grosor de 3,2 mm, con diodos de protección certificados para una mayor corriente y con una lámina trasera y material encapsulante especialmente seleccionados para resistir los altos niveles de degradación sin degradarse prematuramente.
A continuación, se muestran las principales características del módulo fotovoltaico elegido para la realización del proyecto:
Tabla 5. Características del módulo fotovoltaico Parámetros eléctricos (STC)
Potencia nominal (Pmax) W 330
Tolerancia (W) 0 - +5
Voltaje de circuito abierto VOV V 46,2 Corriente corto circuito (Isc) A 9,33
Voltaje nominal (Vmpp) V 33.8
Corriente nominal (Impp) A 6.91
Eficiencia del módulo % 17
Coeficiente de temperatura de Pmax %/K -0.42 Coeficiente de temperatura de Voc %/K -0.32 Coeficiente de temperatura de Isc %/K 0.05
Características generales
Tecnología de las células Poli-cristalinas Tamaño de las células 156.75 x 156.75 mm
Número de los diodos de bypass 3
Sección de los cables de conexión mm2 4 Longitud de los cables de conexión mm 1100
Cristal frontal Templado, 3.2 mm
Marco Aluminio anodizado
Caja de conexión IP67
Características mecánicas
Dimensiones mm 1960x992x40
Peso kg 22
Fuente: JEMSE, 2018
6.2.3 Inversor y transformador
Cada campo solar contara con 64 inversores en cadena. Para evitar pérdidas en el transporte hasta el punto de interconexión que enlaza con la red de 33 kV, la tensión trifásica de 315 V proveniente de la salida de los inversores se elevará hasta los 33 kV.
Debido a la baja densidad del aire a la altura d/e la instalación, es recomendable que el transformador sea refrigerado en aceite, para evitar un sobrecalentamiento excesivo.
A la salida de los transformadores de media tensión se conectarán las correspondientes celdas de protección y las celdas de medición. De esta forma, la energía producida por la instalación se computará individualmente por cada CS.
6.2.4 Cableado, canalizaciones y zanjas.
El cable seleccionado para realizar todas las conexiones de la planta solar es el siguiente o similar:
1. Cableado instalación AC 400V. Denominación RV-K 0,6/1kV. Las características del cableado son las siguientes.
- Conductor de aluminio, clase 5 según IEC60228.
- Aislamiento de XLPE, tipo DIX3 según HD603. La identificación normalizada, según HD308, es por colores.
- Cubierta de XLPE flexible, de color negro tipo DMV 18según HD603.
2. Cableado instalación AC 34,5kV. Denominación RHE33k VALVOLTALEN Ebk.
- Conductor trenzado contactado de aluminio de clase 2 según I EC60228.
- Aislamiento de polietileno reticulado XLPE, tipo DIX3 según HD603. La identificación normalizada, según HD308, espesor colores.
- Cubierta de XLPE flexible, de color negro tipo DMV 18 según HD603.
En este proyecto se planea la construcción de 1 cabina de entrega por cada proyecto, con potencias nominales de 6,1 MW, desde las cuales la energía será inyectada a la red. Los cables de media tensión serán elegidos según los estándares IEC.
La interconexión de cables se realizará siempre en cajas de registro estancas mediante una regleta de conexiones o bien mediante conectores estancos, de tal forma que se asegure la continuidad eléctrica y el aislamiento de la instalación respecto a la tierra y contactos accidentales directos e indirectos.
6.2.5 Protecciones generales
La instalación proyectada cumple con las siguientes consideraciones técnicas expuestas:
a) Interruptor manual de corte en carga como protección en la parte de alterna de la instalación. Se alojará en el cuadro de media tensión dispuesto en el cuadro de inversor a la salida de alterna de cada CS.
b) Puesta a tierra del marco de los módulos y de la estructura mediante cable de aluminio desnudo y pica de tierra, siguiendo la normativa vigente en este tipo de instalaciones
c) Puesta a tierra de la carcasa del inversor.
d) Aislamiento clase II en todos los componentes: módulos, cableado, cajas de conexión, etc.
e) Fusible en cada polo del generador fotovoltaico, con función seccionadora. Las cajas de cadena supervisora llevan incorporados fusibles de 16 A por cada canal de medida tanto en la rama positiva como en la negativa. Asimismo, se dispondrán una caja de fusibles a la entrada del inversor para proteger los polos positivos.
