Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de...

Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de 100 kW interconectada a la red

eléctrica

TITULACIÓN: Ingeniería Técnica Industrial en Electricidad

AUTOR: Sergi Español Fernández

DIRECTOR: Lluís Massagués Vidal

FECHA: Septiembre del 2013

1

Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de 100 kW interconectada a la red eléctrica

1. Índice general

TITULACIÓ: Ingeniería Técnica Industrial en Electricidad




2

2.MEMORIA

2.0. Hoja de identificación.................................................................................................. 9

2.1. Objeto.......................................................................................................................... 10

2.2. Alcance........................................................................................................................ 10

2.3. Antecedentes............................................................................................................... 10 2.3.1. Introducción.......................................................................................................... 10

2.3.2. Producción de energia eléctrica a partir de la radiación solar.............................. 10

2.4. Normas y referencias.................................................................................................. 20 2.4.1. Discposiciones legales y normes aplicades.......................................................... 20

2.4.2. Bibliografia........................................................................................................... 22

2.4.3. Programas de cálculo............................................................................................ 22

2.4.4. Plan de gestión de la cualidad aplicado durante la redacción del proyecto.......... 22

2.5. Definiciones y abraviaturas....................................................................................... 23 2.5.1. Definiciones.......................................................................................................... 23

2.5.2. Abreviaturas.......................................................................................................... 24

2.6. Requisitos de diseño................................................................................................... 24 2.6.1. Energia solar fotovoltaica..................................................................................... 24

2.7. Análisis de soluciones................................................................................................. 25 2.7.1. Paneles solares...................................................................................................... 25

2.7.2. Estructura.............................................................................................................. 26

2.7.3. Inversor................................................................................................................. 27

2.7.4. Protecciones.......................................................................................................... 28

2.7.5. Sobrecargas soportadas......................................................................................... 28

2.7.6. Estudio energético y de rendimiento.................................................................... 29

2.7.7. Radiación. Inclinación y orientación de los módulos........................................... 29

2.7.8. Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico................................. 30

2.7.9. Mantenimiento de la instalación........................................................................... 30

2.8. Resultados finales....................................................................................................... 31 2.8.1. Instalación solar fotovoltaica................................................................................ 31

2.8.2. Línea subterrània de media tensión...................................................................... 40

2.8.3. Centro de transformación..................................................................................... 43

2.9. Planificación................................................................................................................ 45

2.10. Orden de prioridad entre documentos básicos...................................................... 46

3

3.ANEXOS

3.1. Cálculo del sistema fotovoltaico................................................................................ 50 3.1.1. Características de los equipos utilizados.............................................................. 50

3.1.2. Consideraciones.................................................................................................... 51

3.1.3. Número máximo de módulos por ramal............................................................... 52

3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal................................................................ 52

3.1.5. Número de ramales en paralelo............................................................................ 53

3.1.6. Conexión elegida.................................................................................................. 54

3.1.7. Orientación e inclinación...................................................................................... 54

3.1.8. Sombras y distancias entre paneles...................................................................... 54

3.1.9. Pérdidas y rendimiento energético....................................................................... 55

3.1.10. Producción de la instalación............................................................................... 55

3.1.11. Tabla resumen viabilidad.................................................................................... 56

3.1.12. Tabla de amortización........................................................................................ 56

3.1.13. Cálculo de los conductores y canalizaciones...................................................... 57

3.1.14. Cálculo cables y canalizaciones de la parte A.C. de la instalación.................... 58

3.1.15. Cálculo de las proteccions.................................................................................. 60

3.1.16. Dimensionado de la zanja B.T............................................................................ 61

3.1.17. Sobrecargas soportadas....................................................................................... 61

3.2. Cálculo de la línia subterrània de M.T..................................................................... 62 3.2.1. Consideraciones iniciales..................................................................................... 62

3.2.2. Cálculo de la sección de los conductores............................................................. 62

3.2.3. Intensidad màxima en régimen permanente......................................................... 62

3.2.4. Intensidad de cortocircuito màxima admissible................................................... 63

3.2.5. Dimensionado del tubo......................................................................................... 64

3.2.6. Dimensionado de la zanja M.T............................................................................. 64

3.2.7. Protección para línia subterrània de M.T.............................................................. 64

3.3. Cálculo del C.T........................................................................................................... 64 3.3.1. Intensidad de media tensión................................................................................. 64

3.3.2. Intensidad de baja tensión..................................................................................... 65

3.3.3. Cortocircuitos....................................................................................................... 65

3.3.4. Dimensionado del embarrado............................................................................... 67

3.3.5. Protección contra sobracargas y cortocircuitos.................................................... 67

3.3.6. Dimensionado de los puentes de M.T.................................................................. 68

3.3.7. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T............................. 68

4

3.3.8. Dimensionado del pozo apagafuegos................................................................... 68

3.3.9. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra............................................... 68

4.PLANOS

4.1. Ubicación

4.2. Situación

4.3. Emplazamiento

4.4. Planta instal·lacions

4.5. Esquema unifilar instalación fotovoltaica

4.6. Alzado, planta y perfil centro de transformación

4.7. Esquema unifilar centro de transformación

4.8. Detalle zanjas

5.PLIEGO DE CONDICIONES

5.1. Pliego de condiciones generales................................................................................. 73 5.1.1. Objeto................................................................................................................... 73

5.1.2. Generalidades....................................................................................................... 73

