MEMORIA-PLANTA-PROYECTO-ADMINISTRATIVO-FD

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MEMORIA BÁSICA PLANTA SOLAR 
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ÍNDICE 
 
1. INTRODUCCION ........................................................................................................... 8 
1.1. OBJETO ................................................................................................................. 8 
2. DATOS DE GENERALES .............................................................................................. 8 
2.1. PROMOTOR ........................................................................................................... 8 
2.2. AUTORES .............................................................................................................. 8 
2.3. NORMATIVA DE APLICACIÓN .............................................................................. 8 
2.4. CARACTERÍSTICAS DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA ...... 9 
2.5. FUNCIONAMIENTO DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA ....................................10 
2.6. VENTAJAS DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA .....................................11 
2.7. RADIACIÓN SOLAR EN ESPAÑA ........................................................................12 
3. ACTUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO A EJECUTAR ...................................12 
4. DESCRIPCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO .....................................................................13 
4.1. PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CARTUJA ....................................................13 
4.2. SITUACIÓN GEOGRÁFICA ..................................................................................14 
4.3. ACCESIBILIDAD ...................................................................................................18 
4.4. TOPOGRAFÍA .......................................................................................................18 
5. CRITERIOS DE DISEÑO ..............................................................................................19 
5.1. CRITERIOS GENERALES .....................................................................................19 
5.2. CRITERIOS ELÉCTRICOS ....................................................................................19 
5.3. CRITERIOS DE DISEÑO DEL CABLEADO ..........................................................21 
6. CÁLCULO DE LA ENERGÍA GENERADA ...................................................................23 
7. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA ......................................................23 
7.1. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN ...............................................................23 
7.2. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .............................................................................25 
7.3. GENERADOR FOTOVOLTAICO: DESCRIPCIÓN Y MÉTODO DE CÁLCULO ....26 
7.4. SEGUIDORES A UN EJE ......................................................................................28 
7.5. CAJAS DE AGRUPACIÓN ....................................................................................30 
7.6. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y SECCIONAMIENTO ................................30 
7.7. CABLEADO DE CORRIENTE CONTINUA ...........................................................36 
7.8. CABLEADO DE CORRIENTE ALTERNA .............................................................37 
7.9. PROTECCIONES ..................................................................................................43 
7.10. PUESTA A TIERRA ...........................................................................................44 
8. OBRA CIVIL .................................................................................................................47 
8.1. CARACTERÍSTICAS DEL TERRENO ...................................................................47 
8.2. VALLADO PERIMETRAL Y ACCESO A PLANTA ................................................47 
8.3. VIALES ..................................................................................................................48 
8.4. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN CON SALA PARA INVERSORES Y 
CENTROS DE SECCIONAMIENTO .................................................................................48 
8.5. CIMENTACIONES .................................................................................................49 
8.6. ZANJAS .................................................................................................................49 
8.7. EDIFICIO DE CONTROL .......................................................................................49 
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8.8. SISTEMA DE SEGURIDAD ...................................................................................50 
8.9. ALMACEN .............................................................................................................50 
8.10. OFICINA DE MANTENIMIENTO ........................................................................50 
9. PLAN DE DESMANTELAMIENTO Y RESTITUCIÓN ...................................................50 
9.1. OBJETO ................................................................................................................50 
9.2. JUSTIFICACIÓN URBANÍSTICA ..........................................................................51 
9.3. OBRAS DE DESMANTELAMIENTO .....................................................................51 
9.4. RECUPERACIÓN DEL SUELO OCUPADO. .........................................................55 
9.5. RESTAURACIÓN VEGETAL DE SUPERFICIES. .................................................55 
9.6. GESTIÓN DE RESIDUOS......................................................................................56 
9.7. CONDICIONANTES MEDIOAMBIENTALES .........................................................58 
9.8. PLAZOS Y PLAN DE DESMANTELAMIENTO .....................................................58 
 
 
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ANEXOS 
ANEJO 1: CÁLCULO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN BLOQUE 1 CON SOFTWARE 
PVSYST 
ANEJO 2: INVERSOR 
ANEJO 3: PANEL 
ANEJO 4: SEGUIDOR 
ANEJO 5: BLOQUE DE POTENCIA 
ANEJO 6: CÁLCULOS ELÉCTRICOS 
ANEJO 7: ESS 
ANEJO 8: GESTIÓN DE RESIDUOS 
ANEJO 9: PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS 
ANEJO 10: RELACIÓN DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS (RBDA) 
ANEJO 11: REFERECIA CATASTRAL 
ANEJO 12: ANEJO COMPLEMENTARIO 
NORMATIVA 
PLANNING 
 
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PLANOS 
PLANO 1: LOCALIZACIÓN 
PLANO 2: SITUACIÓN Y TOPOGRAFÍA 
PLANO 3: DISPOSICIÓN GENERAL PLANTA 
PLANO 4: DISPOSICIÓN GENERAL ZANJAS MEDIA TENSIÓN 
PLANO 5: DISPOSICIÓN GENERAL ZANJAS BAJA TENSIÓN 
PLANO 6: DISPOSICIÓN GENERAL CIRCUITOS MEDIA TENSIÓN 
PLANO 7: RED GENERAL DE PUESTA A TIERRA 
PLANO 8: DISPOSICIÓN GENERAL DE VIALES 
PLANO 9: PLANTA GENERAL DE BIENES Y DERECHOS AFECTADOS 
PLANO 10: DETALLE CAMPOS FOTOVOLTAICOS (6 HOJAS) 
PLANO 11: DIAGRAMA UNIFILAR MEDIATENSIÓN 
PLANO 12: DIAGRAMA UNIFILAR BAJA TENSIÓN 
PLANO 13: DIAGRAMA UNIFILAR CENTRO DE SECCIONAMIENTO 
PLANO 14: DETALLES ZANJAS MEDIA TENSIÓN 
PLANO 15: DETALLES ZANJAS BAJA TENSIÓN 
PLANO 16: EDIFICIO DE MANDO Y CONTROL: PLANTA Y ALZADOS (2 HOJAS) 
PLANO 17: PLANO GENERAL DEL SEGUIDOR 
PLANO 18: IMPLANTACIÓN ESTACIÓN DE POTENCIA PSB (3 HOJAS) 
PLANO 19: DETALLES DE PUESTA A TIERRA (3 HOJAS) 
PLANO 20: DETALLES VALLADO PERIMETRAL 
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ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 1 Curva y modelo de la celda fotovoltaica .................................................................10 
Figura 2 Mapa de radiación solar global annual en Andalucía ..............................................12 
Figura 3 Localización de la planta solar fotovoltaica “Cartuja” ..............................................15 
Figura 4 Poligonal del emplazamiento ..................................................................................16 
Figura 5 Emplazamiento y localización de la Subestación ....................................................17 
Figura 6 Camino al sur de la zona de la planta que daría acceso .........................................18 
Figura 7 Variación del voltaje de circuito abierto del string fotovoltaico con respecto a la 
temperatura (28, 29 y 30 módulos conectados en serie) ..................................25 
Figura 8 Esquema de la estructura de seguimiento ..............................................................29 
Figura 9 Esquema de la composición del cableado tipo .......................................................38 
Figura 10 Esquema de conexión tipo IT ...............................................................................45 
Figura 11 Esquema de conexión según ITC-RAT-13 ...........................................................46 
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ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 1 Ficha Técnica Planta “Cartuja” ................................................................................24 
Tabla 2 Ficha Técnica Módulo Fotovoltaico ..........................................................................25 
Tabla 3 Identificación de cada subgrupo de la planta fotovoltaica y su potencia nominal 
instalada ..........................................................................................................27 
Tabla 4 Ficha Técnica Seguidor ...........................................................................................29 
Tabla 5 Ficha Técnica Inversor ............................................................................................35 
Tabla 6 Datos Técnicos del Transformador ..........................................................................36 
Tabla 7 Características cables Media Tensión .....................................................................39 
Tabla 8 Longitudes y secciones del cableado de Media Tensión .........................................39 
Tabla 9 Previsiones de viales ...............................................................................................48 
 
 
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1. INTRODUCCION 
1.1. OBJETO 
El objeto del proyecto PSFV “Cartuja” es la instalación de una planta solar fotovoltaica de 
49,99 MW para la generación de energía eléctrica de origen solar y renovable. 
La planta solar evacuará su energía a través de una línea soterrada de 30 kV hacia una 
subestación transformadora compartida con otros promotores, ubicado aproximadamente a 3 
km al sur de la planta solar, y que se encargará de elevar la tensión de la energía generada 
desde los 30 kV hasta 220 kV. Desde esta subestación transformadora partirá una línea aérea 
de 220 kV, la cual evacuará también la energía de otros promotores, hacia la subestación 
Cartuja 220 kV, punto frontera de nuestro proyecto. 
La producción energética estimada de la planta será de 97.236,7 MWh/año aproximadamente 
para el primer año. 
 
