Pfc gestión óptima de la energía generada por una central solar termica

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL

GESTIÓN ÓPTIMA DE LA ENERGÍA
GENERADA POR UNA CENTRAL SOLAR
TÉRMICA

Autor: Álvaro Biarge Pareja
Director: Francisco Javier Martín Herrera

Madrid
Mayo 2013

GESTIÓN ÓPTIMA DE LA ENERGÍA GENERADA POR UNA CENTRAL SOLAR
TÉRMICA.
AUTOR: BIARGE P AREJA , ÁLVARO.
DIRECTOR: MARTÍN HERRERA, F RANCISCO JAVIER.
ENTIDAD COLABORADORA : ICAI – UNIVERSIDAD P ONTIFICIA COMILLAS

RESUMEN DEL PROYECTO
INTRODUCCIÓN
Las energías renovables han experimentado un importante crecimiento a lo largo de
los últimos años y no sólo eso, sino que las previsiones apuntan a que se mantenga su
desarrollo y aumente su participación dentro del mix energético mundial. Este aumento
de las energías renovables se ve reforzado por los distintos planes de la Unión Europea
de reducción de emisiones, los cuales se apoyan fuertemente en el potencial de la
energía solar en los países del Sur de Europa y Norte de África, entre ellos España. El
objetivo de este proyecto es optimizar la evacuación de energía solar a la red de
transporte.
El presente proyecto consta de dos partes: una primera parte en la que se analizan
las mejores condiciones para una nueva central térmica solar y la segunda parte donde
se diseña la línea de evacuación de una central a la red de transporte y se realiza el
ajuste y coordinación de las protecciones necesarias para su correcto funcionamiento.
CENTRAL SOLAR
En el momento de diseñar una central térmica solar existen ciertas decisiones a
tomar que son claves de cara a obtener una mayor generación. A lo largo de esta
primera parte del proyecto se consideran tres de estas decisiones buscando encontrar la

mejor solución posible, que son, la localización de la central, la tecnología de captación
y la instalación de un sistema de almacenamiento.
Para decidir la localización idónea para una nueva central hay diversos factores que
han tenido que tenerse en cuenta, especialmente la radiación solar, las horas de sol al
año, la disponibilidad geográfica y el acceso a la red de transporte del sistema eléctrico.
Los dos primeros factores comentados implican el poder generar a lo largo de más horas
al día y obtener un mayor calor para transmitirlo al ciclo de la central en el tiempo de
funcionamiento, para ello se han utilizado información del INE para conocer las horas
de sol al año de las distintas zonas y la aplicación PVGIS del Instituto de Energía y
Transporte de la Comisión Europea. Para conocer la disponibilidad geográfica se ha
utilizado la herramienta SIGPAC, necesario para saber si existe una superficie plana
suficientemente extensa para la construcción de una nueva central, con acceso a fuentes
de agua e infraestructuras. El acceso a la red es necesario para poder transmitir la
energía generada a los puntos de consumo, la conexión será mediante una línea que
cuanto menor sea menores serán sus costes.
Finalmente se ha determinado, en base a dichos factores, que el mejor
emplazamiento para la instalación de la nueva central sería al Sur de Sevilla
conectándose a la red en la subestación de Don Rodrigo con una línea de
aproximadamente 12 km.
Las centrales térmicas solares funcionan con un ciclo Rankine al igual que
cualquier central térmica, diferenciándose en la obtención del calor. Para la obtención
del calor en el ciclo se utilizan las tecnologías de captación, entre las cuales actualmente
se pueden distinguir cuatro tipos: de colectores cilindro-parabólicos, de torre central,
tipo Fresnel y de disco parabólico. Tras un análisis de las cuatro tecnologías, se realiza

una comparación entre ellas exponiendo sus características más relevantes para decidir
cuál de ellas sería la que mejores cualidades ofrezca.
La conclusión obtenida de la comparación entre las tecnologías es la siguiente, pese
a la buena experiencia que se tiene actualmente con la tecnología de colectores cilindroparabólicos se recomienda la instalación de la tecnología de torre central ya que ofrece
una mayor eficiencia pico, puede construirse en terrenos con una mayor inclinación,
requiere de menor agua para la refrigeración y permite utilizar el fluido que recorre el
ciclo Rankine directamente para calentarlo evitando el uso de intercambiadores de calor
reduciendo costes significantemente.
En cuanto al almacenamiento, cuyo fin es aumentar la capacidad de producción de
la central ofreciendo la generación en horas sin sol, se explica su dependencia del
múltiplo solar y como debe de adecuarse la instalación de almacenamiento al múltiplo
solar de diseño de la central. La recomendación en este caso es el diseño de una alto
múltiplo solar y la instalación de una alta capacidad de almacenamiento, sin embargo ha
de advertirse el gran incremento en costes y superficie necesaria que esto supondría.
En caso de diseñarse una central con un múltiplo solar mayor que uno e instalar
almacenamiento, la sugerencia es el uso de almacenamiento por energía térmica
mediante dos depósitos, siguiendo el mismo funcionamiento que el almacenamiento de
la planta Gemasolar en Sevilla.
LÍNEA DE EVACUACIÓN
Suponiendo que se construyese la central en el emplazamiento sugerido y la central
fuese de 50 MW, la línea a construir presentará las siguientes características:
 Potencia de la línea: 50 MVA

 Tensión de la línea: 220 kV
 Frecuencia: 50 Hz
 Número de circuitos: 1
 Longitud de la línea: 12 km
Ante estas características el primer paso es elegir un tipo de conductor capaz de
soportar la corriente máxima que circulará por la línea, para el cual se ha elegido el
conductor Canary. También debe decidirse que tipo de apoyos se usarán ya que se trata
de una línea aérea, escogiendo el apoyo F41 del fabricante MADE para líneas de
220kV.
Conociendo todos los datos de la línea expuestos hasta el momento, se calcularon
los parámetros de la línea, esto es impedancia y admitancia de la línea. También se
calcularon las impedancias secuenciales empleando las fórmulas de Carson y la
reducción de Kron. La impedancia y las impedancias secuenciales fueron necesarias
para posteriormente ajustar las protecciones a la línea.
El último paso del proyecto fue el diseño del sistema de protecciones para asegurar
el correcto funcionamiento de la línea ofreciendo estas un disparo rápido y selectivo en
caso de falta.
La protección de la línea se lleva a cabo mediante dos relés con diferentes
funciones de protección:


Protección principal: se instala el relé P545 de Schneider configurando la
función diferencial (87L) y la comprobación de sincronismo para cierre de
interruptor (25).



Protección secundaria: se instala el relé SEl-321 de Schweitzer con las
funciones de protección de distancia (21) y comparación direccional (67N).

Posteriormente, los relés fueron adecuados a las características de la línea mediante
sus parámetros y un estudio de faltas realizado por medio de un programa creado en
Matlab en el cual, introduciendo el punto en el que se produce la falta y los Thevenin
equivalentes en los nudos A y B, calcula las tensiones e intensidades que miden ambos
relés antes faltas trifásicas y fase-tierra.
En los ajustes de los relés se configuran sus características indicándoles cuando
deben actuar y en cuanto tiempo deben hacerlo.
El funcionamiento de los relés antes distintas faltas está configurado mediante
lógica de Boole que es explicada brevemente dentro del proyecto.
Finalmente, en el proyecto se incluyen los programas de Matlab utilizados para el
cálculo de las impedancias secuenciales y el estudio de faltas en los anexos y los
siguientes planos:


Plano unifilar de las subestaciones Don Rodrigo, incluyendo la conexión de la
línea de evacuación, y otra subestación simple barra diseñada para elevar desde
la tensión de generación hasta tensión de transporte.



Plano unifilar de protecciones en ambas subestaciones.

OPTIMAL

MANAGEMENT OF THE ENERGY GENERATED BY A SOLAR

THERMAL.
AUTHOR: BIARGE P AREJA, ÁLVARO.
DIRECTOR: MARTÍN HERRERA, F RANCISCO JAVIER.
COLLABORATING INSTITUTION : ICAI – UNIVERSIDAD P ONTIFICIA COMILLAS

ABSTRACT
INTRODUCTION

Renewable energies have experienced significant growth over recent years and not
only that, but the expectation is to maintain its development and increase its share in the
global energy mix. This increase of renewable is reinforced by the various European
Union plans to reduce emissions, which rely heavily on the potential of solar energy in
the countries of southern Europe and North Africa, including Spain. The objective of
this project is to optimize the evacuation of solar power to the transport network.
This project consists of two parts: a first part in which we analyze the best
conditions for a new solar thermal power plant and the second part where the evacuation
line from a central to transport network is designed and performs the adjustment and
protection coordination necessary for proper operation
SOLAR CENTRAL

At the time of designing a solar thermal power plant there are some decisions to
make that are key in order to obtain a higher generation. Throughout this first part of the
project will consider three of these decisions seeking to find the best possible solution,
which are the location of the plant, technology acquisition and installation of a storage
system.