5.1.3. Obligaciones del proyectista................................................................................. 73

5.1.4. Obligaciones del contractista................................................................................ 74

5.1.5. Control de la obra y libro de órdenes................................................................... 75

5.1.6. Replanteo de obra................................................................................................. 75

5.1.7. Calidades.............................................................................................................. 76

5.1.8. Mediciones y certificaciones................................................................................ 76

5.1.9. Recepción de la instalación.................................................................................. 77

5.2. Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica........................ 79

5.2.1. Objeto................................................................................................................... 79

5.2.2. Normativa............................................................................................................. 79

5.2.3. Condiciones específicas de los materiales............................................................ 80

5.2.4. Recepción y pruebas............................................................................................. 86

5.2.5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento..................................... 87

5.2.6. Garantías............................................................................................................... 88

5.3. Pliego de condiciones técnicas de líneas subterráneas de media tensión............... 90 5.3.1. Objeto................................................................................................................... 90

5.3.2. Normativa............................................................................................................. 90


5

5.3.4. Recepción de la obra............................................................................................. 92

5.3.5.Mediciones y pruebas............................................................................................ 93

5.4. Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación................................ 93 5.4.1. Objeto................................................................................................................... 93

5.4.2. Normas básicas de materiales............................................................................... 93

5.4.3. Obra civil.............................................................................................................. 94

5.4.4. Instalación eléctrica.............................................................................................. 97

5.4.5. Pruebas reglamentarias......................................................................................... 99

5.4.6. Puesta en Servicio............................................................................................... 100

5.4.7. Puesta fuera de Servicio..................................................................................... 100

5.4.8. Mantenimiento.................................................................................................... 100

6.MEDICIONES

6.1. Medición de instalación solar.................................................................................. 104

6.2. Medición de centro de transformación................................................................... 105

6.3. Medición de línia subterránea B.T......................................................................... 107

6.4. Medición de línia subterránea M.T........................................................................ 108

6.5.Mediciones de varios................................................................................................. 108

7.PRESUPUESTO

7.1. Presupuesto descompuesto...................................................................................... 112

7.2. Listado presupuesto................................................................................................. 121

7.3. Hoja resumen............................................................................................................ 125

8.ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD

8.1. Objeto del presente estudio..................................................................................... 129

8.2. Datos relativos del proyecto..................................................................................... 129

8.3. Centro asistencial más próximo de la instalación.................................................. 129

8.4. Análisis de riesgos..................................................................................................... 130

8.5. Medidas preventives................................................................................................. 130 8.5.1. Caídas de persones al mismo nivel..................................................................... 130

8.5.2. Choques contra objetos inmóviles...................................................................... 131

8.5.3. Caídas de objetos desprendidos.......................................................................... 131

8.5.4. Caídas de persones a distinto nivel..................................................................... 132

8.5.5. Pisadas sobra objetos.......................................................................................... 133

6

8.5.6. Golpes por objetos y herramientas..................................................................... 133

8.5.7. Cortes y pinchazos.............................................................................................. 133

8.5.8. Caídas de objetos en manipulación manual........................................................ 134

8.5.9. Exposición a contactos eléctricos indirectes en B.T........................................... 135

8.5.10. Exposición a contactos eléctricos directos M.T............................................... 135

8.5.11. Exposición a contactos eléctricos de M.T........................................................ 136

8.5.12. Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T................................... 136

8.5.13. Sobreesfuerzos físicos puntuales...................................................................... 137

7


2. Memoria





8

2.MEMORIA

2.0. Hoja de identificación.................................................................................................. 9

2.1. Objeto.......................................................................................................................... 10

2.2. Alcance........................................................................................................................ 10

2.3. Antecedentes............................................................................................................... 10 2.3.1. Introducción.......................................................................................................... 10

2.3.2. Producción de energia eléctrica a partir de la radiación solar.............................. 10

2.4. Normas y referencias.................................................................................................. 20 2.4.1. Discposiciones legales y normes aplicades.......................................................... 20

2.4.2. Bibliografia........................................................................................................... 22

2.4.3. Programas de cálculo............................................................................................ 22

2.4.4. Plan de gestión de la cualidad aplicado durante la redacción del proyecto.......... 22

2.5. Definiciones y abraviaturas....................................................................................... 23 2.5.1. Definiciones.......................................................................................................... 23

2.5.2. Abreviaturas.......................................................................................................... 24

2.6. Requisitos de diseño................................................................................................... 24 2.6.1. Energia solar fotovoltaica..................................................................................... 24

2.7. Análisis de soluciones................................................................................................. 25 2.7.1. Paneles solares...................................................................................................... 25

2.7.2. Estructura.............................................................................................................. 26

2.7.3. Inversor................................................................................................................. 27

2.7.4. Protecciones.......................................................................................................... 28

2.7.5. Sobrecargas soportadas......................................................................................... 28

2.7.6. Estudio energético y de rendimiento.................................................................... 29

2.7.7. Radiación. Inclinación y orientación de los módulos........................................... 29

2.7.8. Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico................................. 30

2.7.9. Mantenimiento de la instalación........................................................................... 30

2.8. Resultados finales....................................................................................................... 31 2.8.1. Instalación solar fotovoltaica................................................................................ 31

2.8.2. Línea subterrània de media tensión...................................................................... 40

2.8.3. Centro de transformación..................................................................................... 43

2.9. Planificación................................................................................................................ 45

2.10. Orden de prioridad entre documentos básicos...................................................... 46

9

2.0 Hoja de identificación

Título del Proyecto: Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de 100 kW interconectada a la red eléctrica.

