DISEÑO DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA …sauron.etse.urv.es/public/PROPOSTES/pub/pdf/1381pub.pdf · Calculo para una zapata de 2,2 x 2,2 x 0,7. 37 6.4.2.2. Calculo para

DISEÑO DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA

A LA RED

TITULACIÓN: Enginyeria Tècnica Industrial especialitat en Electricitat

AUTOR: Oriol Masip Lozano .

DIRECTOR: Jordi García Amorós . FECHA: Junio del 2009 .

Diseño de una planta solar fotovoltaica conectada a la Red

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1. OBJETO Y DATOS DE LA MEMORIA. 7 1.1. OBJETO. 7 1.2. ANTECEDENTES. 7

2. DATOS DE LEGALIZACIÓN. 8 2.1. DATOS DE LEGALIZACIÓN. 8

2.1.1. DOMICILIO FISCAL DE LA EMPRESA. 8 2.1.2. DOMICILIO DE LA ACTIVIDAD. 8 2.1.3. DATOS DEL REPRESENTANTE LEGAL. 8

3. NORMATIVA APLICABLE. 9

4. ACTIVIDAD A REALIZAR. 12 4.1. DESCRIPCION GENERAL DE UNA INSTALACION SOLAR

FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED. 12 4.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS EQUIPOS Y

COMPONENTES. 13 4.2.1. MODULOS FOTOVOLTAICOS. 13 4.2.2. CONVERSION DE ENERGIA Y CONTROL DE PLANTA

INVERSORES. 15 4.2.3. SECCIONADOR DE POTENCIA DE CC. 16 4.2.4. SEGUIDOR SOLAR. 17 4.2.5. SISTEMA DE PROTECCIÓN DE CARGAS POR VIENTO. 19 4.2.6. INSTALACIÓN ELECTRICA. 19

4.2.6.1. Cableado y canalizaciones. 19 4.2.6.2. Elementos de desconexión y protección. 20 4.2.6.3. Puesta a tierra. 21 4.2.6.4. Sistema de medida de resultados. Contaje de energía. 22

4.2.7. CASETA PARA LOS EQUIPOS. 23 4.2.8. CENTRO DE TRANSFORMACION E INTERCONEXION

DE 400 kVA. 25

5. DESCRIPCION DETALLADA DE LA INSTALACION. 26

6. CALCULOS JUSTIFICATIVOS. 27 6.1. PUESTA A TIERRA. 27 6.2. CALCULO DE LOS CONDUCTORES DE LA INSTALACION. 28

6.2.1. CALCULO DE LA SECCION DE CONEXIÓN ENTRE PANELES DE UNA SERIE. 29

6.2.2. CALCULO DE LA SECCION QUE IRA DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS HASTA LOS FUSIBLES. 30


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6.2.3. CALCULO DE LA SECCION QUE IRA DE LOS FUSIBLES HASTA EL CONVERTIDOR. 30

6.2.4. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA QUE IRA DEL CONVERTIDOR HASTA EL CUADRO DE PROTECCIONES Y REUNION DE FASES. 31

6.2.5. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA ENTRE REUNION DE FASES Y PUNTO DE INTERCONEXION. 31

6.2.6. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA DE ALIMENTACION DE LOS CONSUMOS DE LA CASETA. 32

6.2.7. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA QUE ALIMENTA CADA SEGUIDOR. 32

6.3. CALCULO DE LA DISTANCIA ENTRE PANELES PARA EVITAR LAS SOMBRAS ENTRE LOS MISMOS. 32

6.4. CALCULO DE LA DISTANCIA ENTRE PANELES PARA EVITAR LAS SOMBRAS ENTRE LOS MISMOS. 34

6.4.1. CALCULO DE LAS RESISTENCIAS DEL PILAR. 34 6.4.1.1. Acciones del viento. 35 6.4.1.2. Perfil resistente. 35 6.4.1.3. Momento flector en la base. 36 6.4.1.4. Esfuerzo axil. 36

6.4.2. CALCULO DE CIMIENTOS. 36 6.4.2.1. Calculo para una zapata de 2,2 x 2,2 x 0,7. 37 6.4.2.2. Calculo para una zapata de 1,8 x 1,8 x 0,6. 37

7. PREVISION DE PRODUCCION. 38

8. JUSTIFICACION DEL CUMPLIMIENTO DE LAS ESPECIFICACIONES DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED. 39 8.1. CONDICIONES TECNICAS DE CARÁCTER GENERAL (Art. 8). 39 8.2. CONDICIONES ESPECÍFICAS DE INTERCONEXIONES

ESPECÍFICAS DE INTERCONEXION (Art. 9. 39 8.3. MEDIDAS DE ENERGIA Y FACTURACION (Art. 10). 40 8.4. PROTECCIONES (Art. 11, 12 y 13). 40

8.4.1. PROTECCIONES DE LOS INVERSORES (Art. 10). 40 8.4.2. ARMARIO DE INTERCONEXION (Art. 11). 41 8.4.3. CONDICIONES DE LA PUESTA A TIERRA (Art. 12). 41 8.4.4. SEPARACION DE CIRCUITOS. 41 8.4.5. ARMONICOS Y COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNETICA

(Art. 13). 41


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9. PROCEDIMIENTO DE MONTAJE. 43 9.1. APROVISIONAMIENTO, TRANSPORTE, RECEPCION Y

ALMACENAMIENTO DEL MATERIAL. 43 9.2. MONTAJE DEL CAMPO SOLAR. 43 9.3. INSTALACION DE LOS EQUIPOS ELECTRONICOS. 43 9.4. INSTALACION DEL RESTO DE CANALIZACIONES

ELECTRICAS. 44

10. RECOMENDACIONES EN MATERIA DE MANTENIMIENTO. 45

11. CONDICIONES TECNICAS PARA LA INTERCONEXION DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS DE BT A LA RED DE BT DE FECSA ENDESA. 49 11.1. OBJETO. 49 11.2. CRITERIOS GENERALES. 49 11.3. ESQUEMA UNIFILAR. 50 11.4. CRITERIOS TECNICOS PARA LA SELECCION DEL PUNTO DE

CONEXIÓN. 53 11.4.1. CRITERIO GENERAL. 53 11.4.2. POTENCIAS MÁXIMAS. 53 11.4.3. LIMITACIONES A LAS VARIACIONES DE TENSIÓN. 54

11.5. PROTECCIONES. 5411.5.1. PRINCIPIOS BÁSICOS DE ACTUACIÓN DE LAS

PROTECCIONES. 54 11.5.2. PROTECCIONES NECESARIAS. 55 11.5.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y AJUSTES DE

LOS RELÉS DE PROTECCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN. 55

11.5.4. OTROS REQUISITOS. 56 11.6. ENCLAVAMIENTOS. 59

11.6.1. ENCLAVAMIENTO DE ENERGIZACIÓN DE LÍNEA. 59 11.7. MEDIDA. 59

11.7.1. PUNTO DE MEDIDA. 62 11.7.2. CARACTERISTICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA. 62 11.7.3. CONTADORES ELECTRÓNICOS MULTIFUNCIÓN

(DE ENERGÍA ACTIVA Y REACTIVA). 63 11.7.4. LA COLOCACIÓN DE CONTADORES SERÁ SEGÚN

NTP-IEBT. 63 11.7.5. CONDUCTORES. 63 11.7.6. EQUIPOS INDIRECTOS. 64 11.7.7. EQUIPOS DIRECTOS. 64

11.8. CONDICIONES TECNICAS PARA LA PUESTA EN SERVICIO. 6411.8.1. CONDICIONES PREVIAS. 64 11.8.2. PRIMERA VERIFICACION Y PUESTA EN SERVICIO. 65


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12. ANEXOS. 66 12.1. DATOS DE IRRADIACION SOLAR. 66 12.2. CALCULO DE LA PRODUCCION ANUAL ESPERADA. 69 12.3. CARACTERISTICAS TECNICAS DE LOS EQUIPOS. 71

12.3.1. DOCUMENTACION TECNICA DE LOS PANELES. 71

12.3.2. DOCUMENTACION TECNICA DE LOS SECCIONADORES. 73

12.3.3. DOCUMENTACION TECNICA DE LOS INVERSORES. 83

12.3.4. DOCUMENTACION TECNICA DE LOS CENTRO DE TRANSFORMACION. 109

12.3.5. DOCUMENTACION TECNICA DE LOS SEGUIDORES. 115

12.4. DATOS IDENTIFICATIVOS DE LA PARCELA. 124

13. PLIEGO DE CONDICIONES TECNICAS. 125

14. ESTUDIO BASICO DE SEGURIDAD Y SALUD. 162 14.1. TIPO DE OBRA. 162 14.2. DATOS DE LA OBRA. 162

14.2.1. EMPLAZAMIENTO. 162 14.2.2. DESCRIPCION DE LAS OBRAS. 162 14.2.3. DESCRIPCION DE LOS PRINCIALES MATERIALES. 162

14.3. OBJETO DEL ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD. 162 14.4. JUSTIFICACION DEL ESTUDIO. 163 14.5. PRINCIPIOS GENERALES APLICABLES DURANTE

LA EJECUCION DE LA OBRA. 163 14.5.1. ACCESO A LA OBRA. 165

14.6. RIESGOS EN EL AREA DE TRABAJO. 165 14.7. PREVENCION DEL RIESGO. 165

14.7.1. PROTECCIONES ONDIVIDUALES. 165 14.7.2. PROTECCION COLECTIVA Y SEÑALIZACIONES. 165 14.7.3. INFORMACION. 166 14.7.4. FORMACION. 166 14.7.5. MEDICINA PREVENTIVA Y PRIMEOS AUXILIOS. 166 14.7.6. RECONOCIMIENTO MEDICO. 166 14.7.7. PREVENCION DE RIESGOS DE DAÑOS A TERCEROS. 166 14.7.8. PLAN DE SEGURIDAD. 167 14.7.9. LIBRO DE INCIDENCIAS. 167

14.8. PRESCRIPCIONES GENERALES DE SEGURIDAD, MEDIOS Y EQUIPOS DE PROTECCION. 167 14.8.1. PRESCRIPCIONES GENERALES DE SEGURIDAD. 167 14.8.2. CONDICIONES DE LOS MEDIOS DE PROTECCION. 168


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14.8.3. EQUIPOS DE PORTECCION INDIVIDUALES (EPI). 169 14.8.4. SISTEMAS DE PROTECCION COLECTIVOS (SPC). 171

14.9. SERVICIOS DE PREVENCION. 172 14.9.1. SERVICIO TECNICO DE SEGURIDAD Y SALUD. 172 14.9.2. SERVICIO MEDICO. 172

14.10. COMITE DE SEGURIDAD Y SALUD. 172 14.11. INSTALACIONES DE SALUBRIDAD Y CONFORT. 173 14.12. CONDICIONES ECONOMICAS. 173 14.13. CUMPLIMIENTO DEL RD 1627/1997 POR PARTE DEL

PROMOTOR COORDINADOR DE SEGURIDAD Y AVISO PREVIO. 173

14.14. NORMATIVA APLICABLE DE SEGURIDAD Y SALUD A LAS OBRAS. 173

15. ESTADO DE MEDICIONES. 177

16. PRESUPUESTO. 184 16.1. JUSTIFICACION DE PRECIOS. 184 16.2. LISTADO DE PRECIOS. 194 16.3. PRESUPUESTO. 196 16.4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO. 200

17. PERIODO DE AMORTIZACIÓN. 201 17.1. SUBVENCIONES MEDIANTE ACUERDO IDAE (INSTITUTO DE

DIVERSIFICACIÓN Y AHORRO DE LA ENERGÍA) E ICO (INSTITUTO DE CRÉDITO OFICIAL). 201

17.2. VENTAJAS FISCALES. 201 17.3. COSTES DE INVERSION PREVISTOS, FINANCIACION Y

SUBVENCIONES. 202 17.4. CONCLUSIONES. 202

18. PLANOS. 204 PLANO Nº 1 - SITUACION. PLANO Nº 2 - DISPOSICION PANELES Y ZANJAS. PLANO Nº 3 - ZANJAS Y CIMENTACION DE SEGUIDOR. PLANO Nº 4 - DISTRIBUCION DE EQUIPOS EN CASETA. PLANO Nº 5 - DETALLES DEL CENTRO DE TRANSFORMACION.PLANO Nº 6 - ESQUEMA UNIFILAR. PLANO Nº 7 - ESQUEMA UNIFILAR 2. PLANO Nº 8 - DETALLE ESQUEMA UNIFILAR.


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MEMORIA

1. OBJETO Y DATOS DE LA MEMORIA

1.1. OBJETO

El objetivo de la presente memoria es el de exponer que la instalación que nos ocupa reúne las condiciones y garantías mínimas exigidas por la reglamentación vigente, con el fin de legalizarla así como servir de base a la hora de proceder a la ejecución y puesta en funcionamiento.

La instalación consiste en la construcción de una planta solar fotovoltaica conectada a la red de 99 kW, cuyo fin es la generación de energía eléctrica e inyección a la red. La instalación se ubica en la finca con referencia catastral Parcela 069 del Polígono 03 del municipio de La Granadella (LLEIDA).

El presente documento trata de describir las condiciones técnico-económicas para la construcción de una planta fotovoltaica conectada a la red, de la capacidad referida.

El proyecto se compone de los siguientes apartados:

� Memoria descriptiva y técnica, que define la instalación y detalla los equipos y sistemas proyectados.

� Bases de cálculo donde se definen las hipótesis de partida y se realizan y justifican los cálculos necesarios.

� Pliego de condiciones técnicas de los diferentes elementos de la instalación, comprendiendo las características propis de los diferentes equipos y su correcta forma de montaje.

� Estudio Básico de Seguridad y Salud � Presupuesto. � Planos.

1.2. ANTECEDENTES

El terreno tiene una calificación de finca rustica para uso agrícola de secano, donde actualmente se explota con almendros. Esta finca es colindante con otras con la misma explotación agrícola. La parcela tiene un área total de 1.57 Ha aproximadamente, de la cual se aprovecharan 0.6 Ha para el uso de la planta solar fotovoltaica.


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2. DATOS DE LEGALIZACIÓN

2.1. DATOS DE LEGALIZACIÓN

2.1.1. DOMICILIO FISCAL DE LA EMPRESA

Nombre y Apellidos MASIP, S.L. DNI A-12345678 Calle C\ VALL D’ANEU Nº21 Población LLEIDA Código Postal 25199 Provincia LLEIDA

2.1.2. DOMICILIO DE LA ACTIVIDAD

Calle POLIGONO Nº 03 PARCELA Nº 069 Población LA GRANADELLA Provincia LLEIDA

2.1.3. DATOS DEL REPRESENTANTE LEGAL

Nombre y Apellidos ORIOL MASIP LOZANO DNI 43720137-N Calle C\ VALL D’ANEU Nº21 Población 25199 LLEIDA Provincia LLEIDA Telefono 696 650 334


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3. NORMATIVA APLICABLE

� Real Decreto 436/2004 del 12 de Marzo sobre producción de energía eléctrica para instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

� Instrucción 5/2006 sobre evacuación de energía de instalaciones fotovoltaicas individuales compartiendo infraestructuras de interconexión (Parques Solares).

� Real Decreto 842/2002 a 2 de Agosto por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

� Real Decreto 1955/2000 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 1663/2000 de 29 de Septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión (BOE: 235-2000 de 30/09/2000). Describe los requisitos técnicos de conexión a red que debe cumplir un SFCR. Principalmente en lo relativo a las condiciones de seguridad.

� Ley 54/1997 de 27 de Noviembre, del sector eléctrico, establece los principios de un nuevo modelo de funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando también el desarrollo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Describe los requisitos técnicos de conexión a red que un SFCR debe cumplir. Principalmente hace referencia a los sistemas de seguridad (para personas, para equipos y para el mantenimiento de la calidad de la red). Es válido para sistemas de hasta 100 kW y conexión en Baja Tensión.

� Resolución de 31/05/2001, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el modelo de contrato tipo y el modelo de factura para instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, publicado el 21/06/2001. Fija el contrato-tipo que debe ser firmado por el usuario de SFCR y la compañía eléctrica a la que se conecta el sistema y la factura resultante (en este caso será FECSA ENDESA). Se basa en el RD 1663/2000 y es válido para sistemas de hasta 100 kW de conexión en Baja Tensión.

� Resolución del Ministerio de Economía del 21/05/2001, BOE 21/06/2001.

� Decreto 352/2001 de 18 de Diciembre, sobre procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectada a la red eléctrica.


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� DOGC 3544-02/01/2002.

� Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Solares Fotovoltaicas Conectadas a la Red, del IDAE.

� Reglamento de seguridad e Higiene en el trabajo (L31/95).

� Especificaciones técnicas especificas de la compañía eléctrica distribuidora.

� Real Decreto 2818/98 (Anexo I), de 13 de Diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

� Real Decreto 2224/98 del 16 de Octubre, por los que se establece el certificado de profesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos y eólicos de pequeña potencia.

� Ley 30/1992, y en sus normas de desarrollo:

• UNE-EN 61173:98 “Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos productores de energía. Guía.”

• UNE-EN 61727:96 “Sistemas fotovoltaicos. Características de interfaz de conexiones a la red eléctrica.”

• PNE-EN 60330-1 “Convertidores fotovoltaicos de semiconductores. Parte 1: interfaz de protección interactivo libre de fallo de compañías eléctricas para convertidores conmutados FV-red. Calificación de diseño y aprobación de tipo.” (BOE 11/05/99).

• PNE-EN 50331-1 “Sistemas fotovoltaicos en edificios. Parte 1: Requisitos de seguridad.”

• PNE-EN 61227 “Sistemas fotovoltaicos terrestres generadores de potencia. Generalidades y guía.”

� Decreto 143/2003 de 10 de Junio, de modificación del Decreto 136/1999, de 18 de Mayo, del “Departament de Medi Ambient de la Generalitat de Catalunya”, por el cual se aprueba el Reglamento General de despliegue de la Ley 3/1998 de 27 de Febrero, de la intervención integral de la administración ambiental y reglamento que la desarrolla.

� Ley 18/2008, del 23 de Diciembre, de garantía y cualidad del subministro eléctrico. (Corrección de errata en el DOGC núm. 5307, pág. 6092, de 29.1.2009).


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� Real Decreto 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

� Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de Abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector energético y se aprueba el bono social.

� Real Decreto 7/1988, de 8 de Enero, relativo a las exigencias de seguridad del material eléctrico destinado a ser utilizado en determinados límites de tensión.

� RESOLUCIÓN de 27 de septiembre de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se establece el plazo de mantenimiento de la tarifa regulada para la tecnología fotovoltaica, en virtud de lo establecido en el artículo 22 del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo.

� 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

� Resolución de 18 de Febrero de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se inscriben en el Registro de pre asignación de retribución, asociadas a la convocatoria del primer trimestre de 2009, los proyectos incluidos en los cupos correspondientes, se publica el resultado del procedimiento de pre asignación de retribución de dicha convocatoria y se comunica el inicio del cómputo del plazo para el cierre del plazo de presentación de solicitudes de la siguiente convocatoria.

� ORDRE ECF/367/2008, de 2 de Julio, por la cual se aprueban las bases reguladoras para la concesión de las subvenciones de ahorro y eficiencia energética en régimen reglado en el marco del “Programa d'Estalvi i Eficiència Energètica”, y se abre la convocatoria para el año 2008. (Pág. 59561)

�

En cualquier caso, en la obra se aplicaran aquellas ordenes o normas que, aunque no estén contempladas en los decretos mencionados, sean de obligado cumplimiento, siendo una central de producción eléctrica que cumplía todas las normas del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT) vigente.


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4. ACTIVIDAD A REALIZAR.

4.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED.

Se entiende por energía solar fotovoltaica la transformación de los rayos del sol en energía eléctrica a partir de la utilización de las propiedades eléctricas de los materiales contenidos en las células solares.

Durante los últimos años, en el campo de la actividad fotovoltaica, los sistemas de conexión a la red eléctrica constituyen la aplicación que mayor expansión ha experimentado. La extensión a gran escala de este tipo de aplicaciones ha requerido el desarrollo de una ingeniería especifica que permite optimizar diseño y funcionamiento tanto de productos como de instalaciones completas, desarrollar nuevos productos con los conocimientos adquiridos y por otro lado, evaluar su impacto en el conjunto del sistema eléctrico, siempre cuidando la integración de los sistemas y respetando el entorno arquitectónico y ambiental.