2. DATOS DE GENERALES 
2.1. PROMOTOR 
El promotor del Proyecto PSFV CARTUJA S.L. con CIF.: B-56086259 y domicilio a efectos de 
notificaciones en C/ del Monte Esquinza 24, 5º izq, 28010 Madrid presenta el siguiente 
Proyecto de la Planta Solar Fotovoltaica “Cartuja” de 49,99 MW ubicado en el término 
municipal de Jerez de la Frontera (Cádiz). 
 
2.2. AUTORES 
Los autores de este proyecto son: 
 D. Daniel Lara Sánchez. Ingeniero Industrial nº de colegiado 6.007 del C.O.I.I.A.O. 
 D. David Garcia Luque. Ingeniero Técnico Industrial nº de colegiado 10.232 del 
C.O.P.I.T.I. 
 D. Manuel Jesús Lara Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos nº de colegiado 
31.113. 
Los autores tienen domicilio profesional en Avenida San Francisco Javier 9, panta 7, módulo 
29-30, 41018 Sevilla. 
 
2.3. NORMATIVA DE APLICACIÓN 
El presente Proyecto se ha elaborado teniendo en cuenta los reglamentos, normas e 
instrucciones técnicas que se citan a continuación: 
 Ley 40/1994, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional. 
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 Real Decreto 1627/1997, por el que se establecen disposiciones mínimas de seguridad 
y de salud en las obras de construcción. 
 Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, sobre regulación de las actividades de 
Transporte, Distribución, Comercialización, suministro y Procedimientos de 
Autorización de Instalaciones de Energía Eléctrica. 
 Real Decreto 314/2006, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación. 
 Real Decreto 1247/2008, de 18 de julio, del Ministerio de Fomento sobre la Instrucción 
EHE-08 de hormigón estructural. 
 Real Decreto 223/2008, de 15 de febrero, en el que se aprueba el Reglamento sobre 
condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y 
sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09. 
 Real Decreto Ley 9/2013, de 12 de julio, por el que se adoptan medidas urgentes para 
garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. 
 Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico. 
 Reglamento de Alta Tensión. Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo, por el que se 
aprueban el Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en 
instalaciones eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias 
ITC - RAT 01 a 23. 
 Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción 
de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos. 
 Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen disposiciones 
mínimas de seguridad y de salud en las obras de construcción. 
 Real Decreto 2177/2004, de 12 de noviembre, por el que se establecen las 
disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de 
los equipos de trabajo, en materia de trabajos temporales en altura. 
 
2.4. CARACTERÍSTICAS DE LA PRODUCCIÓNDE ENERGÍA FOTOVOLTAICA 
Una planta solar fotovoltaica con conexión a la red, como es el caso de la planta propuesta, 
genera energía eléctrica por conversión de la radiación solar incidente en electricidad que es 
inyectada a la red de transporte para su posterior distribución hasta los puntos de consumo. 
Este tipo de instalaciones producen energía a partir de fuentes de energía renovables, en este 
caso energía solar. Son energías “limpias” y no contaminantes, por lo que evitan una influencia 
negativa sobre el medio ambiente y hacen posible el desarrollo sostenible. 
Evitan la emisión de partículas contaminantes a la atmósfera como azufre, óxidos de 
nitrógeno, CO2, CO, Plomo, etc., ya que introducen a la red nacional energía limpia generada 
con radiación solar y evitan la generación de electricidad mediante otras fuentes energéticas 
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como la nuclear, carbón y derivados del petróleo, en cuyos procesos se generan estos 
residuos y subproductos altamente contaminantes y muy nocivos para el medio ambiente. 
Además, son instalaciones que no generan un ruido significativo ni vertidos sólidos 
considerables y no requieren de otros recursos naturales para su funcionamiento. 
La instalación de este tipo de plantas de generación distribuida potencia el desarrollo regional 
y local de las zonas, creando polos de desarrollo tecnológico en zonas rurales. 
Finalmente, esta tecnología garantiza un suministro energético sin dependencia de recursos 
exteriores lo que contribuye a la independencia energética de España y al cumplimiento de 
los objetivos de la UE en generación renovable. 
 
2.5. FUNCIONAMIENTO DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA 
Una instalación solar fotovoltaica interconectada es aquella que dispone de módulos 
fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún 
paso intermedio y disponen de conexión física con las redes de transporte o distribución de 
energía eléctrica del sistema. 
La potencia y energía a exportar depende de las condiciones meteorológicas y en especial de 
la radiación incidente. 
La conversión de la radiación solar en energía eléctrica tiene lugar en la celda fotovoltaica, 
que es el elemento base del proceso de transformación de la radiación solar en energía 
eléctrica. 
El efecto fotoeléctrico consiste en la emisión de electrones por un material cuando éste se 
ilumina con radiación electromagnética, es decir, radiación solar. La luz constituida por 
fotones, cuya energía depende de su longitud de onda y por ende de su frecuencia es capaz 
de excitar un electrón en el material semiconductor. 
La celda solar es el elemento captador de los fotones emitidos por la radiación solar y la 
convierte en energía eléctrica aprovechable. Está hecha de Silicio, conocido anteriormente 
como un material semiconductor, por lo cual, es una unión P-N y puede modelarse como un 
Diodo, de esta manera, su curva corriente vs. voltaje (I-V) es semejante a la de éste. 
 
Figura 1 Curva y modelo de la celda fotovoltaica 
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En la Figura 1, la curva I-V se desplaza cuando incide determinado valor de radiación solar, 
dicho efecto se conoce como “efecto fotovoltaico”. El aumento en el desplazamiento de la 
curva I-V en el eje “Y” es causado por el aumento en la radiación solar incidente. 
Un módulo fotovoltaico es una asociación de células a las que protege físicamente de la 
intemperie y aísla eléctricamente del exterior, dando rigidez mecánica al conjunto. 
Los módulos fotovoltaicos se interconectan en serie formando ramas para obtener el voltaje 
requerido y estas ramas a su vez se asocian en paralelo hasta obtener la potencia deseada 
formando así el generador fotovoltaico que entrega una corriente continua proporcional a la 
radiación incidente sobre los módulos. 
La energía eléctrica obtenida en los módulos se lleva hasta los inversores, que es un 
dispositivo eléctrico que convierte la corriente continua procedente de los módulos 
fotovoltaicos en corriente alterna que permite ser empleada para el consumo. Posteriormente, 
para permitir su distribución y transporte hasta los consumidores de manera eficiente, la 
energía generada se lleva hasta el transformador situado próximo al inversor donde se eleva 
su tensión. 
Finalmente, se recoge toda la energía a la salida de los transformadores por medio de circuitos 
de media tensión hasta el centro de seccionamiento y de ahí hasta la subestación de conexión, 
donde volverá a elevarse su tensión para permitir su transporte hasta el consumidor final. 
 
2.6. VENTAJAS DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA 
Durante los últimos años en el campo de la actividad fotovoltaica los sistemas de conexión a 
la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor expansión ha experimentado. La extensión 
a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el desarrollo de una ingeniería 
específica que permite, por un lado, optimizar su diseño y funcionamiento y, por otro, evaluar 
su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de los 
sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental. 
Las instalaciones fotovoltaicas se caracterizan por las siguientes ventajas: 
 Sencillez. 
 Su simplicidad y fácil instalación. 
 Ser modulares. 
 La vida útil de las instalaciones fotovoltaicas es elevada, en particular, la vida útil de 
los módulos es superior a cuarenta años, igual que la de los elementos auxiliares que 
componen la instalación, cableado, canalizaciones, cajas de conexión, etc. La de la 
electrónica puede cifrarse en más de treinta años. 
 No hay partes móviles y el mantenimiento que se requiere es reducido. 
 Fiabilidad. 
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 Las instalaciones fotovoltaicas producen energía limpia, sin gran incidencia negativa 
en el medio ambiente. Al no producirse ningún tipo de combustión, no se generan 
contaminantes atmosféricos en el punto de utilización, ni se producen efectos como la 
lluvia ácida, efecto invernadero por CO2, etc. Tampoco produce alteración en los 
acuíferos o aguas superficiales, además su incidencia sobre las características 
fisicoquímicas del suelo o erosionabilidad es nula. Al ser una energía 
fundamentalmente de ámbito local, evita pistas, cables, postes, no se requieren 
grandes tendidos eléctricos, y su impacto visual es reducido. 
 Tener un funcionamiento silencioso. 
 