To determine the ideal location for a new plant there are several factors that have to
be considered, especially solar radiation, sunshine hours a year, geographic availability
and access to the transport network electrical system. The first two factors discussed,
involve power generation over more hours a day and get more heat for transmission to
the cycle at the central within operation time. To solve this, it has been used information
from the INE (Spanish National Institute for Statistics) for the hours of sunshine per
year and the application PVGIS from the Institute for Energy and Transport of the
European Commission. To find out about the geographic availability the tool SIGPAC
has been used to know if there is a flat surface large enough to build a new plant, with
access to water sources and infrastructure. The network access is needed to transmit the
power generated to the points of consumption; the connection will be through a shortest
possible line to lower the costs.
Finally it has been determined, based on such factors that the best site for the
installation of the new plant would be south of Seville connecting to the network in the
substation of Don Rodrigo with a line of about 12 km.
Solar thermal plants operate on a Rankine cycle like any power plant, differing in
the way of obtaining heat. To obtain the heat in the cycle are used capture technologies,
including currently are four types: parabolic trough, central tower, Fresnel type and
parabolic dish. After an analysis of the four technologies, a comparison is made
between them exposing their relevant characteristics to decide which one would be the
best qualities offered.
The conclusion drawn from the comparison between the technologies is as follows,
despite the actual good experience with the technology of parabolic trough installation
is recommended central tower technology as it offers a higher peak efficiency, they can

be constructed in areas with a greater inclination, requires less water for cooling and
allows fluid traveling using the Rankine cycle to heat directly without the use of heat
exchangers reducing costs significantly.
As for storage, designed to increase the production capacity of the power
generation offering in hours without sun, explained its dependence on solar multiple as
installation must conform to the multiple storage solar plant design. The
recommendation in this case is the design of a high multiple solar installation of a high
storage capacity, however it should be noted the large increase in cost and area needed
that would entail.
If a plant designed with a solar multiple greater than one and install storage, the
suggestion is the use of thermal energy storage using two tanks operating in the same
way as the storage Gemasolar plant in Seville.
DISCHARGE LINE

Assuming that the plant is built at the site suggested and Central were 50 MW the
line to build will have the following characteristics:
• Line Power: 50 MVA
• Line voltage: 220 kV
• Frequency: 50 Hz
• Number of circuits: 1
• Line length: 12 km

Given these characteristics the first step is to choose a type of conductor that can
withstand the maximum current that will flow through the line, the best choice chosen is
the conductor Canary. Also it needs to be decided what kind of support will be used
since it is an aerial line, the best option is the support F41 for 220kV lines built by the
manufacturer MADE.
Knowing all previous line data, it was calculated the following line parameters,
impedance and admittance. Sequential impedances were also calculated using the
Carson’s formulas and Kron’s for reduction. Impedance and sequential impedances
were necessary to subsequently adjust line protections.
The last step of the project was the design of the protection system to ensure proper
operation of the line offering these a selective and fast tripping in case of failure.
Line protection is carried out using two relays with various protective functions:
• Head protection: A P545 Schneider relay is installed setting differential function
(87L) and synchronism check for switch closure (25).
• Secondary protection: A Schweitzer SEL-321 relay is installed with distance
protection functions (21) and directional comparison (67N).
Subsequently, the relays were suited to the characteristics of the line by its
parameters and fault study performed by means of a program created in Matlab wherein
introducing the point where the failure occurs and the Thevenin equivalent knots A and
B, calculate the voltages and currents that measure both relays for three phase faults and
phase to earth.

In the settings of the relays are configured characteristics indicating when to act and
for how long.
How relays work in case fault is set using Boolean logic which is explained briefly
in the project.
Finally, the project includes Matlab programs used for calculating sequential
impedances and the study of faults in the Annexes and the following plans:
• Don Rodrigo’s substation single line plan including connection to

the

evacuation line
• Line diagram of a substation plan designed to elevate the voltage from voltage
generation to transport.
• Don Rodrigo’s substation single line protection diagram.
• New substation single line protections diagram.

ÍNDICE GENERAL

I.

MEMORIA

II. ANEXOS
III. PLANOS
IV. PLIEGO DE CONDICIONES

i

Índice
1.

Introducción ................................................................................................................................. 1
1.1

Contexto ................................................................................................................................ 1

1.2

Motivación ............................................................................................................................ 4

1.3

Objetivos ............................................................................................................................... 5

1.4

Recursos a emplear ............................................................................................................... 5

2. Localización de la central .................................................................................................................. 7
2.1 Almería .................................................................................................................................... 14
2.2 Murcia ...................................................................................................................................... 15
2.3 Huelva ...................................................................................................................................... 16
2.4 Sevilla ...................................................................................................................................... 17
3. Central solar ..................................................................................................................................... 22
3.1 Ciclo de funcionamiento .......................................................................................................... 22
3.2 Obtención del calor .................................................................................................................. 24
3.2.1 Sistemas de torre solar: .................................................................................................... 24
3.2.2 Colectores cilindro-parabólicos:...................................................................................... 28
3.2.3 Sistemas de concentradores lineales de Fresnel: ............................................................. 30
3.2.4 Sistemas de disco parabólico: .......................................................................................... 32
3.2.5 Comparación de las diferentes tecnologías ...................................................................... 33

ii

4. Almacenamiento .............................................................................................................................. 37
4.1 Almacenamiento de energía térmica ........................................................................................ 41
4.2 Almacenamiento de aire comprimido ...................................................................................... 47
5. Parámetros de la línea ...................................................................................................................... 51
5.1 Resistencia ............................................................................................................................... 55
5.2 Inductancia ............................................................................................................................... 57
5.3 Capacidad................................................................................................................................. 59
5.4. Impedancias secuenciales ....................................................................................................... 62
5.5. Elección de los transformadores de protección....................................................................... 66
5.5.1 Transformadores de corriente .......................................................................................... 67
5.5.2. Transformadores de tensión ............................................................................................ 67
6. Estudio de faltas ............................................................................................................................... 69
6.1 Falta trifásica............................................................................................................................ 70
6.2 Falta fase-tierra ........................................................................................................................ 72
7. Protecciones de línea........................................................................................................................ 75
7.1. Protección diferencial de línea ................................................................................................ 76
7.2. Protección de distancia ........................................................................................................... 78
7.3. Protección de comparación direccional .................................................................................. 82
8. Ajuste de relés .................................................................................................................................. 84
8.1. Protección principal ................................................................................................................ 84

iii

8.2. Protección secundaria ............................................................................................................. 87
8.2.1. Protección de distancia (21) ............................................................................................ 87
8.2.2. Protección de comparación direccional (67N)................................................................ 96
8.2.3. Actuación relé SEL-321 ................................................................................................... 99
9. Conclusiones .................................................................................................................................. 100
9.1 Central termosolar.................................................................................................................. 100
9.2 Línea de evacuación............................................................................................................... 101
Bibliografía........................................................................................................................................ 103

iv

Lista de figuras
Figura 1. Crecimiento energías renovables ............................................................................................ 1
Figura 2. Aumento consumo energético ................................................................................................ 3
Figura 3. Mapa radiación solar en España ............................................................................................. 8
Figura 4. Mapa red eléctrica de Andalucía .......................................................................................... 11
Figura 5. Mapa red eléctrica Almería .................................................................................................. 12
Figura 6. Ciclo central térmica ............................................................................................................. 22
Figura 7. Ciclo Rankine ....................................................................................................................... 23
Figura 8. Esquema simplificado de central solar de torre central ........................................................ 25
Figura 9. Central solar híbrida ............................................................................................................. 26
Figura 10. Esquema simplificado central con colectores cilindro-parabólicos ................................... 28
Figura 11. Receptor Fresnel ................................................................................................................. 31
Figura 12. Almacenamiento energía .................................................................................................... 38
Figura 13. Sistema Thermocline ......................................................................................................... 43
Figura 14. Almacenamiento mediante dos depósitos ........................................................................... 44
Figura 15. Método calor latente ........................................................................................................... 46
Figura 16. Almacenamiento de aire comprimido ................................................................................. 47
Figura 17. Tiempo de descarga y nivel de potencia tecnologías almacenamiento............................... 49
Figura 18. Apoyos línea ....................................................................................................................... 52
Figura 19. Caída de tensión en el conductor ........................................................................................ 57
Figura 20. Dimensiones apoyo............................................................................................................. 58
Figura 21. Esquema unifilar línea ........................................................................................................ 62
Figura 22.Transposición de fases ......................................................................................................... 65
Figura 23. Impedancias secuenciales ................................................................................................... 66
Figura 24. Falta trifásica ...................................................................................................................... 71

v

Figura 25. Falta fase-tierra ................................................................................................................... 73
Figura 26. Protecciones línea de transporte ......................................................................................... 75
Figura 27. Función protección diferencial ........................................................................................... 77
Figura 28. Curva característica relé diferencial ................................................................................... 78
Figura 29. Alcance protección distancia .............................................................................................. 79
Figura 30. Característica MHO ............................................................................................................ 80
Figura 31. Característica rectangular ................................................................................................... 80
Figura 32. Zonas de alcance ................................................................................................................. 81
Figura 33. Protección distancia subalcance permisivo ........................................................................ 81
Figura 34. Zonas de actuación y bloqueo comparación direccional .................................................... 82
Figura 35. Función de protección comparación direccional ................................................................ 83
Figura 36. Transposición fases............................................................................................................ 84
Figura 37. Caracerística diferencial ..................................................................................................... 85
Figura 38. Esquema impedancias secuenciales .................................................................................... 88
Figura 39. Falta trifásica ...................................................................................................................... 91
Figura 40. Falta fase-tierra ................................................................................................................... 93
Figura 41. Protecciones línea de transporte ......................................................................................... 93
Figura 42. Protección diferencial de línea............................................................................................ 96
Figura 43. Curva característica diferencial .......................................................................................... 98
Figura 44. Alcance protección de distancia ......................................................................................... 99
Figura 45. Característica MHO ............................................................................................................ 99

vi

Lista de tablas
Tabla 1. Número de centrales termosolares en el mundo .........................................................4
Tabla 2. Horas de sol ................................................................................................................9
Tabla 3. Datos Huelva .............................................................................................................19
Tabla 4. Datos Sevilla .............................................................................................................19
Tabla 5. Comparación tecnologías de captación solar ............................................................35
Tabla 6 ....................................................................................................................................42
Tabla 7 ....................................................................................................................................45
Tabla 8 ....................................................................................................................................49
Tabla 9. Tipos de conductores ...............................................................................................53
Tabla 10. Densidad de corriente admisible .............................................................................54
Tabla 11. Intensidad máxima ..................................................................................................54
Tabla 12. Factores de efecto pelicular y proximidad ..............................................................56
Tabla 13. Resistencia conductores ..........................................................................................57
Tabla 14. Reactancia conductores ...........................................................................................59
Tabla 15. Admitancia conductores .........................................................................................60
Tabla 16. Trafos intensidad .....................................................................................................67
Tabla 17. Trafos de tensión .....................................................................................................68
Tabla 18. Impedancia medida por el relé ................................................................................79
Tabla 19. Entradas y salidas lógica MHO de fases .................................................................92
Tabla 20. Salidas y entradas lógica MHO de tierrra ...............................................................95

vii

Lista de gráficos:
Gráfico 1. Horas de sol .......................................................................................................................... 9
Gráfico 2. Radiación solar media en Sevilla ........................................................................................ 20
Gráfico 3. Radiación solar media en Huelva ....................................................................................... 20
Gráfico 4. Temperatura ambiente en Sevilla........................................................................................ 20
Gráfico 5. Temperatura ambiente en Huelva ....................................................................................... 20
Gráfico 6. Fase de desarrollo de las tecnologías .................................................................................. 34
Gráfico 7. Factor de capacidad de una planta de colectores cilindro-parabólicos de 100 MW en
función del múltiplo solar y la capacidad de almacenamiento............................................................. 39
Gráfico 8. Impedancia conductores ..................................................................................................... 61

1

1. Introduccion
1.1

Contexto

A día de hoy nos encontramos en un mundo en el cual las energías renovables han
adquirido una gran importancia en la generación de electricidad y dicha importancia va
en aumento. De hecho, todos los planes de cara al futuro, como son las “smartcities” y la
“smartgrid” que se pretenden instaurar en Europa, buscan optimizar el uso de las renovables y aumentar significativamente su porcentaje de producción con respecto a toda la
energía generada. Prueba de ello es que el 70% de la nueva capacidad de potencia instalada en el año 2012 es renovable.
El objetivo de la Unión Europea en su lucha contra el cambio climático es que para el
año 2020, el 20% de la producción energética de la unión sea de renovables y para el año
2050 pretende reducir las emisiones de carbono en un 80%. Para reducir tal nivel de reducción de emisiones, prácticamente sería necesaria la total descarbonización del sistema
energético.

