Central solar fotovoltaica de 500 kW - Biblioteca de la ... · PDF file10 puesta a tierra pág. 57 11 instalaciÓn de enlace pág. 58 11.1 separaciÓn galvÁnica pág. 58 11.2 instalaciÓn

Josu Recarte Allué

Central solar fotovoltaica de 500 kW

Enrique Zorzano Alba

Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial

Proyecto Fin de Carrera

Ingeniería Eléctrica

2012-2013

Título

Autor/es

Director/es

Facultad

Titulación

Departamento

PROYECTO FIN DE CARRERA

Curso Académico

© El autor© Universidad de La Rioja, Servicio de Publicaciones, 2013

publicaciones.unirioja.esE-mail: [email protected]

Central solar fotovoltaica de 500 kW, proyecto fin de carrerade Josu Recarte Allué, dirigido por Enrique Zorzano Alba (publicado por la Universidad de

La Rioja), se difunde bajo una LicenciaCreative Commons Reconocimiento-NoComercial-SinObraDerivada 3.0 Unported.

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Titulación: I.T.I. Electricidad

Titulo del proyecto:

Central Solar Fotovoltaica de 500 kW

Director: D. Enrique Zorzano Alba

Departamento: Electricidad

Alumno: Josu Recarte Allué

Curso académico: 2012/2013

Convocatoria: Septiembre 2013

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR

DE INGENIERÍA INDUSTRIAL

Josu Recarte Allué Central Solar Fotovoltaica de 0,5 MW con conexión a red I.T.I. Electricidad Proyecto final de carrera

Índice

INDICE

MEMORIA DESCRIPTIVA Pág. 1

MEMORIA DE CÁLCULO Pág. 99

PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES Pág. 178

PLIEGO DE CONDICIONES. SEGURIDAD Y SALUD Pág. 188

PRESUPUESTO Pág. 230

PLANOS Pág. 232


Memoria descriptiva Página 1



MEMORIA DESCRIPTIVA



INDICE

1 ANTECEDENTES Pág. 6

2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EFECTO

FOTOELÉCTRICO Pág. 7

2.1 GENERALIDADES Pág. 7

2.1.1 El efecto fotovoltaico Pág. 7

2.1.2 La radiación solar Pág. 8

2.1.3 Ventajas e inconvenientes de las instalaciones

fotovoltaicas Pág. 10

2.2 DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Pág. 11

2.2.1 Desarrollo fotovoltaico en España Pág. 13

2.3 APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA.

INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA Pág. 15

2.3.1 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica Pág. 15

2.3.2 Elementos constitutivos de la instalación Pág. 16

2.3.3 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red

eléctrica Pág. 18

3 OBJETO DEL PROYECTO Pág. 19

3.1 FICHA TÉCNICA Pág. 19

3.2 EMPLAZAMIENTO Pág. 20

4 ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS Y AMBIENTALES Pág. 21

4.1 POLÍTICA ENERGÉTICA. MARCO LEGAL Pág. 21

4.2 VENTAJAS SOCIOECONÓNICAS Y AMBIENTALES DEL

HUERTO SOLAR Pág. 22



4.2.1 Tiempo de recuperación energética Pág. 23

4.3 INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL Pág. 24

4.4 INCIDENCIA SOCIOECONÓMICA Pág. 26

5 NORMAS APLICABLES Pág. 27

6 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN Pág. 30

7 ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA Pág. 32

7.1 TIPO DE CRISTAL Pág. 32

7.2 TIPO DE SEGUIMIENTO Pág. 34

8 DIMENSIONADO DEL SISTEMA Y COMPONENTES Pág. 35

8.1 RADIACIÓN DE LA ZONA Pág. 35

8.1.1 Años Meteorológicos Tipo Pág. 36

8.1.2 Efecto de la radiación solar en la célula fotovoltaica Pág. 38

8.2 ANÁLISIS DE SOMBRAS Pág. 38

8.3 EFECTO DE LA TEMPERATURA Pág. 40

8.4 VALORACIÓN DE LA PRODUCCIÓN Pág. 41

8.4.1 Ahorro en las emisiones Pág. 42

8.5 DISPOSICIÓN DE LOS PANELES Pág. 43

8.6 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Pág. 43

8.7 SEGUIDOR SOLAR Pág. 45

8.8 INVERSORES Pág. 46

8.8.1 Características generales Pág. 47

8.8.2 Composición del convertidor Pág. 48

8.8.3 Aparatos de medida y señalizaciones Pág. 49

8.8.4 Características principales Pág. 49

8.8.5 Requisitos de ventilación Pág. 50



8.8.6 Monitorización y comunicaciones Pág. 51

8.8.7 Alarmas Pág. 51

9 INSTALACIÓN ELÉCTRICA Pág. 53

9.1 CONDICIONES GENERALES DE LA INSTALACIÓN DE

CORRIENTE CONTINUA Pág. 53

9.1.1 Cableado Pág. 53

9.1.2 Aparamenta Pág. 53

9.1.3 Canalizaciones Pág. 54


CORRIENTE ALTERNA Pág. 55

9.2.1 Cableado Pág. 55

9.2.2 Aparamenta Pág. 56

9.2.3 Canalizaciones eléctricas Pág. 56

10 PUESTA A TIERRA Pág. 57

11 INSTALACIÓN DE ENLACE Pág. 58

11.1 SEPARACIÓN GALVÁNICA Pág. 58

11.2 INSTALACIÓN DE SALIDA Pág. 58

11.3 ELEMENTOS DE MEDIDA Pág. 59

12 OBRA CIVIL Pág. 60

12.1 DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE SOLAR Pág. 60

12.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS Pág. 60

12.2.1 Movimiento de tierras Pág. 61

12.2.2 Canalizaciones para cableado Pág. 61

13 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Pág. 69

13.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN Pág. 69



13.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA Pág. 69

13.2.1 Características de la red de alimentación Pág. 69

13.2.2 Características de las celdas de MT Pág. 70

13.2.3 Transformador Pág. 81

13.2.4 Características de los cuadros BT Pág. 81

13.2.5 Características del material vario de MT y BT Pág. 85

13.3 PUESTA A TIERRA Pág. 86

13.3.1 Tierra de protección Pág. 86

13.3.2 Tierra de servicio Pág. 87

13.4 INSTALACIONES SECUNDARIAS Pág. 88

13.5 OBRA CIVIL Pág. 90

14 TRAMOS SUBTERRÁNEO DE M.T. Pág. 91

14.1 NIVEL DE AISLAMIENTO Pág. 91

14.2 CABLES Pág. 92

14.3 PUESTA A TIERRA Pág. 93

14.4 CANALIZACIONES Pág. 93

14.4.1 Placas de protección Pág. 95

14.4.2 Cintas de señalización Pág. 96

14.5 CONVERSIÓN AÉREO-SUBTERRÁNEA Pág. 96

14.5.1 Seccionadores Pág. 97

14.5.2 Pararrayos Pág. 98



1 ANTECEDENTES

Los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor

expansión ha experimentado en el campo de la actividad fotovoltaica durante

los últimos años. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha

requerido el desarrollo de una ingeniería específica que permite, por un lado,

optimizar el diseño y funcionamiento tanto de productos como de instalaciones

completas y, por otro, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico,

siempre cuidando la integración de los sistemas y respetando el entorno

ambiental.

El Real Decreto 436/2004 permite en España que cualquier interesado pueda

convertirse en productor de electricidad a partir de la energía del Sol. Por fin el

desarrollo sostenible puede verse impulsado desde las iniciativas particulares

que provechando el recurso solar pueden contribuir a una producción de

energía de manera más limpia y más nuestra. Ahora, el ciudadano en su

vivienda unifamiliar, la comunidad de vecinos, las empresas u otras entidades

que lo deseen, podrán disponer de su instalación solar conectada a red. No hay

que olvidar la buena imagen corporativa que conllevan este tipo de iniciativas

en una sociedad cada vez más sensibilizada con si medioambiente.

El promotor de este proyecto posee un terreno rural donde la no utilización de

dicho terreno para labores agrícolas, unido a una presencia de línea de media

tensión que discurre por el norte de la parcela, hace del emplazamiento un

lugar idóneo para este tipo de aplicación. Al mismo tiempo, la aparición de

multitud de productos específicos lanzados por las entidades financieras, crean

el marco ideal para realizar holgadamente la inversión necesaria.



2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EFECTO

FOTOELÉCTRICO

2.1 GENERALIDADES

La Energía solar es una energía limpia, que utiliza una fuente inagotable y que

no cuesta, pero su mayor inconveniente radica en cómo poder convertirla de

una forma eficiente energía aprovechable. La tecnología actual en este sentido

va dirigida en dos direcciones: conversión eléctrica y conversión térmica.

La conversión directa en energía eléctrica se produce en las células solares y

se basa en el efecto fotovoltaico. Explicar este efecto y dar una visión general

de esta tecnología, de su estado actual y de sus aplicaciones, son los objetivos

de este apartado.

2.1.1 El efecto fotovoltaico

Los sistemas fotovoltaicos transforman la energía radiante del sol en energía

eléctrica. Este proceso de transformación se produce en un elemento

semiconductor que se denomina célula fotovoltaica. Cuando la luz del sol incide

sobre una célula fotovoltaica, los fotones de la luz solar transmiten su energía a

los electrones del semiconductor generándose así una corriente eléctrica capaz

de circular por un circuito externo.

Para hacer posible el manejo práctico de las células fotovoltaicas, estas se

presentan asociadas eléctricamente entre sí y encapsuladas en un bloque

llamado panel o módulo fotovoltaico, que constituye el elemento básico para la

producción de electricidad. Normalmente, un módulo fotovoltaico está formado



por unas 36 células, teniendo diferentes medidas que oscilan desde el 0,5m2

hasta 1m2, el grosor también oscila entre 3,5 cm y 5 cm.

El módulo fotovoltaico está formado por unos conjuntos de células solares

conectadas entre sí en serie y paralelo hasta conseguir el voltaje adecuado

para su utilización, este voltaje suele ser de 12 V aunque a plena radiación

solar y 25 ºC de temperatura suele ser de 15 V a 17 V. El conjunto de células

está envuelto por unos elementos que le confieren protección frente a los

agentes externos y rigidez para acoplarse a las estructuras que lo soportan.

2.1.2 La radiación solar

Las condiciones de funcionamiento de un módulo fotovoltaico dependen de

variables externas tales como la radiación solar y la temperatura de

funcionamiento. Para poder efectuar el diseño de una instalación solar

fotovoltaica se necesita saber la radiación del lugar. Para ello se ha de disponer

de los datos de radiación solar actualizados y de fuentes de reconocido

prestigio.

La cantidad de energía recibida del Sol (radiación solar) y la demanda diaria de

energía serán los factores que nos marcarán el diseño de los sistemas

fotovoltaicos. Como norma general esta energía nos será dad en kJ/m2.

La elección de los datos de radiación solar dependerá directamente de la

situación de la instalación, así como de las condiciones meteorológicas

predominantes y particulares de cada lugar. Para cada ubicación utilizaremos

una base de datos de radiación solar mensual interceptada.

Existen dos magnitudes que permiten dimensionar la superficie del módulo

solar.



HORA SOLAR PICO (H.S.P.)

Se define como la cantidad d horas de sol con una intensidad de radiación de

1000 W/m2, que incide sobre la superficie del módulo solar. Es decir, la

radiación total recibida durante el día, es la misma que la recibida durante las

horas sol pico pero contadas a razón de 1000 W/m2. En España este valor está

comprendido entre las 2 horas en invierno las 4 horas en verano.

WATIO PICO (WP)

Se define como la máxima potencia que puede recibir un panel o módulo

fotovoltaico y coincide con una intensidad de radiación constante de 1000 W/m2

a una temperatura de 25 ºC.



2.1.3 Ventajas e inconvenientes de las instalaciones fotovoltaicas

Las instalaciones de generación de energía eléctrica fotovoltaica presentan las

siguientes ventajas:

Son sistemas modulares, lo que facilita su flexibilidad para adaptarse a

los diferentes tipos de aplicaciones, y su instalación es relativamente sencilla.

Tienen una larga duración. La vida útil de una planta fotovoltaica la

define la vida útil de sus componentes, principalmente el generador o módulo

fotovoltaico, que constituye más del 50% del valor de la instalación. Los

módulos tienen una vida esperada de más de 40 años. Realmente no se tienen

datos para saber con exactitud la vida real de un generador conectado a red,

porque no se tiene suficiente perspectiva. Existen módulos de instalaciones

aisladas de red que llevan funcionando más de 30 años sin problemas. En

cuanto a las instalaciones conectadas a red, la instalación europea más antigua

es la del Laboratorio de Energía, Ecología y Economía (LEEE) de Lugano,

Suiza, que empezó a funcionar en 1982. Los expertos de LEEE aseguran, que

esta instalación, pionera en todos los aspectos, puede estar en funcionamiento,

al menos, diez años más. La vida útil de los restantes elementos que

componen la planta FV, inversores y medidores, así como los elementos

auxiliares, cableado, canalizaciones, cajas de conexión, etc. es la vida útil típica

de todo equipo electrónico y material eléctrico, la cual es compatible con la

larga vida útil del generador FV, con el adecuado mantenimiento.

No requieren apenas mantenimiento. El mantenimiento es escaso, y

no solo es conveniente hacerlo en las horas nocturnas para tener una

disponibilidad diurna máxima, sino que es necesario, para evitar que existan

tensiones en los generadores.



Ofrecen una elevada fiabilidad. Las instalaciones fotovoltaicas son de

una alta fiabilidad y disponibilidad operativa alta, del orden del 95%.

No producen ningún tipo de contaminación ambiental, por lo que

contribuyen a la reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) al

utilizarse como alternativa a otros sistemas generadores de energía eléctrica

más contaminantes.

Tienen un funcionamiento silencioso.

Por otro lado, para conseguir su plena incorporación a los hábitos de la

sociedad, como una solución complementaria a los sistemas tradicionales de

suministro eléctrico, es necesario superar ciertas barreras:

A nivel económico, se deberá fomentar la reducción de los costes de

fabricación y precio final de la instalación a partir de las innovaciones que se

introduzcan en el sector y a las economías de escala generadas como

consecuencia del aumento de la demanda y de los volúmenes de producción.

Del mismo modo, se deberán conseguir condiciones de financiación aceptables

para abordar la inversión necesaria.

Desde un punto de vista estético, se deberán integrar los elementos

fotovoltaicos en los edificios desde su fase de diseño y también en los entornos

tanto urbano como rural.

2.2 DESARROLLO DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

El desarrollo global de esta tecnología aumenta está superando todas las

previsiones de crecimiento realizadas en su día, incluidas las de grupos

ecologistas como Greenpeace. Ninguna tecnología de generación ha



experimentado un crecimiento tan rápido como el que ha atravesado la energía

solar durante la última década. Aun así, el año 2010 fue un año extraordinario

para la fotovoltaica, cuyo mercado aumentó un 130% en relación al año 2009.

La principal razón de este salto estriba en la recuperación de la economía

global y la aparición de nuevos actores como Australia o Canadá. La

fotovoltaica ha demostrado su gran facilidad y velocidad de implantación y

también una veloz tendencia a la reducción de costes. Esto hace muy difícil

que los reguladores nacionales puedan acoplar la tendencia de sus mercados a

la planificación prevista.

La producción de paneles solares fotovoltaicos sigue estando dominada por las

células de silicio cristalino, de hecho la producción española es toda ella de

silicio cristalino.



El silicio es el elemento, tras el oxígeno, más abundante y distribuido por

nuestro planeta, pero no se encuentra aislado, ni puro, sino combinado con

oxígeno, por ejemplo en la cuarcita- con un 90% de óxido de silicio (SiO2)-, y

de la que se debe extraer el oxígeno y las impurezas para obtener, en la

primera etapa, el silicio de grado metalúrgico con pureza del orden del 99%.

Del silicio de grado metalúrgico obtenido por la industria metalúrgica se debe

obtener un silicio con menos impurezas, no más de unas pocas partes por

millón, para que pueda servir para las industrias electrónica y solar. La forma

de hacerlo es mediante una transformación del silicio metalúrgico sólido en gas

silano o triclorosilano del cual se extrae el silicio sólido con la pureza adecuada.

La escasez de silicio de grado solar es coyuntural porque no hay limitaciones

de silicio, ni silicio metalúrgico- las necesidades actuales de silicio solar son

menos del 2% de la producción del silicio metalúrgico-, ni de capital dispuesto a

invertir en una industria como es la de su purificación que tiene un gran futuro y

es rentable.

2.2.1 Desarrollo fotovoltaico en España

El desarrollo de la energía solar fotovoltaica ha venido evolucionando en

función de los reales decretos que han ido legislándola:

RD 2818/1998, sobre la producción de energía eléctrica por

instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables,

residuos y cogeneración.

RD 436/2004, por el que se establece el régimen jurídico y económico

de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.



RD 661/2007,por el que se establece una revisión de tarifas, primas e

incentivos, derogando el RD 436/2004.

En el RD 2818/1998 se le daba una tarifa preferente a las instalaciones

fotovoltaicas con una potencia nominal de hasta 5kW. Esto dio lugar a que las

instalaciones de hasta 5kW ascendieran hasta un 71,41% del total de las

instalaciones. La potencia acogida a este RD fue de aproximadamente 6MW.

En el RD 436/2004 se dio trato preferencial a las instalaciones de hasta 100

kW, siendo el número de instalaciones de esta potencia un 97.11% del total. La

potencia acogida por este RD fue de aproximadamente 160 MW.

Con la aparición del RD 661/2007 se propicia la aparición de grandes

instalaciones ya que la diferencia entre las tarifas de hasta 100 kW y las de

hasta 10 MW sólo varía un 5% a favor de la pequeña.



Otro de los aspectos derivados de conseguir una mayor rentabilidad en las

instalaciones ha sido la evolución de las instalaciones que cuentan con

seguidores solares, que se inició en potencias de hasta 5 kW. En la actualidad

existen grandes seguidores solares de hasta 30kW.

2.3 APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA.

INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED ELÉCTRICA.

Existen dos formas de utilizar la energía eléctrica generada a partir del efecto

fotovoltaico. Primeramente encontramos instalaciones aisladas de la red

eléctrica, que son sistemas en las que la energía generada se almacena en

baterías para poder disponer de su uso cuando sea preciso.

En segundo lugar, encontramos las instalaciones conectadas a la red eléctrica

convencional, en las que toda la energía generada se envía a la red eléctrica

convencional para su distribución donde sea demandada. Debido a que la

instalación fotovoltaica objeto del presente proyecto corresponde a esta

segunda tipología, en adelante se presentarán en detalle los sistemas

conectados a la red eléctrica.

Es el concepto de autoproductor en el que todos los generadores de

electricidad vierten su energía a la red y de la que todos los consumidores

toman la energía necesaria de modo que, en tiempo real, se ajusta la demanda

a la producción.

2.3.1 Introducción a los sistemas conectados a la red eléctrica

Para poder llevar a cabo estas instalaciones primeramente se deberá contar

con la existencia de una línea de distribución eléctrica cercana con capacidad

para admitir la energía producida por la instalación fotovoltaica. Los lugares en



los que se dispone de electricidad, la conexión a red de los sistemas

fotovoltaicos contribuye a la reducción de emisiones de dióxido de carbono

(CO2) a la atmósfera.

El consumo de electricidad es independiente de la energía generada por los

paneles fotovoltaicos. El usuario compra la electricidad que consume a la

distribuidora al precio establecido y además puede facturar los kWh generados

a un precio superior, ya que, en España, la electricidad generada con sistemas

fotovoltaicos goza de una prima que mejora su rentabilidad económica.

En las instalaciones conectadas a red, el tamaño de la instalación es

independiente del consumo de electricidad del edificio, lo que simplifica en gran

medida su diseño. Para dimensionar la instalación habrá que tener en cuenta la

inversión inicial y el espacio disponible así como la rentabilidad que se desea

alcanzar con la venta de la electricidad generada.

2.3.2 Elementos constitutivos de la instalación

El esquema de un sistema fotovoltaico conectado a la red es el que sigue a

continuación:

Los elementos que componen la instalación son:

Generador fotovoltaico: transforma la energía del solo en energía

eléctrica.

Cuadro de protecciones: contiene alarmas, desconectadores,

protecciones, etc…



Inversores: son los elementos que adaptan la energía entregada por el

generador fotovoltaico (en forma de corriente continua) a las condiciones

requeridas por los diferentes tipos de cargas, ya sean éstas en corriente

continua, en corriente alterna o inyección de energía directamente a la red. Son

muchos los tipos de inversores, que utilizando diferentes tecnologías, se

comercializan en la actualidad. A los empleados en instalaciones conectados a

la red eléctrica se les exige una baja producción de armónicos, su adaptación a

cualquier red eléctrica y una generación con alto factor de potencia.

Contadores: se requieren dos contadores con finalidades distintas. Un

contador principal contabiliza la energía producida y enviada a la red para que

pueda ser facturada a la compañía a los precios estipulados. Por otro lado, un

contador secundario mide los pequeños consumos de los equipos fotovoltaicos

para descontarlos del total de la energía producida.



2.3.3 Aplicaciones de los sistemas conectados a la red eléctrica

Las principales aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red

eléctrica convencional son las siguientes:

Sistemas sobreexpuestos en tejados de edificios: son sistemas

modulares de fácil instalación donde se aprovecha la superficie del tejado

existente para sobreponer los módulos fotovoltaicos. El peso de los paneles

sobre el tejado no supone una sobrecarga para la mayoría de los tejados

existentes.

Plantas de producción: son aplicaciones de carácter industrial que

pueden instalarse en zonas rurales no aprovechadas para otros usos o

sobrepuestas en grandes cubiertas de áreas urbanas (aparcamientos, zonas

comerciales, áreas deportivas, etc…)

Integración en edificios: esta aplicación tiene como principal

característica ser un sistema fotovoltaico integrado en la construcción, de modo

que los paneles solares quedan tanto estructural como estéticamente

integrados en la cubierta del edificio.



3 OBJETO DEL PROYECTO

Este proyecto se redacta con el fin de definir constructivamente una instalación

de generación fotovoltaica de acuerdo con la legislación vigente.

La planta fotovoltaica objeto de este proyecto se concibe mediante un sistema

de guía de dos ejes, con inclinación y rotación variables en función de la altura

solar y del azimut (hora solar). Dicha planta contará con conexión a red y se

instalará en el término municipal de Logroño (La Rioja), siendo la potencia

nominal total de la instalación de 500 kW.

En consecuencia, la redacción del presente proyecto tiene como finalidad el

establecimiento de todas aquellas condiciones técnicas de conexión y de

seguridad de la instalación.

Se estima que la vida útil de la instalación es de 30 años.

3.1 FICHA TÉCNICA

Las características del parque solar son las siguientes:

Potencia nominal de la instalación: 500 kW

Número de inversores: 16 x 30 kW

Número de transformadores: 1 x 630 kVA

Número de seguidores solares: 16

Potencia máxima del campo solar: 604,8 kW

Número total de módulos: 2016



3.2 EMPLAZAMIENTO

El parque solar de este proyecto se implantará en la finca LA PLANA, en el

polígono 21, parcela 21, en el término municipal de Logroño (La Rioja). Dicha

finca tiene una agrupación de subparcelas, estando ubicado en la subparcela

S, por tratarse de tierras de labor o labradío secano con poca productividad.

La superficie de la parcela es de 7,72 ha, siendo un terreno suficientemente

grande como para acoger la instalación proyectada.

La finca limita en sus lados norte y oeste con la autopista AP-68, en el este con

el Río Acequia y en el sur con el término municipal de Villamediana de Iregua.

La subparcela S, al ser una de las parcelas interiores, limita con al norte con la

parcela K, al oeste con las parcelas M y A, al sur con la parcela N, y al este con

el río anteriormente citado.

El punto de conexión se encuentra en una línea de 13,2 kV próxima situada al

norte de la finca. Dicha línea sirve de alimentación a algunas de las industrias

locales situadas en el Polígono Industrial La Portalada.

El acceso a la finca se realiza desde un camino que se encuentra situado al sur

de la misma.



4 ASPECTOS SOCIOECONÓMICOS Y AMBIENTALES

4.1 POLÍTICA ENERGÉTICA. MARCO LEGAL

La política energética a nivel europeo, nacional y autonómico tiene como

objetivos prioritarios garantizar la seguridad y calidad del suministro eléctrico,

reducir la dependencia energética exterior y el respeto al medio ambiente, esto

último reflejado en los compromisos de España con el Protocolo de Kyoto

desarrollado mediante el Plan Nacional de Asignación.

A nivel europeo son múltiples las iniciativas elaboradas para contribuir a estos

objetivos de política energética.

A nivel nacional, España ha asumido estas iniciativas y así el 8 de julio de 2005

se aprobó el Plan de Acción 2005-2007 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética y el 26 de agosto de 2005 se aprobó el Plan de Energías

Renovables 2005-2010. Actualmente nos encontramos bajo el marco del Plan

de Energías Renovables 2011-2020.

El desarrollo de las Energías Renovables se orienta hacia la generación

sostenible de la energía, para ello se desarrollan iniciativas para la utilización

de las fuentes de energías renovables por excelencia; energía solar, energía

eólica, energía hidráulica, biogás, biomasa y biocarburantes. El objetivo

fundamental en relación a las Energías Renovables es que el 12,1% del

consumo global de energía en 2010 fuera abastecido por fuentes de energía

renovables, las cuales contribuirán a la producción eléctrica en un 30,3% y

supondrán una aportación del 5,83% a los combustibles usados en el

transporte. En el Plan de Energías Renovables 2011-2020 han querido

aumentar esta cuota de producción de energías renovables a un 20% de la

producción eléctrica y 11,8% a los combustibles usados en el transporte.



La ley 54/1997de 27 de noviembre del Sector Eléctrico, en el Título IV Capítulo

II define la producción de energía eléctrica en régimen especial, dentro del que

se encuadra la energía solar.

La entrada en vigor del nuevo Real Decreto 661/2007, supone un impulso

definitivo a la generación de energía eléctrica a partir del sol, creando un marco

legal estable muy favorable para la aplicación y rentabilización de este tipo de

proyectos.

4.2 VENTAJAS SOCIOECONÓMICAS Y AMBIENTALES DEL

HUERTO SOLAR

La idoneidad del parque solar situado en el Término Municipal de Logroño se

enmarca dentro del contexto de la situación energética actual y de la necesidad

de un medio ambiente sostenible que sea capaz de generar riqueza sobre los

municipios y comarcas del territorio.

A continuación se enumeran los beneficios y ventajas que esta instalación solar

aportará al municipio de Logroño:

Energía renovable: El parque solar es una instalación de producción de

energía eléctrica a partir del sol, que es una fuente de energía renovable.

Mejora del medio ambiente y de la eficiencia energética: El parque

solar en Los Palacios y Villafranca supone los siguientes ahorros de emisiones

contaminantes al medio ambiente:

1. Emisión de CO2: 1.693,47 Tm/año no emitidas gracias al parque

solar.



2. Emisión de SO2: 4.745,57 kg/año no emitidas gracias al parque

solar.

3. Emisión de NOx: 2.914,22 kg/año no emitidas gracias al parque

solar.

Además, la instalación del parque solar, supone un Ahorro de Energía Primaria

de 396,50 tep/año.

4.2.1 Tiempo de recuperación energética

Los sistemas fotovoltaicos sólo generan emisiones en su fase de fabricación:

directa y, sobre todo, indirectamente, por la energía invertida. El tiempo de

recuperación energética es el tiempo que el sistema fotovoltaico necesita para

producir la energía que se invirtió en su fabricación.

Una vez amortizada la inversión energética, la energía producida durante el

resto de su vida útil (la energía neta) está libre de emisiones. Por tanto, se

evitan las emisiones que se producirían si se generara esta energía con

energía convencional.

Existe gran dispersión en los estudios realizados para determinar dicho tiempo

de recuperación debido a la diferencia de hipótesis existentes (productividad,

inclusión de otros elementos del sistema…), pero todos los estudios predicen

que dicho tiempo es menor que la duración neta del sistema.

Tras analizar el estudio llevado a cabo por Knapp y Jester (2000) sobre el

Módulo sc Si SP 75 (Siemens), se llegó a la conclusión de que el tiempo de

recuperación energética oscilaba entre los 2-3 años, siendo este



significativamente menor que la duración del sistema (más de 25 años). Debido

a ello la energía producida es de 9 a 17 veces la invertida en su elaboración.

4.3 INCIDENCIA SOBRE EL MEDIO AMBIENTE LOCAL

La Evaluación de Impacto Ambiental es el procedimiento que incluye el

conjunto de estudios, informes técnicos y consultas que permiten identificar,

describir y evaluar los efectos que la ejecución de un determinado proyecto,

instalación o actividad causará sobre el medio ambiente.

Quedan sujetos a Evaluación de Impacto Ambiental:

1. Los proyectos, instalaciones y actividades de titularidad pública o privada

incluidos en el Anexo I del Decreto 62/2006, de 10 de noviembre, por el

que se aprueba el Reglamento de Desarrollo del Título I, "Intervención

Administrativa", de la Ley 5/2002, de 8 de octubre, de Protección del

Medio Ambiente de La Rioja.

2. Los proyectos, instalaciones y actividades de titularidad pública o

privada incluidos en el Anexo II del citado Reglamento, así como

cualquier proyecto no incluido en el Anexo I que pueda afectar directa o

indirectamente a los espacios de la red ecológica europea Natura 2000,

cuando así lo decida el órgano ambiental. La decisión, que debe ser

motivada y pública, se ajustará a los criterios establecidos en el Anexo

III.