Código de identificación: 21-1227

Solicitante del proyecto:

Solicitante: Ayuntamiento de Reus

CIF: K9804107S

Dirección: Plaça del Mercadal, 1. 43201, Reus.

Teléfono de Contacto: 977 010 010

Autor del proyecto:

Nombre: Sergi Español Fernández

DNI: 77787183 X

Titulación: Ingeniero Técnico Industrial especialidad en Electricidad

Nº Colegiado: 211013

Correo electrónico: [email protected]

Identificación del proyecto:

Tipo de instalación: Central Solar Fotovoltaica conectada a la red

Municipio: Reus (Mercat del Camp)

Provincia: Tarragona

Coordenadas: 41° 07′ Norte, 1° 10′ Este

Potencia Pico/Nominal: 103,6kWp / 100kWn

Tarragona, Septiembre de 2013

CLIENTE TÉCNICO

10

2.1 Objeto

Este proyecto tiene como objetivo la descripción de las características técnicas y económicas del diseño de una central solar fotovoltaica, situada en la zona del Mercat del Camp de Reus (Tarragona), con una potencia nominal generada de 100 kW conectada a la red de MT.

La finalidad de este documento es obtener la aprobación administrativa ante el ministerio de industria para poder ejecutar la instalación y vender la producción de energía eléctrica obtenida a la compañía suministradora.

2.2 Alcance

El presente proyecto comprende el cálculo y diseño de las siguientes instalaciones:

- Selección y distribución de los paneles solares fotovoltaicos, así como las respectivas estructuras de soporte y los inversores.

- Cálculo y selección de los conductores eléctricos, así como su disposición.

- Cálculo y selección de las protecciones contra cortocircuitos, sobrecargas y contactos.

- Cálculo y selección del centro de transformación y sus protecciones.

- Cálculo y selección de la línea de Media Tensión para la conexión a la red y las respectivas protecciones.

2.3 Antecedentes

2.3.1 Introducción

El terreno donde estará ubicada la central fotovoltaica se encuentra en una zona con una climatología que se caracterizada por las altas temperaturas en verano y la aparición de precipitaciones durante la época invernal de forma irregular.

Se observa una correcta radiación durante todas las épocas del año, para un buen funcionamiento de las placas solares.

2.3.2 Producción de energía eléctrica a partir de la radiación solar

2.3.2.1 Radiación solar

El sol constituye una inmensa fuente de radiación electromagnética. Una parte de esta radiación incide en la atmósfera terrestre llegando en menor intensidad en la superficie. Esta reducción de intensidad se debe a diferentes factores. Podemos diferenciar los diferentes tipos de radiación:

11

Radiación directa: Es aquella radiación que llega directamente del Sol en la superficie terrestre sin cambiar la dirección.

Radiación difusa: Es una parte de la radiación que ha sido reflejada o absorbida por nubes, lluvia, polvo o contaminación presente en el aire.

Radiación reflejada: Es la radiación que ha sido reflejada por la superficie receptora. La cantidad de radiación dependerá del coeficiente de reflexión del material. Este coeficiente se denomina albedo.

Figura 2.1. Distribución de la radiación solar

La potencia radiante de 1353 / que llega al planeta Tierra no es la que finalmente se consigue en la superficie terrestre debido a la influencia de los fenómenos atmosféricos, la actividad humana, la forma propia de la Tierra y el ciclo día / noche.

Figura 2.2. Irradiación solar global media en España

12

La atmósfera terrestre atenúa la radiación solar debido a los fenómenos de reflexión, absorción y difusión que los componentes atmosféricos (moléculas de aire, ozono, vapor de agua, , etc.) producen sobre ésta.

La difusión que se produce debido a la presencia de polvo y la contaminación del aire depende, en gran parte, del lugar donde se mide, siendo mayor en zonas industriales y en los lugares más poblados. Los efectos meteorológicos locales como la nebulosidad, la lluvia o la nieve afectan también a la irradiación solar que llega a un determinado lugar.

Para calcular correctamente la producción de la planta solar fotovoltaica proyectada, debemos conocer la irradiación solar en el plano inclinado correspondiente a los paneles fotovoltaicos así como la trayectoria que realizará el Sol en cada época del año. La posición solar viene determinada por el azimut y la altura del Sol.

La orientación del captador se determinará mediante el azimut. Este es el ángulo que forma el sur con la proyección horizontal del sol. El ángulo sur se considera 0 º, el ángulo oeste 90 º positivos y el ángulo este 90 º negativos.

Figura 2.3. Geometría solar

2.3.2.1.1 Irradiación en superficies inclinadas

La radiación solar en una superficie perpendicular a la dirección de propagación de la radiación solar es mayor que en la misma superficie colocada en cualquier otra posición. Al variar el azimut y la altura solar a lo largo del día y del año, el ángulo de incidencia de radiación óptimo en una superficie determinada no es constante. La situación óptima se daría en un plano donde la inclinación y orientación del que variarán constantemente. Sin embargo, generalmente la superficie es fija.

Para considerar si una determinada superficie ya existente es apta para su uso solar, es necesario conocer la radiación solar incidente sobre dicha superficie.

13

La siguiente figura muestra un ejemplo de gráfico donde se ha calculado la radiación solar durante un año en Tarragona, sobre una superficie cualquiera dependiendo del azimut y el ángulo de inclinación.