El Real Decreto 2818/1998 de 23 de Diciembre y, recientemente, el RD 436/2004 de 12 de Marzo, permiten en España que cualquier interesado pueda convertirse en productor de electricidad a partir de la energía del Sol. El titular de la instalación (particular, empresa,…) facturará a la Compañía Eléctrica con una tarifa prefijada y durante la vida de la instalación, alcanzando retornos de inversión muy interesantes.

Por fin el desarrollo sostenible puede verse impulsado desde las iniciativas particulares que aprovechando el recurso solar pueden contribuir a una producción de energía de manera más limpia y mas nuestra.

La instalación fotovoltaica de conexión a red responde a un sencillo esquema de funcionamiento. El generador fotovoltaico está formado por una serie de módulos fotovoltaicos del mismo modelo conectados eléctricamente entre sí y se encarga de transformar la energía del sol en energía eléctrica, generando una corriente continua proporcional a la radiación solar que incide sobre ellos. Sin embargo, no es posible inyectar directamente la energía del generador en la red eléctrica precisando ser transformada en corriente alterna para acoplarse a la misma.


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Esta corriente se conduce al inversor que, utilizando la tecnología de potencia, la convierte en corriente alterna a la misma frecuencia y tensión que la red eléctrica y de este modo queda disponible para cualquier usuario. La energía generada, medida por su correspondiente contador de salida, se venderá a la empresa distribuidora. Por otro lado, la instalación cuenta con un contador de entrada para descontar posibles consumos de energía tales como stand-by nocturno del inversor, principalmente. De esta forma, la instalación de Conexión a Red se plantea como una inversión.

La entidad suministradora de energía eléctrica en el emplazamiento es FECSA-ENDESA.

4.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS EQUIPOS Y COMPONENTES.

4.2.1. MODULOS FOTOVOLTAICOS

El generador fotovoltaico está compuesto por 540 módulos de 210 Wp cada uno, del fabricante SANYO modelo HIP-210NHE1, que está fabricado de silicio mono-cristalino envuelto de una capa de silicio amorfo. La potencia total del generador será de 13,4 KWp.

Los módulos fotovoltaicos utilizados están homologados según la especificación 503 de la Comisión Europea de Ispra, con una garantía mínima contra defecto de fabricación y pérdida de potencia de 2 y 20 años respectivamente. Adicionalmente la fabricación cumple el certificado IEC 61215 y dispone del certificado del instituto alemán TUV. El rendimiento del modulo es superior al 16% y éstos tienen una dispersión respecto a su valor nominal del +10%/-5%. Sus características eléctricas y curvas características se pueden encontrar en los anexos.

Los módulos se componen de células fotovoltaicas cuadradas de silicio mono-cristalino envueltos en una capa de silicio amorfo de 5º que aseguran una óptima producción eléctrica. La gran potencia de estos módulos hace que sean los más idóneos en grandes instalaciones, en las que el coste de interconexión y montaje es menor que si utilizamos más módulos de menor potencia.

Gracias a la robusta construcción mecánica con sólidos marcos laterales de aluminio anonizado, capaces de soportar el peso y dimensiones de estos módulos y siendo la parte frontal de vidrio templado antirreflector de bajo contenido en hierro, estos equipos cumplen con las estrictas normas de calidad a que son sometidos, soportando las inclemencias climáticas más duras, funcionando eficazmente sin interrupción durante su larga vida útil.


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El circuito solar esta intercalado entre el frente de vidrio y una lamina dorsal de TEDLAR, absolutamente rodeado de EVA, asegurando de esta forma su total estanqueidad. La caja de conexiones intemperie con el terminal positivo y el negativo, incorpora dos diodos de derivación cuya importante misión es la de reducir la posibilidad de pérdida de energía por sombreados parciales de uno o varios módulos dentro de un conjunto, además de evitar la de rotura del circuito eléctrico por este efecto.

La siguiente tabla resume las características generales de los módulos a utilizar:

� Contactos Contactos redundantes, múltiples, en cada célula. � Laminado EVA (etilen-vinil-acetato). � Cara frontal Vidrio templado de alta transmisibilidad. � Cara posterior Protegida con TEDLAR de varias capas. � Marco Aluminio anodinado. � Cajas de conexión IP 65 con diodos de bypass. � Toma a tierra Sí. � Especificaciones IEC 61215 y Clase II mediante certificado TUV. � Sección de cable 4 – 10 mm2. � Terminal de conexión Bornera atornillable soldadura / Multicontacto

opcional.

La siguiente tabla resume las características específicas de los módulos a utilizar:

� Fabricante SANYO. � Modulo HIP-210NHE1. � Tamaño de la célula 127 x 127 [mm]. � Número de células 72 (6 x 12). � Potencia pico Vmáx 40 [V] (a potencia máxima). � Corriente Imáx 5 [A] (a potencia máxima). � Voltaje circuito abierto V0c 49.6 [V]. � Corriente cortocircuito Isc 5.5 [A]. � Peso 15 [Kg]. � Tamaño del modulo 1570 x 798 [mm]. � Tolerancia de potencia +10% / -5%.

La tensión nominal de trabajo (a 25º y 1000w/m2) es de 400 V y la

máxima en circuito abierto de 496 V.


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4.2.2. CONVERSION DE ENERGIA Y CONTROL DE PLANTA. INVERSORES.

La energía producida por los módulos fotovoltaicos, por sus características, no se puede inyectar directamente a la red eléctrica. Para que esto sea posible es necesaria la utilización de una unidad de acondicionamiento de potencia, denominada inversor. Este tiene como función, transformar la potencia que le llega a corriente continua a una determinada tensión en corriente alterna monofásica. A la salida de cada inversor se obtiene una tensión entre fase y neutro de 230 voltios.

Para la planta se instalaran 18 inversores SUNNY MINI CENTRAL 6000 de 5.5 kw cada uno.

En régimen continuo, el inversor puede dar una potencia de hasta 6000 w. La frecuencia de trabajo es de 50 Hz (la misma que la red eléctrica), con una variación de ± 0.2 Hz. El factor de potencia es de 1 y el coeficiente de dispersión de onda de salida es menos del 4%, y por tanto, la energía que se exporta a la red eléctrica es de muy buena calidad. El inversor incorpora aislamiento galvánico entre la entrada en continua y la salida en alterna. El rendimiento máximo es superior al 95%.

El propio inversor incorpora una serie de protecciones contra sobretensiones en corriente continua y contra inversiones de polaridad. Así mismo, lleva incorporado, adicionalmente, un sistema de medida de aislamiento en corriente continua (aviso cuando RISO inferior a 1 MQ) y un convertidor en corriente continua para desplazar el punto de funcionamiento de los sub-campos fotovoltaicos hacia el punto de máxima potencia, optimizando de esta forma la generación eléctrica para cada nivel de radiación y de temperatura.


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Con el fin de obtener un sistema trifásico de salida de la instalación, se conectara la salida de cada inversor a las diferentes fases de la compañía, teniendo el neutro como común para todos. Las conexiones de los inversores a las fases se distribuirán a razón de 6 equipos por fase R, S y T, de tal forma que el sistema trifásico resultante será equilibrado. Estos equipos disponen de una carcasa de acero inoxidable para el montaje exterior IP54 y sus dimensiones son de 430/600/250, y un peso de 63 quilos.

Esquema de conexiones

4.2.3. SECCIONADOR DE POTENCIA DE CC.

Para proteger nuestra planta solar, se instalaran seccionadores de potencia de corriente continua Electronic Solar Switch. Este sistema es perfecto para nuestro propósito ya que al ser de la misma marca que los inversores se acopla perfectamente a estos facilitando dicha tarea.

El Electronic Solar Switch es un seccionador de potencia de CC que le permite desconectar el generador fotovoltaico del inversor en cualquier momento y de forma segura. Este dispositivo cumple con todos los requerimientos que deben cumplir los seccionadores de CC para instalaciones fotovoltaicas según las normas DIN VDE 0100-712 y IEC 60364-7-712:2002.


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El Electronic Solar Switch le permite separar el inversor del generador fotovoltaico sin peligro, incluso si existe un defecto en la instalación. Sin el Electronic Solar Switch, al retirar los conectores de CC podría formarse un arco voltaico que podría dañar las conexiones del inversor y poner en peligro a las personas.

Se recomienda siempre desconectar primero el interruptor de protección batimétrica de la línea de alimentación a la red (fusible) del inversor antes de activar el Electronic Solar Switch.

En los inversores equipados con el Electronic Solar Switch, tras el desconectado de la CA primero se retirará el mando del Electronic Solar Switch. Al tirar del mango se activará un proceso de conmutación que evitará que se forme un arco voltaico cuando después se retire el conector de CC.

Para evitar posibles errores a la hora de la conexión de los subcampos fotovoltaicos con los seccionadores y posteriormente estos a los inversores se conectaran de acuerdo con el esquema siguiente:

Esquema de conexión del subcampo fotovoltaico con el seccionador de CC y posteriormente al inversor.

4.2.4. SEGUIDOR SOLAR.

En esta instalación, se ha dispuesto un sistema de seguimiento solar activo a dos ejes que permiten constantemente orientar el sistema solar hacia el punto en que se obtiene mayor producción.

Pueden definirse tres unidades del sistema fundamental:

� Columna de sustentación o pie, elemento diseñado y formado para aguantar los esfuerzos a los que se puede someter el conjunto seguidor.


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� Cabezal o cajón central, donde se aloja el sistema oleo hidráulico, así como todos los sistemas de control electrónicos para conseguir la orientación precisa respecto al sol.

� Superficie superior o parrilla, donde se encuentran alojados los componentes para el mejor aprovechamiento de la radiación solar.

El sistema de seguimiento está compuesto por un conjunto hidráulico, que asegura la robustez y durabilidad del producto y un circuito de control adaptado para el análisis de las distintas variables que afectan al funcionamiento correcto del sistema.

La tensión de trabajo es de 230 VAC 50 Hz, lo que simplifica su instalación. El ajuste del mismo es autónomo, se conecta la alimentación y de forma automática inicia su funcionamiento buscando la posición idónea de trabajo. Tiene funciones implementadas de seguridad, como el movimiento oscilante del seguidor en caso de que la alarma esté activada, o la posibilidad de actuar sobre el control mando a distancia gobernando el funcionamiento, para facilitar de ese modo labores tales como la limpieza o el mantenimiento.

El seguimiento solar se consigue mediante un desarrollo tecnológico propio, en el que se analizan y comparan, con una frecuencia de 100 muestras por segundo, distintos niveles de incidencia solar sobre los cuatro ejes de detección. Los pistones que realizan el esfuerzo para realizar los movimientos son de diámetro 60 mm, y con una carrera de 400mm, con lo que el seguidor permite giros en el eje vertical de hasta 89º y 270º en el eje horizontal; estos son de doble efecto con lo que podemos asegurar que la posición se mantenga una vez se pare la inyección de aceite, de esta forma se asegura la posición del equipo y se reduce la energía consumida, ya que utilizamos esta tecnología yacht, la posición obtenida se mantiene sin aportes energéticos adicionales, de todo ello se desprende que el nivel de consumo es mínimo.

La solución mecánica para la sujeción de los módulos consiste en el montaje de estos sobre bases de la estructura de posicionamiento, la cual se monta sobre el mástil de sujeción y se conecta al sistema de seguimiento. Los 18 seguidores se dispondrán de forma que evite las sombras entre ellos y separados una distancia no inferior a los 6.22 metros de norte a sud y de 5 metros de este a oeste. La distancias de la sombra entre seguidores viene detallado en el apartado de justificación de cálculos.

Estas estructuras están formadas por un juego de perfilería de tubo de acero tratado y pintado que se apoya sobre el mástil a través de unas bisagras que permiten modificar la inclinación de la superficie de paneles de seguidor. Por otro lado los paneles se unen a la estructura principal por medio de unas guías de aluminio.


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La estructura soporte cumplirá con lo obligado en la normativa aplicable. Estas se calcularan para resistir sobrecargas del viento y nieve, para soportar las condiciones meteorológicas adversas con un mínimo mantenimiento. Las estructuras dispondrán de cuatro puntos de sujeción para cada modulo, suficientes para salvar al modulo de posibles daños causados por dilataciones térmicas y/o flexión en los mismos.

Todos los accesorios de tornillería empleados serán de acero inoxidable cumpliendo la norma MV-106.

La altura total del seguidor es de 4 metros vistos y 1 metro enterrado en la cimentación de hormigón armado. El diámetro del pilar es de 244,5 mm de acero tratado.

4.2.5. SISTEMA DE PROTECCION DE CARGAS POR VIENTO.

La planta incorporará un sistema de medida de viento que activará un contactor que permite alimentar el motor de inclinación del sistema de seguimiento en el momento en que la velocidad de viento es superior a un valor que se considera excesivo para cada instalación, posicionando la superficie de captación solar en posición horizontal con el fin de minimizar las cargas estructurales. En este caso se determinara como límite máximo de trabajo los 20 m/seg.

4.2.6. INSTALACION ELECTRICA

4.2.6.1. Cableado y canalizaciones.

El conjunto de los conductores de la planta se diseñaran para minimizar el conjunto de perdidas por este concepto a los siguientes niveles:

� Parte CC–Generador fotovoltaico: 1% de pérdidas en condiciones nominales. � Parte CA-Acometida en alterna: 3% a potencia nominal.

La acometida desde el generador fotovoltaico hasta los fusibles, situados en cada mástil de los seguidores se realizara con cable de cobre 2x6 mm2 de doble aislamiento (0,6/1kV) canalizado mediante tubo. Las canalizaciones se realizaran según exigencias del RBT.

En el tramo que discurre por el exterior, el cableado se fijara a la propia estructura de soporte de los módulos.


20

Los cables que transcurren desde los fusibles hasta las protecciones magneto-térmicas a la entrada de cada inversor, situados en una caseta de obra construida para tal efecto, tendrán una sección de 2x10 mm2.

La acometida desde la salida del armario general de protección y medida hasta la entrada de la caseta, para la reunión de fases, estará formada por un cable de doble aislamiento (0,6/1kV) no propagador de incendio y con baja emisión de humos, con una sección de 4x240 mm2 de cobre.

La canalización transcurrirá mediante cable enterrado sobre una cama de arena para protegerlo de posibles erosiones. Las canalizaciones se realizaran según exigencias de RBT.

4.2.6.2. Elementos de desconexión y protección.

Como medida de protección de la instalación se distinguen las siguientes protecciones:

� Protección frente a sobrecargas y/o cortocircuitos: se instalaran interruptores magneto-térmicos para la protección de la instalación en caso de sobrecargas o cortocircuitos en cada uno de los circuitos de la instalación.

� Protección frente sobretensiones: los equipos inversores llevan incorporados varistores que protegen a dichos equipos frente a sobretensiones producidas por la red eléctrica o por descargas atmosféricas.

� Protección frente a choques eléctricos: para evitar descargas eléctricas sobre personas que puedan llegar a ser peligrosas se adoptaran dos sistemas:

� En el lado de CC, la instalación se deja flotante respecto a tierra, y se completa con la instalación de materiales de Clase II y un supervisor de aislamiento (incorporado en cada uno de los equipos).

� En el lado de CA, se instalara un interruptor diferencial de 30 mA de sensibilidad.

El lado de CA está aislado del de CC con un transformador de aislamiento incorporado en los propios inversores.

Como medida de protección complementaria de las personas frente a choques eléctricos, se instalara una toma de tierra para conectar a tierra las masas metálicas de todos los equipos. De esta forma se evita que aparezcan tensiones entre estas y tierra, que pueden ser peligrosas para las personas.


21

4.2.6.3. Puesta a tierra.

Con la finalidad de hacer plenamente fiable el funcionamiento de las correspondientes protecciones de la planta, se procederá a la instalación de un sistema unificado de tierra eléctrico, de prestaciones adecuadas al cual se conectaran estructuras metálicas, masas y demás elementos. Además, servirá para proteger a las personas frente a posibles choques eléctricos por contacto con masas metálicas.

Las dimensiones del sistema de tierra y su baja resistencia han de permitir una buena disipación a tierra de la corriente provocada por descargas atmosféricas o de corrientes de defecto, así como, la equipotencialdad en todo el perímetro de la central. Se considerara que existe una buena toma de tierra cuando la resistencia global de ésta sea igual o inferior a 2 M�.

Para conseguir una buena puesta a tierra se dispondrán de tantos electrodos como sean necesarios, unidos entre ellos mediante cables de cobre desnudo de 25 mm2 y enterrados a 100 cm de profundidad. Los electrodos serán piquetas de cobre de 2 m de longitud.

De la puesta a tierra se sacara un cable que alimentara, a partir de una caja de desconexión, la línea principal de tierra de la planta.

En lo relativo a la puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas, en el Artículo 12 de RD 1663/2000 del 29 de Septiembre, condiciones de puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas, se indica:

� (REQUISITO 1): “La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de forma que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución”.

� (REQUISITO 2):”Las masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora…”.

� (REQUISITO 3):”…así como (independiente) de las masas del resto del suministro”.

Referente al primer requisito, con la puesta a tierra de la empresa distribuidora, el RD se refiere a la instalación de puesta a tierra con la que esta compañía pone a tierra el neutro transformador de MT-BT que tiene para alimentar a los abonados de la zona así como las masas de los elementos de la casta donde se aloja el transformador.


22

El requisito 2 de que las masas de la instalación fotovoltaica (marco de los módulos, estructura de los mismos, caja envolvente del inversor, cajas metálicas de conexiones, etc.) estarán conectadas a una tierra independiente de la del neutro de la empresa distribuidora es redundante con respecto a tierra (Requisito 1) si estuvieran conectadas entre ellas por conductores de protección (Requisito 2).

El requisito 3 exige que las masas de la instalación fotovoltaica estén conectadas a tierra de forma independiente de la conexión de las masas del resto del suministro. Esto implica que los conductores de protección que conectan las masas de la instalación fotovoltaica (marco de los módulos, estructura de los mismos, caja envolvente del inversor, cajas metálicas de conexiones, etc.) a la puesta de tierra deben ir directamente a esta, directamente al borne o barra principal de tierra, sin conectar en su camino con las masas o conductores de protección de las otras masas que hubiera en el lugar por ejemplo, las masas del abonado como consumidor (lavadora, cocina, estructura de la casa, etc.).

No se indica en el RD 1663/2000 pero si se indica en la normativa, que las masas de la instalación fotovoltaica, así como las de las otras masas del lugar, estarán conectadas de forma independiente de los conductores correspondientes a la puesta a tierra del pararrayo o pararrayos del lugar si los hubiera (los conductores provenientes de la instalación captadora de rayos y de derivación se conectaran directamente con la puesta a tierra del edificio o lugar de emplazamiento).

4.2.6.4. Sistema de medida de resultados. Contaje de energía.

La instalación objeto de proyecto actuara como una central generadora de energía que inyectara corriente eléctrica a la red de distribución en momentos de radiación solar. De la misma manera, ésta consumirá una pequeña cantidad de energía eléctrica, debido al autoconsumo de los equipos electrónicos (especialmente sistemas de adquisición de datos en momentos nocturnos). Para poder realizar un balance entre la energía entregada a la red de distribución y la absorbida, se instalara un contador trifásico bidireccional de cuatro cuadrantes medida directa, en el cual quedaran registradas la energía activas y reactivas, consumidas y entregadas.

Por otra parte, en la planta se incorporara un sistema de monitoreo compuesto por los siguientes elementos:

� 1 sensor de radiación solar. � 1 sensor de temperatura ambiente. � 1 sensor de temperatura de módulos.


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� 1 caja de sensores. � 3 tarjetas de transmisión de datos (incorporadas en cada uno de los

convertidores). � 1 caja de datalogger.

El conjunto estará interconectado mediante cables RS-485, formando un anillo cerrado. La caja datalogger podrá conectarse a un PC mediante cable RS-232 a un puerto serie. En este PC se irán haciendo las descargas de los valores registrados por el sistema de adquisición de datos.

Con este sistema se pueden registrar valores instantáneos y acumulados de radiación solar, temperatura de ambiente, temperatura de módulos, producción energética (diaria, mensual y/o anual) de cada convertidor y total.