Figura 1. Crecimiento energías renovables

2

En la figura 1 se muestra como no sólo ha crecido la participación de las renovables a
nivel global, sino como la mayoría de los pronósticos apuntan a que dicha participación
continúe creciendo a lo largo de los próximos años.
Existen múltiples causas por las que las energías renovables son cada vez más necesarias. Por un lado se busca una sostenibilidad y una reducción en el uso de los combustibles fósiles. Por el otro, el consumo de energía en todo el mundo es cada vez mayor y
una mayor generación será requerida.
Los combustibles mencionados son en gran parte los causantes de la contaminación y
sus efectos secundarios, como es el efecto invernadero originado por gases que se emiten en la combustión de dichos combustibles como son el CO y el CO2. Además, durante
las últimas décadas se ha abusado excesivamente del uso de estos combustibles y esto ha
provocado su escasez en algunos casos, provocando a día de hoy una subida de precios
importante y de cara al futuro la necesidad de otras formas de energías suficientemente
desarrolladas y eficientes.
Por tanto, sustituyendo la generación de energía eléctrica con combustibles fósiles
por renovables se reducirá considerablemente su utilización, lo cual favorecería notablemente los objetivos mencionados.
Otro hecho relevante es el incremento de demanda que existe constantemente que nos
hace necesitar más generación y nuevas formas de esta. Este hecho se ve reforzado por el
aumento de la población mundial y más en concreto por el desarrollo de economías
emergentes, cuyo consumo se prevé crezca un ritmo mucho mayor como muestra la figura 2.

3

Figura 2. Aumento consumo energético

Por otro lado, en España las principales energías renovables son la eólica y la solar. Debido a la situación geográfica del país nos encontramos en una situación geográfica que nos
permite un alto rendimiento de la energía solar. Especialmente en el sur de España donde
hay una alta radiación solar durante bastantes horas al año. Fruto del alto nivel de radiación
solar se espera obtener un alto nivel de generación eléctrica mediante energía solar de cara
no solo al consumo en el país sino en toda la Unión Europea, que gracias a las interconexiones entre los distintos países es posible.
Además las centrales termosolares están experimentando una gran evolución desarrollando nuevos métodos de obtención de energía. Este gran desarrollo de las centrales termosolares se ve apoyado por una política por parte de varios países y empresas inversoras que
favorece la construcción de nuevas centrales. Prueba de ello es el gran número de centrales
en construcción y propuestas que se muestran en la tabla1.

4

Tabla 1. Número de centrales termosolares en el mundo

1.2

Motivación

Dadas las grandes expectativas puestas en las energías renovables y su rápido desarrollo,
este proyecto pretende aumentar la producción de energía mediante una central solar.
El presente proyecto estudiará una central solar pero no adentrándose en su ciclo térmico, que también será comentado, sino buscando optimizar su generación por medio de los
siguientes factores:


Investigando cual puede ser la mejor localización para dicha central considerando datos de radiación, horas de sol y facilidades que presentan los distintos lugares de cara
a construir una nueva central solar.



Comparando las diferentes tecnologías disponibles de captación de energía solar y en
base a su nivel de desarrollo y características, decidir cuáles son las más apropiadas.



Observando los métodos de almacenamiento energético, su aplicación directa a las
centrales solares y los efectos de dicho almacenamiento a la producción de la central.

5

Una vez conocida la localización de la central y su capacidad de potencia, se diseñarán las
protecciones de una línea para conectar la supuesta central al sistema eléctrico español.

1.3

Objetivos

Los objetivos que se buscan alcanzar con este proyecto son los siguientes:


Decidir el emplazamiento de la central buscando que localización dentro de España
resultará más ventajosa. Para ello se deberán comparar determinadas características
de las distintas opciones.



Central solar: se explicará brevemente su funcionamiento y decidirá que tecnología
es la óptima.



Conexión de la central a la red de transporte: para ello será necesario diseñar una línea desde la central a la subestación de la red de transporte más cercana. En esta línea se calcularán sus parámetros eléctricos y diseñarán las protecciones para su correcto funcionamiento.



Almacenamiento: se explicarán diversas formas de almacenamiento de energía para
conseguir mejorar el funcionamiento de la central y se compararán entre ellas con sus
ventajas e inconvenientes.

1.4

Recursos a emplear

Para desarrollar este proyecto se emplearon los siguientes recursos:


Microsoft Office: se utilizó el Word para redactar y el Excel para el cálculo de los parámetros de la línea.

6



Matlab: será necesario para calcular las matrices de impedancias secuenciales.



Autocad: programa necesario para realizar planos de la línea y la subestación.



Internet: utilizado como herramienta para buscar información



SIGPAC: útil para estudiar las características de los diferentes posibles emplazamientos de la central.



Mapas de la red de transporte del sistema eléctrico español para conocer las posibles
subestaciones de conexión.



PVGIS: herramienta informática creada por el Instituto de Energía y Transporte de la
Comisión Europea para conocer los niveles de radiación en toda Europa entrando por
coordenadas.

7

2. Localizacion de la central
En el momento de buscar la localización de una central térmica solar hay varios factores que deben tenerse en cuenta, que son los siguientes:


Radiación solar de la zona: este parámetro marca la capacidad de la central. Depende
principalmente de la altitud y latitud del lugar y de las horas de sol al año.



Superficie plana disponible: Es importante disponer una superficie grande para poder
construir la central. Esta superficie es conveniente que sea plana para instalar correctamente los colectores solares, la energía obtenida por estos depende en gran parte
del ángulo en que incide la luz solar sobre estos. Otro detalle a considerar dentro de
este aspecto es evitar zonas protegidas como parques naturales.



Cercanía de una subestación de la red de transporte: la energía producida por la
central debe de ser transportada hasta los puntos de consumo, para ello se utiliza el
sistema eléctrico. Para conectar la central al sistema eléctrico será necesaria una línea
que conecte la central con la red de transporte (de 220 kV). Cuanto menor sea la longitud de la línea, menores serán los costes, por tanto es conveniente que haya una
subestación de la red de transporte cerca del lugar donde se construya la central.



Infraestructuras: será necesario un mínimo de infraestructuras, como por ejemplo
una carretera que facilite el acceso a la central.



Otros aspectos: existen más características que aunque no sean esenciales pueden facilitar y mejorar el funcionamiento de la central. Un ejemplo es la cercanía de alguna
fuente de agua que pueda ser utilizada para la refrigeración del ciclo térmico.

8

Inicialmente, se buscará en un plano de España en el que se indica la energía solar media
recibida en un día en kWh/m2 las zonas del país con mayor energía recibida del sol por metro cuadrado. La figura 3 muestra el mapa del cual se han obtenido los datos de radiación.
Este mapa proviene de un estudio del “Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía”, IDEA.

Figura 3. Mapa radiación solar en España

Se observa en el mapa de la imagen 3 que las provincias de la zona V son aquellas en las
que más rentable resultaría una central solar, dado que para una misma superficie se obtendría una mayor energía del sol a lo largo de un día.
Conocidas las provincias que pertenecen a la zona V, también es importante conocer las
horas de sol medias al día para comparar entre provincias cuántas horas podría estar en funcionamiento una central solar. La tabla 2 presenta el número de horas anuales de sol de los

9

últimos once años y al final una media anual de horas de sol de las provincias en las que se
estudia la posibilidad de situar la central solar (todas ellas pertenecientes a la zona V). Los
datos recogidos en la tabla 2 han sido obtenidos de la base de datos del Instituto Nacional de
Estadística.

Total
Alicante

Murcia

Sevilla

Almería

Huelva

2000

3078

3075

2894

3185

3107

2001

2906

..

2895

3059

..

2002

2872

2958

2855

3019

2972

2003

2841

2897

..

2901

2829

2004

2754

2848

2931

2909

3092

2005

3008

3111

3058

3049

..

2006

2782

..

2816

2747

2906

2007

2886

2970

2954

2999

3120

2008

2559

2875

2993

3067

2652

2009

2896

3070

2978

3154

2657

2010

2489

2892

2702

3040

..

2824,636364

2966,222

2907,6

3011,73

2916,875

Media horas anual

Tabla 2. Horas de sol

Gráfico 1. Horas de sol

Observando el gráfico 1, queda claro que existe una gran diferencia entre la provincia
con más horas de sol anuales, que es Almería, y la provincia que menos horas de sol anuales

10

tiene, Alicante. Este motivo lleva a descartar la opción de Alicante porque aunque ofrezca
una alta energía por radiación solar, su funcionamiento se reduciría en un importante número
de horas con respecto a las otras opciones, lo cual implicaría mayor riesgo de que se dé la
situación de haber demanda pero no fuera posible producir. Como se verá más adelante a lo
largo del proyecto, esto se podrá resolver con almacenamiento, pero conllevaría un mayor
coste de la central, justo lo contrario de lo que se pretende.
A continuación se pasará a estudiar las posibilidades de las diferentes provincias considerando los aspectos que aún no se han tenido en cuenta: cercanía a una subestación de la
red de transporte, superficie plana disponible, infraestructuras y otros.
Para observar la situación de las subestaciones de la red de transporte se utilizarán los
planos obtenidos de la página web de Red Eléctrica de España, que contienen las figuras 4 y
5.