En el Anexo I del Decreto 62/2006, dentro del grupo 3, industria energética, se

identifican los proyectos que necesitan la Evaluación de Impacto Ambiental. En

el apartado e) Instalaciones industriales para la producción de electricidad,

vapor y agua caliente con potencia térmica superior a 300 MW.



En el Anexo II del Decreto 62/2006, dentro del grupo 4, industria energética, se

identifican los proyectos que necesitan la Evaluación de Impacto Ambiental. En

el apartado i) Instalaciones industriales para la producción de electricidad,

vapor y agua caliente con potencia térmica superior a 100 MW.

De lo cual deducimos que esta instalación queda exenta de realizar la

consiguiente Evaluación de Impacto Ambiental. No obstante, y refiriéndose al

Anexo V del Decreto 62/2006, se requiere una licencia ambiental expedida por

el Ayuntamiento de Logroño por tratarse de una instalación energética de

producción de energía solar.

Teniendo en cuenta lo anteriormente citado, las principales características del

parque solar con respecto a su incidencia sobre el medio amiente local de

Logroño son las siguientes:

1. No produce emisiones de gases contaminantes.

2. No produce emisiones de efluentes líquidos.

3. No produce residuos sólidos.

4. No produce ruidos.

5. No tiene efectos nocivos ni incidencia alguna sobre la vegetación o la

fauna local, ya que es una actividad totalmente compatible con éstas.

6. Al final de la vida de la instalación se procederá al desmantelamiento de

la misma restituyendo el emplazamiento a su estado originario.



4.4 INCIDENCIA SOCIOECONÓMICA

La construcción del parque solar supone la creación de empleo directo e

indirecto durante las fases de construcción y de funcionamiento de la

instalación.

El parque solar objeto de este proyecto consta de 16 instalaciones, estas se

dividen a su vez en cuatro grupos, cada grupo constara de 4 seguidores

solares que alimentan los inversores de 30 kW.. Durante la fase de

construcción de este huerto solar se generarán entre 8 y 12 puestos de trabajo

para desarrollar los trabajos de obra civil, instalación eléctrica y montaje de los

módulos fotovoltaicos.

La construcción del conjunto del parque solar se estima en 6 meses.

Durante la fase de explotación del parque solar, cuya vida se estima en 30

años, se generarán entre 3 y 4 puestos de trabajo directo para realizar los

trabajos de mantenimiento y vigilancia.



5 NORMAS APLICABLES

Para la ejecución de las instalaciones, se tendrán en cuenta las siguientes

normas y reglamentos:

Ley 54/1997 de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (Ley de Regulación

del Sector Eléctrico). Y las modificaciones introducidas por la Ley 50/1998

de 30 de diciembre de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden

Social.

Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de

instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

Real Decreto 1995/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto, por el que se aprueba el

Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

Real Decreto 314/2005, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código

Técnico de la Edificación.

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial.


Reglamento Unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.



Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la

actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar

fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de

mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de

mayo, para dicha tecnología.

Norma UNE-EN 62466: Sistemas fotovoltaicos conectados a red.

Requisitos mínimos de documentación, puesta en marcha e inspección de

un sistema.

Resolución de 31 de mayo de 2001, de la Dirección General de Política

Energética y Minas, por la que se establece modelo de contrato tipo y

modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a

red de baja tensión.

Norma UNE de obligado cumplimiento así como aquellas que se

relacionan en las instrucciones técnicas complementarias del Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión.

Reglamento Electrónico de Baja Tensión del Ministerio de Industria y

Energía y sus Instrucciones Técnicas Complementarias.

Pliego de condiciones técnicas de instalaciones solares fotovoltaicas

conectadas a red del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la

Energía, IDAE, de octubre de 2002.

Ley 16/2002 de 1 de julio de prevención y control integrados de la

contaminación.



Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de

Impacto Ambiental.

Ley 7/2007, de 9 de agosto, Gestión Integrada de la Calidad Ambiental.



Generadores Fotovoltaicos

Inversores

Centro de Transformación

Red Eléctrica

6 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

La instalación fotovoltaica de conexión a red responde a un sencillo esquema

como el que sigue:

El subsistema de captación y generación, es decir, el generador fotovoltaico

está constituido por una serie de paneles o módulos del mismo modelo

conectados eléctricamente entre si. Estos módulos se encargan de transformar

la energía del sol en energía eléctrica generando una corriente eléctrica

continua proporcional a la irradiancia solar que incide sobre ellos.

El subsistema de acondicionamiento de potencia, o inversores, es el encargado

de transformar la corriente continua generada en el campo solar en corriente

alterna, con una forma de onda senoidal y una frecuencia de 50Hz, ya que no



es posible inyectar directamente la energía del generador fotovoltaico a la red

eléctrica. De esta forma ya se puede suministrar la energía producida a la red

eléctrica.

La energía procedente de cada inversor es conducida de forma individual hasta

un mismo centro de transformación, donde antes de inyectar a la red eléctrica,

transformamos la tensión de salida de la instalación fotovoltaica a la tensión de

descarga de la línea eléctrica mediante dos transformadores. En dicho centro

de transformación se cuantifica la energía producida mediante una celda de

medida.

La descarga a la red eléctrica se realiza a través de un tramo subterráneo de

M.T. que sale del centro de transformación y de una línea aérea.

La instalación se acogerá al Régimen Especial de Autoproductores que se

regula por el R.D. 661/2007, de 25 de mayo por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen especial.

La energía generada, medida por los correspondientes contadores, se venderá

a la empresa distribuidora tal y como marca el Real Decreto 661/2007, de 25

de mayo, antes mencionado.

La energía consumida por las instalaciones auxiliares será abastecida por la

generada a través de la planta dentro de sus posibilidades. En el momento que

dicho autoabastecimiento no fuese posible (condiciones climatológicas

adversas, nocturnidad), la energía consumida por las instalaciones se abonará

a la empresa distribuidora independientemente de la energía generada por el

campo solar fotovoltaico.



7 ELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

7.1 TIPO DE CRISTAL

La investigación de las células fotovoltaicas está en continua evolución, en

busca de la mejor relación calidad-precio. Ha habido numerosas propuestas de

uso de materiales con muy buenos rendimientos, pero su alto coste ha hecho

inviable su comercialización. En la actualidad, el material más usado es el

silicio, debido a la larga experiencia que hay en el uso de éste en el ámbito

fotovoltaico.

Los tipos de silicio más comunes en este momento son:

Silicio monocristalino: Es el material más utilizado actualmente

para la fabricación de células solares. Su fabricación es laboriosa y

compleja, se intenta sustituir para abaratar los costos. El silicio se

purifica, se funde y se cristaliza en lingotes redondos. Una vez

redondeado se corta en finas obleas, para conseguir células

individuales cortando los extremos redondeados para aprovechar la

superficie. Las células tienen un color uniforme, generalmente es

azul o negro. Las células monocristalinas consiguen un rendimiento

del 19,1% en laboratorio y entre un 10 y un 13% en producción.

Silicio policristalino: Las células policristalinas de silicio están

fabricadas con silicio de menor pureza y por tanto de un costo más

bajo que las anteriores. Esto da lugar generalmente a un rendimiento

levemente más bajo, pero los fabricantes de las células policristalinas

afirman que las ventajas del coste compensan las pérdidas de la

eficacia. La superficie de células policristalinas se diferencia de las

monocristalinas en que tiene zonas de colores diferentes en vez del



color uniforme de las células monocristalinas. Las células

policristalinas consiguen un rendimiento del 18% en laboratorio y

entre un 10 y un 12% en producción.

Silicio amorfo: Es diferente de los otros dos tipos anteriores, el

silicio amorfo no tiene ninguna estructura cristalina. El silicio amorfo

está formado por capas delgadas sucesivas depositadas al vacío

sobre un cristal, plástico o metal, su proceso es similar a un pintado

de aquí su economía. Las células amorfas del silicio se producen en

variedad de colores y con ellas se consiguen rendimientos del

11,55% en el laboratorio y hasta el 8% en producción. Puesto que

pueden ser hechas de diversos tamaños forman generalmente una

célula continua que ocupa todo el módulo. Hasta el momento actual,

el principal problema del silicio amorfo es su degradación o

disminución de su eficiencia tras una prolongada exposición a los

rayos solares. A pesar que el material es muy estable y el

comportamiento frente a agentes externos como humedad,

temperatura, corrosión es muy buena, en las 100 primeras horas de

funcionamiento se produce una degradación hasta que se estabiliza

y la producción de corriente es prácticamente estable después.

Finalmente, nos decidimos a instalar módulos de silicio policristalino, que son

los que presentan una mejor relación rendimiento-precio.



7.2 TIPO DE SEGUIMIENTO

El seguidor solar escogido dispone de un seguimiento de dos ejes. Esto nos

permite aprovechar la máxima cantidad de horas solares y asegurar así un

mayor rendimiento.

El seguimiento acimutal barre un ángulo de 250º, abarcando todo el recorrido

solar para cualquier hora y día del año. Se encuentra automatizado mediante

una pinza tractora y tiene una precisión de ±3º.

El seguimiento del ángulo de inclinación (β) también se encuentra

automatizado mediante cilindros hidráulicos comandados por una centralita.

Esta centralita tiene una precisión de ±3º. Este varía entre una posición de

seguridad de 5º y una inclinación máxima de 50º, suficientes en ambos casos

para captar la mayor parte de la radiación solar.



8 DIMENSIONADO DEL SISTEMA Y COMPONENTES

El parque solar que se proyecta de 500 kW estará compuesto de 16 seguidores

solares. Cada seguidor solar cuenta con un inversor de 33 kW y genera esta

potencia gracias a 126 paneles de 300 Wp cada uno. La potencia pico

instalada en cada seguidor es de 37,8 kW. Esta potencia pico es 14,5%

superior a la potencia del inversor como recomendación del fabricante, que

recomienda hasta 39 kW de potencia por inversor.

Como se ha dicho anteriormente la estructura de los paneles solares será un

seguidor solar de dos ejes con un área total de captación por cada seguidor de

244,5 m2.

8.1 RADIACIÓN DE LA ZONA

Cuando se evalúan, diseñan o se hacen análisis económicos de los sistemas

de aprovechamiento de la energía solar, se requiere de información precisa y

detallada de la radiación solar. El conocer las características de la radiación

solar no es un asunto sencillo, ya que varía a cada instante. Las condiciones

atmosféricas, el clima, las características geográficas, son entre otros, los

parámetros más importantes que determinan la cantidad de radiación solar que

se recibe en un punto determinado de la superficie terrestre.

El tiempo y coste necesario para que una red solarimétrica produzca datos de

precisión conocida y suficiente representatividad temporal, a partir de los

cuales extrapolar espacialmente los promedios mensuales de la radiación

global diaria, suele superar las urgencias de los diseñadores de sistemas de

aprovechamiento de esta fuente de energía, razón por la cual surgen bases

alternativas de información.



Las bases de datos de irradiancia, por tanto, deberán tener la suficiente

precisión como para ser aceptada, dado que todo el cálculo energético, y por

tanto, económico, depende fundamentalmente de estos valores.

8.1.1 Años Meteorológicos Tipo.

La base de datos utilizada ha sido compuesta por la Agencia Estatal de

Meteorología (AEMET) integrada en la red EUMETSAT (European

Organisation for the Exploitation of Meteorological Satellites), de carácter

europeo. Lo realmente valioso de esta base de datos no es en sí la gran

cantidad de información que se suministra sobre multitud de localidades así

como su extrapolación de datos en caso de no disponer de estaciones

cercanas, sin o el carácter oficial que tiene al provenir de los propios

organismos de meteorología europeos, configurándose, por tanto, como una

base de datos de enorme valor para el proyectista.

La base de datos contiene Años Meteorológicos Tipo para las estaciones de

trabajo, entre ellas la de nuestro emplazamiento.

Nos suministra valores de radiación horizontal, en plano inclinado con

diferentes valores del ángulo e incluso con un perfil de sombras definible.

Asimismo nos suministra valores de temperaturas humedades y velocidad de

viento.

Según dicha base de datos se han tomado los valores de las irradiaciones por

metro cuadrado al día para la latitud de Logroño, en un plano horizontal y

siguiendo la trayectoria solar.



Inclinación

Mes Seguidor

Enero 1,7 2,85 3,98

Febrero 2,6 3,9 5,37

Marzo 3,94 5,07 7,15

Abril 5,05 5,52 7,85

Mayo 5,81 5,67 8,54

Junio 6,67 6,2 9,84

Julio 7,04 6,71 10,97

Agosto 5,94 6,26 9,25

Septiembre 4,66 5,72 8,40

Octubre 3,04 4,33 6,05

Noviembre 1,92 3,15 4,29

Diciembre 1,53 2,71 3,77

Anual 4,17 4,85 7,12

Superficie

horizontal

Inclinacion

a 36º

Los valores de radiación óptima se han obtenido haciendo una media

ponderada de los valores obtenidos por dicha base de datos. Esto es así

porque se valoran más las horas de sol pico que al amanecer o atardecer.

Los valores de esta tabla representan la radiación solar en kW/m2·día para las

diferentes inclinaciones. En horizontal son los valores iniciales de cálculo que

se obtienen de las bases de datos. 36º de inclinación es lo que recomiendan

para una instalación fija situada en estas coordenadas. El seguidor indica la

radiación captada por un seguidor solar de 2 ejes.

Como se puede ver, el hecho de utilizar un seguidor solar aumenta

notablemente la eficacia de la instalación, aproximadamente un 45% más que

una instalación fija.



8.1.2 Efecto de la radiación solar en la célula fotovoltaica

De igual modo que ocurre con la temperatura, la radiación solar también afecta

directamente al rendimiento de la célula solar fotovoltaica, evidentemente los

cambios en la radiación producen una variación en la característica de salida

de la célula fotovoltaica. El valor de la potencia de salida de la célula

fotovoltaica aumenta conforme lo hace la radiación, alcanzando ésta valores

máximos teóricos cuando la radiación es de 1000 W/m2.

8.2 ANÁLISIS DE SOMBRAS

Cuando una célula solar queda bajo sombra deja de producir corriente. Se

comporta, entonces, como un diodo conectado en sentido de bloqueo. Pero si a

través de una única célula deja de fluir la corriente, ésta deja de fluir también a

través de todas las células conectadas en serie con ella. Se habla en tales

casos del efecto pinzamiento de manguera. Se produce, entonces, en la célula

solar una tensión (la suma de las restantes células solares conectadas en

serie) que es mayor que la tensión de ruptura del diodo. La corriente penetra

entonces a mayor tensión y la célula se puede calentar mucho, pudiendo

dañarse así (en puntos concretos) de forma permanente (hot-spot).

Por tanto, el sombreado tiene efectos directos sobre el rendimiento de la

planta, pues, por la conexión en serie de las células solares dentro de un

módulo y la conexión en serie de los módulos dentro de una cadena, la célula

solar que recibe menos irradiación determina la intensidad de corriente y, por

ende, la potencia de toda la cadena.

Con las actuales células solares cristalinas, hasta las pequeñas sombras o

impurezas puntuales (hojas, excrementos de pájaros,…) pueden reducir

claramente el rendimiento del módulo solar.



Para evitar el efecto de las sombras sobre las células solares al descubierto y

los daños a las células solares bajo sombra, se conecta a cada cadena de

células un diodo de by-pass en paralelo. En caso de sombreado, este diodo de

by-pass soslaya la célula afectada.

Estos diodos también se instalan en la caja de conexiones del módulo, para

evitar que algún módulo en la serie pueda provocar estos efectos por quedar

en sombra.

Funcionamiento normal Funcionamiento by-pass (Una célula sombreada)



En este proyecto se cuida ese aspecto para que las sombras propias no tengan

el tipo de efecto comentado, por lo que en nuestra instalación no se prevé

ningún obstáculo delante de la instalación solar que pudiera causar sombras

sobre los paneles. Aún así, es necesario realizar un estudio de las sombras

que pueden darse en los paneles debidas a ellos mismos, estando

contabilizadas con las pérdidas ocasionadas por el sol.

Separaremos los seguidores solares a una distancia tal que garantice la

ausencia de sombras para el ángulo más desfavorable de altura solar al medio

día. Este ángulo coincide con el 21 de diciembre, según recomendación del

IDAE. Este ángulo es de 18,5º. Calcularemos la distancia horizontal necesaria

que tiene que haber entre el extremo superior de un seguidor y el inferior del

siguiente seguidor. Para este ángulo nos da una separación de 27,76m.

Por comodidad de cálculo y para asegurar la inexistencia de sombras

aumentaremos la distancia a 30m disminuyendo así el ángulo de visión hasta

17,2º. Con esta configuración, las posibles sombras de unos módulos se

proyecta sobre los de atrás en un rango de horas en los que los valores de

radiación son tan pequeños que el propio inversor ya ha cortado la entrada de

corriente por no poder hacer el seguimiento del punto MPP.

Con esta configuración podemos descartar pérdidas en la generación por

efecto de las sombras.

8.3 EFECTO DE LA TEMPERATURA

Es necesario explicar de qué manera actúa la temperatura en la célula

fotovoltaica debido a que es junto con la radiación una de las causas

principales por la que la característica de salida I-V de los paneles fotovoltaicos

se ve afectada, lo cual significa que no se obtiene una potencia en terminales

del panel fotovoltaico constante. Por esta razón y para trabajar en el punto



óptimo de potencia necesitamos realizar el circuito de búsqueda del punto

máximo.

Cualquier objeto que se encuentre bajo la acción de la radiación solar, se

calentará, y en nuestro caso la temperatura es un factor muy importante a tener

en cuenta a la hora de utilizar elementos fotoeléctricos.

La temperatura afecta directamente a la tensión de circuito abierto de la célula

fotovoltaica disminuyendo su valor, de modo que la potencia se ve afectada de

igual forma, mientras que la corriente que porta el panel apenas se ve afectada.

Como conclusión se tiene que a medida que la temperatura aumenta, la

tensión y la potencia en bornes del panel disminuyen.

8.4 VALORACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Cualquier sistema de producción energética está sometido a una serie de

pérdidas en las diferentes etapas de transformación y/o transporte de la

energía que afectan al global de la energía producida.

Evaluarlas y limitarlas forma parte del diseño adecuado de la instalación

fotovoltaica. Se podrán distinguir el siguiente conjunto de pérdidas:

Debidas a la dispersión de los módulos fotovoltaicos

Por el cableado tanto en CC como en CA

Debidas a los transformadores

Debida a la Línea de Media Tensión Subterránea

Por suciedad (valor estimado)



Por disponibilidad (valor estimado)

Debida al Rendimiento Europeo del Inversor

Por efecto de las sombras en los paneles

Por efecto de la temperatura en las células fotovoltaicas

Debida a la posición

La previsión de producción energética de nuestra instalación asciende, una vez

descontadas todas las pérdidas a 1.329.572,86 kWh/año

8.4.1 Ahorro en las emisiones

El consumo de energía provoca, en el lugar de generación (central térmica),

una serie de emisiones de gases contaminantes y de efecto invernadero,

siendo los más importantes, por sus consecuencias medioambientales, las

emisiones de diferentes tipos de óxido de azufre y de anhídrido carbónico,

principal causante del efecto invernadero y del calentamiento global del

planeta.

Cada kWh generado por la planta fotovoltaica supondrá evitar la emisión de

estos gases en las centrales de producción de energía con medios no

renovables. Por tanto, cuanta más energía se genere con fuentes renovables,

menor serán las emisiones lanzadas a la atmósfera.

Concretamente, por 1kWh generado se evita emitir a la atmósfera

aproximadamente 1kg de CO2, unos 3 gr de SO2 y unos 2 gr de NOx. Así como

se evita el consumo de 1 tep (tonelada equivalente de petróleo) por cada

11.600 kWh producidos



8.5 DISPOSICIÓN DE LOS PANELES

La instalación estará formada por módulos fotovoltaicos instalados sobre unos

seguidores solares de dos ejes que permiten la máxima captación de la

radiación solar.

El sistema se compone de 2.016 módulos fotovoltaicos EASTECH ESF-300MA,

de 300 Wp cada uno, agrupados en 16 seguidores solares distribuidos en una

malla de 4x4, donde cada seguidor solar se compone de 126 paneles. Estos

estarán compuestos por 7 líneas en paralelo de 18 paneles cada una.

Las bases de los seguidores solares estarán separadas 37,80 m como se

muestra en el apartado de cálculo y en los planos, para evitar los efectos

negativos de pérdidas de producción eléctrica asociado a las sombras que

puedan producir unos sobre otros.

8.6 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Los paneles solares son el elemento de generación eléctrica y se pueden

disponer en serie y/o paralelo para obtener la tensión nominal requerida en

cada caso. Estos paneles están formados por un número determinado de

células que están protegidas por un vidrio, encapsuladas sobre un material

plástico y todo el conjunto enmarcado con un perfil metálico.

El módulo solar utilizado es el modelo EASTECH ESF-300MA de 300 Wp,

poseen certificado IIEC 61215, la Marca CE, clase de protección II y garantía

de calidad interna permanente, aunque su uso se extiende fácilmente más allá

de los 25 años. Permiten un rápido montaje gracias a una conexión sencilla de

los cables eléctricos.



Características físicas Descripción

Células 72 de silicio policristalinoMedidas 1956 x 992 x 50 mmPeso 22,9 kgNº de diodos 6Tipo de diodos 10A10 NBConectores ECM4M

Valores límite Descripción

Temperatura máx del módulo -40ºC + 85ºCTensión máxima del sistema 1000 VPresión de superficie 2400 N/m2

Datos térmicos Descripción

Coefic. Tª Corriente cortocircuito +0,04%/ºCCoefic. Tª Tensión circuito abierto -0,38%/ºCCoefic. Tª Potencia MPP -0,47%/ºCTONC 47ºC ± 2ºC

Datos eléctricos Descripción

Potencia máxima admisible 300 WCorriente de cortocircuito 8,48 ATensión circuito abierto 44,78 VCorriente MPP 7,92 ATensión MPP 37,87 VRendimiento 15,46%

Está formado por un total de 72 células de silicio monocristalinas de primera

calidad, estando alojadas en dos láminas de plástico. La parte trasera, a su

vez, está recubierta por una lámina EVA que garantiza la permeabilidad de la

luz y provoca altos rendimientos en los módulos. De este modo, las células se

encuentran protegidas de los agentes meteorológicos y poseen un elevado

aislamiento entre sus partes eléctricamente activas.

A continuación, se adjuntan las características técnicas del módulo solar

utilizado:



Los datos eléctricos están calculados para condiciones estándar; 1000 W/m2

de radiación y 25 ºC de temperatura de célula.

8.7 SEGUIDOR SOLAR

El seguidor solar elegido para la instalación será el ADES V10-24 M_EXP con

una superficie máxima de 265 m2. Se trata de un seguidor de baja altura y

reducido impacto visual, lo cual limita las sombras proyectadas. Al tener una

superficie tan amplia disminuye el número de seguidores solares necesarios

para conseguir la potencia necesaria en la instalación.

Esto permite un ahorro en infraestructuras así como una disminución

importante en el valor total del mantenimiento en la vida útil del parque.

Los módulos solares se colocan en 7 filas a diferentes niveles y dos vertientes.

Esto facilita la ventilación de los paneles, lo cual aumenta su eficiencia y vida

útil. Al ser la parrilla escalonada, mejora considerablemente el coeficiente de

resistencia al viento respecto a otro tipo de seguidores “planos”. Esta estructura

de sujeción posee brazos autoventilados, entradas de aire que permiten disipar

el calor generado por los componentes de la máquina.

El seguidor solar es capaz de variar su ángulo de inclinación entre 5º y 50º y

hacer un barrido acimutal de 250º, lo que comprende el recorrido completo del

sol. La precisión de ambos ejes es de ±3%.

Tiene un consumo anual de aproximadamente 160 kWh/año a temperaturas

que oscilan entre -10 ºC y 50 ºC.

Cuenta con sistema de protección automático contra ráfagas de viento fuertes,

en cuyo caso se pone en posición de seguridad. Esta posición de seguridad se



da automáticamente ante vientos superiores a 50 km/h y al finalizar cada

jornada solar. En esta posición puede soportar vientos de hasta 160 km/h. En

las peores condiciones, viento a sotavento y fallo de las seguridades del

parque, la estructura metálica puede soportar hasta 108 km/h.

El seguidor ADES tiene el marcado CE y se halla en conformidad con las

siguientes directivas Europeas:

Directiva de construcción de máquinas 98/37 CE

Normativa 73/23 CE de baja Tensión

Compatibilidad Electromagnética según 89/333 C

Cargas de viento según NBE-AE-88

Estructura metálica según Normativa NBE-EA95

8.8 INVERSORES

El inversor es un equipo fundamental en la instalación eléctrica fotovoltaica, ya

que permite la conversión de la energía generada por los paneles fotovoltaicos

de corriente continua a corriente alterna.

El inversor propuesto es el INGECON Sun Smart 30, de 30 kW del fabricante

Ingeteam, para aplicaciones fotovoltaicas conectadas a red, trifásico y

completamente autónomo. Se conecta por un lado al conjunto de paneles

fotovoltaicos de los que recibe la energía eléctrica en forma de tensión continua

y por otro al cuadro de salida a la red eléctrica en corriente alterna.



8.8.1 Características generales

El inversor INGECON SUN Smart 30 permanece en estado de espera siempre

y cuando la tensión de paneles en circuito abierto sea inferior a 405 V

aproximadamente. En esas condiciones, el inversor se encontrará

desconectado de la red.

Funcionan convirtiendo la potencia continua proporcionada por el generador

fotovoltaico en potencia alterna trifásica. Dicho modelo está provisto de una

entrada, donde a partir de un sistema avanzado de seguimiento, se asegura la

extracción de la potencia máxima en cada instante del generador fotovoltaico,

dicho funcionamiento se llama MPPT (Maximum Power Point Tracking).

La topología de dicho inversor proporciona la inyección en la red eléctrica de

corrientes senoidales con muy bajo contenido en armónicos (distorsión en

corriente <3% a potencia nominal), eliminando los errores de sincronización de

aquellos inversores que utilizan topologías de generación en tensión, como por

ejemplo:

Sensibilidad a las bruscas variaciones de tensión de red.

Sensibilidad a variaciones de fase de la red.

Sensibilidad frente a distorsiones transitorias de red que provocan la

circulación de sobreintensidades y en ocasiones el disparo del inversor o

de sus protecciones.

El inversor incorpora vigilantes de red que se aseguran su desconexión de ésta

en caso de que falle, bien por salida de sus rangos de operación o bien por un

fallo de ésta. El circuito de potencia está basado en puentes inversores con

IGBT’s en número adecuado en función de la potencia total de salida del

inversor, con sistemas de protección de los semiconductores que aseguren su



integridad ante cualquier fallo, bien sea por causas externas como por internas

de control

También actúa como controlador permanente de aislamiento para la

desconexión-conexión automática de la instalación fotovoltaica en caso de

pérdida de asilamiento. Los inversores proyectados se colocarán en la base de

cada seguidor solar puesto que están especialmente diseñados para

instalaciones en exterior y cuentan con IP54.

8.8.2 Composición del convertidor

El convertidor está formado por los siguientes elementos en su fase de

potencia:

Protecciones eléctricas integradas.

Descargador de sobretensiones DC.

Descargador de sobretensiones AC.

Seccionador DC con mando a puerta.

Sistema de vigilancia anti-isla con desconexión automática.

Vigilante de aislamiento DC.

Posibilidad de desconexión manual de la red.

Pantalla LCD.

Datalogger interno para almacenamiento de datos.

Protección contra polarizaciones inversas, sobretensiones,

cortocircuitos.

Aislamiento galvánico sin uso de transformador de baja tensión.



Rango de tensión MPP 405-750 VTensión máxima 900 VCorriente máxima 86 ANúmero de entradas 10Número de entradas MPTT 1

Potencia nominal 30 kWPotencia máxima 33 kWCorriente máxima 50Tensión nominal 400 VFrecuencia nominal 50/60 HzCoseno de Phi 1Distorsión armónica (THD) <3%Eficiencia máxima 96,10%Euroeficiencia 95,20%Consumo nocturno 1 W

Dimesiones 550 x 750 x 1270 mmPeso aproximado 323,5 kgProtección IP 54

Temperatura de funcionamiento -20ºC a +65ºCHumedad relativa 0 - 95%

Valores de entrada (DC)

Valores de salida (AC)

Requisitos mecánicos

Condiciones ambientales

Los elementos numerados cumplen con las protecciones exigidas por el RD

1663/2000.

8.8.3 Aparatos de medida y señalizaciones

El inversor INGECON Sun Smart 30, presenta las medidas de los principales

parámetros a través de un display LCD. Las medidas presentadas son las

siguientes:

Tensión DC de entrada.

Corriente DC de entrada

Tensión AC de salida

Potencia AC de salida

Corriente AC por fase

Factor de potencia

Frecuencia de red

8.8.4 Características principales



Rango de tensión MPP 405-750 VTensión máxima 900 VCorriente máxima 86 ANúmero de entradas 10Número de entradas MPTT 1

Potencia nominal 30 kWPotencia máxima 33 kWCorriente máxima 50Tensión nominal 400 VFrecuencia nominal 50/60 HzCoseno de Phi 1Distorsión armónica (THD) <3%Eficiencia máxima 96,10%Euroeficiencia 95,20%Consumo nocturno 1 W

Dimesiones 550 x 750 x 1270 mmPeso aproximado 323,5 kgProtección IP 54

Temperatura de funcionamiento -20ºC a +65ºCHumedad relativa 0 - 95%

Valores de entrada (DC)

Valores de salida (AC)

Requisitos mecánicos

Condiciones ambientales

8.8.5 Requisitos de ventilación

Los inversores deben ir instalados en posición vertical y a una distancia mínima

de 0,2 m de cualquier obstáculo, pared o similar, tanto en la parte delantera

como la trasera, permitiendo la adecuada circulación de aire para la

refrigeración del equipo.