2.7. RADIACIÓN SOLAR EN ESPAÑA 
A continuación, se muestra el mapa de radiación solar global media anual de la Comunidad 
Autónoma de Andalucía, donde se puede se puede observar la distribución de la misma en 
las diferentes provincias que componen la comunidad. El mapa es de elaboración propia, a 
partir de datos extraídos de la Red de Información Ambiental de Andalucía (REDIAM), los 
cuales han sido contrastados con el Atlas de Radiación Solar de España creado por la Agencia 
Estatal de Meteorología (AEMET): 
 
Figura 2 Mapa de radiación solar global annual en Andalucía 
 
3. ACTUACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO A EJECUTAR 
Los trabajos a realizar parala puesta en marcha de la planta fotovoltaica incluyen toda la 
mano de obra y materiales necesarios para completar las labores de ingeniería, diseño, 
suministro, construcción, instalación, tramitación, pruebas y puesta en servicio de la Planta. 
Los principales elementos de la planta fotovoltaica son: 
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 Módulos. 
 Seguidores solares. 
 Estructura a instalar. 
 Inversores. 
 Transformadores BT/MT. 
 Cableado de baja y media tensión. 
 Zanjas de baja y media tensión. 
 Centro de control y seccionamiento. 
 Transformador de potencia en la SET. 
Los trabajos incluyen: 
 Tramitación de permisos y licencias hasta la puesta en marcha de la instalación. 
 Ingeniería de detalle. 
 Suministro e instalación de equipos y materiales. 
 Trabajos en la parcela. 
 Instalación de los seguidores solares. 
 Instalación de los módulos. 
 Instalación de los centros de transformación (inversor, transformación y celdas 
anexas). 
 Instalación del cableado. 
 Instalación de las estructuras de servicio y centro de control y seccionamiento. 
 Pruebas y puesta en servicio. 
 Manuales y formación de Operación y Mantenimiento (O&M). 
 Repuestos. 
 
4. DESCRIPCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO 
4.1. PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CARTUJA 
La planta solar fotovoltaica “Cartuja” utilizará seguidores solares orientados norte-sur sobre 
los que irán montados los módulos fotovoltaicos de 345 Wp. Cada seguidor tendrá un total de 
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56 módulos repartidos en una configuración 3H:3 módulos en posición vertical montados 
perpendicularmente al eje con un total de 20 módulos en dirección longitudinal. 
En total, la planta contará con 144.900 módulos, repartidos en 2.590 seguidores que 
representan 49.990,50 kWp. 
En total, la generación de la planta supondría un ahorro estimado de 70.610 toneladas anuales 
de CO2. 
La energía producida por los módulos llega después a los inversores. En la planta habrá un 
total de 14 inversores con una potencia de salida total de 43,00 MW en corriente alterna. 
Esta energía en baja tensión (0,645 kv) será elevada a media tensión (30 kV) en los 
transformadores instalados a la salida de los inversores. 
El transformador de la subestación transformadora, compartido con otros promotores y 
ubicado al sur de la planta fotovoltaica, incrementará el voltaje de la energía producida hasta 
220 kV, que finalmente se exportará a través de una línea aérea 220 kV hasta la subestación 
Cartuja 220 kV, punto frontera de nuestro proyecto. 
 
4.2. SITUACIÓN GEOGRÁFICA 
La planta solar fotovoltaica “Cartuja” se encuentra situada en el municipio de Jerez de la 
Frontera, provincia de Cádiz, en la Comunidad Autónoma de Andalucía. La zona dispone de 
una gran irradiación al tratarse en Zona V. 
Se localiza en el Polígono 79 de la Parcela 176 del TM de Jerez de la Frontera, Cádiz, parcela 
cuya referencia catastral es 53020A079001760000XS. Se anexa consulta descriptiva y gráfica 
de datos catastrales del bien inmueble del Ministerio de Hacienda y Función Pública del 
Gobierno de España. 
 
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Figura 3 Localización de la planta solar fotovoltaica “Cartuja” 
 
Las coordenadas del centro aproximado de la parcela donde se ubicará la planta solar son 
36º34’39.6’’ N y 6º6’22.3’’ O (equivalentes a UTM HUSO 29 ETRS89 X=758.928 E, 
Y=4.051.923 N). El emplazamiento se encuentra a unos 30 m sobre el nivel del mar. La 
poligonal aproximada del emplazamiento es la siguiente: 
COORDENADAS UTM 
(HUSO 29, SISTEMA ETRS89) 
Vértice X (m) Y (m) 
A 758.731 4.052.537 
B 758.858 4.052.519 
C 758.254 4.052.632 
D 758.639 4.052.622 
E 758.676 4.052.129 
F 758.476 4.051.884 
G 758.430 4.051.874 
H 758.785 4.051.268 
I 758.713 4.051.244 
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J 758.692 4.051.212 
K 758.641 4.051.254 
L 758.496 4.051.503 
M 758.483 4.051.559 
N 758.239 4.051.824 
Ñ 758.169 4.052.114 
O 758.377 4.052.199 
P 758.503 4.052.404 
Q 758.484 4.052.509 
 
 
Figura 4 Poligonal del emplazamiento 
 
La subestación transformadora compartida con otros promotores se ubica al sur de la planta, 
a aprox 3 kms de distancia, concretamente en el polígono 4, parcela 4 del TM Puerto Real, 
Cádiz, siendo las coordenadas de sus vértices las siguientes: 
 
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COORDENADAS UTM 
(HUSO 29, SISTEMA ETRS89) 
X (m) Y (m) 
759.387 4.048.696 
759.427 4.048.696 
759.387 4.048.667 
759.427 4.048.667 
 
 
 
 
Figura 5 Emplazamiento y localización de la Subestación 
Los terrenos donde se implantará la planta solar se corresponden actualmente con zonas de 
cultivo. 
La parcela donde se ubicará la planta fotovoltaica es de 222,69 ha, si bien la poligonal donde 
se encuadra el parque fotovoltaico ocupa 132,3 has. 
El uso de la parcela propuesto para el proyecto fotovoltaico y el de las parcelas vecinas indican 
la poca existencia de actividades que pudieran considerarse conflictivos con la operación de 
la planta. 
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La gestión de permisibilidad se ha establecido mediante negociaciones con el/los propietario/s 
de la/s parcela/s. 
 
4.3. ACCESIBILIDAD 
La accesibilidad a la planta se realizará por el suroeste a través de un camino perimetral 
existente en la finca objeto del proyecto. En la siguiente imagen se puede ver el polígono de 
la parcela, así como los caminos colindantes a ella, siendo la vía de acceso principal la CA-
3113 de Cádiz en su paso por el término municipal de Jerez de la Frontera. 
 
Figura 6 Camino al sur de la zona de la planta que daría acceso 
 
4.4. TOPOGRAFÍA 
La zona es muy plana sin accidentes del terreno destacables con lo que no se necesitará de 
movimientos de tierra relevantes y le convierte en un lugar adecuado para instalar una planta 
fotovoltaica. 
Así mismo, no hay objetos voluminosos o altos en las inmediaciones que puedan provocar 
pérdidas de producción por sombras cercanas. 
 
 
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5. CRITERIOS DE DISEÑO 
5.1. CRITERIOS GENERALES 
Todos los materiales que se encuentren a la intemperie serán seleccionados de manera que 
soporten la climatología, cambios de temperatura, precipitaciones, corrosión galvánica con 
protección ante climatología adversa y corrosión, exposición a los rayos UV y demás 
condicionantes de la localización de la planta solar fotovoltaica. El acero estructural será 
galvanizado en caliente según normativa ISO 1461. 
 La planta fotovoltaica operará de manera automática e independiente con la mínima 
intervención. 
 La cimentación de la estructura será por hincado directo de la estructura en el suelo 
mediante vigas de acero. Se deberá tener en cuenta las características geotécnicas 
del terreno y las cargas estáticas y dinámicas (especialmente las de viento) a soportar. 
En principio, no se contempla el uso de hormigón ni cimentaciones específicas para 
los seguidores, aunque este punto podrá variar en función de los estudios pertinentes 
sobre el terreno. 
 Se ha elegido una tecnología fotovoltaica basada en módulos de tecnología 
policristalina. Este tipo de módulos proporciona tolerancias de potencia positivas, 
niveles de degradación razonables, rendimientos de conversión solar-eléctrica por 
encima del 16%. 
 El número de módulos fotovoltaicos por serie se ha definido para no sobrepasar la 
tensión de circuito abierto los 1.500 Vcc con un margen de seguridad razonable. 
 El nivel de tensión máxima en CC será de 1.500 V con el objeto de reducir costes y 
pérdidas en el cableado. A estos efectos el número de módulos en serie será de 28. 
 La distancia entre los ejes de las estructuras es de 6 metros que proporciona un 
compromiso óptimo entre el aprovechamiento del terreno disponible y unas pérdidas 
por sombras cercanas limitadas. 
 Todos los diseños, equipos y materiales cumplirán con la normativa española y con 
los estándares internacionales que sean de aplicación. 
 