11

Figura 4. Mapa red eléctrica de Andalucía

12

Figura 5. Mapa red eléctrica Almería

13

Para acotar la búsqueda de la localización, es necesario fijar unas condiciones requeridas, de tal forma que se busquen sitios cumplan dichas condiciones.
Una característica muy importante de cualquier central de producción eléctrica y que
debe fijarse desde el principio es la máxima capacidad de potencia que tiene. En el caso de
una central solar, la capacidad depende principalmente de dos factores: la superficie de colectores solares y la radiación solar. Entre ambos factores existe una relación, ya que para
una misma potencia, cuanta mayor radiación solar exista, menor superficies de colectores
solares será necesaria, y viceversa.
Por tanto, se debe de fijar una capacidad de la central para conocer la extensión que necesitaremos. Actualmente en España las centrales solares de mayor capacidad son centrales
de 50 MW con colectores cilindro-parabólicos. La central de este proyecto será igual que
aquellas de máxima capacidad en España.
Se tomarán como referencia las centrales de Puertollano y Andasol, que coinciden con la
capacidad pretendida en el proyecto. Primeramente se tomarán como base para conocer de
una manera aproximada la superficie que será necesaria para obtener una potencia de 50
MW. Ambas centrales abarcan una superficie de unas 150 hectáreas aproximadamente, luego la búsqueda de lugares para situar la central se reducirá a aquellos que permitan una superficie de esta magnitud y en un terreno llano.
Otras restricciones que marcarán la búsqueda serán la cercanía de alguna fuente de agua
para abastecer la central, preferiblemente agua dulce para evitar la desalinización, un fácil
acceso al terreno por carretera y que esté alejada de zonas protegidas, evitando que la central

14

se sitúe en una evidentemente, además de que la línea no tenga que bordearla aumentando
así su longitud y costes.
Lo siguiente por realizar es estudiar las posibilidades que ofrecen cada una de las provincias seleccionadas:

2.1 Almería
El caso de Almería es
complicado. Pese a que es la
provincia en la cual obtendríamos más horas de sol
anuales, presenta diversas
complicaciones que hacen
difícil la localización de la
central en esta zona.
Mapa de Almería (Google Maps)

El mayor de los proble-

mas de esta zona es la presencia de la cordillera Penibética. Como se ve en el mapa, el relieve es bastante montañoso, y dado que es necesario una superficie llana para instalar la central, se reducen sustancialmente las posibilidades de instalar la central en Almería.
No obstante, quedan unas pocas áreas en la provincia con poco relieve que sí permitirían
pero que serán descartadas por distintos motivos.

15

La zona de Tabernas no presenta grandes problemas de relieve y es una zona con una alta radiación solar, pero se trata de una zona desértica, por lo que obtener agua para la central
implicaría la construcción de un sistema que hiciese llegar el agua hasta la zona.
La zona del Ejido y Roquetas de Mar tampoco presenta problemas de relieve pero nos
encontramos con el mismo clima seco, escaso de ríos, y además es una zona dedicada especialmente a la agricultura en toda su extensión. Esta circunstancia aumentaría el precio de
adquisición del terreno notoriamente.
Finalmente, inmediatamente al este de la ciudad de Almería existe una zona con ramblas, que no servirían para suministrar el agua necesaria a lo largo de todo el año, donde se
encuentran urbanizaciones y el aeropuerto. Más al este se encuentra el parque natural del
Cabo de Gata. Por todas esas razones se descarta la provincia de Almería.

2.2 Murcia
Según la figura 1, no
es válida toda la Región
de Murcia. La zona con
mayor

radiación

será

desde Mazarrón hacia el
Mapa de Murcia (Google Maps)

mería principalmente.

Sur, la frontera con Al-

16

Su cercanía con la provincia de Almería implica que tenga las mismas inconveniencias,
es una zona seca, con pocas fuentes de agua dulce, con mucho relieve y dedicada a la agricultura.
Murcia también será descartada pese a ser la segunda opción con mayor número de horas de sol al año.

2.3 Huelva
Las tierras próximas a la
ciudad de Huelva son idóneas para situar la central ya
que como se vio inicialmente
reciben una alta radiación
durante un intervalo de horas
considerable,

además

de

cumplir el resto de condiciones.
Mapa de Huelva (Google Maps)

De todas formas, hay
que tener cuidado ya que hay dos importantes áreas protegidas que son la “Reserva Natural
Marismas del Burro” y el “Parque Natural de Doñana”.
La zona en la cual se ha considerado apropiado situar la central dentro de la provincia de
Huelva se encuentra entre las localidades de Conde de Barbate y San Juan del Puerto. Se han
elegido estas tierras dado que se evitan los terrenos protegidos, están bien comunicadas con

17

la carretera A-49, existe la posibilidad de acceder sin grandes esfuerzos a distintas fuentes de
agua (ríos, arroyos, acueductos ya construidos..) y se encuentran amplios territorios llanos. A
parte, cerca de esta región se encuentra la subestación de Palos, de la red de 220 kV.

2.4 Sevilla
Al Sur de la ciudad de Sevilla existe una zona amplia de
parcelas sin explotar con pendiente cero y que pueden ser
abastecidas de agua del río
Guadalquivir y sus afluentes.
Es una zona bien comunicada,
muy cerca de la localidad Dos
Mapa de Sevilla (Google Maps)

Hermanas con la autovía A-4,

que evita la necesidad de construir nuevas infraestructuras de acceso.
Por esta zona se encuentra la subestación de Don Rodrigo a través de la cual podría conectarse la central a la red.
Todos los datos comentados previamente de las distintas regiones han sido averiguados
por medio de Google Maps y del SIGPAC (Sistema de Información Geográfica de Parcelas
Agrícolas).

18

A continuación se pasa a realizar una comparación entre las dos posibles localidades señaladas previamente (Sevilla y Huelva), considerando diferentes aspectos que ayuden a elegir la mejor opción:


Longitud de la línea: en el caso de situar la central en Sevilla, la nueva línea que habría que diseñar y construir sería de 12 km, mientras que si se utiliza la localización
onubense, la línea sería de una longitud de 27 km. La distancia entre las posibles zonas donde podría localizarse la central y la subestación de Palos de la frontera es menor de 27 km, pero debido a marismas en la desembocadura del río Odiel hay lugares
declarados de interés comunitario que se deben evitar a la hora de construir una línea.
El hecho de tener que evitar el paso de la línea por ciertas zonas provoca un rodeo
que aumenta sustancialmente la longitud necesaria.



Radiación solar y temperatura medias: estos datos son útiles para tener una idea de la
eficiencia y efectividad de la central. Cuanto mayor sea la radiación solar de la zona,
menor será el espacio requerido para obtener una misma potencia. Por otro lado, dado que la energía solar se utiliza para calentar un fluido que posteriormente irá a una
turbina, conectada a un generador, a mayor temperatura ambiental, menor energía será necesaria emplear. Las tablas 3 y 4 recogen los datos de radiación solar y temperatura medias de Sevilla y Huelva respectivamente.

19

Tabla 4. Datos Sevilla

Tabla 3. Datos Huelva

Iopt: Ángulo con mayor radiación.
Hopt: Radiación en un plano inclinado con el ángulo óptimo [Wh/m2/día]
T24h: Temperatura media durante todo el día [ºC]
NDD: Number of heating degree-days.
Hh: Radiación en un plano horizontal [Wh/m2/día]
En función de la época del año y la hora del día los rayos de luz solar inciden sobre la
tierra con un ángulo distinto. Para obtener la mayor energía posible, lo mejor es que los rayos incidan perpendicularmente. Es por esto que existe un ángulo óptimo de radiación para
los distintos meses, un ángulo que nos permite obtener una mayor energía del sol.
El NDD es una medida de la energía que se necesita para mantener a una temperatura
una instalación, por ejemplo, en el caso de una casa cuanto necesitaría a lo largo del año
para mantener una casa a una temperatura pretendida.

20

No obstante, los datos en los que se basará este estudio para la localización serán esencialmente la radiación solar horizontal y la temperatura ambiente.

Gráfico 2. Radiación solar media en Huelva

Gráfico 5. Temperatura ambiente en Huelva

Gráfico 3. Radiación solar media en Sevilla

Gráfico 4. Temperatura ambiente en Sevilla

NOTA: las tablas 3 y 4 y todos los gráficos realizados con los datos que ellas mismas recogen, se han obtenido por medio de la herramienta PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System) creada por el IET (Institute for Energy and Transport) de la Unión Europea.

21

Como puede observarse en las tablas 3 y 4 y en los gráficos, las diferencias tanto de radiación como de temperatura entre los emplazamientos de Huelva y Sevilla son mínimos. En
Huelva obtenemos 80 [

⁄

] más de radiación media anual en un plano horizontal y

en cambio la temperatura media al día es 0,3ºC mayor en Sevilla.
La diferencia en temperatura es insignificante, así que no se tendrá en cuenta para escoger uno u otro lugar. La diferencia en la radiación nos afectará principalmente a la superficie
necesaria para recibir la radiación, en Sevilla sería necesario una mayor superficie para conseguir la misma potencia que en Huelva, lo cual implica un mayor gasto y mayor ocupación.
No obstante, la diferencia de radiación es mínima, de un 1,6%, por tanto las diferencias de
costes y ocupación también serán mínimas.
Sin embargo, en Huelva encontramos un importante problema, que son todos los lugares
declarados de importancia comunitaria que provocan la necesidad de construir una línea mucho más larga y reducen los lugares con posibilidad de instalar la central. La diferencia de
longitudes entre las líneas necesarias en Sevilla y en Huelva es realmente considerable y
aumenta los gastos de construcción y mantenimiento de la línea, además de aumentar las
pérdidas (aunque al tratarse de líneas muy cortas esto puede despreciarse).
Puede concluirse que el emplazamiento idóneo para situar la nueva central solar se encuentra en Sevilla, ya que las demás opciones estudiadas anteriormente han sido descartadas
por diferentes motivos.

22

3. Central solar
3.1 Ciclo de funcionamiento
Las centrales térmicas solares funcionan, al igual que las centrales nucleares y las de
combustibles fósiles, mediante el ciclo Rankine. En la figura 6 se muestra el funcionamiento
de una central térmica cualquiera, con sus distintos procesos del ciclo Rankine básico, y la
figura 7 recoge el diagrama T-s de un proceso Rankine. El ciclo Rankine suele ser recorrido
por agua, pero también pueden utilizarse un hidrocarburo o un refrigerante que ofrecen un
mejor comportamiento para aprovechar los focos térmicos.

Figura 6. Ciclo central térmica

23

Figura 7. Ciclo Rankine

El ciclo mostrado en ambas figuras es un ciclo muy básico en el cual se pueden introducir diversas modificaciones para aumentar el rendimiento de la central. El ciclo Rankine está
compuesto por cuatro procesos:


1-2: expansión del vapor de agua en una turbina adiabática. Idealmente sería una expansión adiabática, pero irreversibilidades interiores en la turbina hacen que no lo sea
reduciendo su rendimiento. En este paso, el fluido que ha recibido la energía solar,
cede su calor en la turbina, transformando la energía térmica en energía cinética.