La temperatura ambiente máxima de funcionamiento del equipo es de 65 ºC,

siendo recomendable una temperatura de 25ºC con el objeto de que la vida útil

del inversor sea la máxima.

Para conseguir esta temperatura y una correcta ventilación, el inversor viene

equipado con tres ventiladores; uno superior que evacúa 354 m3/h y dos

inferiores que consiguen 160 m3/h cada uno.



8.8.6 Monitorización y comunicaciones

Este inversor permite la comunicación vía modem-GSM/GPRS, puerto serie

RS-485, puerto Ethernet o por fibra óptica.

Los inversores están preparados para su monitorización remota de las

corrientes de string del campo fotovoltaico, mediante la utilización de los

Sistemas de Monitorización de Ingecon Sun String Control. Los inversores se

conectan a la Unidad Central de Monitorización mediante una comunicación

RS-485.

Esta unidad incorpora un Modem tipo GSM/GPRS para la transmisión remota

de las principales variables de funcionamiento de los inversores y de la

estación meteorológica.

Estas medidas se pueden consultar a través de una página web desde

cualquier punto con acceso a internet. Existe la posibilidad de recibir las aleras

de alarmas vía SMS para el diagnóstico de fallos.

8.8.7 Alarmas

Al tratarse de un inversor totalmente autónomo, no precisa la intervención de

ningún usuario, salvo en los casos en los que sea necesaria su configuración o

ante una alarma. Las principales alarmas indicadas por este inversor son las

siguientes:

Fallo de tensión en la red: Cuando la tensión a la que se conecta el

inversor está fuera del rango de funcionamiento. Se rearma

automáticamente al reponerse las condiciones de red.



Fallo de frecuencia de red: Cuando la frecuencia a la que se conecta el

inversor está fuera del rango de funcionamiento. Se rearma

automáticamente al reponerse las condiciones de red.

Fusión de fusibles: Cuando el fusible que protege la conexión de

corriente continua se ha fundido.

Secuencia de fases errónea: Cuando el orden de conexionado de las

fases no es el correcto.

Derivación en paneles: Cuando el nivel de aislamiento del generador

fotovoltaico ha descendido por debajo de un umbral mínimo.

Actuación de protecciones internas: Cuando las protecciones internas

del inversor se han activado.

Protección de isla: Cuando el inversor intenta funcionar en ausencia de

la red a la que está conectado.

Sobretemperatura: Cuando la temperatura interna es superior a los 80ºC



9 INSTALACIÓN ELÉCTRICA


CORRIENTE CONTINUA

Dado que la instalación eléctrica del generador solar se encuentra en la

intemperie, para evitar fallos de aislamiento, se seguirán los criterios de la ITC-

BT-30 del REBT para locales húmedos, siguiendo las siguientes condiciones

generales.

9.1.1 Cableado

El cableado de corriente continua se realizará con cable PRYSMIAN P-SUN sp,

especial para instalaciones fotovoltaicas. Este cable tiene aislamiento de goma

tipo EI6, que confiere elevadas características eléctricas (0,6/1 kV) y

mecánicas. El diseño del cableado se ha realizado para que no supere una

caída de tensión mayor de 1,5%.

El campo fotovoltaico de 500 kW proyectado está formado por 16 seguidores

solares. En todos ellos el cableado de continua es el mismo, variando

únicamente el cableado de corriente alterna.

9.1.2 Aparamenta

Las cajas de conexión, cajas de fusible y, en general, toda la aparamenta

utilizada en el generador solar, deberán presentar el grado de protección

correspondiente a la caída vertical de gotas de agua, IPX1. Sus cubiertas y las

partes accesibles de los órganos de accionamiento no serán metálicas.



Se ha diseñado el sistema de protección para que la instalación esté protegida

contra sobreintensidades, cortocircuitos, sobretensiones y contactos directos e

indirectos.

La caja de conexión previa al inversor contará con protecciones de 12 A, con el

objetivo de proteger los conductores y poder desconectar cada ramal para

operaciones de mantenimiento o reparación. Dicha caja de conexión dispondrá

de 7 entradas e irá integrada en la estructura del seguidor solar.

9.1.3 Canalizaciones

Las canalizaciones serán estancas en el campo solar, utilizándose para ello

terminales, empalmes y conexiones de las mismas, sistemas o dispositivos que

presenten el grado de protección correspondiente a la caída vertical de gotas

de agua (IPX1)

El campo fotovoltaico está formado por una serie de módulos fotovoltaicos

conectados en serie, en número condicionado por las características eléctricas

y de temperatura de los propios módulos y del inversor. Estos módulos en serie

se conectan en paralelo a la entrada del inversor.

El cableado de corriente continua se realizará con cable PRYSMIAN P-SUN sp,

especial para instalaciones fotovoltaicas. Este cable tiene aislamiento de goma

tipo EI6, que confiere elevadas características eléctricas (hasta 1000 V) y

mecánicas. El cable recorrerá el interior de la estructura dado que está

especialmente preparada para ello y bajará el cuadro eléctrico.

Se realizarán las conexiones en serie de cada agrupación de 18 módulos

fotovoltaicos. Cada agrupación se va uniendo a las demás en la caja de

conexiones situada a la entrada del inversor.



L S Icable cdt cdt Resistencia Perdidas Umax Imaxm mm2 A V % Ω W V A

Linea 1 20,23 4 34 2,22 0,39 0,2060 23,98 681,7 7,92Linea 2 14,36 4 34 1,58 0,28 0,1462 17,03 681,7 7,92Linea 3 20,23 4 34 2,22 0,39 0,2060 23,98 681,7 7,92Linea 4 20,23 4 34 2,22 0,39 0,2060 23,98 681,7 7,92Linea 5 14,36 4 34 1,58 0,28 0,1462 17,03 681,7 7,92Linea 6 20,23 4 34 2,22 0,39 0,2060 23,98 681,7 7,92Linea 7 33,57 4 34 3,69 0,65 0,3417 39,79 681,7 7,92Total 169,77

Tramo


CORRIENTE ALTERNA

Dado que la instalación eléctrica del circuito de corriente alterna va a ser

enterrada entre los inversores y la caseta del transformador, para evitar fallos

de aislamiento, se seguirán los criterios de la ITC-BT-07 del REBT para redes

subterráneas de distribución en baja tensión, siguiendo las siguientes

condiciones generales.

9.2.1 Cableado.

Desde cada inversor saldrá una línea trifásica de 400 V que se unirá a un

cuadro de baja tensión sumador que aunará 4 líneas. Esto agrupará los

seguidores solares/inversores en 4 grupos que posteriormente irán conectados

a las entradas de BT del transformador.

El cable seleccionado ha sido el PRYSMIAN AL VOLTALENE FLAMEX (S) (AL

XZ1 0,6/1kV XLPE3), 3 conductores y neutro para cada inversor instalado bajo

tubo. El diseño del cableado se ha realizado para que no supere una caída de

tensión mayor de 1%.



9.2.2 Aparamenta

La salida del inversor estará dotada de un cuadro descargador de tensiones

que permitirá la conexión a los cables de 150mm2. Previo a esta conexión y

con el fin de poder aislar el inversor de la línea se instalarán fusibles de cuchilla

de F Cu 0/63 A de poder de corte.

Las líneas que unen los inversores con los cuadros de baja tensión del centro

de transformación estarán protegidas ante cortocircuitos y sobreintensidades

mediante interruptores magnetotérmicos omnipolares de 63 A, 6 kA.

9.2.3 Canalizaciones eléctricas

Los conductores que van desde los inversores hasta los cuadros de baja

tensión irán instalados bajo tubo corrugado de doble capa de 160 mm de

diámetro nominal. Estos irán enterrados en zanja.



10 PUESTA A TIERRA

La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se hará siempre de forma que

no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa

distribuidora, asegurándose que no se produzcan transferencias de defectos a

la red de distribución. Para ello se dispondrán de dos sistemas de tierras: uno

que comprende las masas metálicas, el circuito de corriente continua y el

circuito de corriente alterna; y un segundo que protegerá el centro de

transformación. Este último se describirá en el apartado correspondiente del

centro de transformación.

La red se dispondrá en forma de anillo cuadrado de 60 m de lado uniendo las

masas de los diferentes seguidores con éste. La distancia del anillo es de 240

m, al cual se le añade la distancia del conductor entre los seguidores y dicho

anillo consiguiendo una longitud total de 504,84 m.

El conductor será de cobre de 70 mm2 y estará enterrado en una zanja de 1 m

de profundidad.



11 INSTALACIÓN DE ENLACE

Además de los elementos y protecciones que pueda tener la propia instalación

fotovoltaica y sus equipos anexos auxiliares, la instalación eléctrica que une la

instalación fotovoltaica con la red debe tener los siguientes elementos:

11.1 SEPARACIÓN GALVÁNICA

La instalación debe disponer de una separación galvánica entre la red de

distribución y la instalación fotovoltaica cumpliendo la Norma UNE 60742.

Esta protección viene dada por dos partes. Incluida en el inversor y también en

el transformador.

11.2 INSTALACIÓN DE SALIDA

La evacuación de la instalación fotovoltaica tiene lugar a través de las celdas

de línea ubicadas en lugar accesible a la empresa distribuidora en el centro de

transformación, estas se colocarán antes de la medida.

Como elemento de corte perteneciente a la compañía se instala un seccionador

de puesta en carga. Éste será accesible a la compañía en todo momento con

objeto de poder realizar la desconexión manual. Asimismo, este seccionador

deberá poder ser bloqueado por la compañía en su posición de abierto, a fin de

garantizar la desconexión de la instalación fotovoltaica en caso necesario.



11.3 ELEMENTOS DE MEDIDA

El elemento para la medida de la energía neta producida por la instalación

fotovoltaica estará ubicado en una celda para tal efecto en el centro de

transformación. Este módulo se instalará a la salida de la instalación

fotovoltaica, lo más cerca posible de la acometida y se encontrará debidamente

identificado. No estará dotado de fusibles.

Dicha celda de medida estará compuesta por el siguiente contenido:

Juego de barras tripolar de 400 A, tensión de 24 kV y 16 kA.

Tres transformadores de intensidad de relación 30/5 A, 10 VA, CL0.2S,

Ith = 5 kA, gama extendida 150% y asilamiento 24 kV

Tres transformadores de tensión unipolares, de relación

22.000:V3/110:V3, 25 VA, CL0.2, Ft= 1,9 y asilamiento 24 kV.

Además, el equipo de medida constará de un dispositivo de comunicación

remota según RD 1110/2007, de 24 de agosto.



12 OBRA CIVIL

12.1 DISTRIBUCIÓN DEL PARQUE SOLAR

La superficie aproximada de la finca donde se ubicarán todas las instalaciones

solares es de 7,7 ha. Las instalaciones del parque solar ocuparán

aproximadamente 2,25 ha, dejando especio suficiente para continuar con parte

de la explotación actual y permitiendo la expansión del parque si se

considerara necesario.

Como ya se ha dicho anteriormente, el parque solar fotovoltaico está formado

por 16 seguidores solares con 126 paneles y un inversor de 30 kW cada uno.

Para facilitar la ejecución de las obras y posterior mantenimiento de la planta

solar, se realizará una nivelación del terreno a lo largo de las alineaciones y a

lo largo de todo el perímetro del campo.

12.2 DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS

La obra civil necesaria para la construcción y explotación de parque solar se

describe a continuación:

Mejora del terreno para acceso y cimentación de los seguidores solares.

Zanjas y arquetas necesarias para las canalizaciones eléctricas.

Edificio prefabricado del centro de transformación.

Losas de apoyo para edificio prefabricado.

Vallado perimetral.



12.2.1 Movimiento de tierras

El movimiento de tierras consistirá en una limpieza y desbroce de la corteza

vegetal que cubre la parcela en las zonas donde van apoyados los seguidores

solares, seguida de relleno de zahorra compactada, para mejorar la capacidad

del terreno y la resistencia al hundimiento de la explanación, y nivelación

necesarias. El volumen de movimiento de tierra estimado en éste caso es de

805 m3.

La tierra extraída se utilizara para nivelar el terreno. Para la colocación de los

seguidores solares se salvarán los desniveles existentes en la zona, de modo

que todos se encontraran al mismo nivel y altura para así minimizar los efectos

de sombra.

12.2.2 Canalizaciones para cableado

Zanjas

Para la conducción de las líneas eléctricas del generador solar re realizarán las

correspondientes zanjas y arquetas de registro que garanticen la correcta

ejecución de la instalación.

Estas zanjas deberán conducir los conductores de todos los seguidores que se

prevén instalar en el parque solar.

Las zanjas discurrirán entre los distintos seguidores solares hacia el cuadro de

baja tensión del transformador. También se realizará una zanja a la salida del

centro de transformación hasta el apoyo de conexión a red.

El trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias

fijas. Asimismo, deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos de

los cables, a respetar en los cambios de dirección.



Las líneas se enterrarán siempre bajo tubo, a una profundidad mínima de 80

cm, con una resistencia suficiente a las solicitaciones a las que se han de

someter durante su instalación.

Las líneas irán en tubos de 160 mm de diámetro para corriente alterna y de 160

mm de diámetro para la salida desde el centro de trasformación en Media

Tensión, todos de polietileno de alta densidad corrugado y de color rojo en la

parte exterior, disponiéndose de al menos un tubo de reserva.

Por cada tubo sólo discurrirá una línea, sin que pueda compartirse un mismo

tubo con otras líneas, tanto sean eléctricas, de telecomunicaciones, u otras.

Se evitarán, en lo posible, los cambios de dirección de los tubos. En los puntos

donde se produzcan y para facilitar la manipulación de los cables, se

dispondrán arquetas con tapas registrables. Para facilitar el tendido de los

cables, en los tramos rectos se instalarán arquetas intermedias, registrables,

como máximo cada 40 m. Esta distancia podrá variarse de forma razonable, en

función de derivaciones, cruces u otros condicionantes varios.

Los detalles constructivos de las arquetas y zanjas se muestran en plano

adjunto.

La secuencia de operaciones a seguir para llevar a cabo la realización de las

canalizaciones requeridas para el cableado se describe a continuación:

Excavación de zanjas

Las dimensiones de las zanjas serán indicadas en el plano de detalle de zanjas

y arquetas.



Preparación del lecho

Antes de la colocación de los tubos se rellenará con arena hasta 5 cm de

altura.

Tapado en primera fase

Una vez preparado el lecho de apoyo para la conducción que se colocará en la

zanja, se realizará la puesta en zanja de los tubos correspondientes y el cable

de tierra si es el caso, utilizando para ello los medios adecuados. Una vez

puestos en zanja, se procede a su tapado en primera fase, que consiste en el

relleno de la zanja hasta 10 cm por encima de la conducción con arena. Sobre

este tapado se procederá a realizar el asiento de la siguiente conducción, en

caso necesario.

Una vez tendido el último tubo sobre la capa de arena, se colocará la placa de

protección. A continuación, se coloca una primera capa de material de relleno.

Cinta de señalización

Como señal de aviso y con el fin de evitar accidentes cuando en el futuro se

realicen obras sobre la construcción instalada se colocará, después del tapado

en primera fase y sobre la conducción, una cinta de señalización según se

indica en el plano correspondiente.

Tapado en segunda fase

Con esta operación se completa el relleno de la zanja una vez colocadas las

conducciones que van a discurrir por la misma, utilizando para ello material con

una especificación menos exigente que el relleno de la primera fase,

compactando por capas de 30 cm como máximo, hasta conseguir el tapado

completo.



Para la protección de los cables, ante el choque con herramientas metálicas en

eventuales trabajos de excavación, se utilizarán placas de plástico colocadas a

lo largo del tendido. Las características de las placas de protección son las

siguientes:

Tipo de material: Polietileno (PE) o Polipropileno (PP)

Densidad mínima: PE = 0.94 g/cm3 PP = 1 g/cm3

Color: Amarillo S0580-Y10R (UNE-48103)

Peso: 0.5 kg/ud

Dimensiones: 250 x 1000 x 2.5 mm

Resistencia a la tracción (unión entre placas): 10 kg

Resistencia al impacto: 50 J

Las placas estarán libres de halógenos y metales pesados. Permitirán

ensamblarse entre sí longitudinal y transversalmente mediante remaches de

plástico.

Llevarán marcas indelebles con la señal de advertencia de riesgo eléctrico, tipo

AE-10, y el anagrama de C.S.E. Además llevarán rotulada la frase

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS, así como el nombre del fabricante, el

año de fabricación.

Para advertir de la presencia de cable enterrados, se utilizarán cintas de

señalización tendías a lo largo de todo el recorrido. Las características a las

que habrán de responder son las siguientes:

Tipo de material: PVC

Color: Amarillo vivo B-532 (UNE-48103)

Resistencia a la tracción longitudinal: 100 kg/cm2



Resistencia a la tracción transversal: 80 kg/cm2

Dimensiones: Ancho 15 cm, espesor 0.1 cm

La cinta llevará impresa de manera indeleble, con tinta negra, la frase

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS

Arquetas

A lo largo de la superficie de la instalación se dispondrán diversas arquetas de

registro. Dichas arquetas se colocarán en los siguientes lugares:

Junto a la caseta prefabricada donde se aloja el transformador.

Cada 40 m como máximo en la instalación eléctrica en corriente alterna

entre los inversores y el transformador

Prefabricado para centro de transformación

El centro de transformación irá alojado en un edificio prefabricado de hormigón

situado en la zona norte del campo solar. Dicha caseta tendrá las siguientes

características:

Envolvente

La envolvente de estos centros es de hormigón armado vibrado. Se compone

de dos partes: una que aglutina el fondo y las paredes, que incorpora las

puertas y rejillas de ventilación natural, y otra que constituye el techo.

Las piezas construidas en hormigón ofrecen una resistencia característica de

300 kg/cm². Además, disponen de una armadura metálica, que permite la



interconexión entre sí y al colector de tierras. Esta unión se realiza mediante

latiguillos de cobre, dando lugar a una superficie equipotencial que envuelve

completamente al centro. Las puertas y rejillas están aisladas eléctricamente,

presentando una resistencia de 10 kOhm respecto de la tierra de la envolvente.

Las cubiertas están formadas por piezas de hormigón con inserciones en la

parte superior para su manipulación.

En la parte inferior de las paredes frontal y posterior se sitúan los orificios de

paso para los cables de MT y BT. Estos orificios están semiperforados,

realizándose en obra la apertura de los que sean necesarios para cada

aplicación. De igual forma, dispone de unos orificios semiperforados

practicables para las salidas a las tierras exteriores.

El espacio para el transformador, diseñado para alojar el volumen de líquido

refrigerante de un eventual derrame, dispone de dos perfiles en forma de "U",

que se pueden deslizar en función de la distancia entre las ruedas del

transformador.

Placa piso

Sobre la placa base y a una altura de unos 400 mm se sitúa la placa piso, que

se sustenta en una serie de apoyos sobre la placa base y en el interior de las

paredes, permitiendo el paso de cables de MT y BT a los que se accede a

través de unas troneras cubiertas con losetas.



Accesos

En la pared frontal se sitúan las puertas de acceso de peatones, las puertas del

transformador (ambas con apertura de 180º) y las rejillas de ventilación. Todos

estos materiales están fabricados en chapa de acero.

Las puertas de acceso disponen de un sistema de cierre con objeto de

garantizar la seguridad de funcionamiento para evitar aperturas intempestivas

de las mismas del Centro de Transformación. Para ello se utiliza una cerradura

que ancla las puertas en dos puntos, uno en la parte superior y otro en la parte

inferior.

Ventilación

Las rejillas de ventilación natural están formadas por lamas en forma de "V"

invertida, diseñadas para formar un laberinto que evita la entrada de agua de

lluvia en el Centro de Transformación y se complementa cada rejilla

interiormente con una malla mosquitera.

Acabado

El acabado de las superficies exteriores se efectúa con pintura acrílica rugosa

de color blanco en las paredes y marrón en el perímetro de la cubierta o techo,

puertas y rejillas de ventilación.

Las piezas metálicas expuestas al exterior están tratadas adecuadamente

contra la corrosión.



Calidad

Estos edificios prefabricados han sido acreditados con el Certificado de Calidad

ISO 9001.

Alumbrado

El equipo va provisto de alumbrado conectado y gobernado desde el cuadro de

BT, el cual dispone de un interruptor para realizar dicho cometido.

Cimentación

Para la ubicación de los edificios PFU para Centros de Transformación es

necesaria una excavación, cuyas dimensiones variarán en función de la

solución adoptada para la red de tierras, sobre cuyo fondo se extiende una

capa de arena compactada y nivelada de 100 mm de espesor.



13 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

13.1 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

El centro de transformación tiene la misión de suministrar la energía

proveniente de la planta solar fotovoltaica situada en la misma finca donde se

colocará dicho centro.

La energía será suministrada por la planta solar en baja tensión, acometerá al

centro de transformación a través de los cuadros sumadores situados en la

caseta prefabricada, a una tensión de 400 V y frecuencia de 50 Hz. Los

transformadores de potencia elevarán la tensión a 13,2 kV y la verterán a una

línea de 13,2 kV, que transcurre cercana al centro de transformación.

En este apartado definiremos las características de las infraestructuras

eléctricas necesarias para la evacuación de la energía producida por el parque

solar fotovoltaico. En concreto un centro de transformación 0,4/13,2 kV 1x630

kVA

13.2 INSTALACIÓN ELÉCTRICA

13.2.1 Características de la red de alimentación

La red de la cual se alimenta el Centro de Transformación es del tipo

subterráneo, con una tensión de 13,2 kV, nivel de aislamiento según la MIE-

RAT 12, y una frecuencia de 50 Hz.



La potencia de cortocircuito en el punto de acometida, según los datos

suministrados por la compañía eléctrica, es de 365,8 MVA, lo que equivale a

una corriente de cortocircuito de 16 kA eficaces.

13.2.2 Características de las celdas de MT

Las celdas forman un sistema de equipos de Media Tensión modulares bajo

envolvente metálica de aislamiento integral en gas SF6 de acuerdo a la

normativa UNE-EN 62271-200 para instalación interior

Sus embarrados se conectan utilizando unos elementos de unión que

consiguen una conexión totalmente apantallada, e insensible a las condiciones

externas (polución, salinidad, inundación, etc.). Incorpora tres funciones por

cada módulo en una única cuba llena de gas, en la cual se encuentran los

aparatos de maniobra y el embarrado.

Base y frente

La base está diseñada para soportar al resto de la celda, y facilitar y proteger

mecánicamente la acometida de los cables de MT. La tapa que los protege es

independiente para cada una de las tres funciones. El frente presenta el mímico

unifilar del circuito principal y los ejes de accionamiento de la aparamenta a la

altura idónea para su operación.

La parte frontal incluye en su parte superior la placa de características

eléctricas, la mirilla para el manómetro, el esquema eléctrico de la celda y los

accesos a los accionamientos del mando. En la parte inferior se encuentra el

dispositivo de señalización de presencia de tensión y el panel de acceso a los

cables y fusibles. En su interior hay una pletina de cobre a lo largo de toda la



celda, permitiendo la conexión a la misma del sistema de tierras y de las

pantallas de los cables.

Lleva además un sistema de alarma sonora de puesta a tierra, que suena

cuando habiendo tensión en la línea se introduce la palanca en el eje del

seccionador de puesta a tierra. Al introducir la palanca en esta posición, un

sonido indica que puede realizarse un cortocircuito o un cero en la red si se

efectúa la maniobra.

Cuba

La cuba, fabricada en acero inoxidable de 2 mm de espesor, contiene el

interruptor, el embarrado y los portafusibles. El gas se encuentra en su interior

a una presión absoluta de 1,15 bares. El sellado de la cuba permite el

mantenimiento de los requisitos de operación segura durante toda su vida útil,

sin necesidad de reposición de gas.

Esta cuba cuenta con un dispositivo de evacuación de gases que, en caso de

arco interno, permite su salida hacia la parte trasera de la celda, evitando así,

con ayuda de la altura de las celdas, su incidencia sobre las personas, cables o

la aparamenta del Centro de Transformación.

La cuba es única para las tres posiciones con las que cuenta la celda y en su

interior se encuentran todas las partes activas de la celda (embarrados,

interruptor-seccionador, puestas a tierra, tubos portafusibles).

Interruptor/Seccionador/Seccionador de puesta a tierra

Los interruptores tienen tres posiciones: conectado, seccionado y puesto a

tierra.



La actuación de este interruptor se realiza mediante palanca de accionamiento

sobre dos ejes distintos: uno para el interruptor (conmutación entre las

posiciones de interruptor conectado e interruptor seccionado); y otro para el

seccionador de puesta a tierra de los cables de acometida (que conmuta entre

las posiciones de seccionado y puesto a tierra).

Mando

Los mandos de actuación son accesibles desde la parte frontal, pudiendo ser

accionados de forma manual o motorizada.

Conexión de cables

La conexión de cables se realiza desde la parte frontal mediante unos

pasatapas estándar.

Enclavamientos

La función de los enclavamientos incluidos en todas las celdas es que:

1. No se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con el aparato

principal cerrado, y recíprocamente, no se pueda cerrar el aparato

principal si el seccionador de puesta a tierra está conectado.

2. No se pueda quitar la tapa frontal si el seccionador de puesta a tierra

está abierto, y a la inversa, no se pueda abrir el seccionador de puesta a

tierra cuando la tapa frontal ha sido extraída



Características eléctricas

Las características generales de las celdas CGMCOSMOS son las siguientes:

Tensión nominal 24 kV

Nivel de aislamiento

Frecuencia industrial (1 min)

a tierra y entre fases 50 kV

a la distancia de seccionamiento 60 kV

Impulso tipo rayo

a tierra y entre fases 125 kV

a la distancia de seccionamiento 145 kV

Puesta a tierra

El conductor de puesta a tierra estará dispuesto a todo lo largo de las

celdas según UNE-EN 60298, y estará dimensionado para soportar la

intensidad admisible de corta duración.

Embarrado

El embarrado estará sobredimensionado para soportar sin

deformaciones permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se

puedan presentar y que se detallan en el apartado de cálculos.

En la descripción de cada celda se incluyen los valores propios

correspondientes a las intensidades nominales, térmica y dinámica, etc.



Las celdas de MT son 5, diferenciadas en dos grupos abonado y compañía:

Abonado:

o Celda de seccionamiento de cliente.

o Interruptor automático para protección y corte de toda la

instalación.

o Celda de medida.

Compañía:

o Celda de seccionamiento de compañía.

o Dos celdas de línea de entrada/salida.

Celda de Entrada / Salida

La celda de entrada/salida de línea está constituida por un módulo metálico con

aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior

de cobre, y una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con

capacidad de corte y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de

acometida inferior-frontal mediante bornas enchufables. Presenta también

captadores capacitivos para la detección de tensión en los cables de acometida

y alarma sonora de prevención de puesta a tierra.

Características eléctricas:

o Tensión asignada: 24 kV

o Intensidad asignada: 630 A

o Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 16 kA

o Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 40 kA




o Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 50 kV

o Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 125 kV

o Capacidad de cierre (cresta): 40 kA

Capacidad de corte

o Corriente principalmente activa: 630 A

Características físicas:

o Ancho: 365 mm

o Fondo: 735 mm

o Alto: 1740 mm

o Peso: 95 kg

Otras características constructivas :

o Mecanismo de maniobra interruptor: motorizado tipo BM

o Unidad de Control Integrado

Celda de seccionamiento de compañía

La celda de interruptor pasante está constituida por un módulo metálico con

aislamiento y corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior

de cobre, interrumpido por un interruptor-seccionador rotativo, con capacidad

de corte y aislamiento, para aislar las partes izquierda y derecha del mismo y



puede llevar un sistema de alarma sonora de puesta a tierra, que suena

cuando habiendo tensión en la línea se introduce la palanca en el eje del

seccionador de puesta a tierra. Al introducir la palanca en esta posición, un

sonido indica que puede realizarse un cortocircuito o un cero en la red si se

efectúa la maniobra.










Capacidad de corte



o Ancho: 450 mm

o Fondo: 735 mm

o Alto: 1740 mm



o Peso: 105 kg


o Mando interruptor: manual tipo B

Celda de interruptor automático de vacío

La celda de interruptor automático de vacío está constituida por un módulo

metálico con aislamiento en gas, que incorpora en su interior un embarrado

superior de cobre, y una derivación con un seccionador rotativo de tres

posiciones, y en serie con él, un interruptor automático de corte en vacío,

enclavado con el seccionador. La puesta a tierra de los cables de acometida se

realiza a través del interruptor automático. La conexión de cables es inferior-

frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos

para la detección de tensión en los cables de acometida y puede llevar un

sistema de alarma sonora de puesta a tierra, que suena cuando habiendo

tensión en la línea se introduce la palanca en el eje del seccionador de puesta

a tierra. Al introducir la palanca en esta posición, un sonido indica que puede

realizarse un cortocircuito o un cero en la red si se efectúa la maniobra.









o Capacidad de cierre (cresta): 400 A

o Capacidad de corte en cortocircuito: 16 kA


o Ancho: 480 mm

o Fondo: 850 mm

o Alto: 1740 mm

o Peso: 218 kg


o Mando interruptor automático: manual RAV

o Relé de protección.