En la instalación se tendrán en cuenta los siguientes puntos adicionales con objeto de
a) Todos los conductores serán de aluminio, y su sección será la suficiente para asegurar que las pérdidas de tensión en cables y cajas de conexión sean inferiores al 1,5 % en el tramo DC y al 1,5 % en el tramo AC. Todos los cables serán adecuados para uso en intemperie, al aire o enterrado.
b) La red de distribución estará formada por el conjunto de conductores agrupación de ternos, conductores de aluminio aislados tipo RVK 0.6/1 kV (tipo RZ1-K (AS) para las derivaciones individuales), de tensión nominal no inferior a 1.000 V, sección según cálculos adjuntos, elementos de sujeción, etc.
En cuanto a conducciones se refiere:
a) Para alturas respecto al suelo inferiores a 2,5 m, el cableado discurrirá en tubo de acero, que será puesto a la tierra del sistema.
b) Cuando discurra en zanja, lo hará dentro de tubo y ésta tendrá una profundidad mínima de 60 cm, con aviso de 20 cm por encima del cable.
c) Se realizará una única toma de tierra tanto de la estructura soporte del generador fotovoltaico, como de la borna de puesta a tierra del inversor, con el fin de no crear diferencias de tensión peligrosas para las personas con la realización de diversas tomas de tierra. Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la parte de continua como de la parte de alterna se conectarán a la misma tierra, siendo ésta independiente de la del neutro de la empresa distribuidora.
d) La superficie del conductor de protección, será como mínimo la del conductor de fase correspondiente.
e) Se utilizarán cables de la sección adecuada en función de las intensidades admisibles y las caídas de tensión mencionadas anteriormente.
f) En la parte CC, los cables de cada polo se conducirán independientemente. En la parte CA, se utilizarán ternas de cables unipolares.
g) Se utilizarán canalizaciones de tal forma que la superficie del tubo sea 2,5 veces superior a la de la suma de los cables que contiene, para tramos fijos en superficie.
6.2.6 Sistema de Monitorización
El objetivo principal del proyecto no es otro que el de asegurar un flujo energético estable que genere el máximo beneficio económico. Por ello se prevé la implementación de un sistema de adquisición de datos y monitorización (SCADA) de la planta, de tal forma que esta pueda ser operada y vigilada de forma remota.
Los datos suministrados por dicho sistema se llevarán hasta la sala de control de cada planta, donde se utilizará una solución software especializada para el tratamiento de la información.
6.3 Instalaciones auxiliares
6.3.1 Estación Meteorológica
Para un control del factor de rendimiento (PR, performance ratio) real de cada planta se implementará un sistema de toma de datos meteorológicos con comunicación en tiempo real con el sistema de monitorización ya descrito.
El sistema meteorológico contará con los siguientes componentes principales:
- Sensor combinado de velocidad y dirección del viento: Sensor combinado para la medición de la velocidad del viento y la radiación. Señal directa de salida en HZ para la velocidad y en Vdc para la posición. El dispositivo incluye los convertidores de señal y transductores necesarios para compartir los datos con el resto del sistema.
- Radiación solar global: Piranómetro para la medida de radiación solar de acuerdo a ISO 9030 y WMO No.8. Sistema de alta sensibilidad y rapidez, adecuado para una medida de alta precisión.
- Termohigómetro: Instrumento para la medida precisa de la temperatura del aire y humedad relativa en condiciones ambientales extremas. Incluye una pantalla de protección contra la radiación solar de la zona ventilación natural de alta eficiencia, con pintura blanca especial que evita que los rayos del sol alteren la medida.
- Sensor de temperatura de superficie: Medida de la temperatura superficial de los módulos FV, para realizar los ajustes por temperatura.
6.3.2 Sistema de vigilancia y seguridad
Para evitar daños y/o robos, además del cercado perimetral de toda la planta se instalará un sistema CCTV (Circuito Cerrado de Televisión). El sistema está integrado básicamente por tres elementos: las cámaras de vigilancia, que pueden ser de tipo bóveda o tipo bala, los discos duros o elementos de grabación donde se almacenan las imágenes por un tiempo establecido de grabación y el bus de comunicación, que interconecta todos los elementos y forma el circuito cerrado que da nombre al sistema.