2-3: cesión de calor en el condensador. El fluido al salir de la turbina cede calor hasta alcanzar el estado de líquido saturado.



3-4: compresión en la bomba. En este proceso también hay perdidas dado que la
bomba no tiene un comportamiento isentrópico.

24



4-1: evaporación en la caldera. La caldera se conoce como el generador de vapor. Es
en este proceso donde se diferencian las distintas centrales térmicas, en la forma de
obtener el calor que se utiliza para calentar el fluido del ciclo. Mientras que las fósiles utilizan combustibles y las nucleares la fisión del uranio, en las centrales solares
se utilizan espejos para concentrar la energía proveniente del sol y convertirla en
energía térmica a medias y altas temperaturas.

3.2 Obtención del calor
Como ya se ha comentado previamente, la diferencia de las centrales solares es la forma
de obtención del calor en el generador de vapor. Para concentrar el calor recibido del sol, se
emplean sistemas de espejos que concentran el calor o bien de una forma puntual, concentrando unas 1000 veces la radiación recibida y con temperaturas de 1000ºC, o lineal, alcanzando un valor de 100 veces la radiación recibida y la temperatura de unos 550ºC.
Existen cuatro tipos de tecnologías distintas, que se diferencian según el sistema de espejos que utilizan para focalizar la energía solar:
3.2.1 Sistemas de torre solar:
Estos sistemas se componen de un campo de espejos, denominados heliostatos, y un receptor central situado en lo alto de una torre. El funcionamiento básico
es sencillo, mediante los heliostatos se concentra la
radiación solar en el receptor, donde se transmite el calor del sol a un fluido para generar
vapor.

25

Los espejos son movidos a través de un sistema de tracción a dos ejes encargado de que
siempre focalicen los rayos solares sobre el receptor.
La figura 8 representa el funcionamiento completo de una central solar de torre central.
La principal ventaja de esta tecnología es que ofrece elevados rendimientos en la generación de electricidad dado que se pueden alcanzar temperaturas muy superiores a las de los
otros sistemas, aunque esto dependa del fluido que se utilice.
Además, ofrece la posibilidad de funcionamiento híbrido acoplando un ciclo combinado
y utilizando el calor para el ciclo combinado también, como muestra la figura 9.

Figura 8. Esquema simplificado de central solar de torre central

26

Figura 9. Central solar híbrida

Actualmente se utilizan tres fluidos de transferencia de calor en este tipo de centrales:
las más comunes utilizan agua, un ejemplo de estas es la figura 8, estas son las que menores
temperaturas alcanzan y por ello ofrecen un menor rendimiento. También se están estudiando centrales que utilicen como fluido aire a presión, que podrían ofrecer alcanzar una temperatura de funcionamiento de hasta 1000ºC. Finalmente se encuentran las centrales de sales
fundidas, como ejemplo sirve la central de la figura 9 donde se ve que a la entrada y a la salida de la torre hay dos tanques.
Los sistemas que utilizan sales fundidas poseen una virtud muy considerable, se pueden
utilizar las sales calientes como sistema de almacenamiento, consiguiendo así el funcionamiento de la central durante las horas del día en que no haya sol. Estas son, a día de hoy, las
que más se están desarrollando, dado que se aumenta sustancialmente la eficiencia de la cen-

27

tral gracias al almacenamiento. Además estas centrales permiten alcanzar temperaturas de
funcionamiento entre 550 y 650ºC.
También existe la posibilidad de generación directa de vapor, esto es, el fluido que se
calienta en la torre es el mismo que recorre el ciclo Rankine. Esta opción ahorra los costes de
fluidos de transmisión.
Actualmente, la mayor central de este tipo que se encuentra en España es PS-20, situada
en Sanlúcar La Mayor (Sevilla). Es una central con una capacidad de 20MW que trabaja
según el concepto de generación directa de vapor saturado. Dicha central está formada por
un campo solar de 90 ha y su coste ha sido de aproximadamente 80M€. Posee un sistema de
almacenamiento de agua-vapor que permite funcionar la planta durante una hora aproximadamente sin radiación solar, dicho sistema consiste en que el vapor producido sobrante se
almacena en unos tanques y se utiliza cuando no puede producirse calor.
Las centrales de torre central cuentan con la desventaja de que no pueden fabricarse las
partes modularmente, ni sería económico una central pequeña, por ello aumenta el gasto de
la inversión sustancialmente.
Puede concluirse que las centrales de torre solar son centrales que ofrecen unas grandes
expectativas a corto-medio plazo pero aún pueden desarrollarse más y obtener una mayor
experiencia en ellas.

28

3.2.2 Colectores cilindro-parabólicos:
La tecnología cilindro-parabólica es la que se encuentra en un estado más maduro y de la que se tiene
una mayor experiencia. Aproximadamente un 94% de
la capacidad instalada de concentración solar es de
plantas con esta tecnología.
El principio de funcionamiento es el siguiente: mediante unas filas de espejos curvados
se concentra toda la radiación solar en un tubo absorvedor (posicionado en el punto focal del
espejo) por el cual circula un fluido que se encarga de transferir el calor que recibe en el generador de vapor del ciclo Rankine posteriormente. Este funcionamiento queda representado
en la figura 10.

Figura 10. Esquema simplificado central con colectores cilindro-parabólicos

29

Las filas de espejos con el receptor son modulares y se colocan varias filas con una longitud máxima de 100m. Los espejos están sujetos por una estructura que se mueve en un
solo eje, guiado por un sistema de seguimiento del sol que se encarga de que siempre reciban
luz solar, por tanto, las filas deben de colocarse con orientación de Norte a Sur.
Como fluido suele utilizarse aceite sintético que alcanza unas temperaturas entre 300 y
400ºC. No obstante, se están considerando otras opciones como utilizar sales fundidas o la
generación de vapor directa que ofrecerían aumentar la temperatura hasta los 540ºC.
A parte de su experiencia y rendimiento probados, este sistema presenta otras ventajas.
Puede incorporar sistemas de almacenamiento con sales fundidas, esto es posible de distintas
maneras, o bien se utiliza como fluido sales fundidas, o el fluido se utiliza no solo para generar vapor sino también para calentar un tanque de sales fundidas que serán las que después,
durante las horas sin luz solar, generen el vapor y permitan a la central continuar con la generación.
Al igual que las centrales de torre central, pueden incorporar un ciclo combinado y así,
aumentar las horas de generación de la central.
Un ejemplo de este tipo de centrales es Andasol, que ya ha sido previamente mencionada. Esta central se encuentra en la Comarca de Guadix y es la primera que incluye almacenamiento térmico. Realmente es un complejo compuesto por tres centrales de 50MW cada
una, una superficie de 150 ha y una capacidad para seguir produciendo a plena carga sin sol
durante 7,5 horas gracias al almacenamiento. El coste del proyecto es de cerca de 300 millones de euros por planta.

30

3.2.3 Sistemas de concentradores lineales de Fresnel:
Son sistemas similares a la tecnología de colectores cilindro-parabólicos. Están compuestos por tres
partes: la parte más importante y costosa es el receptor, un conducto recorrido por agua y en el cual se
concentran los rayos solares, absorbiendo este el calor
recibido del sol y transmitiéndoselo al fluido, para así convertirlo en vapor y que continúe
con el ciclo Rankine previamente explicado. La siguiente parte son los espejos, estos son
estrechos espejos (pueden ser planos o ligeramente curvados) situados a ras de suelo que se
encargan de concentrar la radiación solar en el receptor. A lo largo del día el sol avanza y
cambia su ángulo de radiación, por ello dichos espejos deben estar accionados por motores
eléctricos y mediante sensores, encargarse de que los rayos incidan siempre sobre el receptor. Finalmente, encontramos un espejo secundario situado sobre el receptor, su función es
que los rayos reflejados por los espejos primarios que no incidan directamente sobre el receptor, acaben haciéndolo, como se muestra en la figura 11.

31

Figura 11. Receptor Fresnel

Los concentradores lineales Fresnel, se presentan como una posible mejor alternativa a
los colectores cilindro-parabólicos de cara al futuro. Sus principales ventajas son:
 La estructura de soporte es más sencilla y sufre cargas de viento menores al estar situados los espejos a ras de suelo y tener una menor superficie cada uno. Las principales causas de que sea más simple su estructura son menor peso de los espejos, las
menores cargas y que los conductos por los que fluye el agua están fijos y no necesitan partes móviles.
 Menores costes: se utilizan espejos mucho menores y por tanto mucho más baratos,
siendo el proceso de fabricación tanto de los espejos como de la estructura más sencillos.
 Menor superficie de tierra requerida: dado que la estructura y los espejos utilizados
son más simples que en el caso de los colectores cilindro-parabólicos, para alcanzar
una misma potencia, se necesitan menos hectáreas.
 La superficie de espejos por receptor es mayor con el sistema lineal Fresnel.

32

Sin embargo, también presenta unas desventajas a tener en cuenta. El principal problema
de esta tecnología es que está poco experimentada, actualmente encontramos muy pocas
centrales que la utilicen, aunque ya hay proyectos importantes en marcha. La falta de experiencia implica que aun le falte desarrollo y mejoras.
Además, los sistemas Fresnel tienen una menor eficiencia que los sistemas de colectores
cilindro-parabólicos. Durante las horas y días de menor radiación solar, esto es, en los meses
de invierno y en a primera hora de la mañana y última de la tarde, disminuye notablemente
su eficiencia.
En España se encuentra la central “Puerto Errado 2” que es la mayor central solar con
sistemas Fresnel del mundo. Esta central posee una capacidad de 30MW, ocupando una superficie de 70 hectáreas y con un coste de proyecto de 160 millones de €.
En conclusión, es una tecnología que ofrece una menor eficiencia respecto a los anteriores sistemas, sin embargo, este hándicap lo compensa con unas menores superficie e inversión requeridas.