El datalogger tiene una pequeña memoria donde va guardando los valores anteriormente mencionados, cada 10 minutos. Es necesario realizar descargas de estos datos cada cierto tiempo. Se recomienda hacer una descarga mensual. Hay que tener en cuenta que la memoria del datalogger puede guardar datos durante un periodo de un año. Pasado este tiempo, si no se ha descargado (y borrado) parte de la misma, se empezara a perder los primeros datos guardados.

La descarga de los datos se realiza a través de un PC y con la ayuda de un software. Este software, además de servir como herramienta de descarga, tiene la función de poder tratar los datos descargados, pudiendo visualizar tablas, graficas, valores instantáneos, etc.

Dicho sistema puede conectarse a un sistema de tele-medida que permite la lectura a distancia, tanto de los datos del contador de energía como del datalogger.

4.2.7. CASETA PARA LOS EQUIPOS.

Se habilitara una caseta técnica en bloque de hormigón de 4000x3230x3000 mm donde se ubicaran los equipos electrónicos que reunirán las series de los 18 seguidores solares. Se ubicaran allí los 18 equipos inversores, las protecciones magneto-térmicas de circuito de CC y del circuito de CA, el sistema de monitorización y los equipos de protección por cargas de viento.


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Dispondrá de una puerta metálica de 2000x2000 mm. Esta caseta se situara de forma que haya la mínima distancia posible a la zona de generación, con la intención de disminuir lo máximo la caída de tensión entre el campo solar y los equipos.

El cerramiento exterior estará constituido por muro esbelto de fábrica de bloques de hormigón de 19 cm de espesor. Se recibirán con mortero de cemento M-40, el muro de cerramiento irá enfoscado por las dos caras con mortero de cemento 1:5. En cuanto a revestimiento interior se ejecutara un enfoscado de cemento mortero M-40 de espesor 1 cm y enlucido interior de espesor 15 mm con pasta de yeso Y-25 que preparara las paredes para ser pintadas.

Se dotan las casetas técnicas de equipos con una puerta en acero galvanizado, de 2 hojas con cerradura. En estas casetas, como se ha dicho, se instalaran las protecciones eléctricas para las acometidas en corriente continua y para las de corriente alterna, junto con las protecciones térmicas de corriente continua y alterna. En este último caso se realizara la conexión en estrella de la acometida trifásica que discurrirá hasta el punto de interconexión con la empresa distribuidora.

Para evitar que la caseta de los equipos tenga una temperatura excesiva en los meses de verano es necesario realizar un sistema de ventilación natural que renueve el aire dentro del cuadro.

Para los cálculos se estima que para mantener el ambiente de esta caseta a una temperatura no muy superior de la exterior, es suficiente con renovar 2 veces por hora el volumen de aire contenido en la sala.

El volumen de la sala de inversores es:

T = L x A x H = 4,5 x 3,8 x 3 = 52m3 es decir unos 52.000 litros. Qr = 2 x 52.000 = 104.000 litros Qr = caudal de aire (litros/hora).

Para que podamos tener ese caudal de renovación de aire cada hora de forma natural, la superficie de entrada y salida del aire “S” [cm2] será como mínimo para cada una de ellas de:

S = 104 / 10.800 = 9,6 x 10-3 m2 = 96 cm2

Por tanto se habilitara n huecos de ventilación que tengan una superficie útil por exceso de 600 x 600 mm.


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Estos huecos se situaran uno a nivel cercano al suelo y el otro en la parte opuesta al primero, lo más alto posible, con esta medida se pretende favorecer la circulación natural de aire.

4.2.8. CENTRO DE TRANSFORMACION E INTERCONEXION DE 400 kVA.

La planta fotovoltaica a implantar en dicho terreno estará conectada a la red a través de un centro transformador de 400 kVA, con el fin de elevar la tensión a la nominal de la red de la compañía suministradora para así poder conectar la instalación fotovoltaica e inyectar la potencia generada a la red de distribución. Dicho centro debe acatar la vigente normativa aplicable, IEC 62271-202 de aparamenta de Alta Tensión: centros de transformación prefabricados; y las normas particulares que pueda tener la Compañía Eléctrica.

El centro de transformación elegido para este proyecto es el miniBLOK

de Ormazabal que es un centro de transformación prefabricado y compacto de instalación en superficie y maniobra exterior de reducidas dimensiones. Se caracteriza por incorporar un equipo compacto tipo asociado de Media Tensión MB de Ormazabal, lo que permite su utilización tanto en redes de distribución pública como privada hasta 36 kV. Además sus principales aplicaciones son en instalaciones de generación del tipo fotovoltaico lo que lo hace idóneo para este proyecto.

El miniBLOCK se compone de los siguientes equipos eléctricos:

� Aparamenta de Media Tensión con aislamiento integral en gas: CGMCOSMOS-2LP (hasta 24 kV) o CGM.3-2LP (hasta 36 kV). Esquema eléctrico (RMU) de 2 posiciones de línea (entrada y salida) y una posición de protección con interruptor combinado con fusibles.

� Transformador de Distribución de Media Tensión de 250, 400, 630 kVA. � Aparamenta de BT: Cuadro de Baja Tensión con unidad de control y

protección. � Interconexiones directas de MT y BT. � Bastidor autoportante. � Conexión de circuito de puesta a tierra. � Alumbrado y servicios auxiliares.

Todo lo referente a características técnicas, dimensiones y demás informaciones adicionales se encuentra reflejado en el anexo.


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5. DESCRIPCION DETALLADA DE LA INSTALACION.

El campo fotovoltaico será de 113,40 kWp, utilizándose paneles de 210 Wp de la marca SANYO, dando un total de 540 paneles.

�

El conjunto de 30 paneles se agrupan formando unidades de producción individuales de 6300 Wp, montados en seguidores. El conjunto de paneles de un seguidor se agrupan en 3 grupos de 10 unidades agrupadas en serie. Teniendo en cuenta las características eléctricas nominales de cada panel, obtenemos unos valores coherentes con los márgenes establecidos por el convenio.

Vsc (pmp) = 40 x 10 = 400 voltios (tensión nominal de trabajo). Vsc (max) = 49,6 x 10 = 496 voltios (tensión a circuito abierto y a 25º C). Icc = 16,5 A Ipmp = 15 A PNP = 6300 Wp

Esta configuración se repite en 18 unidades de producción, obteniendo asi una potencia instalada de 99 kW en convertidores y 113,4 kW en placas.

�

El cableado eléctrico se divide en 4 tipos de conductores:

�

� Conductores de potencia. � Conductores de protección (conexiones a tierra y masas). � Conductores de señales de medida. � Conductores de maniobra.


27

6. CALCULOS JUSTIFICATIVOS.

6.1. PUESTA A TIERRA.

Para asegurar un buen contacto con la tierra de las masas de la instalación se procederá a obtener un sistema de tierra cuya resistencia a tierra sea inferior a 2 �. Para ello se utilizaran picas de cobre de 2 metros de longitud, unidas entre ellas por un cable de cobre desnudo de 35 mm2 de diámetro. Se conectaran tantas picas como sean necesarias para asegurar que la resistencia a tierra del conjunto sea inferior a estos 2 �.

Si se coloca un interruptor diferencial en la cabecera de la acometida de consumos con una sensibilidad de 30 mA, será suficiente para asegurar la protección de las personas frente a derivaciones a tierra. Esto se demuestra con el siguiente cálculo:

� Tensión de seguridad = 24 voltios (peor caso, locales húmedos RBT). � Intensidad máxima sin que salte la protección diferencial = 30 mA � Resistencia a tierra = 2 �

Vd = Is x Rt = 0,030 x 2 = 0,06 voltios.

Se opta por obtener una buena resistencia a tierra para evitar posibles accidentes por contacto directo con las masas metálicas de la instalación, sea con partes metálicas de los paneles o de su estructura.

Por otra parte, cabe destacar, que se van a realizar 2 tomas de tierra que irá a la misma puesta a tierra:

1. Lado de CC: Se instalara un conductor desde la toma de tierra el cual alimentara a los conductores de protección que se conectaran a cada uno de los seguidores con los bloques de módulos. Se interconectaran con cables de cobre aislado de 25 mm2 (ITC-BT-18).

2. Lado de CA: Se instalara un conductor principal de tierra desde la toma de tierra hasta el cuadro de CA, que alimenta los cables de protección que se conectaran a cada uno de los inversores. Este cable tendrá una sección de 16 mm2. Las derivaciones a cada uno de los inversores tendrán una sección de 6 mm2.


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6.2. CALCULO DE LOS CONDUCTORES DE LA INSTALACION.

En los cálculos para la elección de los cables se ha utilizado:

1. Dimensionado de las secciones de los conductores de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión RD 842/2002 y atendiendo a la densidad de corriente máxima que permiten las tablas de la instrucción técnica.

2. Comprobación de que la caída de tensión en condiciones nominales en la parte de CC de los conductores sea inferior al 1% y los de la parte de CA inferior a 3%.

3. Se cumple con lo dispuesto en las PCT-C Rev.-Octubre 2002.

Explicación de las expresiones de los cálculos:

� Longitud: Se tomara la longitud máxima de la línea, considerando los receptores en la parte más alejada.

� Momento eléctrico: Sirve para el cálculo de la caída de tensión del tramo.

� Intensidad nominal: En los casos de que el sistema sea trifásico, se calculara según la siguiente ecuación:

ϕcos3 ××=

V

PI

(1)

En el caso de que el sistema sea monofásico, se empleara:

ϕcos×=

V

PI

(2)

Donde:

� I: Intensidad nominal. � P: Potencia nominal del circuito. � U: Tensión nominal.

� Conductividad: Es una constante que depende del tipo de conductor, y tiene los siguientes valores:

• Cobre: 58 S·m-1. • Aluminio: 35 S·m-1.


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� El cálculo de la caída de tensión para sistemas trifásicos se realizara mediante la siguiente ecuación:

USC

LPcdt

××

×=

(3)

� En sistemas monofásicos se empleara:

USC

LPcdt

××

××=

2

(4)

Donde:

� cdt: Caída de Tensión. � L: Longitud de la línea o tramo. � P: Potencia nominal. � C: Conductividad del conductor. � S: Sección del conductor. � U: Tensión nominal.

� En sistemas de Corriente Continua (CC) se empleara:

SILIRcdt /)2( ×××=×= ρ (5)

Donde:

� cdt: Caída de Tensión. � L: Longitud de la línea o tramo. � �: Resistividad del conductor (0,0172x10-3

�/mm). � S: Sección del conductor. � R: Resistencia del conductor. � I: Intensidad del circuito.

6.2.1. CALCULO DE LA SECCION DE CONEXIÓN ENTRE PANELES DE UNA SERIE.

Cada seguidor dispone de 3 campos de 10 paneles conectados en serie. La conexión se realizara con conductores de cobre con aislamiento de polietileno reticulado para 1.000 V en servicio con designación RV 0,6 / 1 kV de Cu de 1x6 mm2 según UNE 21123 y conectores multicontacto.

vSILIRcdt 6,06/)1,5100172,0000.202(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ


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La caída de tensión aplicando la ecuación correspondiente, será la siguiente:

cdt% = 100 x (0,6/413) = 0,15% < 1%

(413 es 41,3 tensión del panel x 10 paneles)

6.2.2. CALCULO DE LA SECCION QUE IRA DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS HASTA LOS FUSIBLES.

Cada seguidor dispone de 3 campos iguales e independientes hasta los seccionadores de continua antes de la entrada a los convertidores. La conexión se realizara con conductores de cobre con aislamiento de polietileno reticulado para 1.000 v en servicio son designación RV 0,6 / 1 kV de Cu de 1x10 mm2

según UNE 21123.

vSILIRcdt 49,110/)1,5100172,0000.852(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ

La caída de tensión aplicando la ecuación correspondiente:

cdt% = 100 x (1,49/413) = 0,36% < 1%

6.2.3. CALCULO DE LA SECCION QUE IRA DE LOS FUSIBLES HASTA EL CONVERTIDOR.

Cada seguidor dispone de 3 campos iguales e independientes hasta los seccionadores. En estos se lleva a cabo la unión de los 3 campos a uno, de tal forma que la alimentación hasta la entrada del convertidor se realizara con conductores de cobre con aislamiento de polietileno reticulado para 1.000 v en servicio con designación RV 0,6 / 1 kV de Cu de 1x16 mm2 según UNE 21123.

vSILIRcdt 98,016/)3,15100172,0000.302(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ


cdt% = 100 x (0,98/413) = 0,23% < 1%


31

6.2.4. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA QUE IRA DEL CONVERTIDOR HASTA EL CUADRO DE PROTECCIONES Y REUNION DE FASES.

Los cables que transcurren desde la salida de los convertidores hasta la reunión para la formación del sistema trifásico en la caseta, serán de doble aislamiento (0,6 / 1 kV) no propagador de incendio y con baja emisión de humos de una sección de 1x6 mm2.

vSILIRcdt 49,16/)26100172,0000.102(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ


cdt% = 100 x (1,49/230) = 0,647% < 1%

La canalización estará formada por tubo réflex, y cada derivación a cada inversor estará formada por un tramo de canalización tipo UNEX 73-60/90.

Para obtener el sistema trifásico a la salida de la instalación se conectaran 6 inversores a cada fase diferente y se dispondrá un neutro común.

6.2.5. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA ENTRE REUNION DE FASES Y PUNTO DE INTERCONEXION.

La acometida desde la salida del punto de reunión de los inversores por fase, hasta el punto de interconexión, estará formada por un cable de doble aislamiento (0,6 / 1 kV) no propagador de incendio y con baja emisión de humos, de una sección de 4x240 mm2 de Cu, o en su defecto por 4 conductores unipolares de doble aislamiento de 240 mm2.

AI 41,15013400

000.99=

××=

vSILIRcdt 43,0240/)41,150100172,0000.202(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ


cdt% = 100 x (0,43/400) = 0,11% < 3%


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La canalización transcurrirá en una longitud de 260 metros desde las reuniones en la caseta por una zanja de 1 metro de profundidad, hasta el armario general de protecciones y medida. De allí y por medio de una conversión, conectara al embarrado del transformador de la compañía eléctrica.

6.2.6. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA DE ALIMENTACION DE LOS CONSUMOS DE LA CASETA.

Para alimentar pequeños consumos que habrá en la instalación (ordenador, luces, seguidores, alarma, etc.), se pondrá una acometida desde el punto de reunión de fases. Esta canalización estará formada por un cable multiconductor 0,6 / 1 kV RZ1-K(AS) de 3x6 mm2, en el interior del tubo REFLEX, cuyo diámetro interior no será inferior a 25 mm. Esta acometida ira a alimentar a un pequeño cuadro de distribución, formado por un IGA y ICP de 15 A, un diferencial de 40 A 30 mA de sensibilidad y 3 magneto-térmicos de 10 A.

6.2.7. CALCULO DE LA SECCION DEL CONDUCTOR DE LA LINEA QUE ALIMENTA CADA SEGUIDOR.

Los cables que transcurren desde la salida de la caseta hasta cada seguidor se encargan de transferir la energía necesaria para el funcionamiento de los seguidores.

Los conductores serán de doble aislamiento (0,6 / 1 kV) no propagador de incendio y con baja emisión de humos, de una sección de 2,5 mm2 de Cu.

vSILIRcdt 62,410/)8,4100172,0000.2802(/)2( 3=×⋅××=×××=×=

−ρ


cdt% = 100 x (4,62/230) = 2,01 % < 3%

La canalización estará formada por tubo REFLEX.

6.3. CALCULO DE LA DISTANCIA ENTRE PANELES PARA EVITAR LAS SOMBRAS ENTRE LOS MISMOS.

Para asegurarnos de tener un buen rendimiento en todos los paneles es necesario calcular la distancia entre ellos para evitar las posibles sombras que se producen y asi obtener una buena producción de cada unos de los paneles.


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Para el cálculo es necesario determinar la latitud de la localización de la planta y saber que el día con la mayor sombra en todo el año es el 21 de diciembre.

�

Con los siguientes datos se puede proceder, a partir de unas ecuaciones, al cálculo de la declinación y con ello sabremos donde se proyectaran las sombras y donde deberemos montar los seguidores para que estas no afecten al rendimiento de los paneles.

�

N = 355 (esto equivale al dia 21 de diciembre).

Latitud = 41,367°

�

� � ��

� � ��

� � ��

Con los datos obtenidos tenemos la inclinación del sol que va perpendicular al panel solar y a partir de aquí podemos averiguar el ángulo que forman el panel con el suelo y la altura del panel con dicho ángulo, con lo que concluimos que nos quedara una cosa similar al esquema siguiente.

Ángulos de incidencia en el panel solar


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Con este resultado obtenemos la distancia de la base del triangulo que forma el panel con el suelo, por lo que como el sol incide de forma perpendicular al panel, esa distancia será igual para el triangulo que formara la sombra. Vamos a doblar esta distancia (2,65 metros) ya que estamos determinando la distancia entre seguidores y le añadiremos un poco mas ya que disponemos de terreno suficiente y podemos dejar un margen por si acaso.

Distancia entre seguidores.

Como indica el dibujo la distancia entre seguidores es de 5,30 metros mínimo pero lo vamos a dejar en 6,25 metro entre cada seguidor.

6.4. CALCULO DE RESISTENCIA DE ESFUERZOS SOBRE ELEMENTOS.

El objetivo de este cálculo es demostrar que los elementos estructurales que se han elegido para alojar de forma correcta los elementos restantes necesarios para el funcionamiento del diseño, tienen la resistencia necesaria para aguantar los diversos esfuerzos que se pueden aplicar sobre ella.

Este apartado viene dividido en 2 partes:

� Calculo de las resistencias del pilar. � Calculo de los cimientos.

6.4.1. CALCULO DE LAS RESISTENCIAS DEL PILAR.

Lo primero que hay que tener en cuenta para el calculo de las acciones que actúan sobre la estructura es:


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6.4.1.1. Acciones del viento.

• Para una altura inferior a 10 metros y hasta 90 km/h de velocidad como acción expuesta, se considera una pression dinámica de w = 50 kg/m2.

• Para una superficie de 40 m2, pero con un angulo de giro y de inclinación de 45°, cos � = 0,7.

• Como se considera que a 20 km/h de velocidad del viento, el seguidor se pone automáticamente plano: coef. = 0,6.

La presión total será:

Fx = S · Ps (6) S = 40 m2

Ps = 50 · 0,7 · 0,6 = 21 Fx = 40 · 21 = 840 kp.

Esquema de esfuerzos por acción del viento.

6.4.1.2. Perfil resistente.

Se establece un perfil circular de acero A42b de 24 cm de diámetro con 8 mm de espesor.

Se tiene que cumplir:

� � �� !"# $ %&��&'&�('!)*(�(!+)�*,� � ��

� � ��

Se cumple para un perfil circular de acero A42b de 24 cm de espesor.


36

6.4.1.3. Momento flector en la base.

Esquema del momento flector en la base.

6.4.1.4. Esfuerzo axil.

El perfil con una carga axil de 2000 kg. No tiene problemas al vinculamiento, además ira empotrado con rigitizadores de 15x12, con 10 mm de espesor a la pletina de cimientos.

6.4.2. CALCULO DE CIMIENTOS.

• Para el cálculo de cimientos se tiene que cumplir el equilibrio, es decir, la comprobación a “vuelco”.

• El peso de 2000 kg no es un componente predominante a la comprobación o equilibrio a causa del viento.

Para que el funcionamiento de la estructura sea correcto, se tiene que cumplir:

�

�� -� .� / �� 0 $ ,1�23

M = Momento flector

N = Esfuerzo nominal en la cara superior del cimiento.

V = Esfuerzo cortante

P = Peso propio

a = Amplio de la zapata

�l = Coeficiente de seguridad a “vuelco” 1,5

· cm


37

6.4.2.1. Calculo para una zapata de 2,2 x 2,2 x 0,7.

N = 2000 kp

P = 2,2 x 2,2 x 2500 = 8570 kp

a = 2,2 metros

V = 840 kp

Lh = 0,7 metros

�� / �� $ �� $ ��

�� / �� Se cumple por lo que la zapata estaría bien, pero sobredimensionada.

�

6.4.2.2. Calculo para una zapata de 1,8 x 1,8 x 0,6.

N = 2000 kp

P = 1,8 x 1,8 x 2500 = 4860 kp

a = 1,8 metros

V = 840 kp

Lh = 0,6 metros

�� / �� $ �� $ ��

�� / �� Se cumple por lo que la zapata estaría bien dimensionada.