6.3.3 Infraestructura civil
Las instalaciones civiles incluyen las siguientes:
- Cerco perimetral: Todo el perímetro señalado de cada proyecto quedará delimitado por un cercado de malla de acero de altura 1.8 m.
- Caminería interna: de acuerdo a lo detallado anteriormente.
- Almacenes: destinados al almacenamiento de herramientas, maquinaria, piezas de repuesto y materiales
- Vivienda: destinada al uso por parte del guarda de seguridad de la planta y una oficina técnica, incluyendo todas las obras para la instalaciones de servicios y saneamiento de cada uno de las obras civiles
6.4 Metodología y técnicas de instalación.
El proyecto en cuestión incluye las siguientes actividades Replanteo
Se procede a la determinación y limpieza de los puntos de ubicación de las infraestructuras y componentes. Se realizan los estudios necesarios (geotecnia, planialtimetría, diseño general) para adecuar el proyecto sobre el terreno seleccionado.
Preparación del sitio
Las tareas necesarias para el acondicionamiento del sitio serán del tipo de desmontes, despalmes, nivelaciones, excavaciones y compactaciones para la construcción de los caminos de operación y mantenimiento, así como las áreas donde se alojarán las obras permanentes de administración y mantenimiento. En este apartado se incluye también la instalación del cercado perimetral.
Desbroce del terreno natural
En las áreas donde se instalarán obras permanentes (subestación de transformación, almacén, vivienda, y caminos de operación y mantenimiento del parque solar) se realizarán trabajos de desbroce del terreno natural, los cuales se realizarán por medios mecánicos. Debido a que los generadores fotovoltaicos serán colocados sobre un eje seguidor, con cuatro patas cada panel, se requerirá realizar trabajos de desbroce solamente donde haya coincidencia de la instalación de una celda solar con la vegetación. Los productos de estas actividades serán depositados y extendidos dentro del mismo predio, considerando que la mayor parte del producto es materia orgánica.
Fundaciones:
Son las excavaciones para las estructuras. Estas se realizan manualmente para evitar el encofrado, limitando así el área de excavación. El hormigón será elaborado en el obrador (o comprado listo) y se llevará hasta el lugar en camiones mixer en el momento que se requiera.
Construcción de la puesta tierra.
Será ejecutada de acuerdo a los valores de resistividad del terreno y a las exigencias de las especificaciones técnicas.
Distribución y Montaje de las estructuras
En esta acción están englobadas las siguientes actividades:
- Distribución de estructuras y paneles solares en los puntos de instalación - Las perforaciones de los puntos de anclaje de los paneles solares.
- La distribución y montajes de las columnas para la LMT.
- Cableado de LMT
- Conexionado de los paneles solares Pruebas y ensayos de puesta en servicio.
Comprende todas las acciones relacionadas a la energización y pruebas destinadas a verificar la correcta implementación del proyecto.
7 ETAPA OPERATIVA
La etapa operativa puede dividirse en dos acciones principalmente:
La descripción de este apartado, está basada en el Plan de Operación y mantenimiento a medio y largo plazo de las Plantas Proyectos fotovoltaicos de la provincia de Jujuy.
7.1 Operación
7.1.1 Condiciones operativas
En la tabla siguiente se detallan las condiciones de operación de los equipos a instalar y las condiciones de garantía de los mismos.
Tabla 6. Condiciones operativas de los equipos a instalar Condiciones de operación
Máximo voltaje del sistema V (DC) 1000
Temperatura de operación -40 ªC +85ªC
Corriente máxima en serie A 15
Carga máxima de viento Pa 2400
Carga máxima de nieve (estática) Pa 5400
Clase de seguridad II
Garantía
Pérdida de potencia durante el primer año % 2.5 Pérdida de potencia en 10 años % <10 Pérdida de potencia en 25 años % < 20
7.1.2 Esquema de operación del parque solar
La operación del parque solar será continua, para abastecer la demanda diurna de energía eléctrica en el área de influencia del proyecto.
Operación
Mantenimiento
El funcionamiento general de los sistemas de energía solar fotovoltaica de conexión a red consiste en transformar la energía recibida del sol (fotones) en energía eléctrica mediante el fenómeno denominado “efecto fotoeléctrico”, que se produce en las células que forman los módulos fotovoltaicos.