3.2.4 Sistemas de disco parabólico:
Los sistemas de disco parabólico están formados
por un reflector con forma de antena que se encarga de
concentrar toda la energía procedente del sol en un
punto (que será el foco del reflector). En dicho punto

33

se encuentra el receptor con una pequeña turbina de gas o un motor Stirling donde se generará la electricidad.
Son sistemas muy modulares y que no precisan de un sistema de refrigeración por agua
ya que utilizan la refrigeración seca. Al concentrar muchos rayos en un solo punto, se alcanzan mayores temperaturas (de hasta 600ºC) y se consigue un mayor rendimiento que en las
tecnologías anteriores. Se está estudiando la posibilidad de añadir almacenamiento a esta
tecnología.
Sin embargo, es una tecnología en fase de desarrollo aun, tan solo se han fabricado prototipos y a día de hoy, los modelos estudiados, consiguen generar un máximo de 25kW.
En conclusión, es una tecnología que aun esta por estudiar ya que actualmente no ofrece
la posibilidad de grandes generaciones de electricidad.
3.2.5 Comparación de las diferentes tecnologías
Una vez ya se ha explicado el funcionamiento de cada tecnología y conocidos sus virtudes y defectos, conviene presentar numéricamente las características de cada sistema.
El grafico 6 sirve para comprender cuál es el grado de desarrollo de las cuatro tecnologías, un dato relevante para decidir qué sistema de concentración solar se adapta mejor a las
necesidades del proyecto.

34

Gráfico 6. Fase de desarrollo de las tecnologías

En el gráfico 6 se considera la tecnología Fresnel como pionera dado que actualmente
solo existen varios proyectos piloto para comprobar su funcionamiento y la planta de Puerto
Errado 2 de 30 MW que es la única en el mundo con tan alta capacidad que utilice la tecnología Fresnel.
La tecnología de disco parabólico no se tiene en cuenta en esta comparación dado que
no es una tecnología suficientemente probada y además para construir una central con una
capacidad aceptable se necesitaría instalar una gran cantidad de estos sistemas, implicando
esto una alta inversión y se requeriría una gran superficie.
En la tabla 5 se muestran datos técnicos de las diferentes tecnologías:

35

Tabla 5. Comparación tecnologías de captación solar

*PPA significa “Power Purchase Agreement”. Es un contrato que se utiliza para regular el precio de venta de
un determinado tipo de energía. En este caso dependerá de la financiación de la planta, su capacidad, el nivel
de radiación solar, etc.

Como puede comprobarse, todas permiten instalar capacidades en torno a los 50 MW,
así que no es un factor limitante este. Al igual que todas permiten la instalación de tecnologías hibridas y de almacenamiento.

36

La tecnología de torre central podría ser la que mayores ventajas ofrece, ya que posee
una mayor concentración solar, lo cual provoca que las temperaturas de funcionamiento sean
mayores y por tanto, la eficiencia eléctrica de la planta será mayor.
Las plantas de torre central precisan de una inversión ligeramente menor en caso de incluir almacenamiento que las de colectores cilindro-parabólicos, debido a la complejidad de
la estructura de los colectores para conseguir un receptor móvil. Además requieren una menor cantidad de agua para la refrigeración del ciclo y permiten construirse en localidades con
una mayor pendiente del terreno.
Por otro lado, encontramos en las plantas de tecnologías cilindro-parabólicas dos importantes virtudes: necesitan menos superficie de terreno para ser instaladas que las de torre
central y existe una mayor experiencia y conocimiento sobre ellas.
Finalmente, las plantas de Fresnel ofrecen la misma capacidad pero con menores inversión y superficie. En contra tienen una menor eficiencia, menor experiencia y menor capacidad de almacenamiento.
Puede concluirse por tanto, que mientras no haya un factor limitante de expansión de la
central (que no es el caso) será preferente utilizar una central de torre central.

37

4. Almacenamiento
Pese a todas las ventajas que posee la energía solar, tiene un defecto importante que debe de ser estudiado y se debe buscar una solución lo antes posible. Este problema que presenta es que la generación de dicha energía depende de condiciones que no podemos controlar. Se generará electricidad solo en las horas de radiación solar, es decir, no podemos elegir
generar en el momento en que hay demanda sino que dependemos de la presencia de luz
solar y consecuentemente de condiciones meteorológicas (los días nublados no podrá generarse energía en igual cantidad) y de la hora del día.
Esto provoca que se den dos tipos de circunstancias que no nos convienen, por un lado
habrá momentos en los cuales se genere electricidad pero no haya suficiente consumo y por
tanto esa energía será desaprovechada, teniendo un vertido eléctrico, como puede darse en
un momento del día en el que el consumo este cubierto por centrales que estén funcionando
continuamente por sus dificultades de arranque y parada (generalmente nucleares) y se esté
generando en las centrales solares. Por otro lado habrá momentos en los que el consumo sea
bastante alto pero las centrales solares no puedan generar, por ejemplo a las diez de la noche
en invierno suele haber un alto consumo y la generación de energía solar es nula dado que ya
no hay luz solar.
Existen dos posibles soluciones para este problema que ya han aparecido previamente.
Por un lado podemos utilizar una tecnología híbrida de tal manera que cuando no hay sufi-

38

ciente energía solar siga funcionando mediante la combustión de gas. La otra opción es añadir tecnologías de almacenamiento de energía.
El objetivo del almacenamiento es poder guardar la energía en los momentos en que es
superior la generación al consumo para utilizarla posteriormente en aquellos momentos en
que la central no puede generar pero si hay consumo, es decir, adaptar la generación a la
demanda, como se ve en la figura 12. De esta forma se buscará un funcionamiento óptimo de
la planta según el cual se aproveche el máximo de energía generada posible. Además de
ofrecer un mayor factor de capacidad, presenta la virtud de que reduce los costes de operación de la central en euros por kilowatio hora.

Figura 12. Almacenamiento energía

Para entender la principal ventaja del almacenamiento, que es el aumento del factor de
capacidad, primero debemos conocer que es el múltiplo solar. El múltiplo solar es el cociente
entre la potencia térmica absorbida en el receptor por el fluido (que dependerá de la magnitud de los sistemas de captación de calor) y la potencia requerida por la turbina y el generador en condiciones de diseño, es decir, indica cuanta potencia va a sobrar tras la generación
de electricidad. Se deduce por tanto, que el múltiplo solar debe de ser mayor o igual a la uni-

39

dad. La potencia útil variará con el tiempo en función de las condiciones meteorológicas,
pero la planta deberá diseñarse con un determinado múltiplo solar tratando de optimizar la
relación entre él mismo y el factor de capacidad.

Gráfico 7. Factor de capacidad de una planta de colectores cilindro-parabólicos de 100 MW en función del múltiplo solar y la capacidad de almacenamiento.

Tal y como indica el gráfico 7, en función del múltiplo solar de diseño de la central, será
conveniente instalar una capacidad de almacenamiento mayor o menor. Por ejemplo, en el
caso de tener un múltiplo solar de 1,5, será inútil instalar un almacenamiento mayor de 3
horas ya que el receptor no va a recibir suficiente energía térmica, sin embargo con un múltiplo solar de 3,5 sería conveniente instalar un almacenamiento de hasta 18 horas.
A mayor múltiplo solar y mayor almacenamiento, se obtendrá un mayor factor de capacidad evidentemente, pero también será necesario aumentar la inversión tanto en tecnologías
de captación para aumentar el múltiplo solar como en sistemas de almacenamiento.

40

En el gráfico 5 también podemos observar como el almacenamiento puede ofrecer un
considerable aumento en el factor de capacidad.
En su contra, el almacenamiento energético tiene que aumenta los costes de inversión,
como puede comprobarse en la tabla 5. También aumenta el espacio requerido para construir
la central, para tener una idea general, el almacenamiento (con una duración de 7 horas)
ocuparía 18 m2/kW.
Existen en la actualidad diferentes métodos para almacenar la energía:


Hidroeléctrico: se trata de una forma de almacenamiento para todo el sistema eléctrico con un funcionamiento sencillo. Aprovecha la energía generada que no es consumida en horas valle para bombear agua en los saltos hacia los embalses de nuevo,
de tal manera que pueda volver a ser utilizada para generar.



Baterías: consiste en emplear baterías de iones de litio, como son las de los móviles
y portátiles, de gran capacidad. Sería recomendable desarrollar un nuevo tipo de baterías que utilizasen reacciones electroquímicas con materiales más baratos y abundantes.



Volantes de inercia: en este sistema se utiliza un motor-generador de tal manera que
cuando sobra energía se emplea en mover el volante de inercia a gran velocidad y
cuando es necesario generar se aprovecha su energía cinética.



Superconductores: a través de bobinas superconductoras se almacena energía electromagnética mediante la circulación continua de corriente por ellas. De momento
es una tecnología que necesita grandes desarrollos e inaplicable debido a sus altos
costes.

41



Hidrógeno: se utiliza la energía sobrante para producir hidrógeno mediante electrólisis del agua y posteriormente ese hidrógeno puede utilizarse para generar.

Existen dos métodos más utilizados en centrales térmicas, los cuales pasarán a explicarse más a fondo a continuación. Dichos métodos son: almacenamiento de energía térmica y
almacenamiento de aire comprimido.

4.1 Almacenamiento de energía térmica
La energía térmica acumula la energía térmica del campo solar producida en horas valle
para posteriormente utilizarla en generación cuando sea requerida. Existen tres mecanismo
para este tipo de almacenamiento.
Primero encontramos el método de calor sensible, que aprovecha el cambio de la temperatura del medio de almacenamiento. Esto es, en momentos de almacenamiento se cede el
calor recibido del sol al medio aumentando así su temperatura y posteriormente, cuando sea
necesario utilizar dicho calor se extraerá enfriando el material.
Un parámetro muy importante en este tipo de almacenamiento es la capacidad térmica
de un fluido que relaciona la variación de la energía térmica de un medio con su temperatura,
es decir, cuanta energía es capaz de acumular o desprender conforme a los cambios de temperatura que experimente.
El agua presenta una de las mayores capacidades térmicas. Sin embargo, las temperaturas de funcionamiento de las centrales termosolares, que como se vio previamente superan

42

los 300ºC en la mayor parte de los casos, impiden la utilización del agua cuyo punto de ebullición es de 100ºC.
Por tanto, suele recurrirse a fluidos con temperaturas de ebullición mucho mayores como son aceites o sales fundidas, especialmente estas últimas. No obstante, las sales fundidas
también presentan el problema de tener un punto de solidificación. Como solución se están
proponiendo materiales sólidos como el hormigón. En la tabla 6 se presentan las características más importantes de los medios disponibles.