Este dimensionamiento es mejor ya que en el anterior caso está demasiado sobredimensionado y eso nos provocaría un incremento en el precio.


38

7. PREVISION DE PRODUCCION.

De acuerdo con el estudio realizado que se adjunta en los anexos, los principales resultados del balance energético que se prevén en la instalación son los siguientes:

CONCEPTO MAGNITUD

Ep = Producción fotovoltaica anual neta 203.417,83 kWh/mes

PR (perdidas generales del sistema) 20%

En los anexos se muestra detalladamente la justificación de la producción anual neta.


39

8. JUSTIFICACION DEL CUMPLIMIENTO DE LAS ESPECIFICACIONES DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED.

8.1. CONDICIONES TECNICAS DE CARÁCTER GENERAL (Art. 8).

Al presente caso es aplicable el RD 1663/2000 de 29 de Septiembre, y las condiciones técnicas que en este se especifica, ya que se trata de una instalación fotovoltaica conectada a la red eléctrica de potencia nominal no superior a 100 kW.

Todos los equipos de medida y protección, asociados al punto de interconexión, se ubican en armarios independientes dentro del mismo recinto dedicado a la centralización de contadores o de libre acceso las 24 horas del día, los 365 días del año.

El buen comportamiento de los inversores a instalar, junto con las protecciones de la interconexión, garantizan en condiciones de funcionamiento normal, la ausencia de averías en la red, de alteraciones en la misma o de la disminución de la seguridad.

Las protecciones de los inversores garantizan la desconexión total de la instalación en caso de corte del suministro eléctrico.

No existirá en ningún caso funcionamiento en “isla”, ni elementos de generación, acumulación o consumo entre equipos de medida y el sistema generador.

8.2. CONDICIONES ESPECÍFICAS DE INTERCONEXIONES ESPECÍFICAS DE INTERCONEXION (Art. 9).

� � Potencia nominal de la instalación fotovoltaica < 100 kVA en BT � � Potencia nominal de la instalación fotovoltaica conectada a la línea de

Baja Tensión / Trafo < ½ capacidad del Transporte / Transformación. � Potencia nominal instalada > 5 kW, por lo que el sistema será Triásico. � �V en conexión / desconexión < 5% Vn. � Energía suministrada: cos � = 1.

La capacidad de la línea de evacuación queda garantizada ya que la potencia total del centro es superior al de la potencia de la central a instalar.

La conexión a la red se hará de forma trifásica combinando los 3 onduladores monofásicos (con salida 230 v) en un sistema trifásico en estrella equilibrado.


40

Los inversores que se instalaran tienen un factor de potencia cercano a la unidad. Este valor se puede ver ligeramente modificado en momentos de baja insolación, pero nunca con una variación superior al 3%. De esta forma se puede afirmar que la central estará trabajando la mayor parte del tiempo con factores de potencia superiores al 0,97.

8.3. MEDIDAS DE ENERGIA Y FACTURACION (Art. 10).

� Consumos en circuitos independientes y medidas independientes. � Medida con dos contadores o uno bidireccional, Clase II mínimo,

Requisitos de Compañía Eléctrica. � Precintos en contadores por Compañía Eléctrica. � La In de la instalación deberá estar entre el 50% 1 prec e Imax de

precisión del equipo de medida. � Si se elige el modo de facturación de precio final horario medio del

mercado, se aplicara el reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.

Como sistema de medida se instalara un contador trifásico bidireccional de cuatro cuadrantes, Clase II, de tipo electrónico y lectura directa. El contador está homologado por la compañía y permite la lectura “in situ” de la energía producida, la consumida y la reactiva en ambos sentidos. El contador dispone del correspondiente certificado de conformidad de las normas UNE-EN-60687 y UNE-EN-61268 para el de reactiva.

8.4. PROTECCIONES (Art. 11, 12 y 13).

8.4.1. PROTECCIONES EN LOS INVERSORES (Art. 11).

Las protecciones individuales de cada inversor, controladas por su propio software y accionadas sobre relés internos, garantizan la protección de la planta frente a fallos o valores anormales en la red eléctrica. Estas protecciones también incluyen aviso por fallo de aislamiento en el circuito de CC. Las protecciones actúan cuando los valores de la red están fuera de los siguientes valores:

� Tensión: 1,1 y 0,85 Un. � Frecuencia: 49 y 51 Hz.

Cuando ocurre una incidencia, los inversores no volverán a reconectar hasta que hayan transcurrido 3 minutos con la situación normalizada.


41

8.4.2. ARMARIO DE INTERCONEXION (Art. 11).

En el armario de interconexión se instalara un ICP tarado a una potencia máxima de 1,2 veces la potencia nominal de la central y con un poder de corte igual o superior al estipulado por la empresa suministradora en dicho punto, acompañado por un interruptor diferencial con una sensibilidad de 30 mA.

8.4.3. CONDICIONES DE LA PUESTA A TIERRA (Art. 12).

� La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica se realizara sobre una red de tierra e independiente del sistema de tierras de la compañía distribuidora. De este modo no será posible en ningún caso transmitir defectos a la misma.

� Todas las masas de la instalación estarán conectadas a una tierra independiente de la puesta a tierra de Servicio (Neutro) de la empresa distribuidora, y a las masas del resto del suministro.

� Única toma de tierra conectada directamente a la barra principal de tierras:

• Estructura soporte del generador. • Borne de puesta a tierra del inversor.

• Cuadros metálicos.

8.4.4. SEPARACION DE CIRCUITOS.

El aislamiento galvánico entre el generador fotovoltaico y la red de distribución está asegurado a través de los inversores, los cuales disponen de un transformador Clase II que cumple con la normativa EN 60742.

8.4.5. ARMONICOS Y COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNETICA (Art. 13).

Los inversores a instalar tienen un nivel total de armónicos inferior al 5%, característica que lo hace perfectamente cualificado para cumplir todos los requerimientos exigidos por cualquier normativa.

El fabricante posee una certificación de que los inversores cumplen las normativas siguientes:


42

� Emisión de interferencias:

• CENELEC EN 50081-1.

• CENELEC EN 55014. • CENELEC EN 55022.

� Inmunidad a interferencias:

• CENELEC EN 50082-1. • CENELEC EN 61000-4-2.

• CENELEC EN 61000-4-3. • CENELEC EN 61000-4-4.

• CENELEC EN 61000-4-5. • CENELEC EN 61000-4-6. • Directiva 89/336/ECC.


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9. PROCEMIENTO DE MONTAJE.

9.1. APROVISIONAMIENTO, TRANSPORTE, RECEPCION Y ALMACIENAMIENTO DEL MATERIAL.

Un primer paso para el montaje de la central es el acopio de los materiales y equipos necesarios para la instalación. Este es un punto muy importante si se quiere tener éxito en el logro de las estimaciones de montaje de la misma.

Para la recepción los materiales se deberán tener un local relativamente amplio para dar cabida a todo aquel material que no se pueda quedar a la intemperie, como son los equipos electrónicos. Se estima que hace falta un local con una superficie libre de unos 60 m2. El material, como son los módulos y las estructuras metálicas se pueden almacenar en la intemperie, siempre que no exista peligro de robo. Todo lo que sea pequeño material como tornillería, cables, accesorios, etc.…, se aprovisionara por parte del instalador al inicio de la obra. También es importante hacer un buen control de la llegada de este material para comprobar que el material ha llegado completo y en correcto estado. Habrá que evitar el máximo número de improvistos.

9.2. MONTAJE DEL CAMPO SOLAR.

Para el montaje del campo solar hará falta un mínimo de 2 personas. El campo se montara en estructuras montadas sobre el terreno. El peso de cada una de ellas es de unos 40 Kg, por lo que el levantamiento y fijación se advierte como una tarea para realizarla con al menos 2 personas, y la utilización de un camión grúa.

Una vez montado el campo solar se procederá a la conexión eléctrica de los módulos, así como la puesta a tierra de los mismos y de la estructura. Los módulos se suministran con cable tipo multicontacto preparado para la conexión serie. Estas tareas se recomienda dejarlas a cargo de una persona.

Por último se montara la acometida eléctrica desde el campo solar hasta la sala de los equipos.

9.3. INSTALACION DE EQUIPOS ELECTRONICOS.

La instalación de los equipos electrónicos no requiere de ningún utillaje especial, siendo su montaje bastante sencillo y rápido.


44

Se procederá primeramente al montaje en los armarios. Estas estructuras se montaran a una altura tal que la pantalla de los equipos quede a una altura típica de los ojos de una persona en pie. Posteriormente se procederá a colgar y fijar (mediante los tornillos previstos) los equipos. En este caso una sola persona puede ser capaza de montar los equipos.

La interconexión de los equipos y de estos con las acometidas la puede realizar perfectamente una única persona con la ayuda de las herramientas habituales de electricista.

9.4. INSTALACION DEL RESTO DE CANALIZACIONES ELECTRICAS.

La instalación de las canalizaciones eléctricas seguirán las prescripciones del RBT. Para la instalación de las canalizaciones eléctricas se deberá disponer, al menos de dos personas, siendo necesario únicamente aquellas herramientas y/o utillajes habituales de electricista.


45

10. RECOMENDACIONES EN MATERIA DE MANTENIMIENTO.

�

El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red es mínimo, y normalmente de carácter preventivo. Se considera recomendable realizar revisiones periódicas de las instalaciones para asegurar que todos los componentes funcionen correctamente.

�

En cualquier caso, para el mantenimiento de la planta fotovoltaica se propone al menos una visita anual, de la cual se emitirá un informe técnico. Por otro lado en la instalación deberá existir un Libro de Mantenimiento que contendrá el registro de las operaciones realizadas y las incidencias producidas.

El mantenimiento central será entonces:

• Correctivo: reparar los equipos para que vuelvan a funcionar bajo las condiciones de servicio.

• Preventivo: realizar operaciones previas necesarias para que el equipo se mantenga en condiciones de operación el máximo tiempo posible.

�

Las instalaciones fotovoltaicas tienen dos partes claramente diferenciadas:

• EL conjunto de los paneles e inversores, que transforman la radiación solar en energía eléctrica, constituyendo en definitiva una planta de potencia de generación eléctrica.

• El conjunto de equipos de la interconexión y protección, que permiten que la energía alterna tenga las características adecuadas según las normativas vigentes, y la protección de las personas y las instalaciones.

El mantenimiento de los equipos electrónicos viene especificado por el fabricante.

�

En el planteamiento del servicio de mantenimiento de las instalaciones, el instalador debe considerar los siguientes puntos:

�

• Las operaciones necesarias de mantenimiento.

• Las operaciones a realizar por el servicio técnico y las que has de realizar el encargado de la instalación.

• La periodicidad de las operaciones de mantenimiento.

• El contrato de mantenimiento y garantía de los equipos.


46

• Las operaciones de mantenimiento pueden ser de dos tipos muy diferenciadas, por un lado, tenemos la revisión del estado de operatividad de los equipos, conexiones y cableado, incluyendo aspectos mecánicos, eléctricos y de limpieza; y por otro lado, el control y calibración de los inversores.

• Los procedimientos de mantenimiento y la frecuencia de estos serán reflejados en el libro de mantenimiento de la instalación.

Los paneles fotovoltaicos requieren muy poco mantenimiento, por su propia configuración, carente de partes móviles y con el circuito interior de las células y las soldaduras de conexión muy protegidas del ambiente exterior por capas de material protector. El mantenimiento abarca los siguientes procesos:

�

• Limpieza periódica de los paneles. La suciedad acumulada sobre la cubierta transparente del panel reduce el rendimiento del mismo y puede producir efectos de inversión similares a los producidos por las sombras. El problema puede llegar a ser serio en el caso de los residuos industriales y los procedentes de las aves. La intensidad del efecto depende de la opacidad del residuo. Las capas de polvo que reducen la intensidad del sol de forma uniforma no son peligrosas y la reducción de la potencia no suele ser significativa. La periodicidad del proceso de limpieza depende lógicamente del proceso de ensuciamiento. En el caso de los depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos instalando pequeñas antenas elásticas en la parte alta del panel que impidan que estas se posen.

La acción de la lluvia puede en muchos casos reducir al mínimo o eliminar por completo la necesidad de la limpieza de los paneles.

La operación de limpieza debe ser realizada por el personal encargado del mantenimiento de la instalación, y consiste básicamente en el lavado de los paneles con agua y algún detergente no abrasivo, procurando evitar que el agua no se acumule sobre el panel.

La inspección visual del panel tiene por objetivo detectar posibles fallos, concretamente:

� Posible rotura del cristal: normalmente se produce por acciones extremas y rara vez por fatiga térmica inducida por errores de montaje.


47

� Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas. Normalmente son debidas a la entrada de humedad en el panel por fallo o rotura de las capas de encapsulado.

� El adecuado estado de la estructura portante frente a la corrosión. � La no existencia de sombras con afección al campo fotovoltaico,

producidas por el crecimiento de la vegetación en los alrededores.

• Control del estado de las conexiones eléctricas y del cableado. Se procederá a efectuar las siguientes operaciones:

� Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables de conexionado de los paneles.

� Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminales o del estado de los capuchones de protección de los terminales. En el caso de observarse fallos de estanqueidad, se procederá a la sustitución de los elementos afectados y a la limpieza de los terminales. Es importante cuidar el sellado de la caja de terminales, utilizando juntas nuevas o un sellado de silicona.

• El mantenimiento del sistema de regulación y control difiere especialmente de las operaciones normales en equipos electrónicos. Las averías son poco frecuentes y la simplicidad de los equipos reduce el mantenimiento a las siguientes operaciones:

� Observación visual del estado y funcionamiento del equipo. La observación visual permite detectar su mal funcionamiento, ya que éste se traduce en un comportamiento muy anormal: frecuentes actuaciones del equipo, avisadores, luces, etc. En la inspección se debe comprobar también las posibles corrosiones y aprietes de bornes.

� Comprobación del conexionado y cableado de los equipos. Se procederá de forma similar que en los paneles, revisando todas las conexiones y juntas de los equipos.

� Comprobación del tarado de la tensión de ajuste a la temperatura ambiente, que las indicaciones sean correctas.

� Toma de valores: registro de los amperios/hora generados y consumidos en a instalación, horas de trabajo,….

• El mantenimiento de las puestas a tierra: cuando se utiliza un método de protección que incluye la puesta a tierra, se ha de tener en cuenta que el valor de la resistencia de tierra, varía durante el año. Esta variación es debida a la destrucción corrosiva de los electrodos, aumento de la resistividad del terreno, aflojamiento, corrosión, polvo, etc.…


48

Estas variaciones de la resistencia condicionan el control de la instalación para asegurar que el sistema de protección permanezca dentro de los límites de la seguridad.

Este programa de mantenimiento se basa en:

� Revisiones generales periódicas para poner de manifestó los posibles defectos que existan en la instalación.

� Eliminación de los posibles defectos que aparezcan.

Se proponen revisiones generales anuales, preferiblemente a realizar durante la época del año más seca y consiste en realizar las siguientes medidas:

� Comprobación visual del generador fotovoltaico: detección de módulos dañados, acumulación de suciedad, etc.

� Comprobación de las características eléctricas del generador fotovoltaico (V0c, Isc, Vmax, e máximo en operación).

� Comprobación de los ajustes en las conexiones, del estado del cableado, cajas de conexiones y de protección.

� Comprobación de las características eléctricas del inversor (Vm, Un, Iout, Vred, Rendimiento, fred).

� Comprobación de las protecciones de la instalación (fallo de aislamiento…), así como de sus periodos de actuación.

� Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.

� Comprobación de la potencia instalada e inyectada a la red. � Comprobación del sistema de monitorización. � Medir la resistencia a tierra, realizándose en el punto de puesta a

tierra. � Medir la resistencia de cada electrodo, desconectándolo

previamente de la línea de enlace a tierra. � Medir desde todas las carcasas metálicas la resistencia total que

ofrecen, tanto las líneas como la toma a tierra.

• Mantenimiento de los equipos de protección: la comprobación de todos los relés ha de efectuarse cuando se proceda a la revisión de toda la instalación, siguiendo todas las especificaciones de los fabricantes de estos.


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11. CONDICIONES TECNICAS PARA LA INTERCONEXION DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS DE BT A LA RED DE BT DE FECSA ENDESA.

11.1. OBJETO.

Establecer las condiciones técnicas i de seguridad para la interconexión de las Instalaciones Fotovoltaicas de Producción en Régimen Especial (P.R.E.), con la red de BT de FECSA ENDESA, según lo que se dispone en el RD 1663/200 de 29 de Septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

11.2. CRITERIOS GENERALES.

Las instalaciones fotovoltaicas deberán de cumplir las disposiciones técnicas y legales vigentes emitidas por las Administraciones Publicas competentes.

Si se produce cualquier modificación en las condiciones de explotación en el punto de conexión, FECSA ENDESA y el Promotor de la instalación fotovoltaica acordaran las medidas necesarias para adaptarse a la nueva situación.

El punto de conexión, según el RD 1663/2000 debe ser un punto de la red de la empresa distribuidora o la acometida del usuario.

En el supuesto de que por potencia de evacuación y características de la misma sea posible conectar la instalación fotovoltaica en la red privada del cliente, no será necesario realizar trabajos de extensión de la red de distribución y el punto de conexión a la red de BT podrá ser a las barras del cuadro de concentración de contadores o a la línea general de alimentación (con caja de derivación reglamentaria y de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión). En estos casos será necesaria la firma de uno que asume la responsabilidad por daños a él mismo o a terceros, por parte del propietario de la instalación y en los casos de red comunitaria, también el permiso de la comunidad para la conexión de la instalación a su red privada.

Sera responsabilidad del Promotor de la instalación la desconexión instantánea del interruptor de la instalación en el caso que falte la tensión de la red.

Así mismo será responsabilidad del Promotor de la instalación fotovoltaica la correcta actuación de las protecciones, de la vigilancia de las condiciones de conexión a la red así como el buen funcionamiento del equipo de medida.

El Promotor de la instalación realizara la revisión y mantenimiento de su instalación de acuerdo con lo que determinen las Administraciones Publicas competentes, enviando copia de los informes de inspección a FECSA ENDESA.


50

FECSA ENDESA podrá revisar periódicamente, y siempre que haya habido una avería o perturbación grave, la regulación y estado funcional de los sistemas de protección, control, medida y conexión de la instalación fotovoltaica conectada a su red.

Todos los equipos de medida, protección y control, asociados al punto de conexión, se ubicaran en armario independientes, según la normativa de nuevas acometidas y lo que se establece en la “Guía Vademècum d’instal·lacions d’enllaç”.

Estos equipos serán de libre acceso las 24 horas del día, 365 días al año.

11.3. ESQUEMA UNIFILAR.

En la figura 1 se detalla un esquema unifilar tipo en el que se ha representado básicamente los principales elementos que afecten a la interconexión de una instalación fotovoltaica con protecciones y aislamiento galvánico segregados de los onduladores con la red.

La figura 2 detalla un esquema unifilar tipo, de los principales elementos que afecten a la interconexión con la red, de una instalación fotovoltaica con protecciones y aislamiento galvánico integrados en los propios onduladores.

Este esquema unifilar es de carácter general. Las necesidades de cada instalación, pueden requerir variaciones que, en cualquier caso, deberán de ser objeto de estudio conjunto entre el Promotor de la instalación y FECSA ENDESA, previa aprobación de esta última.


51

ESQUEMA UNIFILAR PARA LA CONEXION DE UNA INSTALACION FOTOVOLTAICA CON PROTECCIONSE Y AISLAMIENTO INDEPENDIENTES.

Figura 1


52

ESQUEMA UNIFILAR PARA LA CONEXIÓN DE UNA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CON PROTECCIONES Y AÍSLAMIENTO INTEGRADOS.

Figura 2


53

11.4.CRITERIOS TECNICOS PARA LA SELECCION DEL PUNTO DE CONEXION.

11.4.1. CRITERIO GENERAL.

Para determinar el Punto de Conexión se deberá tener en cuenta las siguientes condiciones:

� Las instalaciones fotovoltaicas deberán de conectarse directamente a la red de distribución de FECSA ENDESA en el denominado “punto de conexión” que será determinado por un técnico de FECSA ENDESA, procurando que sea el más cercano al lugar de ubicación de la instalación y cumpliendo todo lo relacionado con el reglamento de acometidas eléctricas y la “Guia Vademécum d’intal·lacions d’Enllaç” (ver apartado 2).