Celda de medida

La celda de medida es un módulo metálico, construido en chapa galvanizada,

que permite la incorporación en su interior de los transformadores de tensión e

intensidad que se utilizan para dar los valores correspondientes a los aparatos

de medida, control y contadores de medida de energía.

La tapa de la celda cuenta con los dispositivos que evitan la posibilidad de

contactos indirectos y permiten el sellado de la misma, para garantizar la no

manipulación de las conexiones






o Ancho: 800 mm

o Fondo: 1025 mm

o Alto: 1740 mm

o Peso: 165 kg

Otras características constructivas:

o Transformadores de medida: 3 TT y 3 TI

De aislamiento seco construidos atendiendo a las correspondientes normas

UNE y CEI, con las siguientes características:

Transformadores de tensión:

o Relación de transformación: 13200/V3-110/V3 V

o Sobretensión admisible en permanencia: 1.2 Un en permanencia y

1.9 Un durante 8 horas

o Potencia: 15 VA

o Clase de precisión: 0.2

Transformadores de intensidad:

o Relación de transformación: 15 – 30/5 A

o Intensidad térmica: 200 In

o Sobreint. admisible en permanencia: Fs <= 5

o Potencia: 15 VA



o Clase de precisión: 0.2 s

Celda de seccionamiento cliente

La celda de línea, está constituida por un módulo metálico con aislamiento y

corte en gas, que incorpora en su interior un embarrado superior de cobre, y

una derivación con un interruptor-seccionador rotativo, con capacidad de corte

y aislamiento, y posición de puesta a tierra de los cables de acometida inferior-

frontal mediante bornas enchufables. Presenta también captadores capacitivos

para la detección de tensión en los cables de acometida y alarma sonora de

prevención de puesta a tierra.










Capacidad de corte





o Ancho: 365 mm

o Fondo: 735 mm

o Alto: 1740 mm

o Peso: 95 kg


o Mando interruptor: motorizado tipo BM

13.2.3 Transformador

Transformador trifásico reductor de tensión con neutro accesible en el

secundario, de potencia 630 kVA y refrigeración natural aceite, de tensión

primaria 13,2 kV y tensión secundaria 230 V y 420 V en vacío (B1 y B2).

Otras características constructivas:

o Regulación en el primario: + 2,5%, + 5%, + 7,5%, + 10 %

o Tensión de cortocircuito (Ecc): 4%

o Grupo de conexión: Dyn11

o Protección incorporada al transformador: Relé DGPT2

13.2.4 Características de los cuadros BT

Los cuadros de BT, son un conjunto de aparamenta de BT cuya función es

recibir el circuito principal de BT procedente del transformador MT/BT y



distribuirlo en un número determinado de circuitos individuales. Estos cuadros

disponen de 4 entradas de BT cada uno, protegidas mediante fusibles de 160 A

de intensidad nominal.

Cada salida del transformador va a un cuadro diferente; uno preparado para

recoger las entradas de 400 V del campo fotovoltaico; y otro adecuado a

salidas de 220 V para los equipos auxiliares.

En la estructura de los cuadros se distingues las siguientes zonas:

Zona de acometida, medida y equipos auxiliares.

En la parte superior del módulo existe un compartimento para la acometida del

mismo, que se realiza a través de un pasamuros tetrapolar, evitando la

penetración del agua al interior. Dentro de este compartimento, existen cuatro

pletinas deslizantes que hacen la función de seccionador.

El acceso a este compartimento es por medio de una puerta abisagrada en dos

puntos. Sobre ella se montan los elementos normalizados por la compañía

suministradora.

Zona de salidas

Está formada por un compartimento que aloja exclusivamente el embarrado y

los elementos de protección de cada circuito de salida. Esta protección se

encomienda a fusibles de la intensidad máxima más adelante citada,

dispuestos en bases trifásicas pero maniobradas fase a fase, pudiéndose

realizar las maniobras de apertura y cierre de en carga.



Características eléctricas cuadro BT auxiliar:

o Interruptor automático de 1600 A.

o 4 Salidas formadas por bases portafusibles de 160 A.

o Interruptor diferencial bipolar de 25 A, 30 mA.

o Base portafusible de 32 A y cartucho portafusible de 20 A.

o Base enchufe bipolar con toma de tierra de 16 A/ 250 V.

o Bornas (alimentación a alumbrado) y pequeño material.

o Tensión asignada: 440 V

o Nivel de aislamiento


a tierra y entre fases: 10 kV

entre fases: 2,5 kV

Impulso tipo rayo:


Características constructivas:

o Altura: 1820 mm

o Anchura: 580 mm

o Fondo: 300 mm



Características eléctricas cuadro BT campo solar:

o Interruptor automático de 1000 A

o 4 Salidas formadas por bases portafusibles de 400 A.

o Interruptor diferencial bipolar de 25 A, 30 mA.

o Base portafusible de 32 A y cartucho portafusible de 20 A.

o Base enchufe bipolar con toma de tierra de 16 A/ 250 V.

o Bornas(alimentación a alumbrado) y pequeño material.

o Tensión asignada: 440 V

o Nivel de aislamiento



entre fases: 2,5 kV

Impulso tipo rayo:


Características constructivas:

o Altura: 1820 mm

o Anchura: 580 mm

o Fondo: 300 mm



13.2.5 Características del material vario de MT y BT

El material vario del Centro de Transformación es aquel que, aunque forma

parte del conjunto del mismo, no se ha descrito en las características del

equipo ni en las características de la aparamenta.

Interconexiones de MT

La conexión entre las celdas de MT y los transformadores se realiza mediante

cables MT 12/20 kV del tipo DHZ1, unipolares, con conductores de sección y

material 1x50 mm2 Al.

Interconexiones de BT

Para las uniones entre los transformadores y el cuadro de BT, se utilizan

juegos de puentes de cables de BT del tipo RV 0.6/1 kV, unipolares de

aluminio. En este caso, para la potencia de nuestro transformador, usaremos

cable de 240 mm2 tanto para las fases como para el neutro.

Protección del transformador

El transformador estará rodeado por una protección metálica preparada a tal

efecto.

Equipos de iluminación

El centro de transformación constará de un equipo de alumbrado que permita la

suficiente visibilidad para ejecutar las maniobras y revisiones necesarias en los



centros. También contará con un equipo autónomo de alumbrado de

emergencia y señalización de la salida del local.

13.3 PUESTA A TIERRA

13.3.1 Tierra de protección

Todas las partes metálicas no unidas a los circuitos principales de todos los

aparatos y equipos instalados en el Centro de Transformación se unen a la

tierra de protección: envolventes de las celdas y cuadros de BT, rejillas de

protección, carcasa de los transformadores, etc., así como la armadura del

edificio.

La configuración de la tierra de protección del centro de transformación tiene

las siguientes propiedades:

Configuración seleccionada: 8/86

Geometría del sistema: Picas alineadas

Distancia entre picas: 9 m

Profundidad del electrodo horizontal: 0,8 m

Número de picas: 8

Longitud de las picas: 6 m

Parámetros característicos del electrodo:

De la resistencia Kr = 0,021

De la tensión de paso Kp = 0,002

De la tensión de contacto Kc = 0



Para que no aparezcan tensiones de contacto exteriores ni interiores, se

adaptan las siguientes medidas de seguridad:

Las puertas y rejillas metálicas que dan al exterior del Edificio/s no

tendrán contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de

quedar a tensión debido a defectos o averías.

En el piso del Centro de Transformación se instalará un mallazo cubierto

por una capa de hormigón de 10 cm, conectado a la puesta a tierra del

mismo.

Las picas se dispondrán alineadas con el frente del edificio.

13.3.2 Tierra de servicio

Con objeto de evitar tensiones peligrosas en BT, debido a faltas en la red de

MT, el neutro del sistema de BT se conecta a una toma de tierra independiente

del sistema de MT, de tal forma que no exista influencia en la red general de

tierra, para lo cual se emplea un cable de cobre aislado.

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador,

la tierra del secundario de los transformadores de tensión e intensidad de la

celda de medida y los neutros procedentes de los inversores.

Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes:

Identificación: 8/32 (según método UNESA)

Geometría: Picas alineadas

Número de picas: 3



Longitud entre picas: 2 m

Profundidad de las picas: 0,8 m


Kr = 0,13

Kc = 0,017

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio

independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado de

0,6/1 kV, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo,

contra daños mecánicos.

La separación mínima entre ambas tierras será de 43,77 m

13.4 INSTALACIONES SECUNDARIAS

Alumbrado

El interruptor se situará al lado de la puerta de acceso, de forma que su

accionamiento no represente peligro por su proximidad a la MT.

El interruptor accionará los puntos de luz necesarios para la suficiente y

uniforme iluminación de todo el recinto del centro.

Armario de primeros auxilios

El Centro de Transformación cuenta con un armario de primeros auxilios.



Medidas de seguridad

Para la protección del personal y equipos, se debe garantizar que:

1- No será posible acceder a las zonas normalmente en tensión, si éstas no

han sido puestas a tierra. Por ello, el sistema de enclavamientos interno de las

celdas debe afectar al mando del aparato principal, del seccionador de puesta

a tierra y a las tapas de acceso a los cables.

2- Las celdas de entrada y salida serán con aislamiento integral y corte en gas,

y las conexiones entre sus embarrados deberán ser apantalladas, consiguiendo

con ello la insensibilidad a los agentes externos, y evitando de esta forma la

pérdida del suministro en los Centros de Transformación interconectados con

éste, incluso en el eventual caso de inundación del Centro de Transformación.

3- Las bornas de conexión de cables y fusibles serán fácilmente accesibles a

los operarios de forma que, en las operaciones de mantenimiento, la posición

de trabajo normal no carezca de visibilidad sobre estas zonas.

4- Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el

momento de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al

operario de la salida de gases en caso de un eventual arco interno.

5- El diseño de las celdas impedirá la incidencia de los gases de escape,

producidos en el caso de un arco interno, sobre los cables de MT y BT. Por

ello, esta salida de gases no debe estar enfocada en ningún caso hacia el foso

de cables.



Dimensiones exteriores

Longitud: 6080 mmFondo: 2380 mmAltura: 3045 mmAltura vista: 2585 mmPeso: 17460 kg

Dimensiones interiores

Longitud: 5900 mmFondo: 2200 mmAltura: 2355 mm

Dimensiones de la excavación

Longitud: 6880 mmFondo: 3180 mmProfundidad: 560 mm

13.5 OBRA CIVIL

La envolvente del centro de transformación será prefabricada de hormigón.

Estos centros de transformación prefabricados están formados por distintos

elementos que se ensamblan en obra para formar un edificio, en cuyo interior

se incorporan todos los componentes eléctricos: aparamenta de MT, cuatros de

BT, transformadores e interconexiones entre los diversos elementos.

Las características de este tipo de centros y la obra civil que llevamos a cabo

para su puesta en obra, son los mismos que ya expusimos en el apartado de

obra civil del proyecto solar.

Las dimensiones del centro de transformación son:



14 TRAMO SUBTERRANEO DE M.T.

La línea subterránea derivará desde el centro de transformación hasta el apoyo

de la línea eléctrica, con una conversión aéreo-subterránea, alimentando al

parque solar.

14.1 NIVEL DE AISLAMIENTO

El nivel de aislamiento de los cables y accesorios de alta tensión (Al) deberá

adaptarse a los valores normalizados en las normas UNE 211435 y UNE-EN

60071-1.

En este caso, y considerando una categoría de red A, en la que los defectos a

tierra se eliminan antes de 1 minuto, tenemos los siguientes datos:

- Tensión nominal (U0/U) 12/20 kV

- Tensión más elevada (Um) 24 kV

- Tensión a impulsos tipo rayo 125 kV

- Tensión de corta duración a frecuencia nominal 50 kV



14.2 CABLES

El cable se ajustará a indicado en la norma UNE HD 620 y a lo indicado en el

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas

eléctricas de alta tensión y sus instrucciones técnicas complementarias ITC-06:

Se utilizará un cable unipolar de aluminio compacto y sección circular de clase

2 según norma UNE 21-022 de tensión asignada 12/20 kV. La pantalla sobre el

conductor será una capa de mezcla semiconductora aplicada por extrusión.

El aislamiento es una mezcla a base de etileno propileno de alto módulo

(HEPR). La pantalla sobre el aislamiento es una capa de mezcla

semiconductora pelable no metálica aplicada por extrusión, asociada a una

corona de alambre y contraespina de cobre. La sección de esta pantalla es de

16 mm2.

La cubierta es un compuesto termoplástico a base de poliolefina y sin

contenido de componentes clorados u otros contaminantes.

La designación del cable seleccionado es la siguiente:

HEPRZ1 12/20 kV 1x150 Al + H16

Las características del cable son las siguientes:

Sección: 150 mm2

Sección de la pantalla: 16 mm2

Intensidad máxima admisible (25ºC): 255 A



Intensidad máxima admisible de cortocircuito

a 250 ºC para una duración máxima de 1s 17,4 kV

Radio de curvatura mínimo:

Resistencia óhmica: 0.277 Ω/km

Reactancia por fase: 0,112 Ω/km

Capacidad: 0.368 μF/km

14.3 PUESTA A TIERRA

Las pantallas de los cables serán conectadas a tierra en todos los puntos

accesibles a una toma que cumpla las condiciones técnicas especificadas en la

reglamentación vigente. Esto garantiza que no existan grandes tensiones

inducidas en las cubiertas metálicas.

14.4 CANALIZACIONES

El trazado será lo más rectilíneo posible y a poder ser paralelo a referencias

fijas. Asimismo deberán tenerse en cuenta los radios de curvatura mínimos de

los cables, a respetar en los posibles cambios de dirección. En los puntos

donde se produzcan, para facilitar la manipulación de los cables, se dispondrán

arquetas con tapas registrables. Con objeto de no sobrepasar las tensiones de

tiro indicadas en las normas aplicables a cada tipo de cable, en los tramos

rectos se instalarán arquetas intermedias registrables. A la entrada de las

arquetas, las canalizaciones entubadas deberán quedar debidamente selladas

en sus extremos.



La profundidad de la zanja será de 105cm con una anchura de 50 cm para la

colocación de tres tubos de 160 mm de diámetro.

El fondo de la zanja se nivelará con una capa de arena fina de 5 cm de

espesor, sobre la que asentarán los tubos. A continuación se colocará otra

capa de 10 cm de espesor sobre los tubos. Sobre esta capa de arena y a 10

cm del suelo se instalará una cinta de señalización a lo largo del trazado del

cable según la norma Iberdrola NI 29.00.01, “Cinta de plástico para

señalización de calves subterráneos”.

El relleno de la zanja será de zahorra o arena, colocando posteriormente una

capa de tierra vegetal para minimizar el impacto medioambiental.

Los tubos irán colocados en un plano. Con el objeto de impedir la entrada de

agua, suciedad y material orgánico, los extremos de los tubos estarán sellados.

En cada tubo ira un único cable unipolar.

El tubo será corrugado de doble capa de polietileno de alta densidad, de color

rojo en la parte exterior y lisa y translúcida en la interior. El color rojo será

añadido en el procedimiento de extrusión, no admitiéndose tubos pintados. Los

tubos llevarán marcados en la cubierta, a intervalos no superiores a 3m, el

nombre del fabricante, la fecha de fabricación indicando el uso normal (N),

según la norma UNE EN 50086.

Los tubos serán para uso normal, tipo N, con una resistencia a la compresión

mayor de 450 N para una deflexión del 5% con IP 30.



14.4.1 Placas de protección

Para la protección de los cables, ante el choque con herramientas metálicas en

eventuales trabajos de excavación, se utilizarán placas de plástico colocadas a

lo largo del tendido. Las características de las placas de protección son las

siguientes:

Tipo de material: Polietileno (PE) o Polipropileno (PP)

Densidad mínima: PE = 0.94 g/cm3 PP = 1 g/cm3

Color: Amarillo S0580-Y10R (UNE-48103)

Peso: 0.5 kg/ud

Dimensiones: 250 x 1000 x 2.5 mm

Resistencia a la tracción (unión entre placas): 10 kg

Resistencia al impacto: 50 J

Las placas estarán libres de halógenos y metales pesados. Permitirán

ensamblarse entre sí longitudinal y transversalmente mediante remaches de

plástico.

Llevarán marcas indelebles con la señal de advertencia de riesgo eléctrico, tipo

AE-10, y el anagrama de C.S.E. Además llevarán rotulada la frase

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS, así como el nombre del fabricante, el

año de fabricación.



14.4.2 Cintas de señalización

Para advertir de la presencia de cable enterrados, se utilizarán cintas de

señalización tendías a lo largo de todo el recorrido. Las características a las

que habrán de responder son las siguientes:

Tipo de material: PVC

Color: Amarillo vivo B-532 (UNE-48103)

Resistencia a la tracción longitudinal: 100 kg/cm2

Resistencia a la tracción transversal: 80 kg/cm2

Dimensiones: Ancho 15 cm, espesor 0.1 cm

La cinta llevará impresa de manera indeleble, con tinta negra, la frase

¡ATENCIÓN! CABLES ELÉCTRICOS

14.5 CONVERSIÓN AÉREO-SUBTERRÁNEA

En los casos de que una línea aérea deba convertirse en subterránea, se

tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

La conexión del cable subterráneo con la línea será siempre seccionable. El

seccionador se instalará en el propio poste de la conversión aéreo -subterráneo

En el tramo de subida hasta la línea aérea, el cable subterráneo irá protegido

dentro de un tubo de acero galvanizado, a fin de evitar el calentamiento

producido por las corrientes inducidas. El interior del tubo será liso para facilitar

la instalación o sustitución del cable averiado.



El tubo de acero galvanizado, se obturará por la parte superior para evitar la

entrada de agua, y se empotrará en la cimentación del apoyo, sobresaliendo

por encima del nivel del terreno 2,5 m mínimo. El diámetro del tubo será como

mínimo de 1,5 veces el diámetro de la terna de cables unipolares.

Deberán instalarse protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos de

óxidos metálicos. Los terminales de tierra de éstos se conectarán directamente

a las pantallas metálicas de los cables y entre sí. Mediante una conexión lo

más corta posible y sin curvas pronunciadas.

14.5.1 Seccionadores

Se instalará un seccionador unipolar de 24 kV, para líneas aéreas, con

aisladores de apoyo poliméricos con una línea de fuga correspondiente al nivel

de contaminación 1.

El seccionador cumplirá con las prescripciones de la UNE EN 60 129 y de la

UNE EN 60 694 y las que a continuación se detallan:

Tensión asignada: 24 kV

Niveles de aislamiento a impulsos tipo rayo (valor cresta):

o A tierra: 125 kV

o A Distancia de seccionamiento: 145 kV

Intensidad asignada en servicio continuo: 400 A

Intensidad admisible asignada a de corta duración: 16 kA

Valor de la cresta de la intensidad admisible: 40 kA

Frecuencia asignada: 50 Hz,



Duración de cortocircuito asignada: 1 segundo

Esfuerzos mecánicos asignados sobre los bornes: 100 daN .

Denominación del seccionador (según NI 74.51.01):

SELA U 24/I

14.5.2 Pararrayos

A fin de proteger los cables subterráneos empleados en esta instalación de las

sobretensiones que se provocasen como consecuencia de posibles descargas

atmosféricas, se instalaran pararrayos. Estos pararrayos de óxidos metálicos

POM 15/10 se colocarán en los extremos de los cables unipolares.

Características:

Tensión nominal: 11/13,2 kV

Corriente nominal de descarga: 10 kA

Tensión asignada del pararrayos: 15 kV

Tensión de servicio continuo del pararrayos: 12 kV

Tensión residual (onda 8/20 μS a 10 kV): 65 kV

Línea de fuga: 330 mm

Envolvente: material sintético


Memoria de cálculo Página 99



MEMORIA DE CÁLCULO



INDICE

1 ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO Pág. 103

1.1 ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA Pág. 103

1.1.1 Acciones gravitatorias Pág. 103

1.1.2 Acciones del viento Pág. 105

1.2 CÁLCULO DE LA CIMENTACIÓN Pág. 108

2 CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR Pág. 112

2.1 CÁLCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS POR RAMAL Pág. 112

2.1.1 Parámetros necesarios Pág. 112

2.1.2 Influencia de la temperatura Pág. 114

2.1.3 Número máximo de módulos por conjunto en serie Pág. 115

2.1.4 Número mínimo de módulos por conjunto en serie Pág. 119

2.1.5 Número seleccionado de módulos por conjunto Pág. 121

2.1.6 Número máximo de conjuntos en paralelo Pág. 122

2.1.7 Conclusión Pág. 125

2.2 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE SEGUIDORES SOLARES Pág. 127

3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS Pág. 129

3.1 PÉRDIDAS POR POSICIÓN Pág. 129

3.2 PÉRDIDAS POR SOMBREADO Pág. 130

3.3 PÉRDIDAS POR TEMPERATURA Pág. 134

3.4 DISPERSIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO Pág. 136

3.5 PÉRDIDAS EN EL CABLEADO Pág. 137

3.5.1 Pérdidas en circuitos CC Pág. 137

3.5.2 Pérdidas en circuitos de CA Pág. 138

3.5.3 Pérdidas en línea de Media tensión Pág. 139



3.6 PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR Pág. 140

3.7 PÉRDIDAS POR DISPONIBILIDAD Pág. 141

3.8 RENDIMIENTO DEL INVERSOR Pág. 142

3.9 PERFORMANCE RATIO Pág. 143

4 BALANCE ENERGÉTICO Pág. 145

4.1 RADIACIÓN EFECTIVA Pág. 145

4.2 ENERGÍA INYECTADA A LA RED Pág. 146

5 CÁLCULO DE CABLEADO DE CORRIENTE CONTÍNUA Pág. 147

5.1 CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN Pág. 147

5.2 CRITERIO TÉRMICO Pág. 148

6 CÁLCULO DE CABLEADO DE CORRIENTE ALTERNA Pág. 150

6.1 CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN Pág. 150

6.2 CRITERIO TÉRMICO Pág. 152

7 CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA Pág. 153

7.1 RESISTENCIA MÁXIMA DE LA PUESTA A TIERRA Pág. 153

7.2 PUESTA A TIERRA DE CORRIENTE CONTÍNUA Pág. 154

7.3 PUESTA A TIERRA DE CORRIENTE ALTERNA Pág. 155

8 CÁLCULO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Pág. 156

8.1 INTENSIDAD DE MT Pág. 156

8.2 INTENSIDAD DE BT Pág. 157

8.3 CORTOCIRCUITOS Pág. 157

8.4 DIMENSIONADO DEL EMBARRADO Pág. 159

8.4.1 Comprobación por densidad de corriente Pág. 159

8.4.2 Comprobación por solicitación electrodinámica Pág. 160

8.4.3 Comprobación por solicitación térmica Pág. 160



8.5 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS Y

CORTOCIRCUITOS Pág. 160

8.5.1 Protección en MT Pág. 160

8.5.2 Protección en BT Pág. 161

8.6 DIMENSIONADO DE LOS PUENTES DE MT Pág. 161

8.7 DIMENSIONADO DE LA VENTILACIÓN Pág. 161

8.8 DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS Pág. 163

8.9 CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A

TIERRA Pág. 163

8.9.1 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra Pág. 163

8.9.2 Cálculo de las tensiones de paso en el interior de

la instalación Pág. 166

8.9.3 Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de

la instalación Pág. 168

8.9.4 Cálculo de las tensiones aplicadas Pág. 168

8.9.5 Investigación de las tensiones transferibles al

exterior Pág. 171

8.9.6 Corrección y ajuste del diseño inicial Pág. 172

9 CÁLCULO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO DE MT Pág. 173

9.1 INTENSIDAD MÁXIMA EN RÉGIMEN PERMANENTE Pág. 173

9.2 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE Pág. 174

9.3 MÁXIMA CAÍDA DE TENSIÓN ADMISIBLE Pág. 176

9.4 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE EN

PANTALLAS Pág. 177



1 ESTRUCTURA SOPORTE DEL PANEL FOTOVOLTAICO

1.1 ACCIONES SOBRE LA ESTRUCTURA

La estructura soporte de los paneles fotovoltaicos, deberá soportar las acciones

consideradas en el Código Técnico de la Edificación, Seguridad Estructural,

Acciones en la Edificación, CTE-SE-AE.

Estas acciones serán las que se indican a continuación:

1.1.1 Acciones gravitatorias

Las acciones gravitatorias son las producidas por las cargas que gravitan sobre

la estructura. Sobre la estructura que se proyecta, se consideran tres; peso

propio, carga permanente y sobrecarga de nueve.

Peso propio

El peso propio es la acción correspondiente al peso del seguidor solar que

compone la estructura y a los propios paneles solares con su aparamenta.

Carga permanente

Es la carga debida a todos los elementos fijados a la estructura. En este caso,

la carga permanente sería el peso de los paneles fotovoltaicos, que es de 22,9

kg cada uno. Como cada panel tiene una superficie de 1,9404 m2, la carga

permanente será de 11,801 kg/m2. Consideramos finalmente una carga



permanente de 15 kg/m2 por seguridad, en la que se incluye el peso de

tornillería y bridas de sujeción de los paneles.

Sobrecarga de nieve

Es la carga debida a la nieve que pueda acumularse sobre los paneles

fotovoltaicos. El código Técnico establece una sobrecarga de nieve en función

de la situación de la instalación y de la forma de la misma. Logroño esta

considerada una Zona Climática III lo que corresponde a 0,6 kN/m2 para

superficies horizontales. Para estructuras a 50º de inclinación (máxima posible

por el seguidor) y haciendo una interpolación lineal de la tabla, nos da un

coeficiente de forma de 0,667. Considerando que el seguidor solar se pone en

posición horizontal en situaciones de reposo o mucho viento, esto supone un

coeficiente de forma de 1. Usaremos este último por considerarlo el más

desfavorable.

qn = μ · sk

donde:

qn: Sobrecarga de nieve

μ: Coeficiente de forma

sk: Valor característico de la carga de nieve en terreno horizontal

qn = 1 · 0,6 = 0,6 kN/m2 (61 kg/m2)



1.1.2 Acciones del viento

Sin duda, el viento es la acción más importante que tendrá que soportar el

seguidor solar. La presión perpendicular sobre los paneles se calcula como si

fuera una marquesina a un agua

Según el emplazamiento geográfico de la instalación, el Código Técnico de la

Edificación establece un valor de la velocidad básica del viento. En nuestro

caso, para Logroño (zona B), se establece una velocidad de viento básica de

27 m/s, que equivale a una presión dinámica de 45,88 kg/m2.



Por otra parte, nuestra instalación se encuentra situada en un entorno que

puede considerarse como de grado de aspereza 2, esto es, según el Código

Técnico de la Edificación, terreno rural llano sin obstáculos ni arbolado de

importancia. Entramos en la tabla de marquesinas a un agua e interpolamos

para 50º de inclinación, que es la más desfavorable. Considerando que el

viento puede pasar por debajo de los paneles con un coeficiente de obstrucción

entre 0 y 1, llegamos a un valor de presión perpendicular media sobre la

superficie de paneles de 472,2 kg/m2 en las peores condiciones.

qe = qb · ce · cp

donde:

qe: presión perpendicular media

qb: presión dinámica (45,88 kg/m2)

ce: coeficiente de exposición



cp: coeficiente de presión exterior

ce = F · (F + 7k)

donde:

F = k · Ln(max(z,Z)/L)

k = 0,17 (según tabla D.2 del CE-SE-AE para terrenos de aspereza II)

L = 0,01 (según tabla D.2 del CE-SE-AE para terrenos de aspereza II)

Z = 1,0 (según tabla D.2 del CE-SE-AE para terrenos de aspereza II)

z: altura sobre el terreno de la instalación (11,763m)

F = 0,17 · Ln (11,763/0,1) = 1,202

ce = 1,202 · (1,202 + 7 · 0,17) = 2,875

El coeficiente de presión exterior está tipificado según las tablas del Código

Técnico de la Edificación para marquesinas hasta 30º de inclinación por lo que

he tenido que realizar una interpolación para calcular los valores a 50º



Acción Valor

Carga permanente 15 kg/m2

Sobrecarga de nieve 61 kg/m2

Viento 448,75 kg/m2

Teniendo en cuenta las dimensiones del seguidor solar b = 20,832 m y d =

11,763m y los coeficientes de la estimación, sale un coeficiente de presión

exterior de 3,58, de donde:

qe = 45,88 · 2,732 · 3,58 = 448,745 kg/m2

Resumen de cargas:

1.2 CÁLCULO DE LA CIMENTACIÓN

Teniendo en cuenta los valores anteriormente calculados y las indicaciones del

fabricante, calcularemos el volumen de la cimentación que es necesario poner

en cada seguidor solar para soportar los esfuerzos.

Para ello seguiremos las prescripciones de la ITC-LAT 07, del RLAT en la cual

nos indica que la estabilidad del apoyo queda asegurada por la igualdad entre

los esfuerzos solicitantes y las reacciones del terreno, o lo que es lo mismo,

cuando el momento al vuelco, Mv, sea igual a los momentos estabilizadores M1

y M2, debido a las reacciones laterales y verticales del terreno

MV = M1 + M2



Para ello usaremos los siguientes datos:

F: Esfuerzo sobre el apoyo (daN)

HL Altura desde el punto de aplicación F hasta la línea de tierra (m)

H: Profundidad de la cimentación (m)

P: Peso del conjunto formado por el macizo del hormigón, el apoyo y otros

elementos (daN)

a: Anchura de la cimentación (m)

b: Espesor de la cimentación (m)

Ch: Coeficiente de compresibilidad del terreno a una profundidad h (daN/m3)

El esfuerzo sobre el apoyo F vendrá dado por la acción del viento sobre el

plano de los paneles solares. Tenemos que este esfuerzo es de 448,75 kg/m2 y

sabiendo que la superficie de los paneles es de 244,48 m2 obtenemos dicho

esfuerzo. Supondremos esta velocidad de viento en la situación más

desfavorable, que es cuando los paneles se encuentran a 50º de inclinación.