Tabla 6

43

Hay diversas tecnologías disponibles para este tipo de almacenamiento:


Sistema Thermocline: utiliza un depósito donde se almacena el medio con un gradiente de temperatura entre la parte de arriba y la de abajo. De tal manera, que
cuando se carga el depósito, se absorbe el líquido frío por abajo, se calienta por intercambiadores de calor y vuelve ya a una mayor temperatura al tanque, y cuando
se descarga el proceso es al revés, se utiliza el medio caliente que se encuentra en
la parte superior y después de calentar el fluido del ciclo Rankine vuelve al tanque
por la parte inferior. La figura 13 muestra el ciclo de funcionamiento. Esta estratificación puede conseguirse gracias a la menor densidad del fluido más caliente.
Para reducir el volumen del fluido (que suele tener un elevado coste) se rellena el
depósito con un material que aumenta la capacidad térmica del sistema como puede ser roca y arena.

Figura 13. Sistema Thermocline



Sistemas de dos depósitos: presenta dos depósitos conectados entre sí, un depósito
de baja temperatura y otro de alta temperatura. El funcionamiento de carga y descarga es idéntico al sistema Thermocline pero separando en dos depósitos en lugar

44

de ser uno solo, queda aclarado mediante la figura 14. El medio de almacenamiento suele ser sales fundidas, por lo que los depósitos están equipados con calentadores que impiden la posible cristalización del medio en el sistema. Un ejemplo presente de este tipo de almacenamiento (que actualmente es el más apropiado) se
encuentra en la planta Andasol 1. Dicha central dos depósitos de 28000 toneladas
de sal cuya capacidad térmica es de 1010 MWht y su temperatura de operación es
291ºC para el depósito frío y 384ºC para el depósito caliente. El almacenamiento
permite funcionar a la planta a plena carga durante 7,5 horas con un rendimiento
térmico del ciclo Rankine del 40,3% y un rendimiento promedio anual de producción de electricidad del 14,7%. También existe la posibilidad de utilizar directamente el fluido transportador de calor como medio de almacenamiento, permitiendo así prescindir del intercambiador de calor y reducir a dos tercios el volumen del
almacenamiento, de esta manera se reducen un 20% del total de los costes de la
planta. Un ejemplo de este tipo de plantas es la central Gemasolar que presenta un
almacenamiento que permite funcionar a la central durante 15 horas sin sol.

Figura 14. Almacenamiento mediante dos depósitos

45



Acumuladores de vapor: existe un almacén a alta presión con agua que se encuentra a la temperatura de ebullición del agua. De manera que el vapor producido se
introduce en dicho almacén, donde condensa y posteriormente se descarga con
vapor saturado a altas temperaturas hacia el ciclo de generación. Esta tecnología
posee las ventajas de la alta capacidad de almacenamiento del agua y la rápida
disponibilidad, pero también presenta las complicaciones de variaciones de presión y temperatura en la descarga del vapor sobrecalentado.
 Acumuladores sólidos: utilizando materiales sólidos se reducen costes tanto
de inversión como de mantenimiento. Se realizan con hormigón y cerámica, materiales con una baja conductividad térmica, pero esto se resuelve mediante un intercambiador de calor que distribuye tubos en el interior del material por los que
circula el fluido transportador de calor cediéndole su calor.

Por otro lado encontramos el método de calor latente, basado en un mayor aumento de la
temperatura alcanzando el cambio de fase, para lo cual se precisa una mayor cantidad de
energía que la necesaria para simplemente aumentar la temperatura. Invirtiendo el proceso,
al condensar el medio libera el calor utilizado previamente, por tanto este método ofrece una
mayor capacidad de almacenamiento.

Tabla 7

46

Este método suele utilizarse con la fusión y solidificación de un material. Para elegir el
medio deben conocerse la temperatura de fusión y el calor de fusión que determina la capacidad de almacenamiento. En la tabla 7 se presentan dichas características de los materiales
más utilizados.
Para aplicar el procedimiento de calor latente se utilizan acumuladores de cambio de fase. Estos utilizan sistemas con vapor como líquido transportador del calor, a este tipo de centrales se les denomina centrales con generación directa de vapor. En dichas centrales existen
tres zonas: la zona de precalentamiento donde se calienta el agua hasta la temperatura de
ebullición, la zona de evaporación donde se forma vapor saturado y la zona de sobrecalentamiento, en la cual se aumenta la temperatura y la presión del vapor. Este modelo se ve representado en la figura 15.

Figura 15. Método calor latente

Finalmente encontramos el método termo-químico basado en las reacciones químicas
reversibles. Su principio de funcionamiento es simple, en la absorción de energía para la

47

separación de enlaces y la liberación de energía para las reacciones al ponerlos en contacto.
Es un método que aún no se ha puesto en práctica, tan solo en laboratorios.

4.2 Almacenamiento de aire comprimido
La tecnología del aire comprimido, conocida como CAES (compressed air energy storage), lleva siendo estudiada desde los años 70. De hecho existen algunas pocas plantas en el
mundo que funcionan mediante dicha tecnología.
Su funcionamiento es muy sencillo de entender, en los momentos de demanda valle, se
utilizará la energía sobrante para almacenarla en cavernas subterráneas, después en los momentos en los que se precise de esa energía, el aire acumulado es liberado recuperando esa
energía. La figura 16 ilustra los componentes de una central de aire comprimido en funcionamiento.

Figura 16. Almacenamiento de aire comprimido

48

El aire comprimido suele ser almacenado en minas o cavernas creadas en terrenos compuestos por rocas de sal, de tal manera que se debe buscar siempre que sean lo más herméticas posible para prevenir de pérdidas de energía por fugas. Las galerías en minas suelen utilizarse para proyectos de gran escala, para proyectos menores también pueden utilizarse tanques que almacenen el aire.
En el momento de la descarga de la planta, el aire comprimido se utiliza para activar la
combustión de la turbina del generador.
CAES es una tecnología que aún no ha alcanzado la fase comercial, existen prototipos
excepto algún caso aislado de centrales en funcionamiento, por ejemplo, existe una central
cerca de McIntosh, Alabama que lleva funcionando desde el año 1991. No obstante, necesita
un pequeño desarrollo para llegar a ser comercial.
Observando la figura 17, puede observarse que es una tecnología que necesita un alto
tiempo de descarga (punto a mejorar), sin embargo, comparando con las demás tecnologías
que aparecen, es aquella que ofrece un mayor rango de potencias para operar.

49

Figura 17. Tiempo de descarga y nivel de potencia tecnologías almacenamiento

En la tabla 8 se presentan las características más comunes de las centrales de aire comprimido, correspondiendo un acre a 0,4 hectáreas. El rendimiento de esta tecnología es considerablemente alto alcanzando un 85%.

Tabla 8

La tecnología de aire comprimido ofrece la ventaja de poder almacenar grandes cantidades de energía sin alcanzar precios desorbitados, a diferencia de las demás tecnologías. El
precio de la instalación estaría aproximadamente entre los 300 y 400 euros por kW instalado.
Sin embargo, la curva de costes del aire comprimido presenta una pendiente considerable ya
que, así como sus constes de instalación son relativamente bajos en comparación con las

50

demás tecnologías, los costes de operación son mayores que con las otras tecnologías de
almacenamiento.

51

5. Parametros de la línea
Las líneas eléctricas se definen mediante unos parámetros que caracterizan su funcionamiento. Estos parámetros componen las siguientes características de una línea:


Características longitudinales: son la resistencia y la inductancia, que juntas forman

la denominada impedancia de la línea. Su efecto sobre la transmisión consiste en una caída de tensión a lo largo de los conductores con el paso de corriente.


Características transversales: son la capacidad y la conductancia, combinándolas ob-

tenemos la admitancia de la línea. Implican pequeñas derivaciones de corriente a lo largo
de los conductores. La conductancia es un parámetro debido a que el aislamiento de las
líneas no es perfecto y se producen fugas de corriente, especialmente en los aisladores,
dicho parámetro varía sustancialmente con las condiciones atmosféricas y su valor es muy
pequeño, por tanto, no se procederá a su cálculo.
Antes de calcular los parámetros es importante conocer las características requeridas para
la línea:
 Potencia de la línea: 50 MVA
 Tensión de la línea: 220 kV
 Frecuencia: 50 Hz
 Número de circuitos: 1
 Longitud de la línea: 12 km

52

Los parámetros de una línea dependen de dos factores que deben elegirse durante su diseño. Por un lado encontramos los apoyos, estos son importantes ya que imponen las distancias
entre los conductores y entre los conductores y la tierra, datos importantes a la hora de calcular inductancia y capacidad.
En función del voltaje de la línea y el número de circuitos, se recomiendan utilizar un tipo
de apoyos. En este caso al tratarse de un solo circuito se ha elegido una disposición de tresbolillo que permite una menor altura que en bandera, menor ROW que en capa y ofrece la
posibilidad de ampliar a dos circuitos si fuera necesario ampliar la potencia de la línea en un
futuro. Más concretamente, se utilizará el modelo F41 de la serie DRAGO del fabricante
MADE, utilizado en líneas de 220 kV, con una altura útil de 24 m, esto es, existe una distancia de 24 m entre la cabeza del apoyo y el terreno, para cumplir sobradamente con las
distancias exigidas en el reglamento en caso de cruzamientos. El apoyo elegido se muestra
en la figura 18.

Figura 18. Apoyos línea

53

El otro factor importante es el tipo de conductor que se elija, dado que en función de sus
dimensiones y las características de sus materiales presentará un comportamiento diferente,
comportamiento que se modela por medio de los parámetros. En la tabla 9 se presentan las
características de los conductores más utilizados en España.

Tabla 9. Tipos de conductores

En función de estas características se calcularán los parámetros de los conductores Drake,
Condor, Crane, Canary, Cardinal y Curlew, para así elegir aquel que ofrezca unos parámetros que mejoren el funcionamiento.
Una primera comprobación que se debe hacer es que todos soporten la máxima intensidad que puede recorrer la línea con un margen del 20%, que será:.

El siguiente paso por tanto, es calcular la máxima intensidad que soportan los conductores escogidos, para ello hay que multiplicar la sección de cada conductor por la densidad de
corriente (extraída de la tabla 10 que se encuentra en el reglamento). En el caso de conductores aluminio-acero, se extraerá el valor de la tabla como si fuera todo de aluminio y se multiplicará después por un coeficiente reductor que depende de la composición.

54

Tabla 10. Densidad de corriente admisible

Los factores reductores a utilizar serán: 0,937 para la composición 26+7 y 0,95 para
54+7.
Realizando esta operación para los seis conductores disponibles, se obtienen los resultados recogidos en la tabla 11.