� La suma de las potencias de las instalaciones de Régimen Especial conectadas a una línea no podrá superar el 50% de la capacidad de la instalación. Si el punto de conexión esta en un centro de transformación, la suma de potencias conectadas a este centro no podrá superar la mitad de la capacidad de transformación, según el RD 1663/2000 articulo 9.

� La conexión de la instalación fotovoltaica no afectara al funcionamiento normal de la red ni a la cualidad del suministro de los clientes conectados a esta. Tampoco producirá cambios en la filosofía de explotación, protección y desarrollo de esta.

11.4.2. POTENCIAS MÁXIMAS.

A continuación se indican las potencias máximas que se pueden conectar en los diferentes niveles de tensión habitualmente usados.

NIVEL DE TENSIÓN POTÈNCIA MÀXIMA

230 Vca monofásica 5 kVA (RD 1663/2000)

230 Vca trifásica * 60 kVA (O.M. 5 sep. 1985)

400 Vca trifásica 100 kVA (RD 1663/2000)

* Según O.M. 5 Sep. 1985 las instalaciones 220/127 Vca trifásicas, deberán de estar preparadas para su futuro funcionamiento a 380/220 Vca.


54

11.4.3. LIMITACIONES A LAS VARIACIONES DE TENSIÓN.

No se admitirá la instalación de un número de instalaciones fotovoltaicas con una potencia total superior al 10 % de la potencia de cortocircuito en el punto de conexión.

Tampoco se admitirán conexiones de instalaciones fotovoltaicas que, en su conjunto, produzcan caídas de tensión provocadas por la conexión desconexión superior al 5%, según el RD 1663/2000 articulo 9.

11.5. PROTECCIONES.

Las protecciones que aquí se describen, se refieren, principalmente, a las que desconectan las instalaciones fotovoltaicas de la red.

11.5.1. PRINCIPIOS BÁSICOS DE ACTUACIÓN DE LAS PROTECCIONES.

Estas protecciones deben limitar las interferencias sobra la red y sobre los otros clientes en el caso de defecto, tanto en las instalaciones fotovoltaicas como en la propia red.

• Defectos internos de las instalaciones fotovoltaicas: En caso de defecto interno en la instalación fotovoltaica, la protección debe de separarla automáticamente de la red.

• Defectos en la red (externos a las instalaciones fotovoltaicas): En este caso debe ser:

� Evitar que la instalación fotovoltaica siga alimentando un defecto o manteniendo en tensión una parte de la red en defecto (para la seguridad de personas o instalaciones).

� Impedir la alimentación a otros clientes a una tensión o frecuencia anormal.

� Permitir los reenganches automáticos. � Evitar, en la medida de lo posible, la desconexión injustificada

de la instalación fotovoltaica como consecuencia de defectos externos a su línea de alimentación. �

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55

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Para garantizar el buen funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de FECSA ENDESA y garantizar también las condiciones de seguridad de las personas e instalaciones, se deberá de disponer de las siguientes protecciones:

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Estas protecciones son la mínimas e imprescindibles para poder conectar la instalación fotovoltaica a la red de FECSA ENDESA. No obstante, la Propiedad o empresa explotadora de la instalación podrá montar además aquellas protecciones que crea necesarias para el buen funcionamiento de la instalación fotovoltaica.

11.5.3. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS Y AJUSTES DE LOS RELÉS DE PROTECCIÓN DE LA INTERCONEXIÓN.

• Relés 27 (Función de mínima tensión).

Tres relés de mínima tensión conectados entre fases (un relé en instalaciones monofásicas). Detectan las faltas entre fases que se producen en la red y provocan la desconexión. Cada relé dispondrá de desconexión temporizada en tiempo fijo regulable entre 0,1 y 1 segundo. El ajuste se realizara en un único peldaño si U < 0,85 Un y la temporización será de 0,5 a 1 segundo.


56

• Relés 59 (Función de máxima tensión).

Tres relés de máxima tensión conectados entre fases (un relé en instalaciones monofásicas), para detectar el funcionamiento en red separada y provocar la desconexión. El relé dispondrá de desconexión temporizada en tiempo fijo regulable entre 0,1 y 1 segundo. Ajustable a 1,1 por unidad de la tensión medida entre fases y temporizado de 0,5 segundos.

�

• Relés 81m y 81M (Función de mínima y máxima frecuencia).

Relés de mínima y máxima frecuencia (dos relés diferentes o uno combinado) para detectar funcionamiento en red aislada y provocar desconexión instantánea. El relé dispondrá de desconexión temporizada en tiempo fijo regulable entre 0,1 y 1 segundo. Ajuste máximo a 51 Hz y temporización de 1 segundo y ajuste mínimo a 49 Hz y temporización de 1 segundo.

• Relé directo de sobreintensidad magnetotermico

La instalación ira provista de relés directos de sobreintensidad magnetotermica, para detectar faltas y provocar desconexión de la instalación, regulados a un valor próximo al 130% de la potencia nominal de generación. En caso de las protecciones de máxima y mínima tensión y máxima y mínima frecuencia estén integrados en el ondulador, deberán disponer de un certificado del fabricante que garantice su buen funcionamiento y regulación.

11.5.4. OTROS REQUISITOS.

• Harmónicos: FECSA ENDESA debe de suministrar a sus clientes una tensión sinusoidal de 50 Hz de frecuencia. Motivado, principalmente a la presencia de cargas no lineales, la forma de onda de tensión se ve distorsionada. Este apartado se aplica a redes eléctricas de baja tensión nominal y proporciona los niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) que han estado cogidos como base en la fijación de los límites de emisión de los equipos perturbadores y que intervienen en la determinación de los niveles de inmunidad que han de presentar los receptores a conectar (Nivel de inmunidad CEI 1.000).


57

Los harmónicos que pueda producir el inversor estarán dentro de los límites establecidos en la Guía sobre la Cualidad de la Onda de las Redes Eléctricas de UNESA de acuerdo con la norma CEI 1000-3-2.

• Niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) y límites de emisión: En la tabla 1 se indica los valores de los niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) y las tasas de las tensiones harmónicas en redes de baja tensión nominal. En la tabla 2 se fijan los límites de emisión de harmónicos de las instalaciones fotovoltaicas que generan harmónicos. Los nombrados límites de emisión son inferiores a los niveles de compatibilidad electromagnética (CEM) para tener en cuenta las perturbaciones que provienen tanto de los receptores conectados en esta misma red como de otros niveles de tensión.

Niveles de compatibilidad electromagnética (CEM).

Tabla 1

Nivel de compatibilidad para las tasas de los harmónicos de tensión

Harmónicos impares

no múltiples de 3

Harmónicos impares

múltiples de 3

Harmónicos

pares

Orden n Tasa Harmónicos %



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TASA DE DISTORSIÓN HARMÒNICA TOTAL ADMISSIBLE: 8 %


58

Tabla 2

Límites de emisión para las tasas de los harmónicos de tensión

Harmónicos impares

no múltiples de 3

Harmónicos impares

múltiples de 3

Harmónicos

pares




5 5 3 4 2 1.6 7 4 9 1.2 4 1

11 3 15 0.3 6 0.5 13 2.5 21 0.2 8 0.4 17 1.6 > 21 0.2 10 0.4 19 1.2 12 0.2 23 1.2 > 12 0.2 25 1.2

> 25 0.2 + 0.5*25/n

TASA DE DISTORSIÓN HARMÒNICA TOTAL ADMISSIBLE: 6.5 %

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• Límites de emisión para las tasas de los harmónicos de tensión:Antes de la puesta en servicio de la instalación fotovoltaica, FECSA ENDESA podrá realizar un análisis de la cualidad de la onda en el punto de conexión, para comprobar que se respetan las características de tensión reglamentarias (fundamentalmente en los aspectos de oscilación de tensión y THD), y con la finalidad de asegurar que la nueva instalación conectada no afecta al resto de los clientes de la compañía distribuidora por encima de los límites establecidos. Con el fin de realizar pruebas y un eventual registro de la onda en el punto de conexión, FECSA ENDESA podrá instalar, siempre que lo solicite, un analizador de red. En caso de incumplimiento de los límites establecidos anteriormente, se deberá de desconectar la instalación fotovoltaica para realizar las modificaciones oportunas a la misma. Con el fin de que se cumplan los reglamentos en vigor y las normas de FECSA ENDESA, UNESA y CE. �

• Condiciones de puesta a tierra y separación galvánica: La puesta a tierra de la instalación fotovoltaica será independiente de la del neutro de la red de FECSA ENDESA. La puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas interconectadas se hará siempre de manera que no se alteren las condiciones de puesta a tierra de la red de FECSA ENDESA, asegurándose que no se produzcan transferencias de defectos a la red de distribución.


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La instalación deberá de disponer de una separación galvánica entre la red de distribución de baja tensión y la planta fotovoltaica, bien siendo por medio de un transformador de aislamiento o cualquier otro medio homologado sobre la base del desarrollo tecnológico. La rigidez dieléctrica de la separación galvánica deberá de ser como mínimo de 2.500 voltios.

• Condiciones técnicas generales: La instalación fotovoltaica deberá disponer de los correspondientes Certificados de marcado CE de todos los equipos, que garantizan el cumplimiento de la Directiva Europea de Compatibilidad electromagnética (DC 89/336/CEE), de cumplimiento de la Directiva Europea de Baja Tensión (DC 73/23/CEE) y de cumplimiento del Reglamento de Baja Tensión y de Verificaciones Eléctricas vigentes.

11.6. ENCLAVAMIENTOS.

Con la finalidad de garantizar la seguridad de persones y equipos, deben preverse los enclavamientos oportunos que eviten los errores de operación.

11.6.1. ENCLAVAMIENTO DE ENERGIZACIÓN DE LÍNEA.

Tiene por objeto evitar que la instalación fotovoltaica energice la línea pudiendo provocar un accidente a las instalaciones de la empresa distribuidora o a los clientes conectados a esta. Por eso se enclavará el cierre del interruptor de interconexión hasta que los relés 27, 59 y 81 hayan detectado las condiciones de normalidad de la tensión y la frecuencia durante 3 minutos consecutivos.

11.7. MEDIDA.

Los siguientes esquemas para la instalación del equipo de medida son orientativos, y deben de adaptarse a las necesidades de cada instalación en concreto.


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11.7.1. PUNTO DE MEDIDA.

El equipo de medida estará situada lo más próximo posible al punto de entrega de energía para su distribución, generalmente en el mismo recinto de centralización de contadores, si se diera el caso, y de libre acceso al personal de la empresa distribuidora las 24 horas del día, 365 días al año.

En caso de linio BT dedicada des del centro de transformación se procurara que la medida este al lado del centro de transformación. Si no fuera posible, se situara en el local del cliente y se contabilizarán las perdidas en el cable de BT, haciendo constar en el contrato de compra venda el porcentaje de incremento de facturación que representa.

En caso que el punto de conexión se defina en MT, la medida se hará también en baja tensión, situando los contadores en el punto más próximo posible del centro de transformación y se contabilizaran las perdidas en el transformador, haciendo constar en el contrato de compra venda el porcentaje de incremento de facturación que representa.

11.7.2. CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA.

Los contadores a instalar deberán de disponer de la correspondiente autorización de modelo otorgado por el Centro Español de Meteorología, por la Comunidad Autónoma o por el organismo oficial competente; y deberán de disponer de la verificación oficial en origen (dispondrá del Certificado de conformidad UNE-EN60617 (Activa) y UNE-EN61268 (Reactiva). Además, deberá de estar homologado para su utilización en el ámbito de Endesa para evitar problemas de explotación.

En referencia a la clase de precisión (de contadores y transformadores de medida), de medidas redundantes o comprobados, comunicaciones, lectura, etc., estarán sujetos a la legislación vigente (RD 2018/1997, OM del 12/04/1999, RD 385/2006 y RD 1433/2002; Reales Decretos en los que se establece el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Transito de Energía Eléctrica y sus Instrucciones Técnicas Complementarias).

Previo, a la puesta en explotación, los equipos de medida se deberán compactar por el Laboratorio de Contadores de FECSA ENDESA, el cual deberá de facilitar las etiquetas identificativas de código de barras preceptivos para su correcta identificación en sistemas, debiendo de presentar en este laboratorio, los transformadores (si existen), los contadores y sus protocolos de ensayo.


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11.7.3. CONTADORES ELECTRÓNICOS MULTIFUNCIÓN (DE ENERGÍA ACTIVA Y REACTIVA). �

Se usaran contadores estáticos multifunción con registrador de medidas y tarificador incluido en la misma envolvente, para la medida de energía activa en ambos sentidos de circulación de energía (compra venta) y reactiva en 4 cuadrantes con discrimación horaria de triple tarifa (en el contrato 2 se reflejara la importación y en el contrato 3 la exportación).

Para instalaciones con una potencia superior a 15 kW será de carácter obligatorio que el contador registre la medida de energía reactiva.

Para las instalaciones con una intensidad � 63 A se utilizaran contadores de medida directa, y medida indirecta para intensidades superiores.

En BT la clase de precisión será de clase 1 o superior para el de activa y de clase 2 o superior para el de reactiva.

La facturación se realizara por diferencia de lecturas (exportación-importación).

11.7.4. LA COLOCACIÓN DE CONTADORES SERÁ SEGÚN NTP-IEBT.

� Individual: Un suministro para un único usuario.

� Concentrada: Depende del caso, edificios de viviendas, edificios comerciales o concentración de industrias.

a) En local. b) En armario.

En el caso que los contadores estén situados en módulos de doble aislamiento estos deberán de ser precintables.

Dispondrán de ventanas que permitan el acceso de forma permanente a los puertos ópticos y eléctricos con el fin de garantizar las tareas futuras de explotación y además estas deberán de poder precintarse.

11.7.5. CONDUCTORES.

Los conductores serán no propagadores de la llama y con emisión de humos CIH y opacidad reducida, resistencia a la tracción, etc., que se definen en la Normas Técnicas Particulares de FECSA ENDESA en BT.


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11.7.6. EQUIPOS INDIRECTOS.

En los equipos de medida indirecta, se deberán instalar regletas de comprobación con separadores y señalización, según se especifica en las Normas Técnicas de FECSA ENDESA.

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Esquema instalacion de las regletas.

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La sección de los conductores para el cableado de todo el secundario de medida en equipos indirectos, debe de realizarse con hilo de cobre de clase 5 según Norma UNE210022, aislados para una tensión de 450/750 v, de 4 mm2 de sección para las intensidades y de 1,5 mm2 para las tensiones, señalizado, de color azul claro para el neutro y negro, marrón y gris (R,S,T,) para las fases.

11.7.7. EQUIPOS DIRECTOS. �

Para el cableado de los equipos de medida directa trifásicos, los conductores serán de cobre, aislados y normalmente unipolares con una tensión asignada 450/750 v. Cuando se usen multiconductores, la tensión asignada será de 0,6/1 kV, de 16 mm2 de sección para las fases y neutro, señalizando de color azul claro el neutro y negro, marrón y gris (R,S,T) para fases.

En contadores directos monofásicos el cableado será con hilo de cobre flexible de 10 o 16 mm2 de sección tanto para la fase como para el neutro, señalizando de color azul claro el neutro y marrón la fase.

11.8. CONDICIONES TECNICAS PARA LA PUESTA EN SERVICIO.

11.8.1. CONDICIONES PREVIAS.

El promotor de la instalación fotovoltaica, para solicitar la interconexión con la red de BT de FECSA ENDESA, deberá de aportar la documentación siguiente:


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• Justificante de cumplimiento del procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones de energía solar fotovoltaica, que otorga la OGU de la “Generalitat de Catalunya”, este documento incluye:

a) Otorgación de la condición de instalación acogida al Régimen Especial.

b) Autorización administrativa. c) Autorización de Puesta en Servicio. d) Inscripción en el registro de instalaciones de PRE (RIPRE).

A la recepción de este documento, FECSA ENDESA tramitara la realización de la primera verificación de la instalación, que se realizara en un periodo de 10 días, y en caso de ser satisfactoria, el promotor podrá conectar la instalación fotovoltaica a la red de BT de FECSA ENDESA.

11.8.2. PRIMERA VERIFICACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO.

La primera verificación implica la revisión de:

� Cableado del equipo de medida, del magnetotermico y del relé diferencial.

� Precintado del equipo de medida y toma de las lecturas iníciales.

Una vez se haya realizado la primera verificación con resultado satisfactorio, FECSA ENDESA autorizara la interconexión de la planta fotovoltaica a la red eléctrica de BT. En el caso de detectarse anomalías, estas deberán de ser modificadas antes de realizar la interconexión.

La interconexión a la red eléctrica de BT, la realizara y se responsabilizara el promotor o representante de la planta fotovoltaica.


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12. ANEXOS.

12.1. DATOS DE IRRADIACION SOLAR.

La información que a continuación se presenta procede del “ATLAS DE RADIACIO SOLAR A CATALUNYA ED.2000” de la Generalitat de Catalunya. Departamento de Industria, Comercio y Turismo. Institut Catala d’Energia.

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Mapa de irradiación global diaria, media anual (MJ/m2).

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12.2. CALCULO DE LA PRODUCCION ANUAL ESPERADA. �

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Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio

Energia en MJ/m2 ��

(azimut 0° y inclinacion 30°) 7,39 11,56 16,63 20,71 23,05 23,92

Energia en kWh/m2 dia


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Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Energia en MJ/m2


Energia en kWh/m2 dia


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DATOS DE RADIACIÓN

DATOS DE PRODUCCIONInstalacion Fija

Mes Gdm (0,30) Nº DiasPR

(20%) Ep (kWh/dia) Ep (kWh/mes)

Enero 2,05 31 0,8 186,23 5.773,07

Febrero 3,21 29 0,8 291,31 8.448,05

Marzo 4,62 31 0,8 419,08 12.991,36

Abril 5,75 30 0,8 521,89 15.656,76

Mayo 6,40 31 0,8 580,86 18.006,66

Junio 6,64 30 0,8 602,78 18.083,52

Julio 6,57 31 0,8 595,98 18.475,38

Agosto 6,11 31 0,8 554,65 17.194,21

Septiembre 5,18 30 0,8 469,48 14.084,28

Octubre 3,79 31 0,8 343,98 10.663,38

Noviembre 2,42 30 0,8 219,49 6.584,76

Diciembre 1,68 31 0,8 152,21 4.718,45

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� Gdm (0,30) kWh/m2 dia Cantidad de energía captada por m2 de una superficie Orientada al sur e inclinada 30°. � Ep (kWh/dia) Energía media diaria producida por el generador

fotovoltaico. � Ep (kWh/mes) Energía media mensual producida por el generador fotovoltaico. � PR (15 %) Coeficiente global de perdidas:

Perdidas por sombras: 1%

Perdidas por suciedad: 2%

Perdidas por cableado: 2%

Perdidas por temperatura: 8%

Perdidas por inversor: 7%

PR: 20% � IR (35 %) Incremento de rendimiento según fabricante debido

al seguidor. �

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SEGUIDOR CYA 6000/10000

OBJETO DEL PRODUCTO. SEGUIDOR SOLAR CYA 6000/10000.

El objetivo con el que se ha desarrollado el producto es conseguir un movimiento de seguimiento de la órbita solar y que la incidencia de los rayos del sol sea en el ángulo óptimo sobre la superficie que el seguidor soporta

Los usos mas estandarizados de estos productos son, el aprovechamiento de la luz solar para instalaciones fotovoltaicas o de calentamiento de agua. La energía solar es renovable e inagotable, que no contamina y además tiene la ventaja añadida de que vivimos en el país de la unión europea con más horas de sol al año.


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PARTES CONTITUTIVAS DEL SEGUIDOR.

El seguidor solar es un diseño que se puede dividir en tres partes muy diferenciadas, ya que cada una de estas constituye una parte importante e integral del funcionamiento. Estas tres partes son:

� Pie (columna de sustentación), elemento debidamente diseñado y formado para aguantar los esfuerzos a los que se pueda someter el conjunto del seguidor.

� Una cabeza o cajón central. Este cajón tiene alojado el sistema oleo hidráulico, así como todos los sistemas de control electrónicos para conseguir la orientación precisa respecto al sol.

� Parrilla o superficie superior. Sobre este elemento, se encuentran alojados los componentes para el mejor aprovechamiento de la radiación solar.


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CARACTERISTICAS TECNICAS DEL SEGUIDOR CYA 6000/10000.