Figura 2.4. Irradiación solar anual en Tarragona

2.3.2.1.2 Horas solar pico (H.S.P.)

En energía solar fotovoltaica se define un concepto relacionado con la radiación solar de gran interés a la hora de calcular la producción de un sistema fotovoltaico. Se trata de las "horas de sol punta" que se pueden definir como el número de horas al día con una irradiación ficticia de 1000 / que en conjunto suman la misma irradiación total que la real de este día.

El hecho de referir las horas de sol punta a una radiación de 1000 / es de gran interés ya que, como veremos más adelante, la potencia de los paneles está asociada a una radiación de 1000 / por lo que si conocemos las horas de sol punta, la producción energética se calcula multiplicando la potencia del panel para las horas de sol punta y por un factor de pérdidas.

Si la irradiación viene expresada en / es un caso especialmente interesante ya que las horas de sol punta, de acuerdo a la definición dada inicialmente, coinciden con su número en el próximo expresada la irradiación.

2.3.2.2 Célula fotovoltaica

La célula fotovoltaica es un dispositivo electrónico capaz de transformar la energía de la radiación solar en energía eléctrica.

14

La célula fotovoltaica está formada por un material semiconductor en el que se ha realizado una unión pn que da lugar a un campo eléctrico que posibilita el efecto fotovoltaico.

La conversión fotovoltaica es un proceso físico que consiste en la transformación de la energía que proviene de la radiación electromagnética en energía eléctrica cuando es absorbida por un determinado material. Este proceso depende tanto de la intensidad de la radiación incidente como de las propiedades intrínsecas del material.

La materia prima para la fabricación de las células fotovoltaicas más utilizada actualmente es el silicio. El silicio es el material más abundante en la Tierra después del oxígeno, ya que la combinación de ambos forma el 60% de la corteza terrestre.

Una célula comercial estándar, con un área de unos 100 , suficientemente iluminada es capaz de producir una diferencia de potencial de 0,5 y una potencia de 1,47 .

2.3.2.2.1 Tipo de células

Figura 2.5. Tipo de células solares

El silicio utilizado actualmente en la fabricación de les células que componen los módulos fotovoltaicos se presenta en tres formas diferentes:

• Silicio mono cristalino: En este caso el silicio que compone las células de los módulos es un único cristal. La red cristalina es la misma en todo el

15

material y tiene muy pocas imperfecciones. El proceso de cristalización es complicado y costoso, pero es el que proporciona la mayor eficiencia de conversión de luz en energía eléctrica.

• Silicio poli cristalino: El proceso de cristalización no es tan cuidadoso y la red cristalina no es la misma en todo el material. Este proceso es más barato que el anterior pero se obtiene rendimientos ligeramente inferiores.

• Silicio amorfo: En este tipo de silicio no hay red cristalina y se obtiene un rendimiento inferior a los de composición cristalina. Sin embargo posee la ventaja, además de su bajo costo, de ser un material muy absorbente por lo que basta con una capa fina para captar la luz solar.

Actualmente también existen otras tecnologías o procesos de aceptable rendimiento, no todos basados en el silicio, que se encuentran en fase de desarrollo en laboratorios o iniciando el su fabricación en pequeñas plantas. Este es el caso del telurio de cadmio, el arseniuro de galio, células bifaciales, etc.

2.3.2.3 Módulo fotovoltaico

A partir de las células, se pasa a la fabricación y ensamblaje de los módulos fotovoltaicos, que conocemos comercialmente.

El módulo fotovoltaico consiste en la interconexión eléctrica de un determinado número de células solares de forma que la tensión y corriente suministradas incrementan hasta llegar a ajustarse al valor deseado. La unión eléctrica puede ser en serie, se suman las tensiones unitarias manteniéndose fija la corriente, o bien en paralelo, se mantiene fija la tensión y se suman las corrientes. Posteriormente, este conjunto es encapsulado de forma que queda protegido de los fenómenos atmosféricos que puedan afectar cuando esté trabajando al aire libre, dándole al mismo tiempo rigidez mecánica y aislándolo eléctricamente.

Figura 2.6. Partes de un módulo fotovoltaico

16

2.3.2.3.1 Parámetros característicos

Los módulos fotovoltaicos quedan caracterizados por una serie de parámetros eléctricos referidos a unas condiciones climáticas denominadas STC que vienen determinadas por los siguientes valores:

• Temperatura de la célula: 25 º • Radiación solar: 1000 / • Masa de aire: 1,5

El hecho de referenciar los parámetros eléctricos del módulo a unas condiciones determinadas de medida tiene como consecuencia principal que un módulo de una determinada potencia pico, por ejemplo 140 Wp, únicamente generará esta potencia en las condiciones de referencia mencionadas anteriormente. Como las condiciones de temperatura y radiación ambiente casi siempre son diferentes a las condiciones STC, el módulo fotovoltaico generará, en la mayoría de casos, una potencia inferior a la del catálogo. Sólo en los días con la temperatura ambiente baja y con un buen nivel de radiación solar, nos aproximaremos a las condiciones STC y por tanto, la potencia generada por el módulo se aproximará a la potencia proporcionada por el fabricante.

Para hacernos una idea de las condiciones reales de operación de un módulo fotovoltaico, la radiación solar puede oscilar entre valores de 500 800 / mientras que la temperatura de la célula se sitúa entre 15 20 º por encima de la temperatura ambiente.