5.2. CRITERIOS ELÉCTRICOS 
 Todos los conductores de potencia incluirán protección contra sobretensiones según 
el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (Real Decreto 842/2002, del 2 de 
agosto de 2002). El dimensionamiento de los conductores considerará todas las 
fuentes generadoras de corriente. 
 El cableado deberá ser calculado considerando una temperatura de funcionamiento 
de 90 ºC, pudiendo trabajar de forma constante a 120º. 
 El cableado exterior deberá ser resistente a la exposición prolongada a los rayos UV. 
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 Todos los conductos y materiales eléctricos expuestos a la intemperie deberán ser 
resistentes a la exposición prolongada a los rayos UV. 
 Todo el cableado de baja tensión dispondrá de aislamiento adecuado a su tensión de 
trabajo. 
 Los equipos y conductos se diseñarán para minimizar las cargas térmicas en los 
mismos. 
 En la fase de ingeniería todos los circuitos estarán inequívocamente identificados en 
planos. 
 Todos los circuitos estarán inequívocamente etiquetados. 
Adicionalmente se cumplirán las siguientes normas internacionales: 
General 
 IEC 60364 (todas las partes) Instalaciones eléctricas de baja tensión 
 IEC 61936-1 Instalaciones eléctricas de tensión nominal superior a 1 kV en corriente 
alterna- Parte 1: Reglas Comunes 
 IEC 60071 Coordinación de aislamiento - Parte 1: Definiciones, principios y reglas 
 IEC 60068 Ensayos ambientales - Parte 1: Generalidades y guía 
 IEC 60364-6 Instalaciones eléctricas de baja tensión – Parte 6: Verificación 
 IEC 60076 Transformadores de Potencia -Parte 1: Generalidades 
 IEC 62271 Aparamenta de alta tensión 
 IEC 60376 Especificaciones para hexafluoruro de azufre (SF6) de calidad técnica para 
uso en equipos eléctricos. 
 IEC 61000 Compatibilidad Electromagnética (CEM) 
Fotovoltaica 
 IEC 60364-7-712:2002, Instalaciones eléctricas en edificios – Parte 7-712: Reglas para 
las instalaciones y emplazamientos especiales. Sistemas de alimentación solar 
fotovoltaica (PV). 
 EN 50521:2008 Conectores para sistemas fotovoltaicos 
 IEC 60228, 60364-1,60332-1-2, 60754-1 and -2, 61034, TÜV approval 2Pfg1169: 
Requisitos y conexionado de cables para la infraestructura eléctrica (cables DC deben 
ser cables solares). 
 IEC 62446 Sistemas fotovoltaicos conectados a red. Requisitos mínimos de 
documentación, puesta en marcha e inspección de un sistema. 
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5.3. CRITERIOS DE DISEÑO DEL CABLEADO 
El cableado de la planta solar fotovoltaica cumplirá con el Reglamento Electrotécnico para 
Baja Tensión (Real Decreto 842/2002, del 2 de agosto de 2002). 
Adicionalmente se cumplirán las siguientes normas internacionales: 
 IEC 60754-1 
 IEC 60754-2 
 IEC 60502-2 
Todo el cableado estará correctamente dimensionado para: 
 Todos los circuitos de CC se diseñarán para que las pérdidas máximas sean inferiores 
al 1,2% en condiciones estándar (STC). 
 Intensidad máxima de servicio. En cualquier caso, los cables deberán estar diseñados 
para soportar una intensidad mínima del 125% de la intensidad máxima de servicio. 
 Máxima caída de tensión. 
 Intensidad de cortocircuito durante el periodo transitorio de actuación de las 
protecciones. 
 Todo el cableado tendrá el nivel de aislamiento adecuado al nivel de voltaje de la red 
eléctrica y del sistema de puesta a tierra escogido. 
 Los cables enterrados de BT, de CC, estarán dispuestos en zanja directamente 
enterrados excepto cuando cruce algún camino que se protegerán en el interior de 
conductos. Por lo tanto, según sea necesario, se protegerá el cableado utilizando 
conductos de interior liso con un diámetro entre 160 y 200 mm, en concordancia con 
las normas EN 50086-1 y EN 50086-2-4 y con clasificación normal respecto a la 
resistencia a los impactos. 
 Todos los cables enterrados o instalados en el interior de los citados conductos serán 
megados para asegurar su correcto funcionamiento antes de ser enterrados. Se 
utilizará termografía infrarroja para comprobar el cableado de CC aéreo, las 
conexiones y para los equipos de inversores y transformadores. Los protocolos de los 
ensayos de megado y termografiado estarán sujetos a la aprobación por parte de la 
Propiedad. Los ensayos de megado y termografiado estarán correctamente 
documentados y listos para ser revisados por la Propiedad. 
 A la hora de construir se tendrá especial cuidado y tomará las debidas precauciones 
para asegurar que el cableado de BT con las cajas de nivel 1 del campo fotovoltaico 
está adecuadamente instalado y probado eléctricamente. Se deberá también 
comprobar la correcta polaridad de las series utilizando un equipo de medida adecuado 
previamente a su conexión. 
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 Con el objeto de evitar daños en caso de excavaciones efectuadas por terceros, se 
deberá tender una cinta de señalización a lo largo de toda la longitud de los cables a 
no menos de 20 cm de la protección mecánica situada en el plano superior de los 
cables. 
 Las conexiones o empalmeseléctricos deberán utilizar conectores de aluminio 
comprimido diseñados para conexiones entre cables de aluminio con aislamiento 
extruido, siendo el aislamiento establecido con las apropiadas conexiones o empalmes 
termoretráctiles para el tipo de cable utilizado. Las puntas o terminaciones de los 
cables y su unión con los módulos fotovoltaicos requerirán terminales unipolares con 
protección desmontable y terminales de la sección apropiada. 
 Se ejecutarán los trabajos de obra civil necesarios para la instalación del cableado, 
incluyendo las excavaciones necesarias, relleno, compactación y 
reacondicionamiento. 
 Se deberá cumplir con los siguientes requisitos para todas las instalaciones y tendidos 
de cableado: 
Tendidos principales: 
 Los cables se tenderán sobre una cama de arena de río y tendrán protección mecánica 
situada en el plano superior de los cables. El relleno podrá realizarse con el material 
previamente extraído. 
 Se tenderá una cinta de señalización de polietileno a lo largo de toda la longitud de los 
cables a no menos de 20 cm de la protección mecánica 
 Se restaurará el pavimento si se ha cruzado alguna carretera 
Cruzamientos: 
 Se utilizarán los conductos adecuados al atravesar carreteras, canales, diques, 
paredes, etc. 
 En cruces de caminos y lugares por donde puedan circular vehículos pesado se 
sustituirá el relleno por hormigón 
Empalmes: 
 Todos los empalmes se ejecutarán por personal cualificado. 
 Se deberá minimizar el número de empalmes. En cualquier caso, la distancia mínima 
entre dos empalmes no será menor de 500 m. 
Orden de fases: 
 Se organizará el tendido de los cables y las conexiones en concordancia con la 
secuencia de fases que sale de la instalación. 
 
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6. CÁLCULO DE LA ENERGÍA GENERADA 
Acción adicional a ser incorporado por el promotor que incluye la data de entrada, incluyendo 
meteorología y salidas utilizadas en el programa. 
Para el cálculo de la energía generada se ha utilizado el software PVSyst usando datos 
meteorológicos de entrada de la base de datos SolarGIS. 
Se han aplicado valores de pérdidas típicos en este tipo de centrales de generación 
fotovoltaica contando con los diversos efectos e impactos en la generación: 
 Pérdidas en cableado DC y AC. 
 Pérdidas por ensuciamiento de los módulos fotovoltaicos. 
 Pérdidas debidas a sombras cercanas y lejanas (efecto del horizonte). 
 Pérdidas por temperatura. 
 Pérdidas por disparidad de los módulos. 
 Pérdidas debido a la degradación inicial de los módulos. 
 Pérdidas por el ángulo de incidencia solar sobre los módulos fotovoltaicos. 
 Pérdidas en los inversores, transformadores. 
 Consumos auxiliares de la planta. 
Teniendo en cuenta todas estas consideraciones, las simulaciones arrojan un resultado de 
97.236,7 MWh/año para el primer año de funcionamiento como se mostrará en tabla posterior. 
 
7. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA FOTOVOLTAICA 
El proyecto PSFV “Cartuja” consiste en una planta en suelo con 49.990 kWp de potencia pico 
y 43.000 kWn de potencia nominal, este último valor es la suma de la potencia nominal de los 
módulos fotovoltaicos instalados 
La planta fotovoltaica tendrá instalados 144.900 módulos de 345 Wp cada uno sobre 
seguidores de un eje Norte-Sur. Cada seguidor contendrá 56 módulos, con una distribución 
en el seguidor de 3 módulos en vertical y 20 módulos en horizontal. 
La planta estará rodeada de un vallado para evitar la intrusión de animales o cualquier persona 
ajena a la planta fotovoltaica. 
 
7.1. FICHA TÉCNICA DE LA INSTALACIÓN 
El dimensionado de la planta fotovoltaica se ha realizado de acuerdo a los estándares y 
legislación vigente y en base a criterios técnicos de maximizar la producción. 
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En la siguiente tabla se especifican las principales características de la planta fotovoltaica. 
Tabla 1 Ficha Técnica Planta “Cartuja” 
Concepto Unidad Valor 
Potencia pico MWp 49.99 
Potencia AC (a 50ºC) KWac 43.000 
Ratio CC/CA 1,1626 
Potencia de los módulos Wp 345 
Nº Total de módulos 144.900 
Nº Módulos por string 28 
Nº Total de strings 5.175 
Seguidor Horizontal 1 Eje 
Nº Seguidores 2.590 
Pitch m 6 
Potencia de los inversores MW 3,050 – 3,100 
Nº Inversores 14 
Transformador BT/MT MW 3,500 
Nº Transformadores 14 
Longitud de caminos (perimetrales) m 4.436 
Perímetro vallado m 4.856 
Área vallada ha 75,51 
 
El diseño se ha realizado con strings de 28 paneles en serie, que permiten operar la planta en 
todas las condiciones que pudieran existir. 
Si en el diseño final se emplearan strings de 29 o 30 paneles en serie, se recomienda operar 
la planta fotovoltaica a una temperatura mayor a los 5 ºC, ya que la tensión en circuito abierto 
de los módulos conectados en serie o “strings” fotovoltaicos podrían superar la tensión 
máxima admisible de 1500 Vdc (tomando como referencia los coeficientes de variación de 
temperatura suministrados por el fabricando de los módulos fotovoltaicos de la marca Jinko 
Solar). 
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En el siguiente gráfico se puede observar la variación del voltaje con respecto a la 
temperatura. En caso de superarse este valor, la instalación corre riesgo de infringir los valores 
máximos de operación de voltaje e incrementar riesgos de daños en la planta fotovoltaica. 
 
Figura 7 Variación del voltaje de circuito abierto del string fotovoltaico con respecto a la temperatura (28, 29 y 30 
módulos conectados en serie) 
 
7.2. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
Se ha optado por un módulo fotovoltaico de potencia nominal de 345 Wp y voltaje máximo de 
aislamiento de 1.500 V. 
Esta potencia nominal del módulo se define para condiciones estándar de 25ºC, 1.000 W/m2 
de radiación incidente en el plano de los colectores y una referencia espectral de irradiancia 
conocida como Masa de Aire 1,5. Estas condiciones quedan definidas por el IEC 60904-3. 
Las características que se presentan a en la Tabla 2 y pertenecen al módulo JinkoSolar 
modelo JKM345PP-72-V. Éstas características pueden variar ligeramente según el fabricante 
de los módulos y la generación de fabricación, pero se estima que los valores finales serán 
muy similares. 
Tabla 2 Ficha Técnica Módulo Fotovoltaico 
Módulo fotovoltaico JKM345PP-72-V 
Potencia nominal (Wp) 345 
Tolerancia (%) ±3 
1200,00
1250,00
1300,00
1350,00
1400,00
1450,00
1500,00
1550,00
1600,00
1650,00
- 2 0 - 1 5 - 1 0 - 5 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0
V
O
C
 S
ER
IE
 (
V
C
C
)
TEMPERATURA AMBIENTE, TA (ºC)
TÍTULO DEL GRÁFICO
Voc serie 28 p/s Voc serie 29 p/s Voc serie 30 p/s
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Voltaje en circuito abierto (Voc) 47,8 
Corriente de cortocircuito (A) 9,29 
Eficiencia (%) 17,78 
VMPPT (V) 38,4 
IMPPT (A) 8,98Coef. de temperatura Voc -0,30%/℃ 
IMPPT (A) 8,98 
Voltaje máximo (Vdc) 1.500 
NOCT (ºC) 45±2 
Temperatura de operación (ºC) -40 to +85 
Dimensiones (mm)LxAxE 1956 x 992 x 40 
 
7.3. GENERADOR FOTOVOLTAICO: DESCRIPCIÓN Y MÉTODO DE CÁLCULO 
Como criterio de diseño, la potencia nominal del generador fotovoltaico se ha 
sobredimensionado entre un 15% y un 17% con respecto a la potencia nominal aparente del 
inversor; para así tener una relación que permita obtener un máximo de producción de energía 
por parte del inversor; por ello se sobredimensiona así el generador fotovoltaico para la región 
climática considerada en el proyecto. 
En este caso en particular, y tomando en cuenta la potencia nominal aparente del inversor 
(especificaciones en el anejo “Inversor”) de 3.345 kVA, tarado a 3.050 kVA y 3.100 kVA, según 
el subcampo generador, resulta una potencia requerida en el generador fotovoltaico de 
3.574,20 ó 3.564,54 kWp, según el caso, y según se puede observar con descripción más 
exhaustiva en la tabla que se aporta más adelante. 
El generador fotovoltaico está compuesto con el siguiente esquema o dimensionado de cajas 
de conexión: 
Las cajas de agrupación nivel 1 observan dos variantes en las conexiones: 
 Variante 1: Compuesta por 24 strings de 28 módulos fotovoltaicos cada uno o 672 
módulos conectados para un total de 231,84 kWp de potencia nominal por caja. 
 Variante 2: Compuesta por 24 strings de 18 módulos fotovoltaicos cada uno o 432 
módulos conectados para un total de 173,88 kWp de potencia nominal por caja. 
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 Variante 3: Compuesta por 24 strings de 17 módulos fotovoltaicos cada uno o 408 
módulos conectados para un total de 164,22 kWp de potencia nominal por caja. 
 Variante 4: Compuesta por 24 strings de 16 módulos fotovoltaicos cada uno o 384 
módulos conectados para un total de 154,56 kWp de potencia nominal por caja. 
La planta fotovoltaica está compuesta por 14 subgrupos o plantas fotovoltaicas parciales 
agrupadas en un inversor de dos formas: 
 6 subgrupos que poseen potencia nominal de 3.574,20 kWp y consta de 14 cajas de 
agrupación nivel 1 de la variante 1 (24 series de 28 paneles), 1 caja de agrupación 
nivel 1 de la variante 2 (18 series de 28 paneles) y 1 caja de agrupación nivel 1 de la 
variante 4 (16 series de 28 paneles). Posee cada subgrupo 10.360 módulos 
fotovoltaicos (370 strings de 28 módulos cada uno dispuestos en 185 seguidores). 
Conectado a un inversor de potencia nominal 3.345 kVA pero tarado a 3.100 kVA. 
 3 subgrupos que poseen potencia nominal de 3.574,20 kWp y consta de 14 cajas de 
agrupación nivel 1 de la variante 1 (24 series de 28 paneles), 1 caja de agrupación 
nivel 1 de la variante 2 (18 series de 28 paneles) y 1 caja de agrupación nivel 1 de la 
variante 4 (16 series de 28 paneles). Posee cada subgrupo 10.360 módulos 
fotovoltaicos (370 strings de 28 módulos cada uno dispuestos en 185 seguidores). 
Conectado a un inversor de potencia nominal 3.345 kVA pero tarado a 3.050 kVA. 
 5 subgrupos que poseen potencia nominal de 3.564,54 kWp y consta de 14 cajas de 
agrupación nivel 1 de la variante 1 (24 series de 28 paneles), 1 caja de agrupación 
nivel 1 de la variante 3 (17 series de 28 paneles) y 1 caja de agrupación nivel 1 de la 
variante 4 (16 series de 28 paneles). Posee cada subgrupo 10.332 módulos 
fotovoltaicos (369 strings de 28 módulos cada uno dispuestos en 185 seguidores). 
Conectado a un inversor de potencia nominal 3.345 kVA pero tarado a 3.050 kVA. 
De igual forma se puede consultar esta estructura en los planos de “layout” de la planta. 
La conversión del inversor DC/AC es de aprox. 93 %, tomando el bloque de potencia 
compuesto por la combinación generador fotovoltaico, inversor y transformador para el punto 
de operación de diseño. 
Tabla 3 Identificación de cada subgrupo de la planta fotovoltaica y su potencia nominal instalada 
IDENTIFICACIÓN Subgrupo 1 Subgrupo 2 Subgrupo 3 Total 
Número de subcampos 6 3 5 14 
SubCampos 01 al 06 07 al 09 10 al 14 
Pot. Pico (kWp) 3.574,20 3.574,20 3.564,54 49.990,50 
Cajas 24 series 28p 14 14 14 196 
Cajas 18 series 28p 1 1 0 9 
Cajas 17 series 28p 0 0 1 5 
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IDENTIFICACIÓN Subgrupo 1 Subgrupo 2 Subgrupo 3 Total 
Cajas 16 series 28p 1 1 1 14 
Núm. módulos 10.360 10.360 10.332 144.900 
Núm. Strings 370 370 369 5.175 
Núm. seguidores 185 185 185 2.590 
Pot. Nom inversor (kVA) 3.345 3.345 3.345 ----- 
Pot. tarado inversor (kVA) 3.100 3.050 3.050 43.000 
Ratio (kWp/kWe) 1,1530 1,1719 1,1687 1,1626 
Pot. Inyectada a red (MWh/año) 6.952,2 6.952,2 6.933,4 97.236,7 
 