1 kg = 0.980665 daN

F = 448,75 · 244,48 · sen (50º) · 0,980665 = 82418,6 daN

La altura desde el punto de aplicación de dicha fuerza (HL), nos la da el

fabricante del seguidor, y es la base de los paneles, que se encuentra a 4,158

m.

Para calcular el peso del conjunto sumaremos el peso de la propia estructura

del seguidor (8.500 kg según el fabricante), con el peso de los paneles y

cableado que transcurre por el seguidor (15 kg/m2). También tendremos en



cuenta una posible sobrecarga de nieve en caso de que el seguidor se

encuentre en reposo (61 kg/m2). Por último añadiremos el peso propio de la

cimentación, que ayudará a estabilizar el conjunto (2400 kg/m3 para hormigón

reforzado con varilla). La zapata calculada es un cuadrado de 3,3 (a y b)

metros de lado con una profundidad de 1,5 m (16,34 m3)

P = [8500 + 244,48 ·(15 + 61) + (2400 · 16,34)] · 0.0980665 = 410961,46 daN

El coeficiente de compresibilidad (Ch) viene determinado por el coeficiente de

compresibilidad del terreno a 2 metros (C2).

Dicho coeficiente (C2) viene determinado en el apartado 3.6.5 de la ITC-LAT-

07, del RLAT, siendo para terrenos arcillosos duros de 10 daN/cm3. Al hacer

una superficie amplia de la zapata, cumplimos con la carga admisible del

terreno que es de 4 daN/cm2, siendo la carga del conjunto sobre el terreno 3,77

daN/m2.

El coeficiente de compresibilidad a 1,5 m de profundidad es de 7,5 daN/cm3.

Teniendo todos estos valores, sabemos que:



Cuando las reacciones laterales del terreno son más débiles que las verticales,

M1 < M2, el RLAT en el Apartado 3.6.1 de la ITC-LAT-07, indica que se debe

considerar un coeficiente de seguridad.

Para cimentaciones anchas y poco profundas se utilizará el coeficiente de

seguridad de 1,5 si el esfuerzo se obtiene de hipótesis de cálculo normales,

viento y hielo.

Obtenemos entonces:

MV ·KV = M1 + M2

Con lo que podemos concluir que las hipótesis son correctas y cumplen los

requisitos de seguridad marcados.

Resumiendo, para cada seguidor solar utilizaremos una zapata de hormigón

reforzado de 16,335 m3. Con un base cuadrada de 3,3 m de lado y una

profundidad de 1,5 m.



2 CÁLCULO DEL CAMPO SOLAR

Para la realización de estos cálculos, haremos dos supuestos. Uno usando un

inversor ZIGOR Sunzet 125 MV y otro con un inversor INGECON Sun Smart

30. La elección de uso entre uno y otro se realizará posteriormente en función

de los resultados obtenidos.

2.1 CALCULO DEL NÚMERO DE MÓDULOS POR RAMAL

Se calculan en este apartado las agrupaciones en serie / paralelo de módulos

fotovoltaicos con el fin de no sobrepasar las limitaciones del inversor y obtener

la potencia deseada.

2.1.1 Parámetros necesarios

Para que el inversor inicie la generación es necesario que del campo de

módulos le llegue una tensión mínima. Asimismo, no debe sobrepasarse la

tensión máxima permitida por el inversor ni la intensidad máxima de entrada.

Para ello se deben asociar en serie un número de módulos por ramal de forma

que la tensión mínima y máxima del punto de máxima potencia del ramal esté,

en todo momento, dentro del rango de tensiones de entrada al inversor.

Para realizar dichos cálculos necesitaremos los valores de tensiones e

intensidades aportados por los módulos fotovoltaicos, así como los valores

límite permitidos por el inversor:



Tensión máxima admisible 880 Vcc

Intensidad máxima admisible 360 A

Rango de voltaje de MPP 300 a 720 V

Tensión máxima admisible 900 Vcc

Intensidad máxima admisible 78 A

Rango de voltaje de MPP 405 a 750 V

Inversor ZIGOR Sunzet 125 MV

Inversor INGECON Sun Smart 30

Potencia pico 300 W

Corriente de cortocircuito (Isc) 8,48 A

Tensión de vacío (Uoc) 44,78 V

Corriente MPP 7,92 A

Tensión MPP 37,87 V

Módulo Fotovoltaico

Tabla 1. Valores característicos del Módulo e Inversor



Coefic. Tª Tensión de circuito abierto - 0,38 % / ºC

Coefic. Tª Corriente de cortocircuito + 0,04 % / ºC

Coefic. Tª potencia MPP - 0,47 % / ºC

TONC 47ºC ± 2ºC


2.1.2 Influencia de la Temperatura

Los valores dados para el inversor son únicamente para condiciones estándar

(STC, 1000 W/m2, 25ºC, AM 1,5). Por tanto, a las temperaturas límite que

puede trabajar la célula solar los valores característicos del módulo fotovoltaico

son diferentes.

Dichas variaciones dependen de las cualidades del módulo y son valores de

catálogo:

Las variaciones porcentuales de intensidad y tensión nos permitirán definir los

nuevos valores a las temperaturas extremas, que se calculan en este apartado.

La variación porcentual de la potencia MPP y TONC (Normal Operating Cell

Temperature, en sus siglas en inglés, NOCT) permitirán evaluar las pérdidas

por temperatura. Las células, en condiciones normales de operación, alcanzan

una temperatura superior a las condiciones estándar de medida del laboratorio.

El TONC es una medida cuantitativa de este incremento. La medición del

TONC se realiza en las siguientes condiciones: radiación de 0,8 kW/m2,

temperatura ambiente de 20ºC y velocidad del viento de 1m/s.



2.1.3 Número máximo de módulos por conjunto en serie

El número máximo de módulos en serie que pueden conectarse vendrá

determinado por el mínimo valor de las dos estimaciones siguientes:

La máxima tensión necesaria para que el inversor pueda buscar el

punto de MPP cuando la Tensión MPP de los módulos alcanzan su

valor máximo

La máxima tensión que admite el inversor a la entrada cuando los

módulos alcanzan el máximo de tensión posible, donde dicho valor

se obtendrá para la Tensión de Vacío del módulo (Uoc) a la

temperatura mínima

El máximo valor de tensión posible de los módulos, tanto para Uoc como para la

Tensión MPP, corresponde a dichas tensiones cuando la temperatura del

módulo es mínima. La temperatura mínima del módulo corresponde con una

temperatura ambiente mínima, que suele corresponder a invierno y que, para

climas como el de Logroño, se puede considerar una media de temperaturas

mínimas de 2ºC en la zona de implantación de la instalación y para una

irradiancia mínima que se considera 0 W/m2.

La temperatura del módulo en estas condiciones se determina

mediante la siguiente expresión aproximada:

Ecuación 1. Cálculo de Temperatura del módulo



donde:

Tp: Temperatura del módulo (ºC)

Ta: Temperatura ambiente (ºC)

TONC: Temperatura de operación normal de la célula (ºC)

I: Irradiancia (W/m2)

Para las condiciones anteriores, la temperatura del módulo es

aproximadamente de 2ºC.

La Tensión de MPP a 2ºC, a partir de la tensión en condiciones

estándar, se calcula de la siguiente forma:

Ecuación 2. Cálculo de Tensión MPP

donde:

UMPP: Tensión MPP del módulo (V)

ΔUUoc: Coeficiente de Tª de Tensión a circuito abierto (% / ºC)



La Tensión de Circuito Abierto (Uoc) a 2ºC, a partir de la tensión en

condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:

Ecuación 3. Cálculo de Tensión en Vacío

donde:

UOC(Tp): Tensión a Circuito Abierto a Tª del módulo (V)

UOC(STC): Tensión a Circuito abierto en condiciones estándar (V)

ΔUUoc: Coeficiente de Tª de Tensión a circuito abierto (% / ºC)



El número máximo de módulos por ramal conectados en serie se determina

como el mínimo valor de:

a) El cociente entre el Límite Superior de voltaje MPP del inversor y la

Tensión de MPP del módulo a su temperatura mínima, que es de

2ºC

b) El cociente entre la Tensión máxima de entrada del inversor y la

Tensión a Circuito Abierto del módulo (UOC) a su temperatura

mínima, que es la establecida en 2ºC.

De acuerdo con lo indicado anteriormente:

Ecuación 4. Límite Superior módulos en serie

a)

b)

donde:

nmax: Número máximo de módulos por ramal conectados en serie

ULim Sup MPP (INV): Límite Superior de voltaje MPP del inversor (V)

Umáx (INV): Tensión máxima de entrada del inversor (V)

UMPP(Tªmin): Tensión de MPP del módulo a 2ºC (V)

UOC(Tªmin): Tensión a Circuito Abierto del módulo a 2ºC (V)



ZIGOR Sunzet 125 MV INGECON Sun Smart 30

n máx-serie = 17,49 → 17 módulos n máx-serie = 18,21 → 18 módulos

Por lo que, tras examinar los dos resultados obtenidos, tomamos el mínimo

valor, siendo el mismo el límite máximo de módulos en serie.

2.1.4 Número mínimo de módulos por conjunto en serie

El número mínimo de módulos en serie por ramal que pueden conectarse

vendrá limitado por la mínima tensión necesaria para que el inversor pueda

buscar el punto de MPP cuando lo módulos alcanzan el mínimo de tensión

posible. El mínimo valor de tensión posible de los módulos corresponde a la

Tensión MPP cuando la temperatura del módulo es máxima. La temperatura

máxima del módulo corresponde con una temperatura ambiente máxima, que

suele corresponder a verano y que, para climas como el de Logroño, se puede

considerar 42 ºC y para una irradiancia del orden de 1000 W/m2.



La temperatura del módulo en estas condiciones se calcula siguiendo la misma

expresión que en apartado anterior Ecuación 1:


aproximadamente de 75,75 ºC.

La Tensión del Punto de Máxima Potencia a 75,75 ºC, a partir de la

tensión en condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:

Ecuación 5. Cálculo de Tensión de máxima potencia (MPP)

donde:

UMPP(Tp): Tensión MPP a Tª del módulo Tp (V)

UMPP(STC): Tensión MPP en Condiciones Estandar (V)

ΔUUoc: Coeficiente de Tª Teensión a Circuito Abierto (% / ºC)




nserie = 17 nserie = 18

El número mínimo de módulos por ramal conectados en serie se determina

como el cociente entre el Límite Inferior de voltaje MPP del inversor y la

Tensión MPP del módulo a su temperatura máxima, en este caso de 75,75ºC.


donde:

nmin: Número mínimo de módulos por ramal conectados en serie

ULim Inf MPP(INV): Límite inferior de voltaje MPP del inversor (V)

UMPP(Tªmax): Tensión de MPP del módulo a 75,75ºC

El número mínimo de módulos que podemos conectar en serie es de 10 para el

inversor ZIGOR Sunzet 125 MV y de 14 para el INGECON Sun Smart 30.

Ambos valores concuerdan con los supuestos que realizaremos más adelante.

2.1.5 Número seleccionado de módulos por conjunto

Siguiendo con la valoración de los dos inversores utilizaremos el máximo

número de módulos por ramal para poder aprovechar al máximo el rendimiento

de cada inversor.



2.1.6 Número máximo de conjuntos en paralelo

El número mínimo de conjuntos en paralelo que pueden conectarse vendrá

dado por el mínimo valor de las dos siguientes estimaciones:

a) El cociente entre la Intensidad Máxima Admisible del inversor entre

la Corriente del Cortocircuito (ISC) del módulo cuando alcanza su

valor más elevado

b) El cociente entre la potencia máxima del inversor y la potencia pico

de un conjunto.

El máximo valor de intensidad posible de los módulos, corresponde a la

Intensidad de Cortocircuito (ISC) cuando la temperatura del módulo es máxima.

La temperatura máxima del módulo corresponde con una temperatura

ambiente máxima, que como se ha visto anteriormente corresponde a 42 ºC y

para una irradiancia de 1000 W/m2.

La temperatura del módulo en estas condiciones se calcula siguiendo la misma

expresión que en el apartado anterior Ecuación 1.


aproximadamente de 75,75 ºC



La Intensidad de Cortocircuito (ISC) a 75,75 ºC, a partir de dicha

intensidad en condiciones estándar, se calcula de la siguiente forma:

Ecuación 6. Cálculo de la Intensidad de Cortocircuito ISC.

donde:

ISC(Tp): Intensidad de Cortocircuito a Tª del módulo (A)

ISC(STC): Intensidad de Cortocircuito Condiciones Estándar (A)

ΔISC: Coeficiente de Tª Intensidad de Cortocircuito (% / ºC)


a)

b)



donde:

IMáx(INV): Intensidad Máxima Admisible del inversor (A)

ISC(Tªmax): Corriente de Cortocircuito del módulo a 75,75ºC (A)

Pinv: Potencia máxima del inversor (W)

Pmódulo: Potencia pico de los módulos (W)

nserie: Número de módulos en serie

Se debe cumplir que la potencia nominal del inversor no sea superior a 1,2

veces la potencia pico del generador fotovoltaico.

Además, habrá que comprobar que el inversor admite la corriente de

cortocircuito que resulta al asociar los ramales en paralelo.

Por lo que, tras examinar los resultados obtenidos, tomamos el mínimo valor,

siendo el mismo el límite máximo de conjuntos en paralelo. Para el Inversor

ZIGOR Sunzet 125 MV usaremos un máximo de 24 y para el INGECON Sun

Smart 30 usaremos un máximo de 7.

Comprobamos que la Intensidad máxima que admite el inversor es superior a

la Intensidad de Cortocircuito de los conjuntos en paralelo a 75,75ºC




Imáx(INV) = 360 A Imáx(INV) = 78 A

nparalelo · ISC(Tªmax) = 24 · 8,65 = 207,6 A nparalelo · ISC(Tªmax) = 7 · 8,65 = 60,55 A

Inversor Seguidor Solar

Potencia Nominal 30 kW

Máxima Potencia 39 kW 37,87

Lim. Inf. U del rango MPP 405 V 548,46

Lim. Sup. U del rango MPP 750 V 741,06

Máxima U admisible 900 V 876,42

Máxima I admisible 78 A 60,55

INGECON Sun Smart 30

La Intensidad de Cortocircuito (ISC) es menor, en ambos, casos que la

Intensidad máxima admitida por cada inversor, con lo que concluimos que la

instalación es correcta.

2.1.7 Conclusión

La hipótesis del inversor ZIGOR Sunzet 125 MV no puede ser realizada dado

que en el conjunto de los 4 seguidores solares que van al inversor, implica que

como máximo pueden ir 6 líneas de cada seguidor solar. Siendo así, se limita

mucho la potencia que llega al inversor haciendo que la instalación tenga poco

rendimiento. Una vez llegados a esta conclusión optaremos por usar un

inversor INGECON Sun Smart 30 para cada seguidor solar.

Tras cotejar los datos obtenidos en los apartados anteriores, el resultado que

se ha obtenido se refleja en la Tabla 2.



Generador FV

Potencia Pico Módulo 300 Wp

Nº módulos en serie 18

Nº módulos en Paralelo 7

Nº Total módulos/inversor 126

Potencia Pico total 37,8 kWp

Tensión MPP, UMPP 37,87 V

Intensidad MPP, IMPP 7,92 A

Intensidad de Cortocircuito, ISC 8,48 A

Tensión de Vacío, UOC 44,78 V

Coeficiente Tª ISC 0,04 % / ºC

Coeficiente Tª UOC -0,38 % / ºC

Coeficiente Tª Potencia MPP -0,47 % / ºC

TONC 47±2 ºC

Dimensiones 1956 mm

992 mm

Superfice total de módulos 244,484 m2

Eastech Solar ESF-300MA



2.2 DISTANCIA MÍNIMA ENTRE SEGUIDORES SOLARES

La inclinación de los módulos varía para todos los días del año y las horas de

cada día, dado que usamos un seguidor a dos ejes. No obstante, y teniendo en

cuenta que la máxima inclinación del seguidor es de 50º, usaremos este valor

como el más desfavorable para garantizar el mayor número de captación de

horas solares posible.

Para la separación usaremos la recomendación del IDAE (Instituto para la

Diversificación y Ahorro de la Energía). Basaremos el cálculo en la posición

más baja del sol correspondiente al día 21 de diciembre y que es de 18,5º para

nuestra latitud.

Dicha separación se establece de tal forma que al encontrarse el sol con un

ángulo de visión de 18,5º, la sombra de la arista superior de una fila ha de

proyectarse, como máximo, sobre la arista inferior de la fila siguiente.

El ángulo de visión, es el ángulo que forman los rayos del sol con una

superficie horizontal, es decir, el ángulo con el que incide.

Geométricamente se demuestra que la distancia entre los puntos inferiores

más bajos de cada seguidor debe ser la correspondiente a la siguiente fórmula:

donde:

l: Longitud del grupo de paneles del seguidor (m)

β: Ángulo de inclinación de los paneles (º)



α: Ángulo de visión del sol (º)

En el siguiente gráfico se representan los parámetros utilizados en la obtención

de la fórmula para calcular la distancia mínima entre las filas de los módulos.

Como se puede ver, la distancia mínima es de 35,56m entre las partes

inferiores de 2 seguidores solares, siendo la distancia entre la proyección

horizontal del borde superior de cada seguidor con la arista inferior del

siguiente de 27,76.

Para asegurar las horas solares y con el fin de simplificar cálculos usaremos

una distancia de 30 m entre las proyecciones superior e inferior. Esto nos deja

una distancia de separación entre los seguidores de 37,80 m.



3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS

Cualquier sistema de producción energética está sometido a una serie de

pérdidas en las diferentes etapas de transformación y/o transporte de la

energía que afectan al global de la energía producida.

Evaluarlas y limitarlas forma parte del diseño adecuado de la instalación

fotovoltaica. Se podrán distinguir el siguiente conjunto de pérdidas:

Pérdidas por posición

Pérdidas por sombreado

Pérdidas por temperatura

Dispersión del módulo FV

Pérdidas en el cableado

Pérdidas en el transformador

Pérdidas de disponibilidad

Pérdidas de suciedad

Rendimiento del inversor

3.1 PÉRDIDAS POR POSICIÓN

Dado que utilizamos un seguidor de dos ejes, podemos asegurar que los rayos

inciden perpendicularmente para casi todas las horas de sol aprovechables.

El seguimiento acimutal (α) se encuentra automatizado mediante una pinza

tractora y tiene una precisión de ±3º.



El seguimiento del ángulo de inclinación (β) también se encuentra

automatizado mediante cilindros hidráulicos comandados por una centralita.

Esta centralita tiene una precisión de ±3º.

Debido a esto podemos suponer unas pérdidas por posición nulas.

3.2 PÉRDIDAS POR SOMBREADO

Dado que la instalación se encuentra ubicada en campo abierto, las únicas

pérdidas posibles son las propias, que pueden estar producidas por:

Otros seguidores solares

Casetas de transformadores

Apoyos de la línea aérea

Vallado perimetral

Dado que se dispone de espacio suficiente, la caseta del centro de

transformación, el vallado perimetral, así como los apoyos de línea aérea que



discurren por la parcela que pueden provocar sombras, se ubicarán a distancia

suficiente para que no causen efecto de sombreado.

Los únicos componentes presentes en la parcela que producirán el efecto

negativo de las sombras, son los propios seguidores solares entre ellos

mismos.

El estudio realizado para evaluar las pérdidas mediante dicho efecto, se ha

llevado a cabo partiendo de la premisa de que solo se producirán sombras

entre seguidores solares, cuando el ángulo de visión que presentan los rayos

del sol incidiendo sobre los paneles sea menor de 17,2º

donde:

l: Longitud del grupo de paneles del seguidor (m)

β: Ángulo de inclinación de los paneles (º)

α: Ángulo de visión del sol (º)

d: Distancia entre aristas inferiores (añadida la distancia extra) (m)

Con esta configuración, la sombra de un seguidor se proyecta sobre el de atrás

en un rango de horas en los que los valores de radiación son tan pequeños que

el propio inversor ya ha cortado la entrada de corriente por no hacer el

seguimiento del punto MPP.



Usando el programa ADES Solarfarm para su seguidor solar se puede ver el

recorrido de las sombras anual. He sacado como muestra los días más

significativos, el solsticio de invierno y el de verano y en ambos se puede

observar que las distancias elegidas anteriormente son suficientes para no

crear sombras. Pudiendo descartar pérdidas por sombreado en nuestra

instalación debidas a los seguidores solares.

Solsticio Verano



Solsticio Invierno

Como podemos ver en otra simulación realizada con PVsys, los límites de

sombreado para las distancias seleccionadas permiten descartar cualquier

pérdida por sombreado



Coefic. Tª potencia MPP - 0,47 % / ºC

TONC 47ºC ± 2ºC


3.3 PÉRDIDAS POR TEMPERATURA

Los efectos de la temperatura no son únicamente sobre los parámetros

eléctricos de tensiones y corrientes, que tanto afectan al dimensionado del

campo solar.

Lejos de ello, la temperatura influye decisivamente sobre la potencia que puede

suministrar el módulo fotovoltaico a razón de lo indicado por el fabricante.

Los datos de las temperaturas los obtenemos de la Guía resumida del Clima en

España proporcionada por la AEMET (Agencia Estatal de la Meteorología)

Ecuación 7. Cálculo Temperatura de la célula

donde:

TCELULA: Tª del módulo (ºC)

TAMBIENTE: Temperatura ambiente (ºC)



TONC: Temperatura de operación normal de la célula (ºC)

G: Irradiancia (W/m2)

Esta temperatura de célula ha permitido calcular la radiación efectiva recibida

por la placa a lo largo del año, la cual se obtiene mediante la siguiente Ecuación

8, tomando las ponderaciones mensuales de dicha radiación junto con las

recibidas por cada módulo solar sin aplicar el efecto de la temperatura,

podremos evaluar las pérdidas de potencia por la aplicación del coeficiente

anteriormente mostrado.

Ecuación 8. Cálculo de Radiación efectiva para planos inclinados

donde:

Gefectiva: Radiación efectiva media de cada mes para su inclinación óptima

(W/m2)

Gdm(α,β): Radiación media de cada mes para su inclinación óptima (W/m2)

ΔPMPP: Coeficiente de Tª Potencia MPP (% / ºC)

Tcélula: Temperatura del módulo (ºC)

Los datos de irradiación han sido obtenidos del EUMETSAT-CMSAF (European

Organisation for the Exploitation of Meteorological Satellites) para obtener los

valores de irradiación e inclinación óptima. La Radiación media mensual para la

inclinación óptima ha sido realizada mediante una media ponderada dado que

el peso específico de cada valor no es el mismo para cada hora del día.



Tª máx mas alta TªCélula Gdm(0) Gdm(α,β) Gefectiva Pérdidas

ºC ºC (W/m2) (W/m2) (W/m2) %

enero 13,1 15,45 70,82 165,8 173,25 -4,30%

febrero 16,6 20,11 108,32 223,74 228,88 -2,25%

marzo 20,2 25,53 164,14 298,04 297,29 0,25%

abril 20,4 26,99 210,38 327 323,94 0,95%

mayo 25,1 33 242,04 355,59 342,22 3,91%

junio 31,4 40,26 277,87 409,88 380,47 7,73%

julio 33,4 42,78 293,29 457,06 418,86 9,12%

agosto 34,3 42,54 247,46 385,3 353,52 8,99%

septiembre 29,4 35,72 194,14 350,01 332,37 5,31%

octubre 23,5 27,69 126,65 252,04 248,85 1,28%

noviembre 17 19,56 79,99 178,9 183,47 -2,49%

diciembre 12,6 14,65 63,74 174,99 183,5 -4,64%

Mes

3.4 DISPERSIÓN DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO

Las pérdidas por desacoplo o dispersión de parámetros del inversor provienen

del hecho obvio de que no es posible fabricar todos los módulo perfectamente

iguales, por lo que sufren ligeras variaciones sobre los valores de catálogo.

Suelen oscilar entre un 3 y un 6% según la tolerancia de los módulos, lo que

más importante es que estén acotadas y documentadas.

En el caso de los módulos Eastech Solar ESF-300MA, el fabricante nos indica

que esta tolerancia es de un 3%



L S Icable Imax (125%) cdt Voc70 cdt Resistencia Perdidasm mm2 A A V V % Ω W


Tramo

3.5 PÉRDIDAS EN EL CABLEADO

Tanto en los cables de CC como en los de CA se produce una pérdida de

potencia que depende en gran medida de la longitud del circuito. Estas se

calcularán para la máxima corriente posible (máxima radiación). Se calculan de

forma diferente para los circuitos CC y CA.

3.5.1 Pérdidas en circuitos CC

Se evalúan con la ecuación:

donde:

ΔPCC: Pérdidas (W)

R: Resistencia del tramo del cable (ida y vuelta) (Ω)

I: Intensidad que circula (A)

En nuestro caso las pérdidas en el circuito de CC van a ser mínimas porque los

inversores se encuentran al pie de cada seguidor solar, entrando las 7 líneas

en paralelo a cada inversor mediante una caja de conexión previa.



Seguidor L (m) S (mm2) Imax Iinversor (A) cdt (V) V cdt % Resistencia Perdidas

1 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,392 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,793 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,194 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,595 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,996 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,397 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,798 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,199 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,99

10 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3911 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7912 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1913 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3914 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7915 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1916 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,59

Total 1561,60 2412,67

Tras analizar los datos anteriores podemos ver que las pérdidas en cada

inversor son relativamente pequeñas. Tenemos un 0,56% de pérdidas por cada

inversor.

3.5.2 Pérdidas en circuitos de CA

Se evalúan con la ecuación:

PCA = 3 · R · I2 · L

Donde:

PCA: Pérdidas (W)

R: Resistencia del cableado (Ω/km)


L: Longitud del cableado (km)

Las pérdidas en corriente alterna se han calculado para cada seguidor

individualmente.




1 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,392 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,793 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,194 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,595 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,996 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,397 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,798 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,199 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,99

10 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3911 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7912 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1913 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3914 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7915 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1916 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,59

Total 1561,60 2412,67


1 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,392 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,793 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,194 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,595 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,996 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,397 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,798 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,199 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118 0,00453 33,99

10 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3911 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7912 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1913 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,320 0,01232 92,3914 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,522 0,02011 150,7915 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,724 0,02789 209,1916 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926 0,03568 267,59

Total 1561,60 2412,67

Tras analizar los datos anteriores podemos ver que las pérdidas en los circuitos

de corriente alterna relativamente pequeñas. Tenemos un 0.48% de pérdidas a

la entrada del transformador.

3.5.3 Pérdidas en Línea de Media tensión

En este caso calcularemos las pérdidas de la línea subterránea que va desde

el transformador hasta el entronque con la línea de suministro. Las

calcularemos con la siguiente ecuación:

PLSMT = 3 · R · i2 · L

donde:

PLSTM: Pérdidas (W)

R: Resistencia del cableado (Ω)



L(m) S(mm2) Imt (A) Vlinea (V) Resistencia (Ω/km) Perdidas (W)

330 150 27,55 13200 0,277 208,1412556


L: Longitud del cableado (km)

Sabiendo que el cableado a instalar a la salida del centro de transformación es

del tipo .HEPR-1x150/16 mm2 12/20 kV, podemos obtener de los datos del

fabricante el valor de la resistencia óhmica por cada kilómetro de cable

(R=0.277 Ω/km), quedando el resumen en la siguiente tabla:

Con estos datos podemos determinar que el valor porcentual de las pérdidas

en la línea subterránea de media tensión es de 0.042%.

3.6 PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR

Estas pérdidas se deben a los elementos del modelo simplificado del

transformador con:

Pérdidas en el hierro debidas a fenómenos de histéresis

Pérdidas en el cobre por efecto Joule, entre otros

Se realizaran dos ensayos de laboratorio en el transformador; ensayo de

cortocircuito y ensayo de vacío. Resultando así unas pérdidas cuantificadas

como sigue:



ΔPTR = WCu + WFe

donde:

WCu: Pérdidas en cortocircuito del transformador (W)

WFe: Pérdidas en vacío del transformador (W)

En nuestro caso, el fabricante del transformador nos da un valor de 6.500 W

para las pérdidas en cortocircuito (WCu) y 1.300 W para las pérdidas en vacío

(WFe), resultando de la siguiente manera:

ΔPTR = WCu + WFe = 6500 + 1300 = 7800 W

Estas pérdidas nos dan un valor porcentual de 1,56% (sobre 0,5 MW)

3.7 PÉRDIDAS POR DISPONIBILIDAD

La disponibilidad de la instalación: considera pérdidas por caídas de la red

debido a fallos en la red de distribución provocados por múltiples causas

(tormentas, manipulaciones,…), labores de mantenimiento de la planta, fallos

en el inversor, etc.

En nuestro estudio consideraremos esas pérdidas de un 1%



3.8 RENDIMIENTO DEL INVERSOR

El inversor se caracteriza por tener un elevado rendimiento, tal y como nos

indica en la figura proporcionada por el fabricante.