Dentro de los parámetros eléctricos del módulo fotovoltaico que proporciona el fabricante, los más representativos son los siguientes:

• Potencia pico: Potencia máxima que puede proporcionar un módulo fotovoltaico. Corresponde al punto de la curva característica donde el producto és máximo.

• Tensión de máxima potencia : Es la tensión correspondiente al punto de máxima potencia de la curva característica del módulo fotovoltaico. Es la tensión de trabajo del módulo y la que se utiliza para diseñar los sistemas fotovoltaicos.

• Intensidad de máxima potencia : Es la corriente correspondiente al punto de máxima potencia de la curva característica del módulo fotovoltaico. Es la corriente de trabajo del módulo y la que se utiliza para diseñar los sistemas fotovoltaicos.

• Tensión de circuito abierto : Es la máxima tensión que puede proporcionar el módulo fotovoltaico si se dejan sus terminales en circuito abierto (módulo generante sin estar conectado a ningún tipo de carga).

• Intensidad de cortocircuito : Máxima corriente que es capaz de proporcionar el módulo fotovoltaico si se cortocircuitan sus terminales

0 .

17

2.3.2.3.2 Curvas características

El módulo fotovoltaico es un generador eléctrico que actúa como fuente de intensidad.

Cuando la radiación solar incide sobre el módulo, este fija su tensión alrededor de un valor determinado y va variando su intensidad en función de la intensidad de la radiación incidente. Este proceso está influenciado por la temperatura de las células que constituyen el módulo.

Por lo tanto, la intensidad de radiación y la temperatura de les células son los dos parámetros que determinan las propiedades eléctricas de un módulo fotovoltaico.

Las propiedades eléctricas del módulo fotovoltaico quedan definidas por medio de su curva característica I-V. En ella se representa el comportamiento eléctrico del módulo delante una radiación y temperatura determinadas. En la curva se pueden ver los valores significativos del módulo: , , y .

El punto de la curva característica en el cual el producto de és màxim se denomina punto de máxima potencia del módulo fotovoltaico.

Como se puede observar en la Figura 2.7, cuando más cerca trabaje el módulo de la tensión de máxima potencia, más potencia se obtendrá del módulo fotovoltaico.

Figura 2.7. Curva característica I-V / P-V

18

Figura 2.8. Variación de les características según la radiación solar

Figura 2.9. Variación de las características según la temperatura

2.3.2.4 Separación entre filas

En el caso de instalar varias filas de paneles, los debemos de situar de manera que no se hagan sombra entre ellos y que, por otra parte, ocupen el menor espacio posible, para ahorrar en y en los cables de la instalación. En este caso utilizamos la siguiente expresión:

tan 61º

19

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 las alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plan que contiene las bases de los módulos.

Figura 2.10. Separación entre filas

2.3.2.5 Estructura de soporte

Existen dos tipos de estructura comunes: la fija y el seguidor solar.

Los seguidores solares son estructuras articuladas, que soportan los módulos, y que pueden orientarse mediante motores eléctricos controlados.

Los soportes con seguidor tienen la ventaja de tener aproximadamente un 20% más de rendimiento que los soportes fijos gracias a la posibilidad de poder realizar el seguimiento del recorrido del sol.

Aparte de las ventajas, la estructura con seguidor también presenta algunos inconvenientes, entre los que destacan el impacto visual que genera a nivel paisajístico y el mantenimiento constante de las partes móviles que lo componen.

La estructura de soporte fija tiene las funciones principales de servir de apoyo y de fijar de manera segura los módulos fotovoltaicos, proporcionando una inclinación y orientación adecuadas, para obtener un máximo aprovechamiento de la energía solar incidente. Aunque el rendimiento de una estructura fija no es tanto como el de una estructura con seguidor, no necesita tanto espacio.

2.3.2.6 Tipos de funcionamiento

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

fotovoltaico.

20

• Instalaciones aisladas de la red eléctrica: son sistemas en los que la energía generada se almacena en baterías para poder disponer de su uso cuando sea el momento. Estos sistemas se destinan sobre todo en aquellos lugares en los que se tiene acceso a la red eléctrica y resulta más económico instalar un sistema fotovoltaico que tener una línea entre la red y el punto de consumo.

• Instalaciones conectadas a la red eléctrica: son las que toda la energía generada se envía a la red eléctrica convencional para su distribución donde haya demanda.

2.3.2.7 Inversor

El inversor será el dispositivo que transformará la corriente continua (CC) suministrada por los sistemas fotovoltaicos o sus componentes de almacenamiento, en corriente alterna (CA), necesaria para alimentar la mayoría de los receptores domésticos.

Para conseguir la máxima eficiencia del conjunto generador fotovoltaico inversor, la relación entre la potencia nominal del inversor, , y la potencia pico del generador fotovoltaico que se conecta al inversor, debe ser del orden de 0,7 a 0,8 para climas como los de España.

En general, la potencia del inversor no debe ser superior a la potencia pico del generador fotovoltaico, ya que el inversor no funcionará a su potencia nominal debido a que, en condiciones climáticas reales, un generador fotovoltaico nunca trabajará en condiciones STC.

Teniendo en cuenta estas consideraciones, el rango de potencias nominales del inversor puede oscilar entre 0,7 y 1,2 veces la potencia pico del generador fotovoltaico.