El proyecto está conformado por 3 parques solares fotovoltaicos de 6 MWac (6.083 MWp) cada uno compuesto respectivamente con 2 subconjuntos denominados Campos Solares (CS).
En general, las operaciones de los parques incluyen las siguientes áreas:
Administración de Operaciones: Asegura la implementación y el control efectivos de las actividades de O&M, incluyendo el registro y custodia de planos, inventarios de equipos, propietarios y manuales operativos y garantías. También incluye registros de desempeño y medidas de O&M, preparación de procedimientos de trabajo y criterios de selección para proveedores de servicios, contratación con proveedores y proveedores de servicios, pago de facturas, preparación de presupuestos y obtención de fondos y planes de contingencia para actividades de O&M.
Operaciones de conducción: Las operaciones incluyen cualquier operación diaria del sistema para maximizar la entrega de potencia, gestionar reducciones o ajustar variables como el factor de potencia.
Monitorización: Mantiene el sistema de monitorización y el análisis de los datos resultantes para permanecer informado sobre el estado del sistema. Incluye la comparación de los resultados de la monitorización del sistema con las expectativas de referencia y la presentación de informes a las partes interesadas de la instalación.
7.2 Mantenimiento
7.2.1 Mantenimiento Correctivo
El mantenimiento correctivo es una actividad a ejecutar después de la detección de un cualquier fallo parcial o total en el Sistema, con el firme propósito de restablecer la operatividad de la Planta. Es una medida a tomar cuando no sea posible prevenir un fallo, se considera como una operación de recurso y no recurrente.
Este tipo de correcciones empiezan con un fallo seguido de su diagnóstico preliminar con el objetivo de entender el problema original. Es crucial hacer una clara identificación del origen del problema y así adoptar un protocolo que mitigue las recurrencias del mismo
invertir en mantenimiento predictivo, en el medio-largo plazo puede traer consecuencias desastrosas como fallos en larga escala o pérdidas totales de equipos. Al final, se recomienda adoptar medidas preventivas (sobre correctivas, más económicas en corto plazo) pues que con el tiempo de servicio de la Planta, representaran un sobre coste mucho mayor. La validez de esta filosofía sirve para cualquier tipo de explotación industrial.
7.2.2 Mantenimiento Preventivo
El mantenimiento predictivo hace enfoque en la mitigación de las consecuencias de posibles fallos o disfunciones en un equipo, logrando la prevención de incidentes antes mismo que se ocurran. Esta estrategia permite detectar fallos repetitivos, disminuir tiempos muertos por fallos, extender la vida útil de los equipos, reducir los costes de reparaciones e identificar un rango absoluto de fragilidades en la instalación, entre otras ventajas.
Este tipo de filosofía se encarga de determinar las condiciones de operación, durabilidad y confiabilidad de un determinado conjunto de equipos. Un plan de mantenimiento correctamente aplicado suele reducir significativamente los fallos y sus consecuencias nefastas.
7.2.3 Mantenimiento Predictivo
El mantenimiento predictivo se basa en la determinación de condiciones de operación, es decir, delega en los sistemas la responsabilidad de desencadenar avisos antes de la ocurrencia de un fallo, esto significa la detección de un síntoma y adopción de un plan acción. El predictivo es comúnmente utilizado en ensayos no-destructivos como el caso de medición de vibraciones, temperaturas, termografía, intensidades, tensiones, etc. Permite tomar decisiones previas a la ocurrencia de los errores y así salvaguardar daños en los equipos o materiales (producción de energía). La previa detección de cambios anormales en el sistema es considerada una buena medida de seguridad y efectiva.
7.3 Plan de Operación y Mantenimiento
En la tabla siguiente se detallan, las actividades que se implementarán como parte de la O&M de los parques solares.
Tabla 7. Plan de Operación y Mantenimiento
Descripción Test,
medida Visual Especial. D W M Q H A AR Inspección y Mantenimiento
Visitas al sitio Visitas a cada planta para
chequeo general X X
Módulos fotovoltaicos Inspección general de marcos
y cristal frontal. X X
Inspección de la limpieza de
los módulos X X
Limpieza de los módulos (si es necesario, máximo 1 vez
por año)
Acción X X
Inspección de los terminales
de conexión Acción X
Inspección de los fusibles y
porta-fusibles Acción X X
Inspección visual de cables X X
Inspección de estado de
oxidación X X
Inspección de las conexiones
eléctricas X X
Apriete de conexiones
eléctricas Acción X
Estructura Comprobar la firmeza de los
apoyos Acción X X X
Comprobar deformación e
inspección de la oxidación X X X
Comprobar la estabilidad y firmeza de las grapas de
fijación.