La eficiencia máxima marcada por el fabricante es de 96,1%. Este valor sirve

de poco dado que durante una gran parte de la actividad el inversor se

encuentra en régimen de carga parcial. Por ello se acepta el valor del

rendimiento europeo que en nuestro caso es de 95,2%. Este valor se encuentra

más acorde con el funcionamiento habitual de las plantas fotovoltaicas.



enero -4,30%febrero -2,25%marzo 0,25%abril 0,95%mayo 3,91%junio 7,73%julio 9,12%agosto 8,99%septiembre 5,31%octubre 1,28%noviembre -2,49%diciembre -4,64%

Pérdidas por Temperatura

Posición 0,00%Sombreado 0,00%Dispersion modulo 3,00%Cableado CC 0,56%Cableado CA 0,48%Línea Media Tensión 0,04%Transformador 1,56%Rendimiento inversor 95,20%Disponibilidad 1,00%Suciedad 1,00%

PÉRDIDAS

3.9 PERFORMANCE RATIO

Todas las tasas de rendimiento (o dicho de otra manera, pérdidas) mostradas

anteriormente se resumen en un único concepto global llamado Performance

Ratio, PR, que se define como la relación entre la energía anual entregada

efectivamente a la red, EAC, y la que entregaría un sistema ideal (sin pérdidas

de ningún tipo) que recibiese la misma radiación solar. Es decir:

donde:

PMG: Potencia pico del campo fotovoltaico

Ga(I): Irradiación global sobre la superficie del generador

G: irradiancia en condiciones estándar, G = 1000 W/m2

Naturalmente, por su definición, este parámetro es variable mes a mes. Para el

cálculo de dicho parámetro se han tenido en cuenta todas las pérdidas

evaluadas anteriormente. En las siguientes tablas se hace un resumen de los

resultados obtenidos.



enero 88,13%febrero 88,13%marzo 87,91%abril 87,30%mayo 84,69%junio 81,32%julio 80,10%agosto 80,21%septiembre 83,46%octubre 87,00%noviembre 88,13%diciembre 88,13%Promedio 85,38%

PR (%)Mes

Con estos datos y refiriéndonos a la siguiente ecuación, podemos calcular el

PR para cada mes. Los valores negativos de las pérdidas por temperatura son

debidos a la escasa temperatura de la célula en los meses indicados. A tal

efecto consideraremos que las pérdidas son nulas para esos meses.

PR (%) = (1-PTEMP) · (1-PSOMBRA) · (1-PDISPERSIÓN) · (1-PCABL_CC) · (1-PCABL_CA)

· (1-PLMT) · (1-PPOSICIÓN) · (1-PSUCIEDAD) · (1-PDISPONIBILIDAD) · ηEURO_INV

donde:

Pxx: Pérdidas debidas a XX representadas anteriormente

ηEURO_INV: Rendimiento europeo del inversor

Los valores para el peor caso se representan en la siguiente tabla:



Radiación Radiación

Horizontal Óptima

kWh/m2·dia kWh/m2·dia

Enero 1,7 3,98

Febrero 2,6 5,37

Marzo 3,94 7,15

Abril 5,05 7,85

Mayo 5,81 8,54

Junio 6,67 9,84

Julio 7,04 10,97

Agosto 5,94 9,25

Septiembre 4,66 8,40

Octubre 3,04 6,05

Noviembre 1,92 4,29

Diciembre 1,53 3,77

Promedio 4,16 7,12

4 BALANCE ENERGÉTICO

Todos los valores de pérdidas y/o rendimientos calculados anteriormente sirven

de base para el cálculo de la producción energética, que dependerá de la base

de datos de radiación elegida.

4.1 RADIACIÓN EFECTIVA

En el gráfico siguiente tenemos representada la irradiancia diaria media de

cada mes para la inclinación óptima y la horizontal. Esta radiación efectiva es la

que realmente llega al panel en su ubicación (inclinación y azimut) a partir de

los valores obtenidos



Radiación Energía EnergiaÓptima Generada MensualkWh/m2·dia kwh/dia Kwh/mes

enero 88,13% 3,98 2121,44 65764,49febrero 88,13% 5,37 2862,66 80154,34marzo 87,91% 7,15 3803,75 117916,22abril 87,30% 7,85 4144,36 124330,66mayo 84,69% 8,54 4371,93 135529,95junio 81,32% 9,84 4838,99 145169,58julio 80,10% 10,97 5314,69 164755,54agosto 80,21% 9,25 4486,72 139088,40septiembre 83,46% 8,40 4240,67 127220,12octubre 87,00% 6,05 3183,49 98688,09noviembre 88,13% 4,29 2288,93 68667,78diciembre 88,13% 3,77 2009,28 62287,70Promedio 85,38% Anual 1329572,86

PR (%)Mes

4.2 ENERGÍA INYECTADA A LA RED

Teniendo en cuenta la potencia pico instalada (604,8 kWp), la Radiación óptima

y el Performance Ratio, se puede calcular finalmente la energía generada.

donde:

Gdm(α,β): Irradiación mensual en plano con inclinación óptima y

orientado con azimut óptimo (kWh/m2·día)

PPMAX: Potencia Pico del generador (kW)

PR: Performance Ratio (Rendimiento Energético)

GSTC: Irradiancia en condiciones estándar 1 kW/m2

Con esto podemos concluir que nuestra instalación generará anualmente en

torno a 1.329,57 MWh



5 CALCULO DE CABLEADO DE CORRIENTE CONTINUA

A continuación se dimensionarán las secciones de los conductores que

conectan los paneles fotovoltaicos con el inversor, en cumplimiento con el

REBT.

El circuito de corriente continua se limitará sólo a los paneles solares situados

en el seguidor solar dado que el inversor se encuentra a los pies de este.

El cable utilizado será de cobre, flexible y con una tensión asignada de 0,6/1kV

de aislamiento. Usaremos un cable PRYSMIAN P-SUN sp 0,6/1kV DKE/VDE

AK 411.2.3 especial para instalaciones fotovoltaicas. El diseño del cableado se

realiza para que no supere una caída de tensión mayor del 1,5% en el circuito

de continua.

Los conductores que conexionan cada panel con el siguiente en serie vienen

determinados por el fabricante para secciones de entre 2,5 mm2 y 6mm2.

Utilizaremos cable de 4mm2 por considerarse manejable para su instalación y

como veremos más adelante cumple los requisitos de caída de tensión.

Para verificar la viabilidad del cable elegido usaremos dos criterios; de caída de

tensión y térmico.

5.1 CRITERIO DE CAIDA DE TENSIÓN

Para el cálculo de la caída de tensión se va a considerar el punto de máxima

potencia del generador fotovoltaico.



Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión que produce el

conexionado en serie de los paneles:

donde:

ΔV: Caída de tensión (V)

I: Intensidad MPP que circula (A)

R: Resistencia del cable (Ω)

La resistencia del cable se calcula a partir de la resistividad, dependiente de la

sección y de longitud de la línea:

donde:

ρ: Resistencia del conductor proporcionada por el fabricante (Ω/m)

L: Longitud del cable (m)

R: Resistencia del cable (Ω)

5.2 CRITERIO TÉRMICO

Para el dimensionado del cable en función de la intensidad máxima admisible

se va a considerar el 125% de la intensidad máxima que va a transportar la

línea de corriente continua, es decir, la de cortocircuito.



L S Icable Imax (125%) cdt Voc70 cdt Resistencia Perdidasm mm2 A A V V % Ω W


Tramo

Imax = 1,25 · 8.63 = 10.79 A

El conductor seleccionado cumple con el criterio de calentamiento, según el

apartado 2.2.3 de la ITC-BT-19 del REBT.



6 CÁLCULO DE CABLEADO DE CORRIENTE ALTERNA

Desde los inversores, situados en sus respectivos seguidores solares, saldrán

líneas trifásicas subterráneas hasta el correspondiente cuadro de baja tensión

situado en el centro de transformación. Estos formarán la línea trifásica de

400V con neutro. El cable utilizado será PRYSMIAN AL Voltalene FLAMEX (S)

0.6/1kVAL XZ1 de 150mm2, instalados bajo tubo en zanja enterrado, con

conductores unipolares.

La normativa a utilizar estará basada en el Reglamento Electrotécnico para

Baja Tensión en su ITC-07 y en la normativa de Iberdrola en su proyecto tipo

MT 2.51.01.

Como en el apartado anterior se utilizaran dos criterios para su cálculo.

6.1 CRITERIO DE CAIDA DE TENSIÓN

Aplicando la siguiente ecuación, obtenemos la caída de tensión en el tramo

correspondiente:

donde:

ΔV%: Caída de tensión en %

L: Longitud del tramo (m)

V: Tensión de salida del inversor (V)



Seguidor L (m) S (mm2) Imax Iinversor (A) cdt (V) V cdt %

1 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,3202 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,5223 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,7244 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,9265 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,1186 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,3207 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,5228 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,7249 22,00 150 47,63 50,00 0,47 400 0,118

10 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,32011 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,52212 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,72413 59,80 150 47,63 50,00 1,28 400 0,32014 97,60 150 47,63 50,00 2,09 400 0,52215 135,40 150 47,63 50,00 2,90 400 0,72416 173,20 150 47,63 50,00 3,70 400 0,926

IINV: Corriente nominal del inversor (A)

S: Sección del conductor (mm2)

ρ: Conductividad del material utilizado para el cable a 90º XLPE

En nuestro caso el material utilizado para la instalación es el aluminio. Este

tiene una conductividad de 27 S·m/mm² a 90ºC

Como se ve, en ningún caso se supera la Caída de tensión máxima permitida

por el REBT-ITC-19 que es del 5%, ni la recomendada por el Pliego de

Condiciones Técnicas del IDAE, un 2%.



6.2 CRITERIO TÉRMICO

El valor de cálculo de la intensidad en régimen permanente para un sistema

trifásico se obtiene de la siguiente relación:

El cable seleccionado tiene una Intensidad máxima de 201 A, enterrado bajo

tubo. Esto cumple la norma del REBT ITC-BT-07 ya que el valor de corriente

que circula por cada circuito es menor.



7 CÁLCULO DE LA PUESTA A TIERRA

El cálculo de la puesta a tierra se realizará de acuerdo con la ITC-BT-18 del

REBT.

Se estudiarán 2 sistemas de puesta a tierra independientes:

Tierra de protección de Corriente Continua: donde se conectarán las

masas del lado de corriente continua.

Tierra de protección de Corriente Alterna: donde se conectarán las

masas del lado de corriente alterna.

En ausencia de datos fiables sobre el valor de la resistividad del terreno en

cuestión, nos remitimos a los valores orientativos que ofrece el REBT en su

tabla 3 de la ITC-BT-18, considerando una resistividad de cálculo de 275 Ω·m

para un terreno de arena arcillosa.

En la puesta en marcha de la instalación se deberá comprobar que la

resistencia a tierra es inferior a la calculada en este proyecto.

7.1 RESISTENCIA MÁXIMA DE LA PUESTA A TIERRA

El sistema de puesta a tierra se dimensionará de forma que su resistencia de

tierra, en cualquier circunstancia previsible, no sea superior al valor

especificado para ella en cada caso.



Este valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar

lugar a tensiones de contacto superiores a:

24 V en local húmedo o emplazamiento conductor

50 V en los demás casos

La protección diferencial que protege la instalación es de 300 mA, y se

considerará esta instalación como local húmedo o emplazamiento conductor,

por lo que la resistencia máxima de puesta a tierra será:

7.2 PUESTA A TIERRA DE CORRIENTE CONTINUA

La puesta a tierra de protección del circuito de corriente continua, consta de un

anillo interior de 240m (cuadrado de 60m de lado) realizado con conductor

desnudo y la unión de cada seguidor solar con el anillo. Dichas uniones serán

de 15 ó 21,21m de longitud, dependiendo del seguidor.

La longitud total del conductor desnudo es de 504,84m, siendo este de cobre

de 70 mm2

Todas las partes metálicas de los elementos de corriente continua se unen a

esta tierra de protección, como son la estructura metálica, marco de los

paneles, envolventes de corriente continua del inversor, etc.



La resistencia queda de la siguiente manera:

Dicha resistencia es inferior a la exigida por el reglamento y también inferior a

la recomendada por el fabricante de los seguidores solares (10Ω).

7.3 PUESTA A TIERRA DE CORRIENTE ALTERNA

Según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red,

indica que todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección

continua como la de alterna, estarán conectadas a una única tierra. Esta tierra

será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo

con el Reglamento de Baja Tensión.

Por lo tanto, las carcasas de los inversores irán conectadas a la puesta a tierra

de corriente continua. También irá unido a ese anillo las partes metálicas de la

caseta de transformadores que no vayan unidas al exterior de la misma.



8 CÁLCULO DEL CENTRO DE TRANSFORMACIÓN

8.1 INTENSIDAD DE MT

La intensidad primaria en un transformador trifásico viene dada por la

expresión:

donde:

IP: Intensidad primaria (A)

P: Potencia del transformador (kVA)

UP: Tensión primaria (kV)

En el caso que nos ocupa, la tensión primaria de alimentación es de 13,2 kV y

la potencia del transformador es de 630 kVA. Por lo tanto, la intensidad

primaria es:



8.2 INTENSIDAD DE BT

La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la

expresión:

donde:

Is: Intensidad secundaria (A)


Us: Tensión secundaria (kV)

En el caso que nos ocupa, la tensión secundaria es de 420 V y 230 V en vacío

y la potencia del transformador es de 630 kVA. Por lo tanto, las intensidades en

los cuadros de BT serán:

8.3 CORTOCIRCUITOS

Para el cálculo de las intensidades que origina un cortocircuito, se tendrá en

cuenta la potencia de cortocircuito de la red de MT, valor especificado por la

compañía eléctrica, que es de 365,8 MVA



Para el cálculo de la corriente de cortocircuito en la instalación, se utiliza la

expresión:

donde:

ICCS: Corriente de cortocircuito (kA)

SCC: Potencia de cortocircuito de la red (MVA)

UP: Tensión de servicio (kV)

Obteniendo el siguiente resultado:

Para los cortocircuitos secundarios, se va a considerar que la potencia de

cortocircuito disponible es la teórica de los transformadores de MT-BT, siendo

por ello más conservadores que en las consideraciones reales.

La corriente de cortocircuito del secundario de un transformador trifásico viene

dada por la expresión:

donde:

Iccs: Corriente de cortocircuito (A)




Us: Tensión secundaria (kV)

Ecc: Tensión de cortocircuito del transformador (%)

Teniendo en cuenta que el valor de ECC en nuestro transformador es del 4%, el

valor de la corriente de cortocircuito en el lado de BT para el cuadro de 420 V

es de:

La intensidad de cortocircuito en el lado de BT en el cuadro de 230 V es de:

8.4 DIMENSIONADO DEL EMBARRADO

Las celdas utilizadas han sido sometidas a ensayos para certificar los valores

indicados en las placas de características, por lo que no sería necesario

realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.

8.4.1 Comprobación por densidad de corriente

La comprobación por densidad de corriente tiene por objeto verificar que el

conductor indicado es capaz de conducir la corriente nominal máxima sin

superar la densidad máxima posible para el material conductor. Las celdas

están ensayadas para intensidad del bucle de 400 A.



8.4.2 Comprobación por solicitación electrodinámica

La intensidad dinámica de cortocircuito se valora en aproximadamente la

intensidad eficaz de cortocircuito, por lo que Icc(din) = 40 kA.

8.4.3 Comprobación por solicitación térmica

La comprobación térmica tiene por objeto comprobar que no se producirá un

calentamiento excesivo de la aparamenta por defecto de un cortocircuito. En

este caso, la intensidad considerada es la eficaz de cortocircuito, cuyo valor es

Icc(ter) = 16 kA

8.5 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECARGAS Y

CORTOCIRCUITOS

Los transformadores están protegidos tanto en MT como en BT. En MT la

protección la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, mientras

que en BT la protección se incorpora en los cuadros de las líneas de salida.

8.5.1 Protección en MT

La protección en MT de los transformadores se realiza utilizando una celda de

interruptor automático, que proporciona todas las protecciones al

transformador, bien sea por sobrecargas, faltas a tierra o cortocircuitos, gracias

a la presencia de un relé de protección. En caso contrario, se utilizan

únicamente como elemento de maniobra de la red.

El interruptor automático posee capacidades de corte tanto para las corrientes

nominales, como para los cortocircuitos antes calculados.



8.5.2 Protección en BT

Las salidas de BT cuentan con fusibles en todas las salidas, con una intensidad

nominal de 63A y de un poder de corte mínimo igual a la corriente de

cortocircuito correspondiente.

8.6 DIMENSIONADO DE LOS PUENTES DE MT

Los cables que se utilizan en esta instalación, descritos en la memoria deberán

ser capaces de soportar los parámetros de la red.

La intensidad nominal demandada por los transformadores es igual a 27,56 A

que es inferior al valor máximo admisible por el cable.

Este valor es de 150 A para un cable de sección 50 mm2 AL como indica el

fabricante.

8.7 DIMESIONADO DE LA VENTILACIÓN

La ventilación del centro de transformación se realizará mediante las rejas de

entrada y salida de aire dispuestas para tal efecto.

Estas rejas se construirán de modo que impidan el paso de pequeños

animales, la entrada de agua de lluvia y los contactos accidentales con partes

en tensión si se introdujeran elementos metálicos por las mismas.

Las rejillas de ventilación del edificio están diseñadas y dispuestas sobre las

paredes de manera que la circulación del aire ventile eficazmente la sala del

transformador. El diseño se ha realizado cumpliendo los ensayos de



calentamiento según la norma UNE-EN 62271-202:2007. Todas las rejillas de

ventilación van provistas de una tela metálica mosquitero.

Los cálculos llevados a cabo para obtener la superficie a disponer en la zona

inferior del local se han realizado partiendo de la siguiente ecuación:

siendo:

Wcu, Wfe: Pérdidas en el Cobre y en el Hierro (kW)

k: Coeficiente en función de la forma de la reja

h: Distancia vertical entre rejillas de entrada y salida (m)

ΔT: Incremento de temperatura del aire (ºC)

Tras tomar para las variables anteriores los valores de Wcu + Wfe = 7,8 kW;

k=0,6; h=2m e ΔT=15ºC, tendremos como resultado la siguiente área mínima

total, Sr = 0,66 m2.

En la zona superior se dispondrán rejillas de la misma superficie que las

inferiores.

Instalaremos 2 rejillas de dimensiones 1,20 x 0,60 m (una superior y otra

inferior). Esto nos da una superficie total de 1.44 m2.

Por lo que podemos concluir que el resultado cumple con las exigencias.



8.8 DIMENSIONADO DEL POZO APAGAFUEGOS

Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 l de capacidad cubierto de

grava para la absorción del fluido, y para prevenir el vertido del mismo hacia el

exterior y minimizar el daño en caso de fuego.

8.9 CÁLCULO DE LAS INSTALACIONES DE PUESTA A TIERRA

El reglamento de alta tensión indica que para instalaciones de tercera

categoría, y de intensidad de cortocircuito a tierra inferior o igual a 16kA, no

será imprescindible realizar investigación previa de la resistividad del suelo,

bastando el examen visual del terreno y pudiéndose estimar su resistividad,

siendo necesario medirla para corrientes superiores.

Según estimamos en apartados anteriores de este proyecto, se determina la

resistividad media en 275 Ω·m.

A efectos del nivel de aislamiento, el material y los equipos de BT instalados en

el centro de transformación en los que su envolvente esté conectada a la

instalación de tierra de protección, serán capaces de soportar por su propia

naturaleza, o mediante aislamiento suplementario, tensiones de masa de hasta

10 kV a 50Hz durante 1 minuto y de 20 kV en onda tipo rayo.

8.9.1 Cálculo de la resistencia del sistema de tierra

Los datos necesarios para el cálculo de la resistencia de puesta a tierra son:

Tensión de servicio Ur = 13,2 kV

Limitación de la intensidad a tierra Idm = 1000 A



o

tr

R

RK

Nivel de aislamiento de las instalaciones de BT VBT = 6 kV

Resistividad de tierra Ro = 275 Ω·m

Resistividad del hormigón Ro’ = 3000 Ω·m

La resistencia máxima de la puesta a tierra de protección del edificio, y la

intensidad del defecto salen de:

Id · Rt ≤ VST

donde:

Id: Intensidad de defecto o falta a tierra (A)

Rt: Resistencia total de puesta a tierra (Ω)

VBT: Tensión de aislamiento en BT (V)

Tomando en primera instancia, como intensidad de falta de tierra, el valor de

limitación de la intensidad a tierra, Id = 1000 A.

Por tanto, la resistencia total de puesta a tierra preliminar es de 6 Ω.

Se selecciona el electrodo tipo (de entre los incluidos en las tablas, y de

aplicación en este caso concreto, según las condiciones del sistema de tierras)

que cumple el requisito de tener una Kr más cercana inferior o igual a la

calculada para este caso y para este centro.

Valor unitario de resistencia de puesta a tierra del electrodo:



donde:

Rt : Resistencia total de puesta a tierra (Ω)

Ro: Resistividad del terreno en (Ω·m)

Kr: Coeficiente del electrodo

- Centro de Transformación

Para nuestro caso particular, y según los valores antes indicados:

Kr <= 0,0218

La configuración de la tierra de protección del centro de transformación tiene

las siguientes propiedades:

Configuración seleccionada: 8/86

Geometría del sistema: Picas alineadas

Distancia entre picas: 9 m

Profundidad del electrodo horizontal: 0,8 m

Número de picas: 8

Longitud de las picas: 6 m


De la resistencia Kr = 0,021

De la tensión de paso Kp = 0,002

De la tensión de contacto Kc = 0



ort RKR

dtd IRV

El valor real de la resistencia de puesta a tierra del edificio será:

donde:

Rt : Resistencia total de puesta a tierra (Ω)


Kr: Coeficiente del electrodo

por lo que para el Centro de Transformación:

R't = 5,78 Ohm

y la intensidad de defecto real:

I'd = 1000 A

8.9.2 Cálculo de las tensiones de paso en el interior de la

instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las

tensiones de paso y contacto en el interior en los edificios de maniobra interior,

ya que éstas son prácticamente nulas.

La tensión de defecto vendrá dada por:



docc IRKV

donde:

R’t: Resistencia total de puesta a tierra (Ω)

I’d: Intensidad de defecto (A)

V’d: Tensión de defecto (V)

por lo que en el Centro de Transformación:

V'd = 5775 V

La tensión de paso en el acceso será igual al valor de la tensión máxima de

contacto siempre que se disponga de una malla equipotencial conectada al

electrodo de tierra según la fórmula:

donde:

Kc: Coeficiente



V’c: Tensión de paso en el acceso (V)

En este caso, al estar las picas alineadas frente a los accesos al Centro de

Transformación paralelas a la fachada, la tensión de paso en el acceso va a ser

prácticamente nula por lo que no la consideraremos.



dopp IRKV

8.9.3 Cálculo de las tensiones de paso en el exterior de la

instalación

Adoptando las medidas de seguridad adicionales, no es preciso calcular las

tensiones de contacto en el exterior de la instalación, ya que éstas serán

prácticamente nulas.

Tensión de paso en el exterior:

donde:

Kp: Coeficiente



V’p: Tensión de paso en el exterior (V)

por lo que, para este caso:

V'p = 550 V en el Centro de Transformación

8.9.4 Cálculo de las tensiones aplicadas

Los valores admisibles son para una duración total de la falta igual a:

t = 0,7 seg

K = 72



1000

61

10 o

np

R

t

KV

1000

331

10)(

oo

naccp

RR

t

KV

n = 1

Tensión de paso en el exterior:

donde:

K: Coeficiente

t: Tiempo total de duración de la falta (s)

n: Coeficiente


Vp: Tensión admisible de paso en el exterior (V)

por lo que, para este caso

Vp = 2725,71 V

La tensión de paso en el acceso al edificio:

donde:

K: Coeficiente

t: Tiempo total de duración de la falta (s)

n: Coeficiente




R’o: Resistividad del hormigón en (Ω·m)

Vp: Tensión admisible de paso en el acceso (V)

por lo que, para este caso

Vp(acc) = 11134,29 V

Comprobamos ahora que los valores calculados para el caso de este Centro de

Transformación son inferiores a los valores admisibles:

Tensión de paso en el exterior del centro:

V'p = 550 V < Vp = 2725,71 V

Tensión de paso en el acceso al centro:

V'p(acc) = 0 V < Vp(acc) = 11134,29 V

Tensión de defecto:

V'd = 5775 V < Vbt = 6000 V

Intensidad de defecto:

Ia = 50 A < Id = 1000 A < Idm = 1000 A



2000

do IRD

8.9.5 Investigación de las tensiones transferibles al exterior

Para garantizar que el sistema de tierras de protección no transfiera tensiones

al sistema de tierra de servicio, evitando así que afecten a los usuarios, debe

establecerse una separación entre los electrodos más próximos de ambos

sistemas, siempre que la tensión de defecto supere los 1000V.

En este caso es imprescindible mantener esta separación, al ser la tensión de

defecto superior a los 1000 V indicados.

La distancia mínima de separación entre los sistemas de tierras viene dada por

la expresión:

donde:



D: Distancia mínima de separación (m)

Para este Centro de Transformación:

D = 43,77 m

Se conectará a este sistema de tierras de servicio el neutro del transformador,

así como la tierra de los secundarios de los transformadores de tensión e

intensidad de la celda de medida.



Las características del sistema de tierras de servicio son las siguientes:

Identificación: 8/32 (según método UNESA)

Geometría: Picas alineadas

Número de picas: 3

Longitud entre picas: 2 m

Profundidad de las picas: 0,8 m


Kr = 0,13

Kc = 0,017

El criterio de selección de la tierra de servicio es no ocasionar en el electrodo

una tensión superior a 24 V cuando existe un defecto a tierra en una instalación

de BT protegida contra contactos indirectos por un diferencial de 650 mA. Para

ello la resistencia de puesta a tierra de servicio debe ser inferior a 37 Ohm.

Rt(serv) = Kr · Ro = 0,13 · 275 = 35,75 < 37 Ω

Para mantener los sistemas de puesta a tierra de protección y de servicio

independientes, la puesta a tierra del neutro se realizará con cable aislado de

0,6/1 kV, protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como mínimo,

contra daños mecánicos.

8.9.6 Corrección y ajuste del diseño inicial

Según el proceso de justificación del electrodo de puesta a tierra seleccionado,

no se considera necesaria la corrección del sistema proyectado.



9 CÁLCULO DEL TRAMO SUBTERRÁNEO DE M.T.

Como la línea de MT se va a enganchar a la red de Iberdrola, es condición que

cumpla su normativa para poder realizarla. Esta normativa viene fijada en su

proyecto tipo MT 2.31.01, la cual indica el tipo de cable a utilizar. Se utilizará

cable HEPRZ1 (mezcla a base de etileno propileno de alto módulo).

9.1 INTENSIDAD MÁXIMA EN RÉGIMEN PERMANENTE

El valor de cálculo de la intensidad máxima en régimen permanente para un

sistema trifásico se obtiene de la siguiente relación:

donde:

I: Intensidad máxima permanente (A)

S: Potencia aparente conectada a la red (kVA)

U: Tensión de la línea (kV)

La potencia máxima del centro de transformación que se conectará a la línea

es de 630 kVA, que es lo que se prevé transportará la línea subterránea, lo que

nos da una intensidad máxima de:

Según puede observarse en la Tabla 12 de la ITC-LAT 06, una terna de cables

unipolares de aluminio, con aislamiento HEPRZ1, instalada bajo tubo, a 1



metro de profundidad y a una temperatura ambiente del terreno a dicha

profundidad de 25ºC, es suficiente con cable de 25 mm2. Consideraremos una

temperatura del terreno media de 25ºC.

Sin embargo la normativa de Iberdrola indica que ha de utilizarse cable de 150

mm2, 240 mm2 o 400 mm2. Con lo que cualquiera de los tres queda

sobradamente dimensionado.

9.2 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE

El valor eficaz de la corriente de cortocircuito viene dado por la siguiente

expresión:

donde:

Icc: Intensidad de cortocircuito (A)

Scc: Potencia de cortocircuito de la red (kVA)

Un: Tensión nominal de la línea (kV)

Para cortocircuitos de duración no superior a 5 segundos, el tiempo, tcc, que

tarda la intensidad en elevar la temperatura del conductor desde su

temperatura inical, θi, hasta la temperatura límite admisible de corta duración,

θcc, puede calcularse por la fórmula que representa la curva térmica de los

conductores:



donde

tcc: Duración del cortocircuito admisible (s)

K: Densidad de la corriente admisible para un cortocircuito de 1

segundo, para cable HERPZ1 de aluminio equivale a 89

S: Sección del conductor (mm2)

Icc: Valor eficaz de la intensidad de cortocircuito (A)

θi: Temperatura inicial del conductor (ºC)

θs: Temperatura máxima admisible por el conductor en régimen

permanente, para conductores HEPRZ1 es 105ºC

θcc: Temperatura máxima admisible en cortocircuito, su valor es de

250ºC

β: Es la inversa del coeficiente de variación de la resistividad con la

temperatura a 0ºC. Para el aluminio β=228ºC.

θa: Temperatura ambiente (ºC)

La temperatura inicial del conductor se puede estimar como la que adquiere el

conductor para el 100% de la intensidad prevista. Se aplica la siguiente

fórmula:

Para los cables indicados por Iberdrola, realizaremos una tabla para comprobar

cuáles de ellos soportan la corriente de cortocircuito para faltas de 1 segundo,

aplicando las fórmulas anteriores.



Sección Icable θi tcc

mm2 A ºC s150 255 25,934 1,218240 320 25,593 3,125400 415 25,353 8,695

Como se puede ver, todos los conductores superan la falta de cortocircuito de 1

segundo, con lo que nos decantaremos por el de sección de 150 mm2 por

tratarse del más manejable de los tres y por razones económicas.