El seguidor CYA 6000/10000 es un producto respetuoso con el medio ambiente, ya que es totalmente modular, lo que facilita tanto su montaje, como su transporte.

El sistema está compuesto por un conjunto hidráulico, que asegura la robustez y durabilidad del producto y un circuito de control adaptado para el análisis de las distintas variables que afectan al correcto funcionamiento del sistema.

La tensión de trabajo es de 230 v AC 50 Hz, lo que simplifica su instalación. El ajuste del mismo es autónomo, se conecta a la alimentación y de forma autónoma se inicia su funcionamiento buscando la posición idónea de trabajo. Tiene funciones implementadas de seguridad como el movimiento oscilante del seguidor en caso de que la alarma esta activada, o la posibilidad de actuar sobre el control mediante mando a distancia gobernando el funcionamiento, para facilitar de ese modo labores tales como la limpieza o el mantenimiento.

El seguimiento solar se consigue mediante un desarrollo tecnológico propio, en el que se analizan y comparan, con una frecuencia de 100 muestras por segundo, distintos niveles de incidencia solar en los cuatro ejes de detección.

La superficie máxima que puede soportar es de 40 m2 y está preparado para aguantar vientos de hasta 20 m/seg, con esta superficie en aplicaciones fotovoltaicas es capaz de sustentar alrededor de 6 kW de potencia en placas.

La altura del seguidor es de 407 cm desde el inicio del pilar de sustentación hasta el punto perpendicular más alejado perteneciente a la cabeza del seguidor.

El material del que está formado es acero tratado, con lo que se consigue una protección respecto a las inclemencias externas, consiguiendo que la vida del producto sobrepase en condiciones normales de funcionamiento los 50 años.

Los pistones que realizan los esfuerzos para realizar los movimientos son de diámetro 60 mm, y con una carrera de 400 mm, con lo que el seguidor permite giros en el eje vertical de hasta 89° y de 270° grados en el eje horizontal.

Los pistones son de doble efecto con lo que podemos asegurar que la posición se mantenga una vez se pare la inyección de aceite. Con esto se asegura la posición del equipo y se reduce la energía consumida, ya que utilizando esta tecnología “lacht”, la posición obtenida, se mantiene sin aportes energéticos adicionales, de todo ello se desprende que el nivel de consumo es mínimo.


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CARACTERISTICAS PRINCIPALES DE LOS SEGUIDORES CYA 6000/10000

� Bajo impacto ambiental: Ya que con su tamaño de nivel medio, no se producen impactos visuales desagradables para las personas que habitan en su entorno de trabajo, y agrupándolos generan un conjunto de formas armónicas agradables.

� Alta rentabilidad: Debido a que los costes del sistema están optimizados y el grado de fiabilidad obtenido converge a los niveles máximos del mercado, la inversión en el seguidor solar CYA 6000/10000 asegura rentabilidad.

� Funciones propias: Aprovechando que tenemos un grupo de personas trabajando en exclusiva en el sector del seguimiento solar, a lo largo de los años hemos ido observando las necesidades con las que se encontraban nuestros usuarios y constantemente estamos implementando nuevas funciones de funcionamiento, que se pueden ir actualizando también en plantas en funcionamiento. De las funciones con mayores éxitos es de recibo comentar, el movimiento oscilante de alarma, el piloto indicativo de movimiento, y el control de seguidor mediante mando a distancia.


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SERVICIOS OFRECIDOS POR CONTROL Y ACCESOS S.L. – DIVISION SOLAR.

� Servicio de asesoramiento técnico en aplicaciones Amplio conocimiento de la mayoría de las aplicaciones que requieren seguimiento solar. Asesoramiento sobre el nivel de riesgo y las prestaciones de las aplicaciones. Conocimiento del sector y de las empresas e ingenierías del mismo.

� Servicio de desarrollo llaves en mano de las instalaciones Olvídese de problemas, si usted lo requiere, contactamos con nuestros colaboradores habituales y coordinamos, desde la realización del proyecto a la ejecución de la obra.

� Servicio de seguidores Este es nuestro servicio en el que tenemos mayor experiencia, y el que es nuestra raíz. Diseñar, modelar, y fabricar seguidores, personalizados para los diversos tipos de aplicación de prestaciones en plantas en funcionamiento, estudio de movimientos y funciones para aumentar la efectividad del seguimiento en cada una de las distintas aplicaciones. Colaborar con ingenierías e instaladores para conseguir las soluciones óptimas para los clientes finales. Así como una posterior tutela de la instalación para conocer y aumentar el nivel de satisfacción del cliente.

CONTROL Y ACCESOS S.L. Xavier Puig i Andreu, 42 Bajos

25005 LLEIDA Telf. 973 248 842

Fax. 973 220 661


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DESPIEZE DE LOS MODULOS DEL SEGUIDOR SOLAR

Elemento Descripción

1 Fundamentos Fundamentos en hormigo armado adaptados a las necesidades de cada situación.

2 Pilar Pilar de 244,5 mm de diámetro exterior, preparado para soportar los esfuerzos a los que pueda estar sometida.

3 Cajón de control Este cajón es el que guardara todos los elementos oleo-hidráulicos y electrónicos para conseguir el óptimo funcionamiento del seguidor solar.

4 Estructura sobre cajón superior

Es la estructura sobre la que se apoyaran todos los elementos. Esta estructura está diseñada para permitir el óptimo movimiento del seguidor.

5 Estructura superior Sobre ella estarán situadas las placas solares, que son las que aprovecharan la energía solar.

6 Placas Placas fotovoltaicas para el aprovechamiento de energía solar.


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VISTA DE LA SUJECION DE LAS PLACAS

Las placas se sujetan directamente al perfil de aluminio, diseñado específicamente para este uso, con unas piezas que ejercen presión sobre las placas de forma que estas queden bien sujetas y que no resulten dañadas.


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DETALLE DE UNION DE LOS ELEMENTOS ESTRUCTURALES

En los detalles de unión se puede ver claramente como las uniones se realizan mediante tornillos, consiguiendo un montaje rápido y sencillo.


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DETALLE DE UNION DEL CAJON CON LA PARRILA QUE SOPORTA LOS ESFUERZOS

En este dibujo de detalle podemos ver la unión entre los pernos de giro (que deberán ir debidamente soldado al cajón superior) y el cajón donde estarán debidamente posicionados todos los elementos de control.


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Instalaciones de

Energía Solar Fotovoltaica

Pliego de Condiciones Técnicas de

Instalaciones Conectadas a Red

PCT-C Rev.-Octubre 2002


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Índice 1 Objeto

2 Generalidades

3 Definiciones 3.1 Radiación solar........................................................ 8 3.2 Instalación ........................................................... 8 3.3 Módulos ............................................................. 9 3.4 Integración arquitectónica .............................................. 10

4 Diseño 4.1 Diseño del generador fotovoltaico ........................................ 10 4.2 Diseño del sistema de monitorización ..................................... 11 4.3 Integración arquitectónica .............................................. 12

5 Componentes y materiales 5.1 Generalidades........................................................ 12 5.2 Sistemas generadores fotovoltaicos ....................................... 13 5.3 Estructura soporte .................................................... 14 5.4 Inversores........................................................... 15 5.5 Cableado............................................................ 16 5.6 Conexión a red ....................................................... 16 5.7 Medidas ............................................................ 16 5.8 Protecciones ......................................................... 16

5.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas ............................. 17

5.10Armónicos y compatibilidad electromagnética .............................. 17

8.1 Generalidades........................................................ 19

8.2 Programa de mantenimiento............................................. 19

8.3 Garantías ........................................................... 21

Anexo I: Medida de la potencia instalada

Anexo II: Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador

Anexo III: Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras

6 Recepción y pruebas

7 Cálculo de la producción anual esperada

8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento


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Antecedentes

Esta documentación ha sido elaborada por el Departamento de Energía Solar del IDAE, con la colaboración del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid y el Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT.

Su finalidad es establecer las condiciones técnicas que deben tomarse en consideración en la Convocatoria de Ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las Energías Renovables, correspondiente a 2002.


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1 Objeto

1.1 Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red, que por sus características estén comprendidas en el apartado segundo de este Pliego. Pretende servir de guía para instaladores y fabricantes de equipos, definiendo las especificaciones mínimas que debe cumplir una instalación para asegurar su calidad, en beneficio del usuario y del propio desarrollo de esta tecnología.

1.2 Se valorará la calidad final de la instalación en cuanto a su rendimiento, producción e integración.

1.3 El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas (en lo que sigue, PCT) se extiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.

1.4 1.4 En determinados supuestos, para los proyectos se podrán adoptar, por la propia naturaleza de los mismos o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las exigidas en este PCT, siempre que quede suficientemente justificada su necesidad y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de calidad especificadas en el mismo.

1.5 Este Pliego de Condiciones Técnicas se encuentra asociado a las líneas de ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de Energías Renovables. Determinados apartados hacen referencia a su inclusión en la Memoria a presentar con la solicitud de la ayuda, o en la Memoria de Diseño o Proyecto a presentar previamente a la verificación técnica.

2 Generalidades

2.1 Este Pliego es de aplicación en su integridad a todas las instalaciones solares fotovoltaicas destinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su totalidad a la red de distribución. Quedan excluidas expresamente las instalaciones aisladas de la red.

2.2 Podrán optar a esta convocatoria otras aplicaciones especiales, siempre y cuando se aseguren unos requisitos de calidad, seguridad y durabilidad equivalentes. Tanto en la Memoria de Solicitud como en la Memoria de Diseño o Proyecto se incluirán las características de estas aplicaciones, reservándose el IDAE su aceptación.

2.3 En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas:

2.3.1 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

2.3.2 Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.


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2.3.3 Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

2.3.4 Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.

2.3.5 Real Decreto 1955/2000, 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.

2.3.6 Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2001.

2.3.7 Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelo de factura para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

2.3.8 Para el caso de integración en edificios se tendrá en cuenta las Normas Básicas de la Edificación (NBE).

3 Definiciones

3.1 Radiación solar

3.1.1 Radiación solar Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

3.1.2 Irradiancia Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

3.1.3 Irradiación Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto período de tiempo. Se mide en kWh/m2.

3.2 Instalación

3.2.1 Instalaciones fotovoltaicas Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la radiación solar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio.

3.2.2 Instalaciones fotovoltaicas interconectadas Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa distribuidora.

3.2.3 Línea y punto de conexión y medida La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.


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3.2.4 Interruptor automático de la interconexión Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de interconexión.

3.2.5 Interruptor general Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

3.2.6 Generador fotovoltaico Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

3.2.7 Rama fotovoltaica Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

3.2.8 Inversor Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente alterna.

3.2.9 Potencia nominal del generador Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos.

3.2.10 Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal Suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento.

3.3 Módulos

3.3.1 Célula solar o fotovoltaica Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.

3.3.2 Célula de tecnología equivalente (CTE) Célula solar encapsulada de forma independiente, cuya tecnología de fabricación y encapsulado es idéntica a la de los módulos fotovoltaicos que forman la instalación.

3.3.3 Módulo o panel fotovoltaico Conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.

3.3.4 Condiciones Estándar de Medida (CEM) Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares y definidas del modo siguiente:

Irradiancia solar: 1000 W/m2

Distribución espectral: AM 1,5 G Temperatura de célula: 25 °C

3.3.5 Potencia pico Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.


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3.3.6 TONC Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento, de 1 m/s.

3.4 Integración arquitectónica.

Según los casos, se aplicarán las denominaciones siguientes:

3.4.1 Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.

3.4.2 Revestimiento Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica.

3.4.3 Cerramiento Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanquidad y aislamiento térmico.

3.4.4 Elementos de sombreado Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada del mismo.

3.4.5 La colocación de módulos fotovoltaicos paralelos a la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad definida en 3.4.1, se denominará superposición y no se considerará integración arquitectónica. No se aceptarán, dentro del concepto de superposición, módulos horizontales.

4 Diseño

4.1 Diseño del generador fotovoltaico

4.1.1 Generalidades

4.1.1.1 El módulo fotovoltaico seleccionado cumplirá las especificaciones del apartado 5.2.

4.1.1.2 Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso de modelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos y la ausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa.


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4.1.1.3 En aquellos casos excepcionales en que se utilicen módulos no cualificados, deberá justificarse debidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que han sido sometidos. En cualquier caso, todo producto que no cumpla alguna de las especificaciones anteriores deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos han de cumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.

4.1.1.4 Orientación e inclinación y sombras.

4.1.1.5 La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I. Se considerarán tres casos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica, según se define en el apartado 3.4. En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: pérdidas por orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites estipulados respecto a los valores óptimos.

Tabla I

Orientacion e inclinación (OI)

Sombras (S) Total (OI + S)

General 10% 10% 15% Superposicion 20% 15% 30%

Integracion arquitectonica 40% 20% 50%

4.1.1.6 Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se puedan instalar de acuerdo con el apartado 4.1.2.1, se evaluará la reducción en las prestaciones energéticas de la instalación, incluyéndose en la Memoria de Solicitud y reservándose el IDAE su aprobación.

4.1.1.7 En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e inclinación del generador y sombras. En los anexos II y III se proponen métodos para el cálculo de estas pérdidas, y podrán ser utilizados por el IDAE para su verificación.

4.1.1.8 Cuando existan varias filas de módulos, el cálculo de la distancia mínima entre ellas se realizará de acuerdo al anexo III.

4.2 Diseño del sistema de monitorización

4.2.1 El sistema de monitorización, cuando se instale de acuerdo a la convocatoria, proporcionará medidas, como mínimo, de las siguientes variables:

- Voltaje y corriente CC a la entrada del inversor. - Voltaje de fase/s en la red, potencia total de salida del inversor. - Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o una célula de tecnología equivalente. - Temperatura ambiente en la sombra. - Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp. - Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y, siempre que sea posible, en potencias mayores de 5 kW.


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4.2.2 Los datos se presentarán en forma de medias horarias. Los tiempos de adquisición, la precisión de las medidas y el formato de presentación se hará conforme al documento del JRC-Ispra “Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants - Document A”, Report EUR16338 EN.

4.2.3 El sistema de monitorización sera fácilmente accesible para el usuario.

4.3 Integración arquitectónica

4.3.1 En el caso de pretender realizar una instalación integrada desde el punto de vista arquitectónico según lo estipulado en el punto 3.4, la Memoria de Solicitud y la Memoria de Diseño o Proyecto especificarán las condiciones de la construcción y de la instalación, y la descripción y justificación de las soluciones elegidas.

4.3.2 Las condiciones de la construcción se refieren al estudio de características urbanísticas, implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad de realizar obras de reforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc. que, desde el punto de vista del profesional competente en la edificación, requerirían su intervención.

4.3.3 Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación de las condiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos espacios o ampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc.

4.3.4 En cualquier caso, el IDAE podrá requerir un informe de integración arquitectónica con las medidas correctoras a adoptar. La propiedad del edificio, por sí o por delegación, informará y certificará sobre el cumplimiento de las condiciones requeridas.

4.3.5 Cuando sea necesario, a criterio de IDAE, a la Memoria de Diseño o Proyecto se adjuntará el informe de integración arquitectónica donde se especifiquen las características urbanísticas y arquitectónicas del mismo, los condicionantes considerados para la incorporación de la instalación y las medidas correctoras incluidas en el proyecto de la instalación.

5 Componentes y materiales

5.1 Generalidades

5.1.1 Como principio general se ha de asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico clase I en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores), como a materiales (conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el cableado de continua, que será de doble aislamiento.

5.1.2 La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para garantizar en todo momento la calidad del suministro eléctrico.

5.1.3 El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías, disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable.


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5.1.4 Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condiciones peligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución.

5.1.5 Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

5.1.6 Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de las personas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos directos e indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resulten de la aplicación de la legislación vigente.

5.1.7 En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran podido producirse respecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos. Además, se incluirán las fotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el fabricante de todos los componentes.

5.1.8 Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de los mismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la instalación.

5.2 Sistemas generadores fotovoltaicos

5.2.1 Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. Este requisito no se aplica a los casos excepcionales del apartado 4.1.1.3.

5.2.2 El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación.

5.2.3 Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación. En caso de variaciones respecto de estas características, con carácter excepcional, deberá presentarse en la Memoria de Solicitud justificación de su utilización y deberá ser aprobada por el IDAE.

5.2.3.1 Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías

de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP65.

5.2.3.2 Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable.

5.2.3.3 Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen del ± 10 % de los correspondientes valores nominales de catálogo.


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5.2.3.4 Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante.

5.2.4 Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.

5.2.5 La estructura del generador se conectará a tierra.

5.2.6 Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del resto del generador.

5.3 Estructura soporte

5.3.1 Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En caso contrario se deberá incluir en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto un apartado justificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su aceptación deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables.

5.3.2 La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88.

5.3.3 El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante.

5.3.4 Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo.

5.3.5 El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

5.3.6 La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura.

5.3.7 La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

5.3.8 Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.


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5.3.9 En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas.

5.3.10 Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo especificado en el punto 4.1.2 sobre sombras. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes.

5.3.11 La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas

extremas debidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc.

5.3.12 Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química.

5.3.13 Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.

5.4 Inversores

5.4.1 Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entrada variable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

5.4.2 Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

- Principio de funcionamiento: fuente de corriente. - Autoconmutados. - Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. - No funcionarán en isla o modo aislado.

5.4.3 Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando protecciones frente a:

- Cortocircuitos en alterna. - Tensión de red fuera de rango. - Frecuencia de red fuera de rango. - Sobretensiones, mediante varistores o similares. - Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.

5.4.4 Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo.


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5.4.5 Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

- Encendido y apagado general del inversor. - Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor.

5.4.6 Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

5.4.6.1 El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10% superiores a las CEM. Además soportará picos de magnitud un 30% superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.

5.4.6.2 Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 85% y 88% respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y del 90 % al 92 % para inversores mayores de 5 kW.

5.4.6.3 El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su potencia nominal.

5.4.6.4 El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25 % y el 100 % de la potencia nominal.

5.4.6.5 A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá inyectar en red.

5.4.7 Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirá la legislación vigente.

5.4.8 Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa.

5.5 Cableado

5.5.1 Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.

5.5.2 Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2%, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones.


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5.5.3 Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.

5.5.4 Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

5.6 Conexión a red

5.6.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículos 8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.

5.7 Medidas

5.7.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

5.8 Protecciones

5.8.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.

5.8.2 En conexiones a la red trifásicas las protecciones para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Um y 0,85 Um respectivamente) serán para cada fase.

5.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas

5.9.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

5.9.2 Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.

5.9.3 Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.


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5.10Armónicos y compatibilidad electromagnética

5.10.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

6 Recepción y pruebas

6.1 El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación.

6.2 Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad.

6.3 Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad en este PCT, serán como mínimo las siguientes:

6.3.1 Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

6.3.2 Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.

6.3.3 Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la desconexión.

6.3.4 Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito en el anexo I.

6.4 Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional de la Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, y además se hayan cumplido los siguientes requisitos:

6.4.1 Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.

6.4.2 Retirada de obra de todo el material sobrante.

6.4.3 Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

6.5 Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.


140

6.6 Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.

6.7 No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

7 Cálculo de la producción anual esperada

7.1 En la Memoria de Solicitud se incluirán las producciones mensuales máximas teóricas en función de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación.

7.2 Los datos de entrada que deberá aportar el instalador son los siguientes:

7.2.1 Gdm (0). Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, en

kWh/(m2

Adía), obtenido a partir de alguna de las siguientes fuentes:

- Instituto Nacional de Meteorología - Organismo autonómico oficial

7.2.2 Gdm (�, �). Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior, y en el que se hayan descontado las pérdidas por sombreado en caso de ser éstas superiores a un 10 % anual (ver anexo III). El parámetro " representa el azimut y $ la inclinación del generador, tal y como se definen en el anexo II.

7.2.3 Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR. Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

- La dependencia de la eficiencia con la temperatura - La eficiencia del cableado - Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad - Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia - La eficiencia energética del inversor - Otros


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7.2.4 La estimación de la energía inyectada se realizará de acuerdo con la siguiente ecuación:

7.2.5 Los datos se presentarán en una tabla con los valores medios mensuales y el promedio anual, de acuerdo con el siguiente ejemplo:

8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

8.1 Generalidades

8.1.1 Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres años.

8.1.2 El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la instalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes.


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8.2 Programa de mantenimiento

8.2.1 El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red.

8.2.2 Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción y prolongar la duración de la misma:

- Mantenimiento preventivo - Mantenimiento correctivo

8.2.3 Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma.