Cuando se seleccione el inversor debe asegurarse de que para cualquier condición climática de irradiación y temperatura funcionará correctamente y que la eficiencia máxima del inversor se corresponda con el rango de irradiación más frecuente del lugar.

Se debe garantizar que para cualquier condición climática, el rango de tensiones a la salida del generador fotovoltaico debe estar dentro del rango de tensiones admisibles en la entrada del inversor. En este sentido hay que tener en cuenta que la tensión en la salida del generador fotovoltaico varía con la temperatura.

2.4 Normas y referencias

2.4.1 Disposiciones legales y normas aplicadas

Para la redacción del presente documento se ha tenido en cuenta las normativas y reglamentaciones siguientes:

2.4.1.1 Normativa de régimen especial y fotovoltaico.

21

• Real Decreto 436/2004, del 12 de Marzo, por el cual se establece la metodología para la actuación y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía en régimen especial.

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

• Real Decreto 1578/2008, de 26 de Septiembre, por el cual se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

• Real Decreto 1565/2010, del 19 de Noviembre, por el cual se regulan y modifican algunos aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

• Real Decreto-Ley 14/2010, de 23 de Diciembre, por el cual se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico.

• Orden ITC/3353/2010, del 28 de Desembre, por la cual se establecen los peajes de acceso a partir del 1 de Enero del 2011 y las tarifas y primas de las instalaciones en régimen especial.

• Real Decreto-Ley 1/2012, del 29 de Enero, por el cual se suprimen las ayudas a las energías renovables en su totalidad.

• Decreto 352/2001, del 18 de Septiembre, sobre procedimientos administrativos aplicables a las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a la red eléctrica.

• Instrucción 5/2006 sobre tramitación de las instalaciones fotovoltaicas que forman parte de una instalación solar, del 31 de Mayo.

• Real Decreto 1580/2006, de 22 de Diciembre, por el cual se regula la contabilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos.

2.4.1.2 Normativa eléctrica y solo de la compañía. • Ley 54/1997, del 27 de Noviembre del sector eléctrico. • Norma UNE 21123, sobre conductores de transporte de energía aislados. • Real Decreto 1955/2000, del 1 de Diciembre, sobre procedimientos de

autorización de las instalaciones de producción, transporte i distribución de energía eléctrica.

• Real Decreto 842/2002, del 2 de Agosto, por el cual se aprueba el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (BOE nº 224 de 18 de Septiembre de 2002).

• Decreto 363/2004, del 24 de Agosto, por el cual se regula el procedimiento administrativo para la aplicación del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.

• Decreto 351/1987, del 23 de Noviembre, por el cual se determinan los procedimientos administrativos aplicables a instalaciones eléctricas (DOGC nº 932 de 28/12/1987).

2.4.1.3 Normativa ambiental y de seguridad.

22

• Decreto 292/1995, del 12 de Diciembre, Reglamento de Avaluación del Impacto Ambiental.

• Decreto 297/1995, del 19 de Diciembre, Reglamento de Cualificación Ambiental. • Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo (OSHT) y Reglamento de

Prevención de Riscos Laborales, como tota la normativa que la complementa. • Directivas Europeas de Seguridad y Contabilidad Electromagnética.

2.4.1.4 Norma para la redacción. • Norma UNE 157001.

2.4.2 Bibliografía

Durante la redacción del proyecto se han utilizado diversas fuentes bibliográficas, entre les cuales destacamos:

• Compendio de Energía Solar: Fotovoltaica, Térmica y Termoeléctrica, José Mª Fernández Salgado, AMV Ediciones; Año 2008.

• Generación de Energía Solar Fotovoltaica, Lluís Jutglar, Ediciones Técnicas Marcombo; Año 2012.

• Sistemas Solares Fotovoltaicos: Fundamentos, Tecnologías y Aplicaciones, Javier Martín Jiménez, AMV Ediciones; Año 2008.

• Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica conectadas a red, Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), Editorial Progensa; Año 2011.

Pàgines web:

• http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ • http://www.hmsistemas.es • www.solarweb.net

2.4.3 Programes de cálculo

• Arquimedes • Autocad • SMA Sunny Design 2.30

2.4.4 Plan de gestión de la cualidad aplicado durante la redacción del proyecto

Para la correcta elaboración del presente proyecto se seguirá un plan de gestión de la cualidad con la finalidad de asegurar la cualidad. Consistirá en contrastar los datos de modo que sea coherente en su totalidad:

23

Es redacta cumpliendo la norma UNE de cualidad, utilizando una bibliografía de rigorosa seriedad.

Las partidas de mediciones se ajustaran a lo expuesto en los planos del proyecto, del mismo modo que los elementos de la instalación, haciendo referencia a la cantidad y al coste económico.

Los precios del apartado de presupuestos se comprobaran con el apartado de mediciones, con los planos i los catálogos de los fabricantes consultados, de manera que resulten coherentes entre sí.

La realización de los cálculos se usa por separado mediante el software de cálculo fiable i a mano, para la posterior comparación y comprobación que se trata de valores correctos.

2.5 Definiciones y abreviaturas

2.5.1 Definiciones

- Radiación solar: energía procedente del sol en forma de ondas electromagnéticas. - 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 / .

- Irradiación: energía incidente en una superficie a lo largo del tiempo. Se mide en / .

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

- Generador fotovoltaico: asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas. - Rama fotovoltaica: subconjunto de módulos interconectados en serie o en

asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador. - Inversor: convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente

alterna. - Potencial nominal del generador: suma de las potencias máximas de los módulos

fotovoltaicos. - Potencia nominal de la instalación fotovoltaica: 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.