9.3 MÁXIMA CAIDA DE TENSIÓN ADMISIBLE

La expresión de la caída de tensión trifásica para líneas cortas viene dada por

la expresión:

siendo:

ΔU: Caída de tensión (V)

I: Intensidad máxima permanente (A)

L: Longitud de la línea (km)

R: Resistencia a la temperatura máxima admisible (Ω/km)

X: Reactancia en corriente alterna a 50 Hz (Ω/km)

Cosφ: Factor de potencia de la línea



Del catálogo del fabricante del cable, obtenemos los valores de resistencia y

reactancia para un cable unipolar de 150 mm2:

Rca (90ºC) = 0.277 Ω/km

Xca (50Hz) = 0.112 Ω/km

La longitud de la línea es de 0,33 km. Según el proyecto tipo de Iberdrola se

considerará un factor de potencia de 0,9 Con estos datos calculamos la caída

de tensión.

Este valor representa una caída de tensión sobre 13200 voltios, del 0,036 %,

inferior al 5% admitido normalmente.

9.4 INTENSIDAD DE CORTOCIRCUITO ADMISIBLE EN

PANTALLAS

Según indica el proyecto tipo Iberdrola, las pantallas para una tensión de

12/20kV es de 16 mm2 con corona de alambre y contraespina de cobre.

Según la ITC-LAT 06 el dimensionamiento mínimo de la pantalla será tal que

permita el paso de una intensidad mínima de 1000 A durante 1 segundo.

El fabricante indica en su tablas que las pantallas de 16 mm2 de sección con

corona de alambre soporta una intensidad de 3.130 A durante 1 segundo, con

lo que queda correctamente dimensionada la pantalla.


Pliego de condiciones generales Página 178



PLIEGO DE CONDICIONES

GENERALES



INDICE

1 INTRODUCCIÓN Pág. 180

2 CALIDAD DE LOS OPERARIOS Pág. 180

3 RECEPCIÓN DE MATERIALES Pág. 181

4 OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA Pág. 182

5 PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA Pág. 184

6 PUESTA EN MARCHA Pág. 185

7 CONDICIONES GENERALES DE ÍNDOLE

TÉCNICO Pág. 185

8 CONDICIONES GENERALES DE ÍNDOLE FACULTATIVA,

ECONÓMICO, ADMINISTRATIVO Y LEGAL Pág. 186



1 INTRODUCCION

El presente documento viene a determinar las condiciones a las que deberá

sujetarse el contratista para la ejecución de las obras e instalaciones descritas

en el presente proyecto. También determinará la obligación del contratista de

cumplir con las instrucciones que dicta el director de la obra para resolver las

dificultades que se presenten durante la misma.

2 CALIDAD DE LOS OPERARIOS

Para cada trabajo específico se dispondrá de mano de obra especializada, y en

posesión de la preceptiva autorización o titulación emitida por el Organismo

competente en el tema, debiendo ejecutar la instalación a satisfacción del

director de obra.

En cada caso, la calidad de la mano de obra estará de acuerdo con la dificultad

del trabajo a realizar, pudiendo el director de la obra, si lo estima necesario,

exigir la presentación de la cartilla profesional, y cuantas pruebas crea

necesarias para acreditar el cumplimiento de esta condición.



3 RECEPCIÓN DE MATERIALES

Se procederá de la siguiente manera:

a. Los materiales serán reconocidos y ensayados de la forma en que

estime conveniente la dirección de obra, sin cuyo requisito no podrán

utilizarse, corriendo los fastos a cargo del contratista. A pesar de este

examen, la responsabilidad del contratista no cesará hasta que se reciba

definitivamente la obra.

b. Para comprobar los materiales, el contratista vendrá obligado a facilitar a

la dirección de obra muestras de cada material, así como certificaciones

de las casas suministradoras, caso de así solicitarlo el director de la

obra.

c. Caso en que los materiales no cumplan las condiciones exigidas, el

contratista atenderá a lo que ordene por escrito el director de la obra, no

pudiendo instalarse sin previa y concreta autorización del mismo.

d. Los materiales no especificados, no podrán ser empleados en la obra sin

haber sido recomendados por el director de la obra, que podrá

rechazarlos si no reúnen, a su juicio, las condiciones exigidas, sin que el

contratista tenga derecho a reclamación alguna.

e. Facilidades para inspección. El contratista facilitará al director de la obra

o a sus delegados, cualquier inspección de replanteo, pruebas de

materiales, mano de obra, permitiéndole el acceso a cualquier parte de

la obra o taller que produzca materiales o realice trabajos por la obra.



f. Materiales. Todos los materiales serán prescritos en la memoria y planos

del presente proyecto. En sus características y en su montaje y

disposición se cumplirán las normas prescritas en la reglamentación

vigente al respecto.

4 OBLIGACIONES DEL CONTRATISTA

a. Gastos de pruebas. Serán por cuenta del contratista, los gastos

ocasionados por las pruebas y ensayos que el técnico encargado de la

obra haga de los materiales, máquinas o elementos diversos que

integran la obra, en tanto se sujeten a la práctica corriente.

b. Modo de abonar las obras incompletas. Cuando por escisión o causas

fuera preciso, se aplicarán los precios del presupuesto general del

proyecto, o en su caso el presupuesto previamente aceptado, sin que

pueda pretenderse la valoración de cada unidad de obra en otra forma.

c. En ninguno de estos casos tendrá derecho el contratista a reclamación

alguna fundada en la insuficiencia de los precios señalados o en

omisiones de cualquiera de los elementos que constituyen los referidos

precios.

d. Rescisión y traspaso del contrato. El contratista no podrá en ningún caso

traspasar el contrato, ni dar los trabajos a destajistas sin la previa

autorización del concesionario. Si el contratista falleciera o se declarara

en suspensión de pagos o quiebra, el contratista no queda relevado de

todo compromiso hacia los sucesores o herederos que seguirán siendo

responsables hasta que terminen las garantías estipuladas por la parte

de los trabajos que aquel hubiera ejecutado.



e. Indemnización a los propietarios afectados. Será responsable el

contratista de los daños que puedan producirse por negligencia o

descuido a su personal.

f. Accidentes de trabajo. El contratista será responsable como patrono, del

cumplimiento de todas las disposiciones vigentes sobre accidentes de

trabajo.

g. Rescisión del contrato. Si el contrato no cumpliera alguna de las

condiciones estipuladas a juicio del técnico director de la obra, cuyas

órdenes deben ser atendidas por el contratista, el concesionario se

reserva el derecho de rescindir el contrato que en base a estas

especificaciones se suscribirá.



5 PROYECTO Y DIRECCIÓN DE OBRA

a. Todo lo mencionado en el pliego de condiciones o memoria, y omitido en

los planos o viceversa, habrá de ser ejecutado como si estuviera en

ambos documentos. En caso de contradicción entre memoria, planos o

pliego de condiciones, prevalecerá lo escrito en este último. Las

omisiones en planos y pliego de condiciones, descripciones erróneas de

los detalles de la obra, que sean manifiestamente indispensables para

llevar a cabo el espíritu e intención expuesto en los planos y pliego de

condiciones, o que por uso y costumbre deban ser realizados, no exime

al contratista de la obligación de ejecutar estos detalles, sino que, por el

contrario deberán se ejecutados como si hubieran sido completa y

correctamente especificados en los planos y pliego de condiciones. En

todo caso el contratista deberá consultar con la dirección de obra.

b. La dirección e inspección de las obras e instalaciones, corresponden al

técnico director del proyecto.

c. El director de la obra interpretará el proyecto y dará las órdenes apra su

desarrollo, marcha y disposición de la obra, así como las modificaciones

que estime oportunas.

d. Las medidas que figuran en la memoria y planos, así como las

mediciones que figuran en el presupuesto, se entenderán como

aproximados, debiendo cumplir el adjudicatario lo que en este aspecto

ordene el director de la obra.



6 PUESTA EN MARCHA

El contratista se obliga a realizar por su cuenta todas las gestiones y

tramitaciones que sean precisos para la total puesta en funcionamiento de las

instalaciones proyectadas de cara al Ayuntamiento y demás organismos

competentes para cuyos trámites deberán ceñirse a las disposiciones vigentes.

7 CONDICIONES GENERALES DE ÍNDOLE TÉCNICO

Todos los materiales, y en general todas las unidades que intervengan en la

instalación objeto del presente proyecto, se adaptarán en su totalidad a lo que

se especifica en el presupuesto. Cualquier modificación de éste deberá ser

supervisada y aprobada por el técnico director de la instalación.

El director de la obra se reserva el derecho a rechazar cualquier material, o

unidad de obra, que sea inadmisible en una buena instalación.

El contratista deberá presentar oportunamente muestras de la clase de

materiales que se le solicite, para su aprobación.

Los elementos especiales se harán según detalles constructivos firmados por el

técnico director de la instalación y serán supervisados por el mismo antes de su

ejecución.

La recepción definitiva de la obra la hará el técnico director de la misma a

requerimiento del propietario y mediante certificado oportuno.



8 CONDICIONES GENERALES DE ÍNDOLE FACULTATIVA,

ECONÓMICO, ADMINISTRATIVO Y LEGAL

Los trabajos correspondientes que constituyen la ejecución del proyecto, son

todos los que se describen en los diferentes documentos del mismo, con

inclusión de materiales, mano de obra, medios auxiliares, y en general todo

cuanto sea necesario para la total realización de las obras proyectadas.

Estos trabajos comprenden:

Todo cuanto sea preciso para realizar la instalación y que se indica en este

pliego de condiciones y proyectos adjunto.

Cuanto sea preciso para realizar las obras en cuestión, así como los medios

auxiliares que sean necesarios.

Cuanto sea preciso y exija la organización y marcha de las obras, y cuantas

pruebas y ensayos de materiales sean necesarios.

La dirección facultativa será la única que dictará las órdenes oportunas, tanto

que la propiedad no rescinda oficialmente el contrato por el que fue nombrada.

En el momento en que la obra sea adjudicada, deberá estipularse, entre el

contratista y la propiedad, de acuerdo con el técnico director, el contrato en que

quedan determinados el sistema del mismo, plazo de terminación, forma de

pago de derechos, etc.



El contratista deberá dar cuenta, personalmente o por escrito, al técnico

director de obra, del comienzo de las obras con una semana de antelación

como mínimo.


Pliego de condiciones. Seguridad y Salud Página 188



PLIEGO DE CONDICIONES.

SEGURIDAD Y SALUD



ÍNDICE

1 NORMATIVA LEGAL DE APLICACIÓN Pág. 191

1.1 DISPOSICIONES DE LAS NORMAS LEGALES Y

REGLAMENTARIAS APLICABLES A LAS

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA OBRA Pág. 191

1.2 NORMAS LEGALESY APLICABLES A LAS

CONDICIONES DE SEGURIDAD DE LOS

ELEMENTOS, MAQUINARIA, ÚTILES, HERRAMIENTA,

EQUIPOS SISTEMAS PREVENTIVOS A UTILIZAR O

APICAR EN LA OBRA Pág. 192

2 NORMATIVA LEGAL DE APLICACIÓN Pág. 196

2.1 EQUIPOS DE PROTECCIÓN INDIVIDUAL Pág. 196

2.2 PROTECCIONES COLECTIVAS Pág. 198

2.2.1 Señalización Pág. 198

2.3 PRESCRIPCIONES DE LOS MEDIOS AUXILIARES Pág. 201

2.3.1 Escaleras manuales en general Pág. 201

2.3.2 Escaleras de madera Pág. 202

2.3.3 Escaleras mecánicas Pág. 202

2.3.4 Escaleras de tijera Pág. 203

3 OBLIGACIONES DE LAS PARTES IMPLICADAS Pág. 204

3.1 PROMOTOR Pág. 204

3.2 DIRECCIÓN FACULTATIVA Pág. 204

3.3 COORDINADOR DE SEGURIDAD Y SALUD DURANTE

LA EJECUCIÓN Pág. 205

3.4 CONTRATISTAS Y SUBCONTRATISTAS Pág. 206

3.5 TRABAJADORES AUTÓNOMOS Pág. 209

4 ORGANIZACIÓN DE PREVENCIÓN EN LA OBRA Pág. 211



4.1 TRAMITACIÓN DEL ESTUDIO DE SEGURIDAD Y

SALUD Pág. 211

4.2 ORGANIGRAMA SE SEGURIDAD EN OBRA Pág. 212

4.3 RESPONSABLES DE SEGURIDAD A PIE DE OBRA Pág. 212

4.4 ORGANIZACIÓN PREVENTIVA DE LA EMPRESA

CONTRATADA Pág. 214

5 REUNIONES DE SEGURIDAD EN OBRA Pág. 215

5.1 COMITÉ DE SEGURIDAD Y SALUD EN OBRA Pág. 215

5.2 DELEGADOS DE PREVENCIÓN Pág. 216

5.3 SERVICIOS DE PREVENCIÓN Pág. 217

6 MEDIDAS DE ACTUACIÓN EN CASO DE

EMERGENCIA Y ANTE RIESGO GRAVE O

INMINENTE Pág. 219

6.1 PRIMEROS AUXILIOS Y ASISTENCIA SANITARIA Pág. 221

6.2 BOTIQUÍN Pág. 222

6.3 EXTINCIÓN DE INCENDIOS Pág. 222

7 COMUNICACIÓN DE ACCIDENTES E INCIDENTES Pág. 224

8 SERVICIOS HIGIÉNICOS Pág. 226

9 FORMACIÓN E INFORMACIÓN A LOS

TRABAJADORES Pág. 227

10 VIGILANCIA DE SALUD Pág. 229



1 NORMATIVA LEGAL DE APLICACIÓN

1.1 DISPOSICIONES DE LAS NORMAS LEGALES Y

REGLAMENTARIAS APLICABLES A LAS

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA OBRA

Son de obligado cumplimiento las disposiciones contenidas en:

Constitución española de 27 de diciembre de 1978.

Real Decreto Legislativo 1/1995, de 24 de marzo, por el que se aprueba

el texto refundido de la Ley del estatuto de los Trabajadores.

Ley 31/1995, de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.

Real Decreto 39/1997, de 17 de enero, por el que se aprueba los

Reglamentos de los Servicios de Prevención.

Decreto 2065/1974, de 30 de mayo, por el que se aprueba el Texto

Refundido de la Ley General de la Seguridad Social.

Real Decreto 2001/1983, de 28 de julio, sobre regulación de la jornada

de trabajo, jornadas especiales y descansos.

Real Decreto 1627/1997, de 24 de octubre, por el que se establecen

disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de

construcción.



Resolución de 4 de mayo de 1992, por la que se aprueba el Convenio

Colectivo General del Sector de la Construcción.

1.2 NORMAS LEGALES Y APLICABLES A LAS CONDICIONES

DE SEGURIDAD DE LOS ELEMENTOS, MAQUINARIA,

ÚTILES, HERRAMIENTAS, EQUIPOS Y SISTEMAS

PREVENTIVOS A UTILIZAR O APLICAR EN LA OBRA

Son de obligado cumplimiento las disposiciones contenidas en:

Capítulo VII sobre andamios de la Orden de 31 de enero de 1940, por la

que se aprueba el Reglamento General de Seguridad e Higiene en el

Trabajo.

Real Decreto 485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en

materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

Real Decreto 487/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de

seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que

entrañe riesgos, en particular dorsolumbares, para los trabajadores.

Real Decreto 488/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas de

seguridad y salud relativas al trabajo con equipos que incluyen pantallas

de visualización.

Real Decreto 664/1997, de 12 de mayo, sobre la protección de los

trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición a agentes

biológicos durante el trabajo.



Real Decreto 665/1997, de 12 de mayo, sobre la protección de los

trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición a agentes

cancerígenos durante el trabajo.

Real Decreto 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de

seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de

equipos de protección individual.

Real Decreto 1407/1997, de 20 de noviembre, por el que se regulan las

condiciones para la comercialización y libre circulación intracomunitaria

de los equipos de protección individual.

Real Decreto 1435/1992, de 27 de noviembre, por el que se dictan las

disposiciones de aplicación de la Directiva del Consejo 89/392/CEE,

relativa a la aproximación de las legislaciones de los Estados miembros

sobre máquinas.

Orden de 23 de mayo de 1997, por la que se aprueba el Reglamento de

Aparatos Elevadores para Obras.

Orden de 30 de junio de 1966, por la que se aprueba el Reglamento de

Aparatos Elevadores, Ascensores y Montacargas.

Real Decreto 2291/1995, de 8 de noviembre, por el que se aprueba el

Reglamento de Aparatos de Elevación y Manutención.

ITC-MIE-AEM 2: Instrucción Técnica Complementaria referente a

grúas de torre desmontables para obras.



ITC-MIE-AEM 4: Instrucción Técnica Complementaria sobre grúas

móviles autopropulsadas usadas.

Real Decreto 1942/1993, de 5 de noviembre, por el que se aprueba el

Reglamento de Instalaciones de Protección contra Incendios.

Real Decreto 473/1988, de 30 de marzo, por el que se dictan las

disposiciones de aplicación de la Directiva del Consejo de las

Comunidades Europeas 76/767/CEE sobre Aparatos a Presión.

Real Decreto 614/2001, de 8 de junio, sobre disposiciones mínimas para

la protección de la salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo

eléctrico.


Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Instrucciones Técnicas

Complementarias.

Resolución del 30 de abril de 1984 sobre las verificaciones de las

instalaciones eléctricas antes de su puesta en marcha.

Real Decreto 1244/1979, de 4 de abril, por el que se aprueba el

Reglamento de Aparatos a Presión.

ITC-MIE-AP 5: Extintores de incendio.

ITC-MIE-AP 7: Botellas y botellones de gases comprimidos,

licuados y disueltos a presión.



Real Decreto 379/2001, de 6 de abril, por el que se aprueba el

Reglamento de Almacenamiento de Productos Químicos y sus

Instrucciones Técnicas Complementarias.

MIE-APQ-1: Almacenamiento de líquidos inflamables y

combustibles.

MIE-APQ-5: Almacenamiento y utilización de botellas y botellones

de gases comprimidos, licuados y disueltos a presión.

MIE-APQ-6: Almacenamiento de líquidos corrosivos.

MIE-APQ-7: Almacenamiento de líquidos tóxicos.

Real Decreto 1316/1989, de 27 de octubre, sobre protección de los

trabajadores frente a la exposición al ruido durante el trabajo.

UNE 58-101-80, “Aparatos pesados de elevación. Condiciones de

resistencia y seguridad en las grúas de torre desmontables para obras”,

parte I “Condiciones de diseño y fabricación”, parte II “Condiciones de

instalación y utilización”, parte III “Documentación” y parte IV “Vida de la

grúa”.



2 NORMATIVA LEGAL DE APLICACIÓN

2.1 EQUIPOS DE PROTECCIÓN INDIVIDUAL

Los Equipos de Protección Individual, en adelante EPI’s, deberán utilizarse

cuando los riesgos no se pueden evitar o no puedan limitarse suficientemente

por medios técnicos de protección colectiva o mediante medidas, métodos o

procedimientos de organización del trabajo.

Los EPI que se utilicen en la obra deberán cumplir con la reglamentación que

sobre comercialización (diseño y fabricación) les afecta, a fin de garantizar las

exigencias técnicas que de los mismos se requieren. En este sentido, a los EPI

les es de aplicación todo lo dispuesto en la legislación vigente:

Real Decreto 1407/1992, de 20 de noviembre, por el que se regulan las

condiciones para la comercialización y libre circulación intracomunitaria

de los equipos de protección individual.

Orden Ministerial de 16 de mayo de 1994, por la que se modifica el R.D.

1407/1992.

Real Decreto 159/1995, de 3 de febrero, por el que se modifica el R.D.

1407/1992.

Orden Ministerial de 20 de febrero de 1997, por la que se modifica el

anexo del Real Decreto 1859/1995 en lo relativo a su diseño, fabricación

y comercialización.



Con carácter general, a la hora de la elección, las características que deben

reunir los EPI’s son:

Adecuados a las condiciones existentes en el lugar de trabajo.

Tener en cuenta las condiciones anatómicas y fisiológicas, así como el

estado de salud del trabajador.

Adecuarse al portador, tras los ajustes adecuados.

Otros aspectos a tener en cuenta con respecto al uso de los equipos son los

que a continuación se indican:

Todos los equipos de protección individual tanto de uso personal como

colectiva, tendrán fijado un periodo de vida útil, desechándose a su

término.

Cuando por las circunstancias del trabajo se produzca un deterioro más

rápido de lo habitual en un determinado equipo o prenda, se repondrá

independientemente de la duración prevista o fecha de entrega.

Todo equipo o prenda de protección que haya sufrido un trato límite, es

decir, el máximo para el que fue concebido será desechado y repuesto

al momento.

Aquellos equipos o prendas de protección que por su uso hayan

adquirido más holguras o tolerancias superiores a las admitidas por el

fabricante, serán repuestos inmediatamente.



El uso de un equipo o una prenda de protección, nunca deberá

representar un riesgo por sí mismo.

Todo E.P.I. entregado a los trabajadores, cumplirá la normativa existente

respecto a la homologación, por lo que llevarán estampados el marcado CE

“indicativo de que el producto es conforme con las exigencias esenciales de

salud y seguridad”.

2.2 PROTECCIONES COLECTIVAS

2.2.1 Señalización

Sin perjuicio de lo dispuesto específicamente en otras normativas particulares,

la señalización de seguridad y salud en el trabajo se utilizará siempre que el

análisis de los riesgos existentes, de las situaciones de emergencia previsibles

y de las medidas preventivas adoptadas, ponga de manifiesto la necesidad de:

Llamar la atención de los trabajadores sobre la existencia de

determinados riesgos, prohibiciones u obligaciones.

Alertarlos tras una emergencia que requiera medidas urgentes de

protección o evacuación.

Facilitar a los trabajadores la localización e identificación de

determinados medios o instalaciones de protección, evacuación,

emergencia o primeros auxilios.

Orientar o guiar a los trabajadores que realicen determinadas maniobras

peligrosas.



La señalización no deberá considerarse una medida sustitutoria de las medidas

técnicas y organizativas de protección colectiva, ni de formación e información

y se utilizará cuando mediante estas últimas no haya sido posible eliminar

riesgos o reducirlos suficientemente. Por otro lado, la señalización deberá

permanecer en tanto persista la situación que la motiva.

Los medios y dispositivos de señalización deberán ser, según los casos,

limpiados, mantenidos y verificados regularmente y reparados o sustituidos

cuando sea necesario, de forma que conserven en todo momento sus

cualidades intrínsecas y de funcionamiento. Las señalizaciones que necesiten

de una fuente de energía dispondrán de alimentación de emergencia que

garantice su funcionamiento en caso de interrupción de aquella, salvo que el

riesgo desaparezca con el corte del suministro.

Las señales se instalarán a una altura y en una posición apropiadas con

relación al ángulo visual, teniendo en cuenta posibles obstáculos, en la

proximidad inmediata del riesgo u objeto que deba señalizarse o, cuando se

trate de un riesgo general en el acceso a la zona de riesgo.

El lugar de emplazamiento de la señal deberá estar bien iluminado, ser

accesible y visible.

A fin de evitar la disminución de la eficacia de la señalización no se utilizarán

demasiadas señales próximas entre sí. Se retirarán cuando deje de existir la

situación que las justificaba.

Existirán señales de advertencia, obligación, prohibición, contraincendios y

salvamento-socorro. La forma, dimensión y colores de las distintas señales se

atenderán a lo dispuesto específicamente en los anexos II y III del R.D.

485/1997, de 14 de abril, sobre disposiciones mínimas en materia de



señalización de seguridad y salud en el trabajo; así como a las especificaciones

contenidas en el Anexo VII del mismo Real Decreto.

Como norma general la relación de señales en forma de panel que pueden ser

de aplicación en la obra son:

Señales de prohibición:

Entrada prohibida a personas no autorizadas.

Atención, peligro obras.

Peligro, paso de cargas suspendidas.

Prohibido maniobrar en la instalación eléctrica.

Señales de obligación:

Protección obligatoria de la cabeza.

Protección obligatoria de los pies.

Protección obligatoria de las manos.

Protección individual obligatoria contra caídas.

Vía obligatoria para peatones.

Lucha contra incendios:

Extintor.

Dirección que debe seguirse.



Señales de salvamento-socorro:

Primeros auxilios.

Salida de socorro.

Dirección que debe seguirse.

Teléfono de salvamento y primeros auxilios.

Además de las indicadas pueden existir otras señales de advertencia u

obligación (caída a distinto nivel, protección de la vista, etc.) y ser necesaria su

colocación debido a los riesgos que se presenten durante la realización de los

trabajos.

2.3 PRESCRIPCIONES DE LOS MEDIOS AUXILIARES

2.3.1 Escaleras manuales en general

No se admitirá el uso de escaleras de construcción improvisada.

Los espacios entre peldaños deben ser iguales, con una distancia entre ellos

de 20 a 30 cm., como máximo.

Las escaleras estarán provistas de un dispositivo antideslizante en su pie, por

ejemplo zapatas. No se aceptarán escaleras de mano empalmadas, a menos

que utilicen un sistema especial y recomendable de extensión de la misma.



2.3.2 Escaleras de madera

La madera empleada será llana, libre de nudos, roturas y defectos que puedan

disminuir su seguridad.

Los largueros serán de una sola pieza.

Los peldaños estarán ensamblados a largueros, prohibiéndose las uniones

simplemente efectuadas mediante clavos o amarre con cuerdas.

Las escaleras de madera se protegerán de las inclemencias climatológicas

mediante barnices transparentes que no oculten sus defectos, prohibiéndose

expresamente pintarlas.

2.3.3 Escaleras metálicas

Los largueros serán de una sola pieza. Se prohíben los empalmes

improvisados o soldados.

Sus elementos, tanto largueros como peldaños no tendrán defectos ni

abolladuras.



2.3.4 Escaleras de tijera

Independientemente del material que las constituye dispondrán en su

articulación superior de topes de seguridad de apertura.

Dispondrán además de cadenas o cables situados hacia la mitad de la longitud

de los largueros que impidan su apertura accidental, usándose totalmente

abierta.



3 OBLIGACIONES DE LAS PARTES IMPLICADAS

3.1 PROMOTOR

El Promotor es cualquier persona física o jurídica por cuenta de la cual se

realiza la obra. Cuando en la ejecución de la obra intervenga más de una

empresa, o una empresa y trabajadores autónomos o diversos trabajadores

autónomos, el promotor antes del inicio de los trabajos o tan pronto como se

constate dicha circunstancia, designará un Coordinador en materia de

Seguridad y Salud durante la ejecución de la obra.

La designación de los coordinadores no eximirá al promotor de sus

responsabilidades.

3.2 DIRECCIÓN FACULTATIVA

Son el técnico o técnicos competentes designados por el Promotor encargados

de la dirección y del control en la ejecución de la obra.

Cuando no sea necesaria la designación de coordinador de seguridad y salud

la dirección facultativa asumirá parte de las funciones a desempeñar por el

coordinador, en concreto:

Deberá aprobar el Plan de Seguridad y Salud, antes del comienzo de la

obra.

Adoptará las medidas necesarias para que sólo las personas

autorizadas accedan a la obra.



Facilitará el Libro de incidencias, tenerlo en su poder y en caso de

anotación, estará obligado a remitir, en el plazo de 24 horas, una copia a

la Inspección de Trabajo y Seguridad Social de la provincia en la que se

realiza la obra.

3.3 COORDINADOR DE SEGURIDAD Y SALUD DURANTE LA

EJECUCIÓN

El Coordinador en materia de Seguridad y Salud es el técnico competente

integrado en la Dirección Facultativa, designado por el Promotor para llevar a

cabo las tareas que se mencionan en el artículo 9 del R.D. 1627/1997.

Durante la ejecución de la obra deberá desarrollar las siguientes funciones:

Coordinar la aplicación de los principios generales de prevención y de

seguridad.

Al tomar las decisiones técnicas y de organización con el fin de

planificar los distintos trabajos o fases de trabajo que vayan a

desarrollarse simultánea o sucesivamente.

Al estimar la duración requerida para la ejecución de estos distintos

trabajos o fases de trabajo.

Coordinar las actividades de la obra para garantizar que los Contratistas

y en su caso, los Subcontratistas y los Trabajadores Autónomos

apliquen de manera coherente y responsable los principios de la acción

preventiva que se recogen en el artículo 15 de la Ley de Prevención de



Riesgos Laborales durante la ejecución de la obra y, en particular, en las

tareas o actividades a que se refiere el artículo 10 del R.D. 1627/1997.

Aprobar el Plan de Seguridad y Salud elaborado por el Contratista y, en

su caso, las modificaciones introducidas en el mismo.

Organizar la coordinación de actividades empresariales previstas en el

artículo 24 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

Coordinar las acciones y funciones de control de la aplicación correcta

de los métodos de trabajo.

Adoptar las medidas necesarias para que sólo las personas autorizadas

puedan acceder a la obra.

3.4 CONTRATISTAS Y SUBCONTRATISTAS

El Contratista es la persona física o jurídica que asume contractualmente ante

el Promotor, con medios humanos y materiales propios y ajenos, el

compromiso de ejecutar la totalidad o parte de las obras con sujeción al

proyecto y al contrato.

El Subcontratista es la persona física o jurídica que asume contractualmente

ante el contratista, Empresario Principal, el compromiso de realizar

determinadas partes o instalaciones de la obra, con sujeción al proyecto por el

que se rige su ejecución.