Acción X X
Inspección de oxidación en estructura, y en su caso
reparación inmediata.
X X X
Inspección de los pasos de
cables X X
Strings y cajas DC, conversión AC/DC and LV/MV, incluyendo inversores y transformadores MT
Comprobación de daños
externos en las cabinas X X
Comprobación de ausencia
de goteras X X
Comprobación de ausencia
de condensación. X X
Comprobar la usencia de X X
Descripción Test,
medida Visual Especial. D W M Q H A AR Comprobación de
temperatura excesiva Acción X
Comprobación del correcto funcionamiento de impulsión
de aire
X X
Limpieza y/o reemplazo de filtros de aire
Acción, según tempera
tura exterior
o condicio
nes de polvo
X
Comprobación de parámetros eléctricos y de producción de
los inversores, concordancia con sistema de monitorización
Acción X
Comprobación de la disipación térmica del
transformador
Acción X
Inspecciones basadas en los
"Manuales de Fabricantes"
de los inversores y transformador
Acción X
Comprobación de disparo y rearme de protecciones
eléctricas
Acción X
Apriete de tornillos,
sujeciones, etc. X
Acción Comprobación general de la
cabina y la instrumentación de medida
Acción X
Limpieza y engrasado de
partes móviles de MT. Acción X
Comprobar la funcionalidad y transiciones de todas las protecciones y maniobras de
MT.
X X
Comprobación de la limpieza de los transformadores y
paneles de maniobra Acción X X
Comprobar las luces de iluminación general y
emergencia
Acción X
Descripción Test,
medida Visual Especial. D W M Q H A AR Comprobación de los Equipos
de Protección Individual (EPIS).
Acción, reemp.
o renovar
X X
Comprobación general de los
cables DC. X X X
Comprobar el correcto funcionamiento de todos los
strings (en string box).
X Monitoring system X Comprobación general de
líneas BT y MT. X X
Comprobar y ajustar
conexión de líneas MT. Acción X X
Sistema de Adquisición de Datos Inspección visual de daños
en las cubiertas protectoras. X X
Limpieza de cabinas y
armarios. Acción X
Comprobar los componentes electro-mecánicos de un solo
uso.
X X
Comprobar el correcto funcionamiento de los contadores (SMEC)
Acción X
Puesta a tierra Inspección de la puesta a
tierra de los módulos Acción X X
Comprobar la resistencia a tierra de la instalación, de acuerdo a la normativa
aplicable
Acción X X
Comprobar las protecciones
diferencial, si procede Acción X
Estación meteorológica Limpieza de piranómetros,
células de referencia, y cualquier otro tipo de sensor
Acción X X
Calibración de piranómetros, células de referencia, y cualquier otro tipo de sensor
Acción X X
Comprobación de conexiones
y cables. X X
Sistema de comunicaciones y control remoto Comprobar los componentes
electro-mecánicos de un solo X X X
Descripción Test,
medida Visual Especial. D W M Q H A AR Limpieza de cabinas y
armarios Acción X X
Comprobación general de los armarios de control y el estado de los componentes
X X X
Sistema de seguridad Comprobar y mantener la
funcionalidad y limpieza de las cámaras de seguridad del
sistema CCTV.
Acción
X Comprobar y mantener la
funcionalidad de los sistema anti intrusos de la propiedad.
X X
Comprobar el disparo y rearme de alarmas y su
monitorización.
Acción, monitori zación
en tiempo
real
X
Sistema de medida (SMEC) Comprobar el correcto
funcionamiento X
Instalación eléctrica subterránea Comprobación de todas las
tuberías de cable (incluyendo el cable de cada planta fotovoltaica a la subestación)
para evitar roturas inesperadas que podrían
causar graves daños y descomposición de cada
planta
X X
Comprobar el estado de llimpieza y accceso de los
registros
X X
Medioambiente y auxiliares Mantenimeinto de vallado
perimetral y puertas de entrada
Acción X
Mantenimiento de vías
internas Acción X