7.4. SEGUIDORES A UN EJE 
Los módulos fotovoltaicos se instalarán sobre seguidores solares. Estas estructuras requieren 
una mayor inversión inicial y una mayor ocupación de terreno, pero incrementan notablemente 
la generación de energía. Adicionalmente, el movimiento de los seguidores ayuda ligeramente 
a reducir el ensuciamiento de los módulos y mejorar el rendimiento de captación. 
El uso de estructuras de seguimiento solar resulta en un incremento de la irradiación solar en 
el plano de los módulos que maximiza la producción de energía. Sin embargo, hay que tener 
en cuenta que esta mayor irradiación también conlleva unas pérdidas por temperatura 
ligeramente superiores. 
 
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Figura 8 Esquema de la estructura de seguimiento 
 
Las estructuras serán soportadas por vigas metálicas hincadas directamente sobre el terreno 
si las condiciones geotécnicas del mismo lo permiten. Se evitará el uso de hormigón siempre 
que sea posible. La longitud de los postes será variable dependiendo de las condiciones del 
suelo y la distribución de las cargas en las estructuras. 
Los módulos se instalarán en horizontal en triple hilera sumando un total de hasta 60 módulos 
posibles por cada seguidor. Las características descritas a continuación son las de un 
seguidor solar Gonvarri Tracksmart. 
Los parámetros del seguidor pueden variar dependiendo del modelo finalmente 
implementado. 
Tabla 4 Ficha Técnica Seguidor 
Gonvarri Tracksmart 
Ángulo de seguimiento máximo (º) -60° to +60° 
Tecnología Eje horizontal, filas independientes 
Consumo (kW) Sin aporte de red 
Materiales Materiales galvanizados e inoxidables 
Voltaje del sistema (kV) Flexible, basado en el voltaje del sistema 
Tipo de instalación Exterior 
Longitud de los seguidores (m) 39,706 
Altura máxima de los módulos (m) 3 
 
 
 
 
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7.5. CAJAS DE AGRUPACIÓN 
Las cajas de agrupación o cajas de nivel 1, son cuadros eléctricos que se distribuyen por el 
campo fotovoltaico a los cuales se conectan en paralelo una cantidad determinada de series 
para formar un solo circuito de salida, el cual se dirige hacia el inversor. 
Esta caja de agrupaciónposee las protecciones requeridas por la normativa y el 
funcionamiento seguro de la instalación como, fusibles, protección contra sobretensiones y 
elementos de maniobra. Este cuadro debe ser IP65, debido a que está a la intemperie. Las 
cajas de agrupación llevan como protecciones fusibles, colocados sobre bandejas porta 
fusibles, los cuales están destinados a proteger las series en caso de cortocircuitos. 
Igualmente, para proteger las instalaciones contra sobretensiones originadas por descargas 
atmosféricas, se colocarán descargadores conectados a tierra. 
Asimismo, para facilitar las labores de operación y mantenimiento, se instalará un seccionador 
de corte en carga para todas las series. 
Se sugiere incluir la opción de monitorizar cada serie dentro de las cajas de nivel 1 para poder 
monitorizar todas las series o “strings” en la planta fotovoltaica y así comprobar su correcto 
funcionamiento. 
Las dimensiones de la caja de agrupación estarán en torno a unas dimensiones de 
800x600x300 mm. Dicha caja debe incluir protecciones contra sobrevoltajes o sobretensiones 
del tipo en corriente continua Clase 2; preferiblemente una protección por cada terminal de 
conexión del caja (POS y NEG); puede disponerse de un esquema tipo Y, tipo T o 
sencillamente la protección tipo descargador conectada directamente al terminal y debe 
cumplir con las normas de protección IEC 61643-11, IEC 61643-12 e IEC 62305. 
 
7.6. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y SECCIONAMIENTO 
GENERALIDADES 
Se van a considerar dos espacios destinado a estos fines: 
 Los centros de transformación, son los que contienen a los inversores, celdas de media 
tensión y transformadores de potencia, donde está la interfaz entre el sistema de baja 
tensión (645 V) y el de alta tensión (30 kV). Las salidas en alta tensión de los centros 
de transformación se agrupan en tres ramales o circuitos distribuidos por el parque 
solar. 
 El centro de seccionamiento, ubicado en la sala de media tensión del centro de control 
del parque, es donde confluyen los tres ramales o circuitos de media tensión a 30 kV 
provenientes de los centros de transformación, y se agrupan en un solo circuito de 
salida hacia la subestación transformadora compartida por varios promotores para 
incrementar su tensión a 220 kV. Esta interfaz se hará en sus respectivas celdas de 
media tensión y demás aparamenta asociada integrada en una misma plataforma. 
Pero esta solución integrada puede variar y se determinarán de manera definitiva en 
una ingeniería más avanzada del proyecto. 
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EDIFICIO PREFABRICADO PARA CADA CENTRO DE TRANSFORMACIÓN (CT) 
Dicho edificio será que dispondrá de suelo técnico, sistema de ventilación, elementos de 
seguridad, sistema de iluminación e instalación de baja tensión. Las dimensiones máximas 
que se estiman para el mismo serán de una altura de 2,6 m, 2,40 m de ancho y una longitud 
máxima de 13 m. 
Según ITC-RAT 14, los conjuntos prefabricados para centros de transformación cumplirán con 
las normas UNE-EN 50532, UNE-EN 62271-202. 
El ancho de los pasillos de servicio tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e 
inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento por los mismos de las personas 
y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión de los mismos. 
Este ancho, totalmente libres, no será inferior a: 
 Pasillos de maniobra con elementos de alta tensión a un solo lado: 1 m 
 Pasillos de maniobra con elementos de alta tensión a ambos lados: 1,2 m 
 Pasillos de inspección con elementos de alta tensión a un solo lado: 0,8 m 
 Pasillos de inspección con elementos de alta tensión a ambos lados: 1,0 m 
La caseta de inversores cumplirá con la normativa internacional y con la normativa local que 
le sea de aplicación. 
El edificio estará dividido en dos habitáculos diferenciados. Cada uno de los dos habitáculos 
dispondrá de su propia puerta de acceso desde el exterior: 
Habitáculo de baja tensión, albergará los inversores, cuadros de baja tensión, etc. 
Habitáculo de las celdas de media tensión y el transformador. Se preverá el foso de 
recolección de fluido en el caso de falla del transformador. 
 
RECINTO PARA CENTRO DE SECCIONAMIENTO (CS) 
El espacio destinado a este fin ubicado en el centro de control del parque cumplirá igualmente 
con los requisitos indicados en ITC-RAT 14, cumpliendo con las normas UNE-EN 50532, UNE-
EN 62271-202. 
El ancho de los pasillos de servicio tiene que ser suficiente para permitir la fácil maniobra e 
inspección de las instalaciones, así como el libre movimiento por los mismos de las personas 
y el transporte de los aparatos en las operaciones de montaje o revisión de los mismos. 
Los equipos estarán contenidos en sus respectivas celdas de media tensión. 
 