I max [A]
Drake
810,914118
Condor
807,339436
Crane
855,597987
Canary
869,832768
Cardinal
898,034145
Curlew
934,414452
Tabla 11. Intensidad máxima

Como puede apreciarse en la tabla 10, según aumenta la sección disminuye la densidad
de corriente admisible, esto es debido a que el conductor disipa peor el calor, No obstante,
todos los conductores cumplen sobradamente, luego esto no supondrá ningún límite.

55

5.1 Resistencia
La resistencia es la oposición que cualquier material ofrece al paso de la corriente eléctrica. Es un parámetro que depende del material del conductor (ρ) y la longitud y sección del
mismo, se calcula de la siguiente manera:

Es la principal causa de pérdida de energía en líneas de transporte, siendo su consecuencia más inmediata las pérdidas por efecto Joule en forma de calor que son función de la resistencia y del cuadrado de la intensidad, luego, a mayor resistencia del conductor, mayor
serán las pérdidas conforme aumenta la intensidad.
Para su cálculo extraemos de la tabla 9 el valor de la resistencia por kilómetro de línea
de cada conductor. Sin embargo, ese valor está calculado para una temperatura de 20 ºC y en
corriente continua, siendo la resistencia un parámetro dependiente de la temperatura y que
varía con la frecuencia de la corriente, por tanto hay que aplicarle unas correcciones.
Primero se adapta la resistencia al valor que tendrá a la temperatura de funcionamiento
del cable habitual, que será de 85 ºC según marca el reglamento. Para ello utilizamos la una
corrección de la resistencia calculada inicialmente, donde α es el coeficiente de resistividad,
dependiente del material, que modela las variaciones de resistencia conforme a las distintas
temperaturas:
))

56

Además, al funcionar en alterna, se producen reactancias debidas a las variaciones de
corriente que provocan que aumente la resistencia. Dichas reactancias se producen por el
efecto pelicular, que provoca que la intensidad se distribuya más por la periferia del cable
dejando ya que la mayor variación de campo magnético en el centro genera una reactancia
que dificulta el paso de corriente por él, y por el efecto proximidad, debido a la cercanía de
otros conductores que provocan variaciones del campo magnético. Por tanto, hay que aplicar
unos factores de corrección para conocer la resistencia final del conductor, factores que como puede apreciarse en la tabla 12, dependerán de la distribución de los conductores y la
frecuencia. Finalmente se calculará el valor de la resistencia:.
)

Factores corrección efecto pelicular y proximidad

Tabla 12. Factores de efecto pelicular y proximidad

Tras realizar el cálculo con los seis conductores disponibles, los resultados son los recogidos en la tabla 13.

57

Resistencia [Ω/km]
Drake
0,088371843
Condor
0,08837184
Crane
0,080600163
Canary
0,078093171
Cardinal
0,074081989
Curlew
0,068315808
Tabla 13. Resistencia conductores

5.2 Inductancia
Cuando circula una corriente alterna por un conductor, se crea una fuerza electromotriz
proporcional a la velocidad de variación de la corriente y esto produce una caída de tensión
tal y como muestra la figura 19.

Figura 19. Caída de tensión en el conductor

El coeficiente de autoinductancia del conductor es un coeficiente de cada material que
indica el grado de la caída de tensión que se producirá en el conductor proporcionalmente a
la variación de intensidad, siguiendo la ecuación:

Para calcular el valor de la inductancia de una línea se debe aplicar la siguiente fórmula:

58

[

(

)]

[ ⁄

]

De donde:
 µ: permeabilidad, para el aluminio y el cobre, como es nuestro caso, su valor es la unidad.
 n: número de subconductores por fase, en nuestro caso tan sólo hay un conductor por
fase.
 DMG: distancia media geométrica entre fases (m). Para un circuito es:

Figura 20. Dimensiones apoyo

√

)

√√

√

 Re: radio equivalente (m). Para el caso de un solo subconductor por fase, se utiliza el
valor del radio del propio conductor.
Se concluye por tanto, que la inductancia de un conductor depende de la geometría de
los circuitos y cuanto mayor sea, mayor será su caída de tensión. La forma de representar

59

esto es mediante una reactancia jX (Ω) por la que al pasar corriente provocará la caída de
tensión correspondiente. Dicha reactancia se calculará como la inductancia por la frecuencia
angular del circuito. El resultado de las reactancias resultantes en los seis conductores se
muestra en la tabla 14.
jX [Ω/km]
Drake
0,39226754
Condor
0,39312084
Crane
0,39014058
Canary
0,38926278
Cardinal
0,3874605
Curlew
0,40872271
Tabla 14. Reactancia conductores

5.3 Capacidad
Los conductores de una línea, al encontrarse a distintos potenciales entre sí y de tierra
funcionan como un condensador que genera y acumula reactiva, en el cual se origina una
corriente al cargar y descargar dicho condensador.
Para el cálculo de capacidad de una línea se utiliza la fórmula :

(

)

La forma de representar las derivaciones de corriente que se producen por la capacidad
de una línea es mediante una admitancia jB (s) que es igual a la capacidad por la frecuencia
angular del sistema. El resultado para los distintos conductores está recogido en la tabla 15.

60

C [s/km]
Drake
2,91769E-06
Condor
2,91109E-06
Crane
2,93426E-06
Canary
2,94116E-06
Cardinal
2,95542E-06
Curlew
2,79553E-06
Tabla 15. Admitancia conductores

No obstante, el efecto de la capacidad en líneas cortas, de menos de 80 km, es muy pequeño, por lo que es totalmente despreciable. En este caso, que se trata de una línea de 12
km, no se considerará la capacidad.
Una vez conocidos los parámetros obtenidos con los distintos conductores disponibles,
puede escogerse en base a unos criterios cual puede ofrecer un mejor funcionamiento. Los
criterios son los siguientes:
1. Cuanto menor sea la resistencia, menores serán las perdidas, por tanto se considerará positivamente aquellos que tengan una menor resistencia por longitud.
2. La inductancia provoca caídas de tensión que son negativas para el funcionamiento del sistema, también se dará preferencia a aquellos con menor reactancia.
3. Una mayor sección implica mayores costes. Por un lado significa necesitar una
mayor cantidad de material para un mayor diámetro, por el otro, esto aumentaría
el peso de los conductores y con ello los esfuerzos sobre los apoyos que necesitarían tener una mayor resistencia mecánica. Además, cómo se comentó previamen-

61

te, las mayores secciones dificultan la evacuación de calor y permiten una menor
densidad de corriente.
En el gráfico 8 se representan los valores tanto de la resistencia total de la línea como de
la reactancia de la misma para los distintos conductores:

6
5

Ohmios

4
3
R
2

X

1
0
Cardinal

Canary

Crane

Drake

Condor

Curlew

Conductores

Gráfico 8. Impedancia conductores

Como puede observarse, no existe una diferencia apreciable entre los diferentes conductores. Esto se debe a que al ser una línea muy corta, no se da pie a que se produzcan grandes
pérdidas.
Se utilizará finalmente el conductor tipo Canary que ofreciendo unos valores de impedancia bajos, su sección se encuentra aproximadamente en la media de las secciones de los
seis conductores.
Para concluir, la impedancia de la línea que unirá la central solar con la red, por medio
de la subestación de Don Rodrigo, será:

62

Para el cable de guarda se utiliza un cable opgw 48 con fibra óptica cuyo radio es de
9mm y su resistencia de 0,24 [Ω/km].
Por tanto, realizando un Thevenin en el lado de generación que incluye generación y
transformador de tensión de generación a tensión de transporte, y otro Thevenin en el lado de
la red, la línea será como se muestra en la figura 21.

Figura 21. Esquema unifilar línea

5.4. Impedancias secuenciales
Para poder realizar el estudio de cortocircuitos y conocer la respuesta de la línea es necesario calcular las secuencias directa, inversa y homopolar de la línea. Para ello, lo primero
es calcular las impedancias de los conductores utilizando las ecuaciones de Carson que son
las que se muestran a continuación.

(

(

) [ ⁄

) [ ⁄

]

]

63

De donde:


es la impedancia propia de cada fase



es la inductancia creada en la fase i por la fase j



es la resistencia propia de cada conductor [



representa la resistencia de un supuesto conductor por tierra y se calcula:



es la permeabilidad magnética del vacío



√

es la distancia entre el conductor i y el supuesto conductor

de tierra [m]


es la resistividad del terreno cuyo valor es 100 [



es el radio medio geométrico de cada conductor, al tratarse de un único
conductor por fase es el radio del propio conductor [m]



es la distancia entre los conductores i, j [m]

Para la línea, trifásica con un solo conductor de guarda la Ley de Ohm se presenta:

[

]

[

][

[ ]

]

Donde:



[

];

[

];

64



[

];



[

];

;

[ ];

Utilizando las ecuaciones de Carson se obtiene la matriz de impedancia de línea [Ω/km]:

[

]

Para obtener la matriz de impedancia de fase por unidad de longitud [

, sin los ca-

bles de guardia, se aplica la reducción de Kron:

[

]

Para que no existan desequilibrios en las inductancias de las tres fases, se realiza una
transposición tal que las 3 fases ocupan las tres posibles posiciones durante la misma longitud, como se muestra en la figura 22.

65

Figura 22.Transposición de fases

El siguiente paso por tanto, es calcular el valor de la impedancia equivalente con la línea
traspuesta, que sería un tercio de la suma de las tres matrices que corresponden a las tres
situaciones existentes, resultando:

[

]

[

]

Finalmente, para obtener el valor de las impedancias en las secuencias homopolar, directa e inversa se utiliza el método de las componentes simétricas:
[

Siendo

[

]

]y

El resultado final para la línea es:

[

] [Ω/km]

66

En conclusión, el resultado de las impedancias secuenciales en la línea, es:
𝑍

𝑖 𝛺

𝑍
𝑍

𝑑𝑖𝑟𝑒𝑐𝑡𝑎)
𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎)

𝑖 𝛺

𝑜𝑚𝑜𝑝𝑜𝑙𝑎𝑟)

𝑖 𝛺

La representación de las tres secuencias de la línea será la que se muestra en la figura
23.

Figura 23. Impedancias secuenciales

5.5. Elección de los transformadores de protección
Debido a los altos niveles de tensión e intensidad de la línea, los dispositivos de protección y medida se deben conectar mediante unos transformadores que disminuyan el valor de
dichas magnitudes. Mediante los transformadores se adecua el valor de las magnitudes a

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