- Célula solar o fotovoltaica: dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.

- 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.

- Condiciones Estándar de Medida (CEM): condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares.

24

- Potencia pico ( ): potencia máxima del módulo fotovoltaico en CEM.

2.5.2 Abreviaturas

- REBT: Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión - RLAT: Reglamento de Líneas de Alta Tensión - RAT: Reglamento de Alta Tensión - ITC: Instrucción Técnica complementaria - RD: Real Decreto - UNE: Una Norma Española - BT: Baja tensión - MT: Media Tensión - IA: Interruptor automático - DIF: Interruptor diferencial - IM: Interruptor magnetotérmico - IGA: Interruptor general automático - CT: Centro de Transformación - LSMT: Línea Subterránea de Media Tensión - LAMT: Línea Aérea de Media Tensión

2.6 Requisitos de diseño

2.6.1 Energía solar fotovoltaica

El aprovechamiento de la Energía Solar Fotovoltaica se realiza a través de la transformación directa e inmediata de la radiación procedente del sol en energía eléctrica mediante el llamado “efecto fotovoltaico”.

Esta transformación se lleva a cabo en las denominadas “células solares” que están fabricadas con material semiconductor, en su mayoría silicio.

Cuando la luz del sol incide sobre la célula, los fotones transmiten su energía los electrones del material semiconductor que saltan al exterior generándose así una corriente eléctrica capaz de circular por un circuito externo.

Los módulos fotovoltaicos están formados por el conjunto de células fotovoltaicas unidas eléctricamente entre sí. La potencia máxima que puede suministrar un módulo se denomina potencia pico ( ).

La energía fotovoltaica se caracteriza por ser limpia, silenciosa, de larga duración, de escaso mantenimiento, de elevada fiabilidad, ecológica y no contaminante.

La energía que genera el campo es corriente continua y no puede ser transferida directamente a diferentes equipos o aparatos eléctricos. Para poder hacerlo es necesario convertir esta energía a corriente alterna de la misma tensión y frecuencia de la red. Esta conversión se realiza mediante un dispositivo denominado ondulador o inversor.

La instalación presenta cuatro subsistemas claramente diferenciados:

25

1. Generador Fotovoltaico: Es donde se produce la conversión de la energía eléctrica. El campo fotovoltaico está formado por la interconexión en serie y paralelo de una cantidad de módulos fotovoltaicos. El generador o planta fotovoltaica produce corriente continua.

2. Acondicionamiento de Potencia. Inversores: son dispositivos electrónicos, que basándose en tecnología de potencia transforman la corriente continua procedente de los módulos fotovoltaicos en corriente alterna, de la misma tensión y frecuencia que los aparatos a alimentar.

3. Protecciones: Esta parte representa y constituye una configuración de elementos que actúan como forma de conexión entre la instalación fotovoltaica y los equipos eléctricos en condiciones adecuadas de seguridad. Para esto se requieren unas protecciones necesarias de acuerdo con lo estipulado en el Real Decreto 1663/2000 artículo 11 sobre instalaciones fotovoltaicas con conexión a red.

4. Vertido de la potencia generada a la red. Transformador: Maquina eléctrica que permite aumentar el voltaje del circuito eléctrico de corriente alterna para pasar de BT a MT y así poder verter la energía a la red de MT, manteniendo la frecuencia constante.

2.7 Análisis de soluciones

2.7.1 Paneles solares

La instalación solar fotovoltaica presenta una potencia nominal de 100 kW, con lo que habrá de decidirse por una buena elección del tipo de panel a instalar. Según el material que los componen existen tres tipos de módulos solares:

- Silicio puro mono cristalino: Basados en secciones de una barra de silicio perfectamente cristalizado en una sola pieza. Se alcanzan rendimientos del 16%. Es el panel más caro.

- Silicio puro poli cristalino: Los paneles poli cristalinos se basan en secciones de una barra de silicio que se ha estructurado desordenadamente en forma de pequeños cristales. Son visualmente muy reconocibles por presentar su superficie un aspecto granulado. Se obtiene con ellos un rendimiento inferior que con los mono cristalinos con un 14% siendo su precio también más bajo.

- Silicio amorfo (TFS): Basados también en el silicio, pero a diferencia de los dos anteriores, este material no sigue aquí estructura cristalina alguna. Paneles de este tipo son habitualmente empleados para pequeños dispositivos electrónicos y en pequeños paneles portátiles. Su rendimiento máximo alcanzado es del 8%.

26

2.7.2 Estructura

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.

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.

En función del tipo de estructura que soportaran los módulos nos encontraremos con diferentes soluciones.

a) Estructura de captación solar fija: Es la más fácil y sencilla de instalar i también la más económica. Pero el inconveniente que se encuentra es que este sistema no puede aprovechar toda la radiación solar posible al quedar fijada su orientación e inclinación. Esto hace que se saque provecho del sol un número limitado de horas sin olvidar que la máxima producción se produce cuando los rayos solares inciden perpendicularmente sobre la superficie de captación. Nos encontramos con dos tipos de estructuras fijas:

· Estructura fija anclada: Es el sistema más utilizado, esta estructura va anclada directamente en la cubierta con determinados sistemas de fijación.