Cada Contratista en aplicación del Estudio de Seguridad y Salud o en caso del

Estudio Básico, elaborará un Plan de Seguridad y Salud en el trabajo en el que



se analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones contenidas

en el Estudio o Estudio Básico, en función de su propio sistema de ejecución

de la obra. En dicho Plan se incluirán, en su caso, las propuestas de medidas

alternativas de prevención que el contratista proponga con la correspondiente

justificación técnica, que no podrá implicar disminución de los niveles de

protección previstos en el Estudio o Estudio Básico.

En el caso de Planes de Seguridad y Salud elaborados en aplicación del

Estudio de Seguridad y Salud las propuestas de medidas alternativas de

prevención incluirán la valoración económica de las mismas, que no podrá

implicar la disminución del importe total, de acuerdo con el segundo párrafo del

apartado 4 del artículo 5 del R.D. 1627/1997.

El Plan de Seguridad y Salud deberá ser aprobado antes del inicio de la obra

por el Coordinador en materia de seguridad y salud durante la ejecución de la

obra.

Cuando no sea necesaria la designación del Coordinador, las funciones que se

le atribuyen en los párrafos anteriores serán asumidas por la dirección

facultativa.

El Plan de Seguridad y Salud podrá ser modificado por el Contratista en función

del proceso de ejecución de la obra, de la evolución de los trabajos y de las

posibles incidencias o modificaciones que puedan surgir a lo largo de la obra,

pero siempre con la aprobación expresa de los párrafos anteriores.



Los Contratistas y Subcontratistas estarán obligados a:

Aplicar los principios de la acción preventiva que se recogen en el

artículo 15 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, en particular

al desarrollar las tareas o actividades indicadas en el artículo 10 del R.D.

1627/1997.

Cumplir y hacer cumplir a su personal lo establecido en el ¨Plan de

Seguridad y Salud al que se refiere el artículo 7 del R.D. 1627/1997.

Cumplir la normativa en materia de prevención de riesgos laborales,

teniendo en cuenta, en su caso, las obligaciones sobre coordinación de

actividades empresariales previstas en el artículo 24 de la Ley de

Prevención de Riesgos Laborales.

Informar y proporcionar las instrucciones a los Trabajadores Autónomos

sobre todas las medidas que se hayan de adoptar en lo que se refiere a

su seguridad y salud en la obra.

Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del Coordinador en

materia de Seguridad y Salud durante la ejecución de la obra o en su

caso, de la Dirección Facultativa.

Los Contratistas y los Subcontratistas serán responsables de la ejecución

correcta de las medidas preventivas fijadas en el Plan de Seguridad y Salud en

lo relativo a las obligaciones que le correspondan a ellos directamente o, en su

caso, a los Trabajadores Autónomos por ellos contratados.



Las responsabilidades de los Coordinadores, de la Dirección Facultativa y del

Promotor no eximirán de sus responsabilidades a los Contratistas y a los

Subcontratistas.

3.5 TRABAJADORES AUTÓNOMOS

El Trabajador Autónomo es la persona física distinta del Contratista y del

Subcontratista, que realiza de forma personal y directa una actividad

profesional, sin sujeción a un contrato de trabajo, y que asume

contractualmente ante el Promotor, el Contratista o el Subcontratista el

compromiso de realizar determinadas partes o instalaciones de la obra.

Estarán obligados a:

Aplicar los principios de acción preventiva que se recogen en el artículo

15 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, en particular al

desarrollar las tareas o actividades indicadas en el artículo 10 del R.D.

1627/1997.

Cumplir las disposiciones mínimas de seguridad y salud establecidas en

el anexo IV del R.D. 1627/1997, durante la ejecución de la obra.

Cumplir las obligaciones en materia de prevención de riesgos que

establece para los trabajadores el artículo 29, apartados 1 y 2, de la Ley

de Prevención de Riesgos Laborales.

Ajustar su actuación en la obra conforme a los deberes de coordinación

de actividades empresariales establecidos en el artículo 24 de la Ley de

Prevención de Riesgos Laborales, participando en particular en

cualquier medida de actuación coordinada que se hubiera establecido.



Utilizar equipos de trabajo que se ajusten a lo dispuesto en el R.D.

1215/1997, de 18 de julio, por el que se establecen las disposiciones

mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de

los equipos de trabajo.

Elegir y utilizar equipos de protección individual en los términos previstos

en el R.D. 773/1997, de 30 de mayo, sobre disposiciones mínimas de

seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de equipos de

protección individual.

Atender las indicaciones y cumplir las instrucciones del Coordinador en

materia de seguridad y de salud durante la ejecución de la obra o, en su

caso, de la Dirección Facultativa.

Por otra parte, los Trabajadores Autónomos deberán cumplir lo establecido en

el Plan de Seguridad y Salud aprobado.



4 ORGANIZACIÓN DE LA PREVENCIÓN EN LA OBRA

4.1 TRAMITACIÓN DEL ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD

El presente estudio de seguridad y salud se facilitará a las empresas

contratistas para que tal y como establece el art. 7 del R.D. 1627/97, elaboren

el correspondiente plan de seguridad y salud para la obra, en el que se

analicen, estudien, desarrollen y complementen las previsiones contenidas en

el estudio o estudio básico, en función de su propio sistema de ejecución de la

obra.

En dicho plan se incluirán, en su caso, las propuestas de medidas alternativas

de prevención que el contratista proponga, con la correspondiente justificación

técnica, que no podrán implicar disminución de los niveles de protección

previstos en el estudio o estudio básico.

El plan de seguridad y salud deberá ser aprobado, antes del inicio de la obra,

por el coordinador de seguridad y salud durante la ejecución de la obra.



4.2 ORGANIGRAMA DE SEGURIDAD EN OBRA

4.3 RESPONSABLES DE SEGURIDAD A PIE DE OBRA

La organización de la seguridad en la obra es responsabilidad del Promotor,

quien designará (cuando corresponda) al coordinador en materia de seguridad

y salud en la fase de ejecución de obra, con las competencias y funciones

descritas en el apartado de Obligaciones de las partes implicadas.

Cada empresa contratista contará a pie de obra con un responsable de

seguridad y salud, que corresponderá con una persona de acreditada

competencia, siendo la encargada de organizar, dirigir y mantener el control y

supervisión de los trabajos realizados por los empleados de su Empresa así

como de los realizados por otras Empresas subcontratadas.

PROMOTOR

COORDINADOR DE SEGURIDAD Y SALUD

CONTRATISTA

SUBCONTRATISTA



Como norma general tendrá asignadas las siguientes funciones:

Organizar los trabajos dentro del ámbito de su competencia, para

garantizar la realización de los mismos con las suficientes garantías de

seguridad.

Supervisar y controlar de forma continuada el cumplimiento de las

normas de seguridad por parte de los trabajadores propios como de los

trabajadores subcontratados.

Permitir el acceso sólo de personal autorizado/cualificado a los lugares

de especial peligrosidad, o a la realización de actividades de especial

riesgo (trabajos en altura, eléctricos, etc.).

Permitir la manipulación de maquinaria y vehículos sólo a aquél personal

que posea los permisos necesarios y/o reglamentarios, y estén

suficientemente formados y adiestrados.

Permitir el uso de máquinas y máquinas-herramientas sólo al personal

suficientemente formado y adiestrado en su uso.

Controlar que las instalaciones provisionales de obra no presentan

riesgos para los trabajadores.

Procurar que la obra se encuentre en buen estado de orden y limpieza.

Controlar el uso efectivo de los Equipos de Protección Individual (EPI’s)

necesarios para los trabajos, igualmente se encargará de su suministro y

reposición.



Supervisar la correcta ubicación y funcionamiento de las protecciones

colectivas (barandillas de protección, redes, pasarelas, etc.), no

permitiendo los trabajos si estas no existen o han sido anuladas.

Controlar el buen estado y correcto funcionamiento de la maquinaria y

medios auxiliares empleados.

Supervisar que se cumple con las normas y procedimientos

establecidos, especialmente con las cinco reglas de oro, para trabajos

en instalaciones eléctricas.

Informar puntualmente a su inmediato superior de los incumplimientos

que se produzcan en materia de seguridad.

Suspender la actividad en caso de riesgo grave e inminente para la

seguridad de los trabajadores.

Tener en su poder una lista con las direcciones y teléfonos de los

centros sanitarios y de extinción de incendios más cercanos, por si fuese

necesario en caso de accidente.

4.4 ORGANIZACIÓN PREVENTIVA DE LA EMPRESA

CONTRATADA

La modalidad de organización de los recursos para el desarrollo de las

actividades preventivas en las distintas Empresas que desarrollen los trabajos

deberá estar contemplada en lo expresado en el capítulo III del Real Decreto

39/1997 por el que se aprueba el Reglamento de los Servicios de Prevención.



5 REUNIONES DE SEGURIDAD EN OBRA

A lo largo de la ejecución del proyecto, se deben realizar reuniones de

seguridad en obra, donde se traten todos aquellos aspectos que afecten a la

seguridad de la misma, y especialmente se haga un seguimiento y control

sobre los incumplimientos detectados.

A estas reuniones podrán asistir además de las empresas contratistas,

subcontratistas y trabajadores autónomos, el coordinador de seguridad y salud

durante la ejecución de la obra (en el caso en que sea necesario su

nombramiento), la dirección facultativa y el promotor o representante del

mismo.

5.1 COMITÉ DE SEGURIDAD Y SALUD EN OBRA

El Comité de Seguridad y Salud es el órgano paritario y colegiado de

participación destinado a la consulta regular y periódica de las actuaciones de

la empresa en materia de prevención de riesgos.

Según la Ley de Prevención de Riesgos Laborales, se constituirá un Comité de

Seguridad y Salud en todas las empresas o centros de trabajo que cuenten con

50 o más trabajadores.

El Comité estará formado por los Delegados de Prevención, de una parte, y por

el empresario y/o sus representantes en número igual al de los Delegados de

Prevención, de la otra.

En las reuniones del Comité de Seguridad y Salud participarán, con voz pero

sin voto, los Delegados Sindicales y los representantes técnicos de la



prevención en la empresa que no estén incluidos en la composición a la que se

refiere el párrafo anterior.

El Comité de Seguridad y Salud se reunirá trimestralmente y siempre que los

solicite alguna de las representaciones en el mismo, adoptando sus propias

normas de funcionamiento.

Dicho esto, y dado que el número máximo de trabajadores en la obra es muy

inferior a 50, no se hace necesaria la existencia de este órgano.

5.2 DELEGADOS DE PREVENCIÓN

Los Delegados de Prevención son los representantes de los trabajadores con

funciones específicas en materia de prevención de riesgos en el trabajo,

reflejados en el artículo 36 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales

(L.P.R.L.).

El número de Delegados de Prevención en la Empresa viene determinado en el

artículo 35 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales (L.P.R.L.), pudiendo

ser:

El Delegado de Personal cuando este exista (artículo 35.2 de la L.P.R.L.).

Por elección por mayoría entre los trabajadores si en el centro de trabajo no

hay representantes con antigüedad suficiente (adicional 4ª de la L.P.R.L.).

Cualquier otro trabajador designado por los trabajadores o sus

representantes según lo dispuestos en el convenio colectivo (artículo 35.4

de la L.P.R.L.).



5.3 SERVICIOS DE PREVENCIÓN

El Servicio de Prevención es el conjunto de medios humanos y materiales

necesarios para realizar las actividades preventivas a fin de garantizar la

adecuada protección de la seguridad y la salud de los trabajadores,

asesorando y asistiendo para ello al empresario, a los trabajadores y a sus

representantes y a los órganos de representación especializados. Para el

ejercicio de sus funciones, el empresario deberá facilitar a dicho servicio el

acceso a la información y documentación a que se refiere el apartado 3 del

artículo 30 de la Ley de Prevención de Riesgos Laborales.

Los servicios de Prevención deberán estar en condiciones de proporcionar a la

empresa el asesoramiento y apoyo que precise en función de los tipos de

riesgo en ella existentes y en lo referente a:

El diseño, aplicación y coordinación de los planes y programas de

actuación preventiva.

La evaluación de los factores de riesgo que pueden afectar a la

seguridad y la salud de los trabajadores en los términos previstos en el

artículo 16 de esta Ley.

La determinación de las prioridades en la adopción de las medidas

preventivas adecuadas y la vigilancia de su eficacia.

La información y formación de los trabajadores.

La prestación de los primeros auxilios y planes de emergencia.



La vigilancia de la salud de los trabajadores en relación con los riesgos

derivados del trabajo.

El Servicio de Prevención tendrá carácter interdisciplinario, debiendo sus

medios ser apropiados para cumplir sus funciones. Para ello, la formación,

especialidad, capacitación, dedicación y número de componentes de estos

servicios, así como sus recursos técnicos deberán ser suficientes y adecuados

a las actividades preventivas a desarrollar, en función de las siguientes

circunstancias:

Tamaño de la empresa.

Tipos de riesgo a los que puedan encontrarse expuestos los

trabajadores.

Distribución de riesgos en la empresa.



6 MEDIDAS DE ACTUACIÓN EN CASO DE EMERGENCIA Y

ANTE RIESGO GRAVE E INMINENTE

El riesgo grave e inminente, se trata de una situación especial, que la Ley

define como: “… aquél que resulte probable racionalmente que se materialice

en un futuro inmediato y pueda suponer un daño grave para la salud de los

trabajadores”.

En el caso de exposición a agentes susceptibles de causar daños graves a la

salud de los trabajadores, se considerará que existe un riesgo grave e

inminente cuando sea probable racionalmente que se materialice en un futuro

inmediato una exposición a dichos agentes de la que puedan derivarse daños

graves para la salud, aun cuando éstos no se manifiesten de forma inmediata”.

Cuando los trabajadores estén o puedan estar expuestos a un Riesgo Grave e

Inminente, el empresario está obligado a:

Informar lo antes posible a todos los trabajadores afectados de la

existencia de dicho Riesgo y de las medidas preventivas adoptadas o

que, en su caso, deban adoptarse.

Tomar medidas y dar instrucciones para que los trabajadores puedan

interrumpir su actividad, y en caso necesario, abandonar de inmediato el

lugar de trabajo. No se puede exigir a los trabajadores que reanuden su

trabajo mientras no esté resuelto el problema.

Disponer lo necesario para que un trabajador que, sin la posibilidad de

ponerse en contacto con su superior jerárquico, entrara en conocimiento

de una situación de Riesgo Grave e Inminente para él u otros, esté en



condiciones (en función de sus conocimientos y medios técnicos

disponibles de tomar las medidas necesarias para evitar las

consecuencias de dicho peligro.

En caso de Riesgo Grave e Inminente:

Los trabajadores afectados tienen derecho a interrumpir su actividad e

incluso a abandonar el lugar de trabajo, si lo estiman necesario.

También informarán del Riesgo a su superior jerárquico y al Servicio de

Prevención o equivalente.

Si el empresario no toma o no permite tomar las medidas necesarias

(ver más arriba) para garantizar la Seguridad y Salud de los

trabajadores, los representantes de éstos podrán acordar, por mayoría

de sus miembros (si la situación es lo bastante urgente, basta con la

decisión mayoritaria de los Delegados de Prevención), la paralización de

la actividad de los trabajadores afectados. La empresa y la autoridad

laboral serán informadas inmediatamente de dicho acuerdo, y la

segunda lo anulará o ratificará en un plazo de 24 horas.

Los trabajadores o sus representantes no pueden sufrir perjuicio alguno

derivado de la adopción de las medidas mencionadas, salvo que se

demuestre que han obrado de mala fe o cometido negligencia grave.

Una vez indicado esto, cualquier trabajador que observe en obra una

situación que a su juicio pueda entrañar un riesgo grave e inminente

para él o para sus compañeros, informará de ello a su inmediato

superior (encargado, jefe de trabajos, jefe de obra, etc.), el que una vez

evaluada la situación actuará conforme a lo indicado en los párrafos

anteriores, adoptará medidas de seguridad oportunas e informará a su



vez a su inmediato superior y a su servicio de prevención, con objeto de

que adopten ellos también las medidas adecuadas.

6.1 PRIMEROS AUXILIOS Y ASISTENCIA SANITARIA

Como medida general, cada grupo de trabajo o brigada contará con un botiquín

de primeros auxilios completo, revisado mensualmente, que estará ubicado en

un lugar accesible, próximo a los trabajos y conocido por todos los

trabajadores, siendo el Jefe de Brigada (Encargado o Capataz) el responsable

de revisar y reponer el material.

En caso de producirse un accidente durante la realización de los trabajos, se

procederá según la gravedad que presente el accidentado.

Ante los accidentes de carácter leve, se atenderá a la persona afectada en el

botiquín instalado a pie de obra, cuyo contenido se detalla más adelante.

Si el accidente tiene visos de importancia (grave) se acudirá al Centro

Asistencial de la mutua a la cual pertenece la Contrata o Subcontrata, (para lo

cual deberán proporcionar la dirección del centro asistencial más cercano de la

mutua a la que pertenezca), donde tras realizar un examen se decidirá su

traslado o no a otros centro.

Si el accidente es muy grave, se procederá de inmediato al traslado del

accidentado al Hospital más cercano.

Por todo lo anterior, cada grupo de trabajo deberá disponer de un teléfono

móvil y un medio de transporte, que le permita la comunicación y el

desplazamiento en caso de emergencia.



6.2 BOTIQUÍN

El contenido mínimo del botiquín será: desinfectantes y antisépticos

autorizados, gasas estériles, algodón hidrófilo, venda, esparadrapo, apósitos

adhesivos, tijeras, pinzas y guantes desechables.

Junto al botiquín se dispondrá de un cartel en el que figuren de forma visible los

números de teléfonos necesarios en caso de urgencias como los del hospital

más próximo, centro asistencial más cercano, de la mutua de las distintas

empresas intervinientes, servicio de ambulancias, bomberos, policía local,…

6.3 EXTINCIÓN DE INCENDIOS

Este apartado tiene por objeto dar una serie de recomendaciones relativas a la

actuación contra el fuego en el caso de que éste llegara a producirse.

En primer lugar se intentará sofocar el conato de incendio y si se observara que

no se puede dominar el incendio, se avisará de inmediato al Servicio Municipal

de Bomberos.

Para hacer funcionar los extintores portátiles se seguirán los siguientes pasos:

1. Sacar la anilla que hace de seguro.

2. Abrir la válvula de gas impulsor del botellín adosado (si es de presión

incorporada no tiene este paso).

3. Apretar la pistola dirigiendo el chorro a la base de las llamas y barrer en

abanico.



La posición más ventajosa para atacar el fuego es colocarse de espaldas al

viento en el exterior, o a la corriente en el interior de un local.

Es elemental dirigir el chorro de salida hacia la base de las llamas, barriendo en

zigzag y desde la parte más próxima hacia el interior del incendio.

Si se utilizan sobre líquidos inflamables, no se debe aproximar mucho al fuego

ya que se corre el peligro de que se proyecte el líquido al exterior. Hay que

barrer desde lejos y acercarse poco a poco al fuego.

Siempre que las actuaciones para atacar no se dificulten grandemente a

consecuencia del humo, no deben abrirse puertas ni ventanas; provocarían un

tiro que favorecería la expansión del incendio.

Recordar que a falta de protección respiratoria, una protección improvisada es

colocarse un pañuelo húmedo cubriendo la entrada de las vías respiratorias,

procurando ir agachado a ras del suelo, pues el humo por su densidad tiende a

ir hacia arriba.

Si se inflaman las ropas, no correr, las llamas aumentarían. Revolcarse por el

suelo y/o envolverse con una manta o abrigo. Si es otra persona a la que

vemos en dicha situación, tratar de detenerlo de igual forma.



7 COMUNICACIÓN DE ACCIDENTES E INCIDENTES

El Empresario cumplimentará el parte de accidente de trabajo (según el modelo

oficial) en aquellos accidentes de trabajo o recaídas que conlleven la ausencia

del accidentado del lugar de trabajo de, al menos, un día, salvedad hecha del

día en que ocurrió el accidente, previa baja médica.

Dicho documento será remitido por la Empresa a la Mutua o Entidad Gestora o

Colaboradora de la Seguridad Social, que tiene a su cargo la protección por

accidente de trabajo, en el plazo máximo de 5 días hábiles, contados desde la

fecha en que se produjo el accidente o desde la fecha de la baja médica.

En aquellos accidentes ocurridos en el centro de trabajo o por desplazamiento

en jornada de trabajo que provoquen el fallecimiento del trabajador, que sean

considerados graves o muy graves, o que el accidente ocurrido en un centro de

trabajo afecte a más de cuatro trabajadores, pertenezcan o no en su totalidad a

la plantilla de la Empresa, ésta, además de cumplimentar el parte de accidente,

comunicará éste hecho, en el plazo máximo de 24 horas, por telegrama u otro

medio de comunicación análogo, a la Autoridad Laboral de la provincia donde

haya ocurrido el accidente, debiendo constar en la comunicación la razón

social, domicilio y teléfono de la Empresa, nombre del accidentado, dirección

completa del lugar donde ocurrió el accidente así como una breve descripción

del mismo.

La relación de accidentes de trabajo ocurridos sin baja médica deber

cumplimentarse mensualmente en aquellos accidentes de trabajo que no hayan

causado baja médica.



Dicho documento será remitido por la Empresa, en los modelos oficiales, a la

entidad gestora de accidentes de trabajo en los plazos que marca la legislación

vigente.

Finalmente, todo incidente o accidente ocurrido en la obra debe quedar

registrado, debiendo notificarse en todos los casos al Coordinador de

Seguridad y Salud, o la Dirección Facultativa cuando no fuera necesaria su

designación, a la mayor brevedad posible.

Todo accidente ocurrido en la obra debe ser investigado por la empresa a la

que pertenezca el trabajador, elaborando el preceptivo informe de investigación

de accidentes, que deberá ser archivado junto con el resto de documentación

del accidente. Este informe estará a disposición del Coordinador de Seguridad

y Salud, y de la Dirección Facultativa.



8 SERVICIOS HIGIÉNICOS

En aplicación de lo exigido a este respecto por la normativa aplicable, anexo IV

parte A del R.D. 1627/97, sobre disposiciones mínimas de seguridad y salud en

las obras de construcción se deberán destinar los servicios higiénicos

(vestuarios, retretes y lavabos) necesarios para los trabajadores.

En el caso en que se utilicen instalaciones provisionales (casetas o similar), se

garantizará para todo el periodo que abarque la ejecución, mientras exista

personal imputable a la misma.

Las instalaciones se mantendrán en adecuadas condiciones de higiene y

limpieza, quedando totalmente prohibido el almacenamiento de sustancias y

material de obra en su interior, pues su uso no es el de almacén. Los suelos,

paredes y techos serán lisos e impermeables, permitiendo la limpieza

necesaria, debiendo encontrarse los vestuarios próximos a las salas de aseo.

Además, en la obra, los trabajadores dispondrán de suficiente agua potable, la

cual mantendrá en recipientes adecuados para su conservación e higiene y

marcados con el nombre de su contenido.



9 FORMACIÓN E INFORMACIÓN A LOS TRABAJADORES

De conformidad con los artículos 18 y 19 de la Ley de Prevención de Riesgos

Laborales, los contratistas y subcontratistas deberán garantizar que los

trabajadores reciban una información adecuada de todas las medidas que

hayan de adoptarse en lo que se refiere a su seguridad y su salud en la obra.

La información deberá ser comprensible para los trabajadores afectados. Al

ingresar en la obra se informará al personal de los riesgos específicos de los

trabajos a los cuales van a ser asignados, así como las medidas de seguridad

que deberán emplear personal y colectivamente.

Se insistirá en la importancia del uso de los medios preventivos puestos a su

disposición, enseñando su correcto uso y explicando las situaciones peligrosas

a las que la negligencia o la ignorancia pueden llevar.

Conforme al artículo 8 del R.D. 773/1997, de 30 de mayo, el empresario deberá

informara a los trabajadores, previamente al uso de los equipos, de los riesgos

contra los que les protegen, así como de las actividades u ocasiones en las que

deben utilizarse.

Así mismo, deberá proporcionarles instrucciones, preferentemente por escrito,

sobre la forma correcta de utilizarlos y mantenerlos.

El empresario garantizará la formación y organizará, en su caso, sesiones de

entrenamiento, para la correcta utilización de los Equipos de Protección

Individual, especialmente cuando se requieran la utilización simultánea de

varios equipos que por su especial complejidad así lo haga necesaria.



Eligiendo al personal más cualificado, se impartirán cursillos de socorrismo y

primeros auxilios, de forma que en cada obra se disponga de algún socorrista

con todos los medios que precise.

Por otra parte, conforme al artículo 5 del R.D. 1215/1997, de 18 de julio, por el

que se establecen las disposiciones mínimas de seguridad y salud para la

utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo, los trabajadores y los

representantes de los trabajadores deberán recibir una formación e información

adecuadas sobre los riesgos derivados de la utilización de los equipos de

trabajo, así como las medidas de prevención y protección que hayan de

adoptarse.

La información suministrada preferentemente por escrito, deberá contener,

como mínimo, las indicaciones relativas a:

Las condiciones y forma correcta de utilización de los equipos de trabajo,

teniendo en cuenta las instrucciones del fabricante, así como las

situaciones o formas de utilización anormales y peligrosas que puedan

preverse.

Las conclusiones que, en su caso, se puedan obtener de la experiencia

adquirida en la utilización de los equipos de trabajo.

Cualquier otra información de utilidad preventiva.

Igualmente, se informará a los trabajadores sobre la necesidad de prestar

atención a los riesgos derivados de los equipos de trabajo presentes en su

entorno de trabajo inmediato, o de las modificaciones introducidas en los

mismos, aun cuando no los utilicen correctamente.



10 VIGILANCIA DE LA SALUD

El empresario garantizará a los trabajadores a su servicio la vigilancia periódica

de su estado de salud en función de los riesgos inherentes al trabajo.

Las medidas de vigilancia y control de la salud de los trabajadores se llevarán a

cabo respetando siempre el derecho a la intimidad y a la dignidad de la

persona del trabajador y la confidencialidad de toda la información relacionada

con su estado de salud.

Atendiendo a esta obligación, todo trabajador que se incorpore a la obra, habrá

pasado un reconocimiento médico que avale su aptitud médica para el

desempeño de las actividades que vaya a realizar.


Presupuesto Página 230



PRESUPUESTO


Presupuesto Página 231

Artículo Unidad Cantidad Precio Unitario Precio total

DISPOSITIVOS

Módulo fotovoltaico EASTECH ESF 300-MA Ud 2016 259,80 523.756,80

Inversor INGECON SUN SMART 30 Ud 16 12.372,00 197.952,00

Seguidor Solar ADES V10-24 M_EXP Ud 16 60.000,00 960.000,00

CABLEADO Y CONEXIONES

Cable PRYSMIAN P-SUN SP m 2291,488 4,40 10.082,55

Cable PRYSMIAN EPROTENAX m 990 43,21 42.777,90

Cable PRYSMIAN VOLTALENE FLAMEX m 1561,60 32,24 50.345,98

Tubería corrugada ULTRA TP-1 160 mm m 4800 9,58 45.984,00

Cobre desnudo 1x70 mm2 m 550,00 7,89 4.339,50

Caja conexión DC Ud 16 1.590,00 25.440,00

Caja conexión AC Ud 4 1.665,00 6.660,00

PROTECCIONES

Fusibles 12 A Ud 112 1,79 200,48

Fusibles 63 A Ud 16 10,57 169,12

Interruptor magnetotermigo tetrapolar 63 A Ud 16 125,92 2.014,72

OBRA CIVIL

Zanjas m3 900 0,26 234,00

Hormigón m3 280 51,50 14.420,00

CENTRO TRANSFORMACION

Edificio PFU-5/20 Ud 1 11.825,00 11.825,00

Celdas Línea CGMCOSMOS-L Ud 2 6.212,50 12.425,00

Celda Seccionamiento CGMCOSMOS-S Ud 1 2.675,00 2.675,00

Celda Proteccion general CGMCOSMOS-V Ud 1 10.425,00 10.425,00

Celda Medida CGMCOSMOS-M Ud 1 6.150,00 6.150,00

Celda seccionamiento cliente CGMCOSMOS-L Ud 1 6.212,50 6.212,50

Puentes entre celdas Ud 1 950,00 950,00

Transformador aceite 24 kV Ud 1 13.812,00 13.812,00

Cuadros BT Ud 2 14.500,00 29.000,00

Puentes BT-transformador Ud 2 1.050,00 2.100,00

Equipo de medida Ud 1 3.432,00 3.432,00

PaT Ud 2 2.570,00 5.140,00

Tierras interiores MT y BT Ud 2 925,00 1.850,00

Equipo protecciom y control Ud 1 8.500,00 8.500,00

Protección transformador Ud 1 283,00 283,00

Iluminación interior Ud 1 600,00 600,00

Equipos de seguridad y maniobra Ud 1 450,00 450,00

Total 2.000.206,55

Gastos generales 6% 120.012,39

Beneficio industrial 16 % 320.033,05

Total sin IVA 2.440.251,99

IVA 21 % 512.452,92

Total con IVA 2.952.704,91


Planos Página 232



PLANOS


Planos Página 233

INDICE

PLANO 1 – Plano de situación.

PLANO 2 – Plano de emplazamiento.

PLANO 3 – Plano del perfil longitudinal del terreno.

PLANO 4 – Plano de conexión de paneles fotovoltaicos.

PLANO 5 – Plano de conexión de seguidores.

PLANO 6 – Plano esquema unifilar.

PLANO 7 – Plano caseta del centro de transformación.

Documents

Central solar fotovoltaica de 500 kW - Biblioteca de la ... · PDF file10 puesta a tierra pág. 57 11 instalaciÓn de enlace pág. 58 11.1 separaciÓn galvÁnica pág. 58 11.2 instalaciÓn