 
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CELDAS DE MEDIA TENSIÓN 
En los centros de transformación (CT) se instalarán dos (2) celdas de línea + una (1) celda de 
protección del transformador; es decir, 2 L + 1P, exceptuando los extremos que dispondrán 
de una (1) celda de salida + una (1) de protección, es decir 1L + 1P. Detalle se muestra en el 
plano "unifilar de media tensión". 
En el centro de seccionamiento (CS) se instalarán tres (3) celdas de llegada de línea 
(provenientes de los centros de transformación del parque solar) y una (1) celda de salida de 
línea (hacia la subestación de evacuación). Detalle se muestra en el plano "unifilar centro de 
seccionamiento" 
Serán equipos con corte y seccionamiento en SF6 (a excepción del interruptor automático, 
que realiza el corte en vacío), donde cada una de las celdas tendrá su aparamenta y juego de 
barras encerrados en una cuba estanca de acero inoxidable, llena de SF6 y sellada de por 
vida. 
Estas celdas poseen las siguientes especificaciones generales: 
 Tensión nominal (kV): 36 
 Corriente nominal del embarrado (A): 
o En centro de seccionamiento: 1250 A. 
o En los Centros de Transformación: 400 A (según indicado en planos). 
 Corriente nominal del interruptor (A): 
o En Centro de Seccionamiento y en celdas de llegada de línea de circuitos de 
media tensión del Parque “Cartuja” y de protección de trafo de Servicios 
Auxiliares en el Centro de Seccionamiento: 400 A. 
o En Centro de Seccionamiento y en celda salida evacuación parque “Cartuja” a 
Subestación transformadora compartida: 1250 A. 
o En los Centros de Transformación: 400 A (según indicado en planos). 
 Frecuencia (Hz): 50 
 Intensidad de cortocircuito (kA): 25 
 Nivel de aislamiento al impulso atmosférico (kV): 170 
 Nivel de aislamiento a frecuencia industrial (kV): 70 
 Aislamiento: SF6 
 Instalación interior 
 
Dichas celdas contarán con todas las protecciones, equipos auxiliares y maniobras necesarias 
para el correcto funcionamiento, los cuales se describen a continuación: 
 Celdas de línea en los centros de transformación (36 kV, 400 A, 25 kA): 
 Seccionador de línea / Seccionador de tierra 
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 Celdas de protección del transformador en los centros de transformación (36 kV, 400A, 25 kA): 
 Seccionador de línea / Seccionador de tierra 
 Interruptor 
 Transformadores de corriente 
 Transformadores de tensión 
 Protección: Relé sobreintensidad de fase (50/51) 
 Protección: Relé sobreintensidad de neutro (50N/51N) 
 Protección: Relé temperatura transformador (49) 
 Protección: Relé de sobrepresión del transformador (63) 
 Equipamiento de control y comunicación sistema SCADA 
 Celdas de llegada de líneas de Media Tensión del parque “Cartuja” en el centro de 
seccionamiento (36 kV, 400 A, 25 kA): 
 Seccionador de línea / Seccionador de tierra 
 Interruptor In 400 A 
 Transformadores de corriente (600-300-150/5-5-5 A; 20 VA 5P20, 20 VA 
5P20, 20 VA CL 0,5S) 
 Transformadores de tensión (30000/√3:110/√3-110/√3; 25 VA 3P, 15 VA CL 
0,5) 
 Protección: Relé sobrecorriente de fase (50/51) 
 Protección: Relé sobrecorriente de neutro (50N/51N) 
 Equipamiento de control y comunicación sistema SCADA 
 Celda de salida de línea correspondiente a la evacuación en Media Tensión del parque 
“Cartuja” en el centro de seccionamiento (36 kV, 1.250 A, 25 kA): 
 Seccionador de línea / Seccionador de tierra 
 Interruptor In 1.250 A 
 Transformadores de corriente (2500-1250-800/5-5-5 A; 20 VA 5P20, 20 VA 
5P20, 20 VA CL 0,5S) 
 Transformadores de tensión (30000/√3:110/√3-110/√3; 25 VA 3P, 15 VA CL 
0,5) 
 Protección: Relé sobrecorriente de fase (50/51) 
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 Protección: Relé sobrecorriente de neutro (50N/51N) 
 Equipamiento de control y comunicación sistema SCADA 
Las celdas de media tensión cumplirán con las normas internacionales y locales de aplicación, 
así como con los requerimientos impuestos por la compañía eléctrica. 
Según ITC-RAT 16, se establece como norma de obligatorio cumplimiento para estas 
instalaciones la norma UNE-EN- 62271-200, con las siguientes adiciones: 
 Se preverán los elementos de seguridad que eviten la explosión de la envolvente 
metálica en caso de defecto interno y se elegirán las direcciones de escape de los 
fluidos para evitar posibles daños a las personas. 
 El fabricante deberá informar de las características de su producto en los catálogos e 
información técnica en cuanto a la intensidad de cortocircuito soportada y su duración 
en caso de arco interno. 
 Se preverán sistemas de alarma por pérdida de gas, salvo cuando el diseño de las 
celdas esté contrastado mediante los respectivos ensayos, de forma que el fabricante 
garantice una vida útil de 30 años. 
 
CUADRO DE BAJA TENSIÓN 
El Cuadro General de Baja Tensión se ubica en el Centro de Transformación y está constituido 
por un conjunto de protecciones eléctricas ante sobrecargas y cortocircuitos determinadas en 
una fase más avanzada de ingeniería. 
En general, se dispondrá de los armarios necesarios que alojarán los aparatos de control y de 
protección. Según ITC-BT-17 los cuadros se ajustarán a las normas UNE 20.451, con un 
grado de protección mínimo IP 30 según UNE 20.324 e IK 07 según UNE-EN 50-102. 
Las conexiones internas se harán con cables aislados, según norma UNE-EN-60228 y su 
aislamiento deberá cumplir con lo prescrito en ICT-BT-19. Los cables no serán propagadores 
de incendios, cumpliendo con UNE 211002 para cables con aislamiento termoplástico o según 
UNE 21097-9 1C para cables con aislamiento reticulado. 
Las protecciones mínimas previstas son los siguientes: 
 Sobreintensidad de fase: 50 / 51 
 Relé de sobreintensidad de neutro: 50N / 51N 
 Relé térmico: 49 
 Relé de presión de gas o nivel de aceite: 63 
 
 
 
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INVERSOR 
El inversor es un dispositivo eléctrico que convierte corriente continua procedente de los 
módulos fotovoltaicos en corriente alterna a la frecuencia del sistema donde se conecta a la 
planta (50 Hz). 
Los inversores centrales se han venido utilizando en las plantas fotovoltaicas en los últimos 
años debido a su gran eficiencia y facilidad de mantenimiento. Éstos inversores se diseñan 
para funcionar durante toda la vida útil de la planta lo que permite una importante reducción 
en costes de operación y mantenimiento en muchos casos. El inversor será de tipo exterior 
por lo que deberá aguantar las condiciones climáticas locales durante los años de 
funcionamiento. 
Las características descritas a continuación son las del inversor Power Electronics 
FS2800CH15. Los parámetros finales pueden variar ligeramente según la elección definitiva 
del equipo. 
Tabla 5 Ficha Técnica Inversor 
FS2800CH15 
Potencia aparente (kVA) @ 50 ºC 2800 
Rango MPPT (Vcc) 913-1.250 
Máximo voltaje de entrada (Vcc) 1.500 
Máximo corriente de entrada (A) 5.450 
Potencia nominal de salida (kW) @25ºC 3.345 
Corriente nominal de salida (A) @25ºC 3.000 
Voltaje nominal de salida (V) 645 
Frecuencia de red (Hz) 50 
Altitud máxima (m) 2.000 
Eficiencia máxima (%) 98,7 
Dimensiones (mm) 5890x945x2198 
Protección (cabina) IP54 
Protección (electrónica) IP65 
 
 
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TRANSFORMADOR 
En el caso de la planta fotovoltaica “Cartuja”, cada inversor irá conectado a su salida a un 
transformador trifásico de 0,645 kV/ 30kV, 3,5 MVA, conexión Dyn11 (no conectado a tierra), 
que a su vez verterá la energía producida a un cable de 30 kV que se conectará con el centro 
de seccionamiento. 
Datos específicos del transformador: 
Tabla 6 Datos Técnicos del Transformador 
Relación transformación(kV) 30 / 0,645 
Potencia nominal (MVA) 3,5 
Tipo enfriamiento ONAN 
Grupo Conexión Dyn11 
Aislamiento aceite 
Tipo 
 
Intemperie 
 
Las dimensiones del transformador serán aproximadamente 2.100 x 1.750 x 2.100 mm. 
La instalación poseerá su respectivo sistema de recolección de aceites en caso de fuga del 
mismo. 
 