8.2.4 Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye: La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto 8.3.5.2 y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma. El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación. Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía.

8.2.5 El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad de la empresa instaladora.

8.2.6 El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita (anual para el caso de instalaciones de potencia menor de 5 kWp y semestral para el resto) en la que se realizarán las siguientes actividades:

- Comprobación de las protecciones eléctricas. - Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto al proyecto original y verificación del estado de las conexiones. - Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones, alarmas, etc. - Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores/extractores, uniones, reaprietes, limpieza.

8.2.7 Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.


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8.2.8 Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y autorización de la empresa).

8.3 Garantías

8.3.1 Ámbito general de la garantía

8.3.1.1 Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

8.3.1.2 La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acredite en la certificación de la instalación.

8.3.2 Plazos

8.3.2.1 El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años.

8.3.2.2 Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

8.3.3 Condiciones económicas

8.3.3.1 La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

8.3.3.2 Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante.

8.3.3.3 Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

8.3.3.4 Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.


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8.3.4 Anulación de la garantía

8.3.4.1 La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador, salvo lo indicado en el punto 8.3.3.4.

8.3.5 Lugar y tiempo de la prestación

8.3.5.1 Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de fabricación de algún componente, lo comunicará fehacientemente al fabricante.

8.3.5.2 El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerza mayor debidamente justificadas.

8.3.5.3 Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargo del suministrador.

8.3.5.4 El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.


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ANEXO I

MEDIDA DE LA POTENCIA INSTALADA


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Medida de la potencia instalada de una central fotovoltaica conectada a la red eléctrica

1 Introducción

1.1 Definimos la potencia instalada en corriente alterna (CA) de una central fotovoltaica (FV) conectada a la red, como la potencia de corriente alterna a la entrada de la red eléctrica para un campo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo plano y que opera, sin sombras, a las condiciones estándar de medida (CEM).

1.2 La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse utilizando instrumentos de medida y procedimientos adecuados de corrección de unas condiciones de operación bajo unos determinados valores de irradiancia solar y temperatura a otras condiciones de operación diferentes. Cuando esto no es posible, puede estimarse la potencia instalada utilizando datos de catálogo y de la instalación, y realizando algunas medidas sencillas con una célula solar calibrada, un termómetro, un voltímetro y una pinza amperimétrica. Si tampoco se dispone de esta instrumentación, puede usarse el propio contador de energía. En este mismo orden, el error de la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor.

2 Procedimiento de medida

2.1 Se describe a continuación el equipo necesario para calcular la potencia instalada:

� 1 célula solar calibrada de tecnología equivalente � 1 termómetro de mercurio de temperatura ambiente � 1 multímetro de corriente continua (CC) y corriente alterna (CA) � 1 pinza amperimétrica de CC y CA

2.2 El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de máxima potencia.

2.3 Las medidas se realizarán en un día despejado, en un margen de ±2 horas alrededor del mediodía solar.

2.4 Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de operación sea el punto de máxima potencia.

2.5 Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al inversor y con un multímetro la tensión de CC en el mismo punto. Su producto es Pcc, inv .

2.6 El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las ecuaciones (2) y (3).

2.7 La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio, a la sombra, en una zona próxima a los módulos FV. La irradiancia se mide con la célula (CTE) situada junto a los módulos y en su mismo plano.


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2.8 Finalmente, se corrige esta potencia con las pérdidas.

2.9 Ecuaciones:

2.10 Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes:

2.10.1 Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Si no es posible realizar medidas, pueden obtenerse, parte de ellos, de los catálogos de características técnicas de los fabricantes.

2.10.2 Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los valores indicados en la tabla III.


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Observaciones:

(1) Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección de los cables y su longitud, por la ecuación:

R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios. L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm. S es la sección de cada cable, en cm2.

Normalmente las pérdidas en conmutadores, fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. En nuestro caso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo admisible para la parte CC es 1,5 %.

(2) Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulos y los 25 °C de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento. Si los módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de 30 °C sobre la temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000 W/m2. Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes o tejados, esta diferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C.


149

(3) Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios". Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.

(4) Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide el campo FV al mediodía solar (±2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.


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3 Ejemplo

Potencia total estimada del campo fotovoltaico en CEM = 1693 W.

Si, además, se admite una desviación del fabricante (por ejemplo, 5 %), se incluirá en la estimación como una pérdida.

Finalmente, y después de sumar todas las pérdidas incluyendo la desviación de la potencia de los módulos respecto de su valor nominal, se comparará la potencia así estimada con la potencia declarada del campo fotovoltaico.


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ANEXO II

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN DEL GENERADOR


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Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador distinta de la óptima

1 Introducción

1.1 El objeto de este anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto en el PCT.

1.2 Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:

- Ángulo de inclinación $, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0° para módulos horizontales y 90° para verticales.

- Ángulo de azimut ", definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar (figura 2). Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos orientados al este y +90° para módulos orientados al oeste.

2 Procedimiento

2.1 Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador, se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura 3, válida para una latitud, N, de 41°, de la siguiente forma:

- Conocido el azimut, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación en el caso de N = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del 10 %; para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40 %. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.


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- Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen los valores para latitud � = 41° y se corrigen de acuerdo al apartado 2.2.

2.2 Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

� Inclinación máxima = Inclinación (� = 41°) – (41° – latitud) � Inclinación mínima = Inclinación (� = 41°) – (41°– latitud), siendo 0° su valor

mínimo.

2.3 En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10-4 (� – � + 10)2 +3,5 × 10-5

�2] para 15° < � < 90°

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10-4 (� – � + 10)2] para � � 15°

[Nota: �, �, se expresan en grados, siendo N la latitud del lugar]

3 Ejemplo de cálculo

Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una inclinación de 40° respecto a la horizontal, para una localidad situada en el Archipiélago Canario cuya latitud es de 29°.

3.1 Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación para el caso de � = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de la región 90 %-95 %), máximo para el caso general, con la recta de azimut 15° nos proporcionan los valores (ver figura 4):

Inclinación máxima = 60° Inclinación mínima = 7°

3.2 Corregimos para la latitud del lugar:

Inclinación máxima = 60 ° – (41° – 29°) = 48° Inclinación mínima = 7 ° – (41° – 29°) = –5°, que está fuera de rango y se toma, por lo tanto, inclinación mínima = 0°.

3.3 Por tanto, esta instalación, de inclinación 40°, cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación


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.


155

ANEXO III

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE RADIACIÓN SOLAR POR SOMBRAS


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Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras

1 Objeto

El presente anexo describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna.

2 Descripción del método

El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del Sol. Los pasos a seguir son los siguientes:

2.1 Obtención del perfil de obstáculos

Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para ello puede utilizarse un teodolito.

2.2 Representación del perfil de obstáculos

Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 5, en el que se muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12° en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2,..., D14).


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2.3 Selección de la tabla de referencia para los cálculos

Cada una de las porciones de la figura 5 representa el recorrido del Sol en un cierto período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquella que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en la sección 3 de este anexo.

2.4 Cálculo final

La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.

La sección 4 muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito.

3 Tablas de referencia

Las tablas incluidas en esta sección se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación ($ y ", respectivamente). Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente (véase la figura 5) resultase interceptada por un obstáculo.


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4 Ejemplo

Superficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste. En la figura 6 se muestra el perfil de obstáculos.


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Cálculos:

Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =

= 0,25×B4+0,5×A5+0,75×A6+B6+0,25×C6+A8+0,5×B8+0,25×A10 =

= 0,25×1,89+0,5×1,84+0,75×1,79+1,51+0,25×1,65+0,98+0,5×0,99+0,25×0,11 =

= 6,16 % 6%

5 Distancia mínima entre filas de módulos La distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de

altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión:

d = h/ tan (61°– latitud)

donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla VII en función de la latitud del lugar.

Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d, se muestra la siguiente figura con algunos ejemplos:

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.


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14. ESTUDIO BÁSICO DE SEGUIRDAD Y SALUD

14.1. TIPO DE OBRA

Montaje y puesta en marcha de una instalación solar fotovoltaica conectada a red de 99 kW.

�

14.2. DATOS DE OBRA

14.2.1. EMPLAZAMIENTO.

La instalación se ubica en la finca con referencia catastral Parcela 069 del Polígono 03 del municipio de La Granadella (LLEIDA), con una superficie aproximada de 0,6 ha dentro de una finca de 1,57 ha.

14.2.2. DESCRIPCION DE LAS OBRAS.

La instalación consiste en la construcción de una planta solar fotovoltaica conectada a la red con una potencia de 99 kW, cuyo fin es la generación de energía eléctrica e inyectarla a la red.

14.2.3. DESCRICION DE LOS PRINCIPALES MATERIALES.

Los principales materiales que componen la ejecución de las obras son:

� Placas fotovoltaicas � Convertidores � Seguidores solares. � Cableado eléctrico, equipos de protección y pequeño material

eléctrico. � Hormigón y armado para apoyos y seguidores.

14.3. OBJETO DEL ESTUDIO BASICO DE SEGURIDAD Y SALUD.

El estudio básico de seguridad y salud establece, durante la ejecución de esta obra, las previsiones para la prevención de varios accidentes y enfermedades profesionales, así como información útil para efectuar en su día, en las debidas condiciones de seguridad y salud, los previsibles trabajos posteriores de mantenimiento.

Servirá para dar unas directrices básicas a la empresa constructora para llevar a término sus obligaciones en el terreno de la prevención de riesgos profesionales, facilitando su desarrollo, de acuerdo al Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre, por el cual se establecen disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción.


163

14.4. JUSTIFICACION DEL ESTUDIO

El estudio básico de seguridad y salud, se redacta de acuerdo con lo que dispone el Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre, y en concreto ha de cumplir al Artículo 4 de este Decreto:

� Que el presupuesto de ejecución por contrata incluido en el proyecto sea igual o superior a 75.000.000 pesetas (habría que adaptarlo a euros).

� Que la duración estimada sea superior a 30 días laborables, empleándose en algún momento a más de 20 trabajadores simultáneamente.

� Que el volumen de mano de obra estimada, entendiendo por tal suma de los días de trabajo total del total de los trabajadores en la obra, sea superior a 500.

� Las obras de túneles, galerías, conducciones subterráneas y presas.

14.5. PRINCIPIOS GENERALES APLICABLES DURANTE LA EJECUCION DE LA OBRA.

El Artículo 10 del Real Decreto 1627/1997 de 24 de Octubre, establece que se aplicaran los principios de acción preventiva recogidos en el Artículo 15 de la “Ley de Prevención de Riesgos Laborales (Ley 31/1995 de 8 de Noviembre)” durante la ejecución de la obra y en particular en las siguientes:

A) El mantenimiento de la obra en buen estado de orden y limpieza. B) Elección de emplazamiento de la mejor área de trabajo, teniendo

en cuenta las condiciones de acceso a las vías o zonas de desplazamiento y/o circulación.

C) La manipulación de los diferentes materiales y la utilización de los medios auxiliares.

D) El mantenimiento, el control propio a la puerta de servicio y el control periódico de las instalaciones y dispositivos necesarios para la ejecución de la obra, al objeto de corregir los defectos que puedan afectar a la seguridad y salud de los trabajadores.

E) La delimitación y acondicionamiento de las zonas de almacenaje y depósito de los diferentes materiales, en particular si se trata de materias y sustancias peligrosas.

F) La recogida de materiales peligrosos utilizados. G) El almacenaje y eliminación o evacuación de residuos y

escombros. H) La adaptación en función de la evolución de la obra del periodo

de tiempo efectivo que se tendrá que dedicar a las diferentes faenas o fases del trabajo.

I) La cooperación entre los contratistas, socios contratistas y trabajadores autónomos.

J) Las interacciones e incompatibilidades con cualquier otro tipo de faena o actividad que se realice en la obra o cerca de la obra.


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Los principios de acción preventiva establecidos en el Artículo 15 de la Ley 31/95 son los siguientes:

1) El empresario aplicara las medidas que integren el deber general de prevención, de acuerdo con los siguientes principios generales:

A) Evitar riesgos. B) Evaluar los riesgos que no es posible evitar. C) Combatir los riesgos en su origen. D) Adaptar el trabajo a la persona, en particular en lo que respecta a la

concepción de los puestos de trabajo, elección de equipos y métodos de trabajo y producción, para reducir el trabajo monótono y repetitivo y reducir los efectos del mismo en la salud.

E) Tener en cuenta la evolución técnica. F) Sustituir aquello que es peligroso por algo que tenga poco o ningún

peligro. G) Planificar la prevención, buscando un conjunto coherente que integre

la técnica, la organización del trabajo, las condiciones de trabajo, las relaciones sociales y la influencia de los factores ambientales en el trabajo.

H) Adoptar medidas que antepongan la protección colectiva a la individual.

I) Dar las debidas instrucciones a los trabajadores.

2) El empresario tomara en consideración la capacidad profesional de los trabajadores en materia de seguridad y salud en el momento de encomendar trabajos.

3) El empresario adoptara las medidas necesarias para garantizar que solo trabajadores que haya recibido información suficiente y adecuada puedan acceder a las zonas de riesgo grave y específico.

4) La efectividad de las medidas preventivas deberá prevenir las distracciones e imprudencias no temerarias que pueda cometer el trabajador. Para su aplicación se tendrán en cuenta los riesgos adicionales que puedan implicar determinadas medidas preventivas, que solo podrán adoptarse cuando la magnitud de los citados riesgo sea substancialmente inferior a los de los que se pretende controlar y no existan alternativas más seguras.

5) Podrán concertar operaciones de seguros que tengan como finalidad garantizar como ámbito de cobertura la previsión de riesgos derivados del trabajo, la empresa respecto de sus trabajadores, los trabajadores autónomos respecto de ellos mismos y las sociedades cooperativas respecto a los socios, la actividad de los cuales consista en la presentación de su trabajo personal.


165

14.5.1. ACCESOS A LAS OBRAS.

Cada contratista controlara la entrada a la obra de manera que tan solo las personas autorizadas y con las protecciones personales obligatorias puedan acceder a la obra. El acceso estará cerrado, con avisadores o timbres, o vigilado permanente cuando se abra.

14.6. RIESGOS EN EL AREA DE TRABAJO

Los riesgos más significativos del operario en el área de trabajo son:

� Caídas a diferente nivel. � Caídas al mismo nivel. � Golpes y cortes. � Proyección de particular a los ojos. � Inhalación de polvo.

14.7. PREVENCION DEL RIESGO.

14.7.1. PROTECCIONES INDIVIDUALES.

� Cascos para todas las personas que participen en la obra, incluido visitantes.

� Guantes de uso general. � Guantes de goma. � Botellas de agua. � Botas de seguridad. � Monos de trabajo. � Gafas contra impactos, polvo y gotas. � Protectores auditivos. � Mascarillas anti polvo. � Mascarillas con filtro específico recambiable. � Cinturón de seguridad de sujeción � Ropa contra la lluvia.

14.7.2. PROTECCION COLECTIVA Y SEÑALIZACIONES.

� Señales de tránsito. � Señales de seguridad. � Vallas de limitación y protección.


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14.7.3. INFORMACION.

Todo personal, al inicio de la obra a la que se incorpora, deberá haber recibido de su empresa, la información de los riesgos y medidas correctoras que usara en la realización de las tareas.

14.7.4. FORMACION.

Cada empresa ha de acreditar que su personal en la obra ha recibido su formación en materia de seguridad y salud.

A partir de la selección del personal más cualificado, se designara quien actuara como socorrista en la obra.

14.7.5. MEDICINA PREVENTIVA Y PRIMEROS AUXILIOS.

Se dispondrá de un botiquín con el material necesario.

El botiquín se revisara mensualmente y se repondrá el material consumido.

Se deberá informar en un cartel visible en la obra del emplazamiento más próximo de los diversos centros médicos (servicios propios, mutuas patronales, laborales, ambulatorios, hospitales, etc.) donde avisar o, si es el caso, llevar el posible accidentado para que reciba un tratamiento rápido y efectivo.

14.7.6. RECONOCIMIENTO MEDICO.

Cada contratista acreditara que su personal en la obra ha pasado un reconocimiento médico, que se repetirá cada año.

14.7.7. PREVENCION DE RIESGOS DE DAÑOS A TERCEROS.

Se señalizara, de acuerdo con la normativa vigente, el enlace de la zona de obras con la calle, y se adoptaran las medidas de seguridad que cada caso requiera.

Se señalizaran los accesos naturales a la obra, y se prohibirá el paso a toda persona ajena, colocando una barrera y las indicaciones necesarias.

Se tendrán en cuenta principalmente:

� La circulación de la maquinaria cerca de la obra. � La interferencia de tareas y operaciones. � La circulación de vehículos cerca de la obra.


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14.7.8. PLAN DE SEGURIDAD.

En cumplimiento del Artículo 7 del Real Decreto 1627/1997 del 24 de Octubre de 1997, cada contratista elaborara un plan de seguridad y salud y adoptara este estudio básico de seguridad y salud a sus medios y métodos de ejecución.

Cada plan de seguridad y salud deberá ser aprobado, antes del inicio de las obras, por el coordinador en materia de seguridad y salud en ejecución de la obra.

Este plan de seguridad y salud se hará llegar a los interesados, según establece el Real Decreto 1627/97, para que puedan presentar las sugerencias y alternativas que parezcan oportunas.

El plan de seguridad y salud, junto con la aprobación del coordinador, lo enviara el contratista a los servicios territoriales de Trabajo de la Delegación de Industria correspondiente con la comunicación de obertura de centro de trabajo, como es preceptivo.

Cualquier modificación que introduzca el contratista en el plan de seguridad y salud, como consecuencia de las alteraciones e incidencias que puedan producirse en el transcurso de la ejecución de la obra o bien por variaciones en el proyecto de ejecución que ha servido de base para elaborar este estudio básico de seguridad y salud, requerirá la aprobación del coordinador.

14.7.9. Libro de incidencias.

En la obra habrá un libro de incidencias, bajo control del coordinador de seguridad en fase de ejecución, y a disposición de la dirección facultativa, la autoridad laboral o el representante de los trabajadores, los cuales podrán hacer anotaciones que consideren oportunas con la finalidad de control del cumplimiento.

En caso de una anotación, el coordinador enviara una copia de la anotación a la Inspección de Trabajo de la Delegación de Industria correspondiente dentro de un plazo de 24 horas.

14.8. PRESCRIPCIONES GENERALES DE SEGURIDAD, MEDIOS Y EQUIPOS DE PROTECCION.

14.8.1. PRESCRIPCIONES GENERALES DE SEGURIDAD.

Todo el personal, incluidas las visitas, la dirección facultativa, etc.…, usara para circular por la obra el casco de seguridad.


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En caso de algún accidente en que se necesite asistencia facultativa, aunque sea leve y la asistencia médica se reduzca a una primera cura, el responsable de seguridad del contratista realizara una investigación técnica de las causas de tipo humano y condiciones de trabajo que han posibilitado el accidente.

Además de los trámites establecidos oficialmente, la empresa pasara un informe a la dirección facultativa de la obra, donde especificara:

� Nombre del accidentado; categoría profesional; empresa para la que trabaja.

� Hora, día y lugar del accidente; descripción del accidente; causas de tipo personal.

� Causas de tipo técnico; medidas preventivas para evitar que se repita.

� Fechas límites para la realización de las medidas preventivas.

Este informe se pasara a la dirección facultativa y al coordinador de seguridad en fase de ejecución al día siguiente del accidente como muy tarde.

La dirección facultativa y el coordinador de seguridad podrán aprobar el informe i exigir la adopción de medidas complementarias no indicadas en el informe.

El cumplimiento de las prescripciones generales de seguridad no va en detrimento de la sujeción a las ordenanzas y reglamentos administrativos de derecho positivo y rango superior, ni exime de cumplirlas.

La maquinaria de la obra dispondrá de las protecciones y de los resguardos originales de fabrica, o bien las adaptaciones mejoradas con el aval de un técnico responsable de que se garantice la operatividad funcional preventiva.

Toda la maquinaria eléctrica que se use en la obra tendrá conectadas las carcasas de los motores y los chasis metálicos a tierra, para lo cual se instalaran las piquetas de tierra necesarias.

Las conexiones y las desconexiones eléctricas a maquinas o instalaciones las hará siempre el electricista de la obra.

Queda expresamente prohibido efectuar el mantenimiento o el engrasado de las maquinas en funcionamiento.

14.8.2. CONDICIONES DE LOS MEDIOS DE PROTECCIÓN.

Todos los equipos de protección individual (EPI’s) y sistemas de protección colectiva (SPC) tendrán fijado un periodo de vida útil.


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Cuando, por circunstancias de trabajo, se produzca un deterioramento mas rápido de una determinada pieza o equipo, esta se repondrá, independientemente de la duración prevista o de la fecha de entrega.

Aquellas piezas que por su uso hayan adquirido más juego o tolerancia de las admitidas por el fabricante, serán reemplazadas inmediatamente.

El uso de una pieza o equipo de protección nunca representara un riesgo por sí mismo.

14.8.3. EQUIPOS DE PROTECCION INDIVIDUAL (EPI).

Cada contratista llevara el control de entrega de los equipos de protección individual (EPI) de la totalidad del personal que interviene en la obra.

Se describe en este apartado, la indumentaria para la protección personal que se usa más y con mayor frecuencia en un centro de trabajo del ramo de la construcción, en función de los riesgos más corrientes a que están expuestos los trabajadores de este sector.

1) Casco:

El casco ha de ser de uso personal y obligado en las obras de construcción. Ha de estar homologado de acuerdo con la norma técnica reglamentaria MT-1, Resolución de la DG de Trabajo de 14-12-74, BOE núm. 312 de 30-12-74.

Las características principales son:

� Clase N: Se usa en trabajos con riesgos eléctricos a tensiones inferiores o iguales a 1000 v.

� Peso: No ha de sobrepasar los 450 gramos.

Los que hayan sufrido impactos violentos o tengan más de cuatro años, aunque no hayan sido utilizados, habrán de ser sustituidos por otros nuevos.

En casos extremos, los podrán utilizar diferentes trabajadores, siempre que se cambien las piezas en contacto con la cabeza.

2) Calzado de seguridad:

Ya que los trabajadores del ramo de la construcción están sometidos al riesgo de accidentes mecánicos, y que existe la posibilidad de perforación de las suelas por clavos, es obligatorio el uso de calzado de seguridad (botas) homologado de acuerdo con la Norma Técnica reglamentaria MT-5, Resolución de la DG de Trabajo de 31-01-80, BOE núm. 37 de 12-02-80.


170


� Clase: Calzado con puntera (la plantilla será opcional en función del riesgo de punción plantar).

� Peso: No ha de sobrepasar 800 gramos.

Cuando haya que trabajar en terrenos húmedos o se puedan salpicar por agua o mortero, las botas han de ser de goma según la Norma Técnica reglamentaria MT-27, Resolución de la DG de Trabajo de 03-12-81, BOE núm. 305 de 22-12-81, clase E.

3) Guantes:

Para evitar agresiones en las manos de los trabajadores (dermatosis, cortes, picadoras, etc.) hace falta usar guantes. Pueden ser de diferentes materiales, como por ejemplo:

� Algodón o punto: trabajos ligeros. � Cuero: manipulaciones en general. � Látex rugoso: manipulación de piezas que corten. � Lona: manipulación de maderas. � Aislantes de electricidad: actuaciones sobre instalaciones de baja

tensión hasta 1000 v o para maniobras en alta tensión de 30000 v.

Para la protección contra los agresivos químicos han de estar homologados según la Norma Técnica reglamentaria MT-11, Resolución de la DG de Trabajo de 06-05-77, BOE núm. 158 de 04-07-77.

Para los trabajos en los que pueda haber riesgo de electrocución, hay que usar guantes homologados según la Norma Técnica reglamentaria MT-4, Resolución de la DG de Trabajo de 28-07-75, BOE núm. 211 de 02-11-75.

4) Cinturones de seguridad:

Cuando se trabaja en un sitio alto y haya peligro de caídas eventuales, es preceptivo el uso de cinturones de seguridad homologados según la Norma Técnica reglamentaria MT-13, Resolución de la DG de Trabajo de 08-06-77, BOE núm. 210 de 02-09-77.


� Clase A: Cinturón de sujeción. Se deben usar cuando el trabajador no se haya de desplazar o cuando sus desplazamientos sean limitados. El elemento de sujeción ha de estar siempre tirante para impedir la caída libre.


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5) Protectores auditivos:

Cuando los trabajadores estén en un lugar o área de trabajo con un nivel de ruido superior a los 80 dB, es obligatorio el uso de protectores auditivos, que siempre serán de uso individual.

Estos protectores deben estar homologados de acuerdo con la Norma Técnica reglamentaria MT-2, Resolución de la DG de Trabajo de 28-01-75, BOE núm. 209 de 01-09-75.

6) Protectores de la vista:

Cuando los trabajadores estén expuestos a proyección de partículas, polvo o humo, salpicaduras de líquidos y radiaciones peligrosas o deslumbrantes, deberán protegerse la vista con gafas de seguridad y/o apantalladas.

Las gafas oculares de protección anti-impactos deben estar homologados de acuerdo con la Norma Técnica reglamentaria MT-16, Resolución de la DG de Trabajo de 14-06-78, BOE núm. 196 de 17-08-78, y MT-17, Resolución de la DG de Trabajo de 28-06-78, BOE de 09-09-78.

7) Ropa de trabajo:

Los trabajadores de la construcción deben usar ropas de trabajos, preferiblemente del tipo rana, facilitada por la empresa en las condiciones fijadas en el convenio colectivo provincial.

La ropa debe ser de tejido ligero y flexible, ajustada al cuerpo, sin elementos adicionales, y fácil de limpiar.

En caso de tener que trabajar bajo la lluvia o en condiciones de humedad similares, se les entregara ropa impermeable.

14.8.4. SISTEMAS DE PROTECCION COLECTIVOS (SPC).

Se describen en este apartado las protecciones de carácter colectivo, que tiene como función principal hacer de pantalla entre el foco de posibles agresiones y la persona u objeto a proteger.

1) Vallas autónomas de limitación y protección: �

Tendrán como mínimo 100 cm de altura, y serán construidas a base de tubos metálicos. La valla debe ser estable y no se debe poder mover ni caer.


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Deberán tener una resistencia suficiente (150 kg/ml) para garantizar la retención de personas u objetos, y una altura mínima de protección de 90 cm, listón intermedio y rodapiés.

�

2) Cables de sujeción de cinturón de seguridad (anclajes):

Tendrá una resistencia suficiente para soportar los esfuerzos a que puedan estar sometidos de acuerdo con su función protectora.

3) Escalas de mano:

Deberán ir provistas de zapatos antideslizantes. No se usaran simultáneamente por dos personas. La longitud sobrepasara en 1 metro en punto superior de desembarco. Tendrán un anclaje perfectamente resistente en su parte superior para evitar movimientos. Tanto la subida como la bajada de la escalera de mano se hará siempre de cara a la escalera.

14.9. SERVICIOS DE PREVENCION.

14.9.1. SERVICIO TECNICO DE SEGURIDAD Y SALUD.

Todos los contratistas deben tener asesoramiento técnico en seguridad y salud, propio o externo, de acuerdo con el Real Decreto 39/1997 sobre servicios de prevención.

14.9.2. SERVICIO MEDICO.

Los contratistas de esta obra dispondrán de un servicio médico de empresa, propio o mancomunado.

Todo el personal de nuevo ingreso en la contrata, aunque sea eventual o autónomo, deberá pasar un reconocimiento médico pre laboral obligatorio. También son obligatorias las revisiones médicas anuales de los trabajadores ya contratados.

14.10. COMITÉ DE SEGURIDAD Y SALUD.

Se constituirá el Comité de Seguridad y Salud cuando sea necesario, según la legislación vigente y lo que dispone el convenio colectivo provincial del sector.

Se nombrara por escrito socorrista al trabajador voluntario que tenga capacidad y conocimientos acreditados de primeros auxilios, con el visto bueno del servicio médico. Es interesante que participe en el Comité de Seguridad y Salud.

El socorrista revisara mensualmente el botiquín y repondrá inmediatamente lo que se haya consumido.


173

14.11. INSTALACIONES DE SALUBRIDAD Y CONFORT. �

Las instalaciones provisionales de obra se adaptaran, por lo que se refiere a elementos, dimensiones y características, a lo previsto en lo especificado en los Artículos 44 de la Ordenanza general de seguridad e higiene, y 335, 336 y 337 de la Ordenanza laboral de la construcción, vidrio y cerámica.

14.12. CONDICIONES ECONOMICAS.�

El control económico de las partidas que integran el presupuesto del estudio básico de seguridad y salud que sean abonables al contratista principal, será idéntico al que se aplique al estado de medidas del proyecto de ejecución.

14.13. CUMPLIMIENTO DEL RD 1627/1997 POR PARTE DEL PROMOTOR: COORDINADOR DE SEGURIDAD Y AVISO PREVIO.

El promotor debe designar un coordinador de seguridad en la fase de ejecución de las obras para que asuma las funciones que se definen en el RD 1627/1997.

El promotor debe efectuar un aviso a los Servicios Territoriales de Trabajo de la Delegación de Industria correspondiente, antes del inicio de las obras.

El aviso previo se redactara de acuerdo con lo dispuesto en el anexo III del RD 1627/1997, de fecha 24-10-97.

14.14. NORMATIVA APLICABLE DE SEGURIDAD Y SALUD A LAS OBRAS.

Relación de normas y reglamentos aplicables:

Directiva 92/57/CEE de 24 de Junio (DO: 26/08/92) Disposiciones mínimas de seguridad y salud que deben aplicarse en las obras de construcción temporal o móvil.

RD 1627/1997 de 24 de Octubre (BOE: 25/20/97) Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras de construcción. Transposición de la Directiva 92/57/CEE. Deroga el RD 555/86 sobre obligatoriedad de inclusión del Estudio de Seguridad e Higiene en proyectos de edificación y obras publicas.

Ley 31/1995 de 8 de Noviembre (BOE: 10/11/95) Prevención de riesgos laborales. Desarrolo de la Ley a través de las siguientes disposiciones.

RD 39/1997 de 17 de Enero (BOE: 31/01/97) Reglamento de los servicios de prevención. Modificaciones: RD 780/1998 de 30 de Abril (BOE: 01/05/98)


174

RD 485/1997 de 14 de Abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas en materia de señalización de seguridad y salud en el trabajo.

RD 486/1997 de 14 de Abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas de seguirá y salud en los lugares de trabajo. En el capítulo 1 se excluyen las obras de construcción pero el RD 1627/1997 lo nombra en cuanto a escaleras de mano. Modifica y deroga algunos capítulos de la Ordenanza de Seguridad e Higiene en el trabajo (O. 09/03/1971).

RD 487/1997 de 14 de Abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la manipulación manual de cargas que entrañen riesgos, en particular dorso lumbar, para los trabajadores.

RD 488/1997 de 14 de Abril (BOE: 23/04/97) Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas al trabajo con equipos que incluyen pantallas de visualización.

RD 664/1997 de 12 de Mayo (BOE: 24/05/97) Protección de los trabajos contra los riesgos relacionados con la exposición a agentes biológicos durante el trabajo.

RD 665/1997 de 12 de Mayo (BOE: 24/05/97) Protección de los trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición a agentes cancerígenos durante el trabajo.

RD 773/1997 de 30 de Mayo (BOE: 12/06/97) Disposiciones mínimas de seguridad y salud, relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

RD 1215/1997 de 18 de Julio (BOE: 07/08/97) Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo. Transposición de la Directiva 89/655/CEE sobre utilización de los equipos de trabajo. Modifica y deroga algunos capítulos de la Ordenanza de Seguridad e Higiene en el trabajo (O. 09/03/1971).

O. de 20 de Mayo de 1952 (BOE: 15/06/52) Reglamento de Seguridad e Higiene del Trabajo en la Industria de la Construcción. Modificaciones: O. de 10 de Diciembre de 1953 (BOE: 22/12/53).

O. de 23 de Septiembre de 1966 (BOE: 01/10/66). Art. 100 a 105 derogados por O. de 20 de Enero de 1956.

O. de 31 de Enero de 1940. Andamio: Cap. VII, art.66 a 74 (BOE: 03/02/40) Reglamento general sobre Seguridad e Higiene.

O. de 28 de Agosto de 1970. Art. 1 a 4, 183 a 291 y Anexos I y II (BOE: 05/09/70; 09/09/70). Ordenanza del trabajo para las industrias de la construcción, vidrio y cerámica. Corrección de erratas: (BOE: 17/10/70).


175

O. de 20 de Septiembre de 1986 (BOE: 13/10/86). Modelo de libro de incidencias correspondientes a las obras en que sea obligatorio el estudio de Seguridad e Higiene. Corrección de erratas: (BOE: 31/10/86).

O. de 16 de Diciembre de 1987 (BOE: 29/12/87). Nuevos modelos para la notificación de accidentes de trabajo e instrucciones para su cumplimiento y tramitación.

O. de 31 de Agosto de 1987 (BOE: 18/09/87). Señalización, balizamiento, limpieza y terminación de obras fijas en vías fuera de poblado.

O. de 23 de Mayo de 1977 (BOE: 14/06/77) Reglamento de aparatos elevadores para obras. Modificación: O. de 7 de Marzo de 1981 (BOE: 14/03/81).

O. de 28 de Junio de 1988 (BOE: 07/07/88). Instrucción Técnica Complementaria MIE-AEM 2 del Reglamento de Aparatos de elevación y Manutención referente a grúas-torre desmontables para obras. Modificación: O. de 16 de Abril de 1990 (BOE: 24/04/90).

O. de 31 de Octubre de 1984 (BOE: 07/11/84). Reglamento sobre seguridad de los trabajos con riesgo de amianto.

O. de 7 de Enero de 1987 (BOE: 15/01/87). Normas complementarias del Reglamento sobre seguridad de los trabajos con riesgo de amianto.

RD 1316/1989 de 27 de Octubre (BOE: 02/11/89). Protección a los trabajadores frente a los riesgos derivados de la exposición al ruido durante el trabajo.

O. de 9 de Marzo de 1971 (BOE: 16 i 17/03/71). Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el trabajo. Corrección de erratas: (BOE: 06/04/71). Modificación: (BOE: 02/11/89).

Derogados algunos capítulos por Ley 31/1995, RD 485/1997, RD 486/1997, RD 665/1997, RD 773/1997 y RD 1215/1997.

O. de 12 de Enero de 1998 (DOGC: 27/01/98). Se aprueba el modelo de “Llibre d’Incidencies en obres de Construccio”.

Resoluciones aprobatorias de Normas Técnicas Reglamentarias para distintos medio de protección personal de trabajadores.

• R. de 14 de Diciembre de 1974 (BOE: 30/12/74): N.R. MT-1: Cascos no metálicos.

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 01/09/75): N.R. MT-2: Protectores auditivos.

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 02/09/75): N.R. MT-3: Pantallas para soldadores. Modificación: (BOE: 24/10/75).


176

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 03/09/75): N.R. MT-4: Guantes aislantes de electricidad. Modificación: (BOE: 25/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 04/09/75): N.R. MT-5: Calzado de seguridad contra riesgos mecánicos. Modificación: (BOE: 27/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 05/09/75): N.R. MT-6: Banquetas aislantes de maniobras. Modificación: (BOE: 28/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 06/09/75): N.R. MT-7: Equipos de protección personal de vías respiratorias. Normas comunes y adaptadores faciales. Modificación: (BOE: 29/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 08/09/75): N.R. MT-8: Equipos de protección personal de vías respiratorias: filtros mecánicos. Modificación: (BOE: 30/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 09/09/75): N.R. MT-9: Equipos de protección personal de vías respiratorias: mascarillas auto filtrantes. Modificación: (BOE: 31/10/75).

• R. de 28 de Julio de 1975 (BOE: 10/09/75): N.R. MT-10: Equipos de protección personal de vías respiratorias: filtros químicos y mixtos contra amoniaco. Modificación: (BOE: 01/11/75).

Normativa de ámbito local (ordenanzas municipales).


15. MEDICIONES.��

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16.3. PRESUPUESTO.

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16.4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO.

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17. PERIODO DE AMORTIZACION.

Existe financiación de hasta el 90% de la inversión a través de un préstamo subvencionado del Instituto de Crédito Oficial (ICO) y una subvención a fondo perdido del Instituto de Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE).

De este modo el cliente sólo aporta inicialmente el 10% de la inversión y el préstamo prácticamente se paga con los ingresos por venta de electricidad, así que a partir del séptimo año, una vez liquidado el préstamo, los ingresos son ganancias netas.

17.1. SUBVENCIONES MEDIANTE ACUERDO IDAE (INSTITUTO DE DIVERSIFICACIÓN Y AHORRO DE LA ENERGÍA) E ICO (INSTITUTO DE CRÉDITO OFICIAL).

Actualmente es la manera más factible de financiar una instalación fotovoltaica conectada a red; el producto combina una subvención a fondo perdido que proviene de IDAE más un préstamo ICO con interés subvencionado.

ICO: Préstamo subvencionado 70% a devolver en 7 años con un interés de Euribor + 1 punto. IDAE: Subvención a fondo perdido del 20 % del coste elegible de la Instalación además de una subvención de 3 puntos en los intereses del préstamo ICO con un máximo de 996€ por cada 10.000€. Forma de tramitación: Se tramitan conjuntamente a través de una entidad financiera acogida al convenio.

A día de hoy, el Euribor esta en 1,63% por la bajada de los intereses, si le sumamos el punto adicional que nos añaden tenemos un interés del 2,63% pero con la subvención del IDAE que nos cubre 3 puntos en conceptos de interés obtendríamos un interés negativo y no tendríamos que devolver dinero en concepto de intereses en el préstamo ICO.

Hacer un calculo en esta situación no seria factible ya que el Euribor el año pasado estaba de media en 5,5% y seguramente en los próximos 7 años, en los que se debe devolver el préstamo ICO, volvara a este valor medio; para esto se determina un Euribor fijo medio para los próximos 7 años del 3% que añadiendo el punto adicional que se añade y quitando los 3 puntos de la subvencion del IDAE nos quedara un interés fijo del 1% para poder realizar nuestros cálculos.

Hay que decir que ya que el interés el ficticio y estimativo, el dinero real a devolver será aproximado, pero será una aproximación bastante real.

17.2. VENTAJAS FISCALES.

Desgravación del 10% de la inversión no subvencionada de la cuota del impuesto de sociedades, lo que puede mejorar significativamente los niveles de rentabilidad. Ley 36/2003. En caso de particulares, se repercute la desgravación de la actividad económica sobre el IRPF del titular.


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17.3. COSTES DE INVERSION PREVISTOS, FINANCIACION Y SUBVENCIONES.

Coste de la inversion 641.593,21 € Subvencion a fondo perdido I.D.A.E. 128.318,64 € 20% Otras subvenciones 0,00 € Total subvenciones 128.318,64 € 20% Coste Neto del Cliente 513.274,57 € 80%

Produccion anual esperada 203.417,83 kWh Precio de compra de la compañía 0,32 € kWh Ingresos venta anual electricidad 65.093,71 € Pay Back Simple inversion 7,89 años

Prestamo subvencionado IDAE-ICO 449.115,25 € 70% Periodo 7,00 años Interes prestamo Euribor + 1 Subvencion intereses I.D.A.E. - 3 puntos Total intereses abonados por I.D.A.E. 13.473,46 €

Desembolso incial cliente 64.159,32 € Intereses a pagar en 7 años 4.491,15 € Cuota a pagar durante 7 años 5.400,08 € /mensuales 64.800,91 € /anuales

Desgravacion impuestos de sociedades 6.415,93 € 10%

17.4. CONCLUSIONES.

Podemos concluir que:

� Debido a los cálculos realizados, la inversión inicial ser reduce al 10 % del coste total de la inversión.

� Durante 7 años devolveremos el dinero del préstamo ICO con los ingresos de la venta de la producción de la energía de nuestra planta dejándonos un pequeño beneficio neto anual de 300€ aproximadamente que se pueden usar para cubrir gastos de mantenimiento o otros gastos que puedan surgir en este periodo.


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� A partir del séptimo año, el beneficio será totalmente neto produciendo, si no se modifican la leyes de compra de energía eléctrica, unos 65.000 € anuales de ingresos solo debiendo de pagar posibles reparaciones y/o el mantenimiento de la instalación.


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18. PLANOS

Documents

DISEÑO DE UNA PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CONECTADA …sauron.etse.urv.es/public/PROPOSTES/pub/pdf/1381pub.pdf · Calculo para una zapata de 2,2 x 2,2 x 0,7. 37 6.4.2.2. Calculo para