7.7. CABLEADO DE CORRIENTE CONTINUA 
Se suministrará e instalará todo el cableado según los requisitos especificados en una 
ingeniería más avanzada del proyecto, en la normativa española y otros códigos y requisitos 
aplicables. 
CÁLCULOS DE CABLES DE CORRIENTE CONTINUA (BT) 
La determinación reglamentaria de la sección de un cable consiste en calcular la sección 
mínima normalizada que satisface simultáneamente las tres condiciones siguientes: criterio 
de la intensidad máxima admisible de calentamiento, el criterio de caída de tensión y el criterio 
de la intensidad de cortocircuito. 
El tramo entre los ramales y la caja de conexión nivel 1 se refiere al cableado que une los 
módulos entre sí formando ramales de 28 módulos en serie o “strings” (según plano de 
diagrama unifilar). Sobre cada seguidor se colocarán cuatro de estos ramales, es decir un 
total de 56 módulos por cada seguidor. El cableado utilizado para este tramo será de cobre 
del tipo 1x2x10 mm2 (XLEVA según UL / tipo EI6 según TÜV) 2 KV, tanto para el positivo 
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como para el negativo. Estos ramales terminarán en la caja de protección de los ramales en 
corriente continua, situada junto a cada uno de los seguidores. Este calibre ha sido 
sobredimensionado cumplir con los criterios de caída de tensión. 
El tramo de Nivel 2, que conectan dichas cajas de nivel 1 con el inversor de cada centro de 
transformación, se obtiene una sección de Aluminio de 300 mm2, se estimó según catálogo 
un valor de caída tensión por unidad de longitud de 0,142 V/A – Km. Bajo estas condiciones 
cumplimos con los criterios de caída de tensión también aplicables. 
Los cables de corriente continua irán sobre las propias estructuras o directamente enterrados. 
Zanjas de baja tensión 
Será necesaria una zanja de nivel 1, para llevar los circuitos de corriente continua desde las 
estructuras de seguimiento hasta las cajas de agrupación nivel 1. Esta zanja discurrirá de 
manera paralela a las estructuras de los seguidores; desde la caja de conexión de los 
seguidores hasta las cajas de agrupación nivel 1. 
Cuatro tipos de zanjas que albergarán los cables de nivel 2, la cual está identificada como 
“ZANJA BT-Tipo 01”, “Zanja BT Tipo 02”, “Zanja-BT-Tipo 03” y “Zanja-BT-Tipo 04” en el plano 
de zanjas. Dicha zanja albergará los cables de conexión al inversor (se ha previsto una reserva 
para cables de strings de módulos fotovoltaicos y de alimentación auxiliar de los seguidores 
en caso de ser necesario en un futuro). 
 
7.8. CABLEADO DE CORRIENTE ALTERNA 
Se suministrará e instalará todo el cableado según los requisitos especificados en una 
ingeniería más avanzada del proyecto, en la normativa española y otros códigos y requisitos 
aplicables. 
 
CÁLCULOS DE CABLES DE CORRIENTE ALTERNA (BT) 
Los inversores se conectan a los transformadores por medio de cables de baja tensión 
(alrededor de 645V). Las longitudes de estos cables serán muy cortas ya que los 
transformadores e inversores estarán instalados sobre una plataforma común. 
Según los cálculos eléctricos en el anexo “cálculos eléctricos” se sugiere cables unipolares 
material de 630 mm2 Cu, tipo XLPE, baja tensión 0,6/1kV (ocho conductores por fase) 
instalado al aire. El esquema del conductor se muestra en el plano “Unifilar de baja tensión”. 
En caso de modificaciones en etapas futuras, esta instalación se puede reemplazar por ductos 
de barras para la conexión entre el inversor y el transformador. 
 
 
 
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CÁLCULOS DE CABLES DE CORRIENTE ALTERNA (MT) 
Las características de los cables de media tensión han sido seleccionadas cumpliendo el 
Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta 
tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITCLAT-01 a 09 junto con otros 
documentos de referencia tal y como se muestra en el anejo 6 “Cálculos Eléctricos” del 
presente documento. 
El criterio a seguir consiste en hallar la sección del cable a partir de la corriente máxima 
admisible, verificar que es adecuada para soportar la corriente de cortocircuito, 
adicionalmente se calcula la caída de tensión para comprobar que está dentro del rango 
permitido y posteriormente se determinan las pérdidas por efecto Joule. 
Se calcula una sección mínima de cortocircuito de 95 mm2 por lo que todas las secciones del 
cableado de media tensión serán como mínimo iguales a esta sección sino superiores 
El diseño correspondiente al dimensionado de los cables se ha realizado para tener circuitos 
equilibrados en cuanto a la potencia acumulada al final de cada subcampo. De esta forma 
tenemos tres circuitos. Las potencias que transmiten son 15.350 kW (2 subcampos de 3.100 
y 3 subcampos de 3.050 kW), 15.350 kW (2 subcampos de 3.100 kW y 3 de 3.050 kW) y 
12.300 kW (2 subcampos de 3.100 kW y 2 subcampos de 3.050 kW). 
Dicha disposición se muestra en el plano "unifilar de media tensión". 
En base a la potencia que acumula cada circuito, se determina la intensidad que circula por 
cada cable en todo momento. En función de esa intensidad y las condiciones de diseño de la 
instalación, se eligen cables aislados, unipolares, conductor de Al, tipo RHZ1-20L, 18/30 kV 
debido a las ventajas que ofrece frente a los cables convencionales en lo referente a la no 
propagación del agua. La selección de la sección para cada caso se basa en la capacidad de 
soporte a la intensidad requerida en cada momento y que el aislamiento no supere la 
temperatura de 90 ºC. 
 
Figura 9 Esquema de la composición del cableado tipo 
 
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Tabla 7 Características cables Media Tensión 
CARACTERÍSTICAS 
Conductor 
Conductor de aluminio electrolítico, clase 2 
con obturación longitudinal (cables tipo -
2OL). 
Semiconductora interior 
Pantalla sobre el conductor, de material 
semiconductor termoestable 
Aislamiento 
Polietileno reticulado (XLPE), reticulado en 
atmósfera de nitrógeno seco. 
Semiconductora exterior 
Pantalla sobre el aislamiento, de material 
semiconductor termoestable y pelable. 
Pantalla metálica 
Pantalla de alambres de Cu y contraespira 
de cinta de Cu, con una sección mínima de 
16 mm2 
Obturación longitudinal 
Cinta higroscópica recubriendo totalmente la 
pantalla (cables tipo –OL y -2OL). 
Cubierta exterior 
Cubierta exterior de poliolefna libre de 
halógenos 
 
Para los tres circuitos que se observan en los planos asociados, obtendremos las siguientes: 
Tabla 8 Longitudes y secciones del cableado de Media Tensión 
SECCIÓN LONGITUD 
1 x 3 x 95 mm2 5.145 m 
1 x 3 x 150 mm2 1.785 m 
1 x 3 x 240 mm2 1.890 m 
1 x 3 x 400 mm2 390 m 
1 x 3 x 630 mm2 4.320 m 
 
 
 
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ACCESORIOS 
Los empalmes, terminales y derivaciones, se elegirán de acuerdo a la naturaleza, composición 
y sección de los cables instalados y no deberán aumentar la resistencia eléctrica de éstos. 
Los terminales deberán ser, asimismo, adecuados a las características ambientales (interior, 
exterior, contaminación, etc.). 
Los dispositivos de conexión y empalme serán de diseño y naturaleza tal que eviten los 
efectos electrolíticos, si estos fueran de temer, y deberán tomarse las precauciones 
necesarias para que las superficies en contacto no sufran deterioro que perjudique la 
resistencia mecánica necesaria. 
Los materiales y su montaje cumplirán con los requisitos y ensayos de las normas UNE 
aplicables de entre las incluidas en la ITC-LAT 02 y demás normas y especificaciones técnicas 
aplicables. 
 
TERMINACIONES 
El objetivo principal de los terminales para Media Tensión es el de controlar los esfuerzos 
eléctricos que se presentan en el aislamiento del cable al retirar el blindaje del aislamiento en 
las terminaciones del cable, para conectarlos con otros elementos de la red. 
Su funcionamiento está soportado por el control de esfuerzo (control del campo eléctrico) que 
se puede lograr por medio materiales especiales y se complementa con distancias de fuga 
adecuadas y elementos que proporcionan hermeticidad o protección contra la penetración de 
humedad en la terminación del cable. 
Los