· Estructura fija lastrada: Este sistema se utiliza en cubiertas donde no está permitida su perforación, utilizando así unos contrapesos de hormigón.

b) Estructura de captación solar móvil: Estos sistemas consisten en soportes que son movidos mediante motores y controlados mediante sistemas electrónicos con la capacidad de soportar un número de módulos para captar la máxima energía por unidad de superficie. Con este sistema lo que se consigue es localizar la posición del sol de forma automática y orientar los módulos de forma que el sol incida perpendicularmente consiguiendo el máximo rendimiento de captación. El inconveniente de este tipo de seguidores es su elevado coste económico y de instalación pero su ventaja es un mayor aprovechamiento de la energía solar con una mejora de la producción y de la venta a la red. Nos encontramos con dos tipos de estructuras móviles:

· Sistema con seguimiento 1 eje: Estos soportes realizan un cierto seguimiento solar. La rotación del soporte se hace por medio de un solo eje, ya sea horizontal, vertical u oblicuo. Este tipo de seguimiento es más sencillo y más económico que el sistema de 2 ejes, resultando sin embargo incompleto ya que sólo podrá seguir o la inclinación o el azimut del Sol, pero no ambas a la vez.

· Sistema con seguimiento 2 ejes: Con este sistema ya es posible realizar un seguimiento total del sol en altitud y en azimut y siempre se conseguirá que la radiación solar incida perpendicularmente obteniéndose la mayor captación posible.

27

2.7.3 Inversor

Su función principal es convertir la corriente continua procedente de los paneles fotovoltaicos en corriente alterna.

Las instalaciones fotovoltaicas tienen un elevado coste y no pueden permitirse fallos e imprudencias en la explotación de éstas instalaciones, por este motivo los inversores deben tener un alto rendimiento y fiabilidad. El rendimiento de los inversores oscila entre el 90% y el 97%, dicho rendimiento depende de la variación de la potencia de la instalación, por lo que se intentará que el inversor trabaje con potencias cercanas o iguales a la nominal, puesto que si la potencia de entrada al inversor procedente de los paneles fotovoltaicos varía, el rendimiento disminuye.

Para evitar que el rendimiento disminuya con la variación de la potencia de entrada procedente de los paneles solares, los inversores deben estar equipados con dispositivos electrónicos que permitan realizar un seguimiento del punto de máxima potencia de los paneles, permitiendo obtener la máxima eficiencia posible del generador fotovoltaico en cualquier circunstancia de funcionamiento.

Uno de los parámetros importantes que definen un inversor es el rango de tensiones al cual puede funcionar con mayor rendimiento. Esto es importante, ya que la tensión que suministran los paneles del generador fotovoltaico para entregar la máxima potencia no siempre es la misma, sino varía con la temperatura y si esta tensión aumenta o disminuye con forme disminuye o aumenta la temperatura podemos llegar a tener tensiones a la entrada del inversor superiores o inferiores a la tensión normal de funcionamiento del inversor.

En cuanto a la fiabilidad que debe aportar, un inversor debe estar equipado con protecciones que aseguren tanto el buen funcionamiento de la instalación como la seguridad de la misma.

La conversión de corriente continua en alterna podrá realizarse de diversas formas, pero la mejor manera dependerá de la semejanza que tenga la onda de salida a la onda senoidal:

- Inversores de onda cuadrada: la mayoría de los inversores funcionan haciendo pasar la corriente continua a través de un transformador, primero en una dirección y luego en otra. El dispositivo de conmutación que cambia la dirección de la corriente debe actuar con rapidez. A medida que la corriente pasa a través de la cara primaria del transformador, la polaridad cambia 100 veces cada segundo. Como consecuencia, la corriente que sale del secundario del transformador va alternándose, en una frecuencia de 50 ciclos completos por segundo. La dirección del flujo de corriente a través de la cara primaria del transformador se cambia muy bruscamente, de manera que la forma de onda del secundario es "cuadrada", representada en la figura mediante color morado. Los inversores de onda cuadrada son más baratos, pero normalmente son también los menos eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos).

28

- Inversores de onda senoidal modificada: son más sofisticados y caros, y utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso (PWM). El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. La salida no es todavía una auténtica onda senoidal, pero está bastante próxima gracias también a la tecnología DSP (Procesador de señal digital). El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada. En el gráfico se representa en color azul. Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen.

- Inversores de onda senoidal: con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura. Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes y caros, además de ser poco eficientes (a veces sólo un 40% de eficiencia). Últimamente se han desarrollado nuevos inversores senoidales con una eficiencia del 90% o más, dependiendo de la potencia. La incorporación de microprocesadores de última generación permite aumentar las prestaciones de los inversores con servicios de valor añadido como telecontrol, contaje de energía consumida,... Sin embargo su coste es mucho más elevado que el de los inversores menos sofisticados.

2.7.4 Protecciones

Además de las protecciones integradas en el inversor, es necesario equipar la instalación con protecciones adicionales que protejan tanto la seguridad de la instalación y equipos como la seguridad de las personas responsables de su funcionamiento y mantenimiento. La implantación de protecciones deberemos llevarla a cabo atendiendo a la reglamentación vigente para éste tipo de instalaciones, artículo 11 del Real Decreto 1663/2000 y al Reglamento Electrotécnico de Baja tensión:

Al tener tanta potencia continua como potencia alterna, además de equipar la instalación con las protecciones anteriores, serán necesarios dos grupos diferenciados de protecciones para cada caso que se definirán en el anexo de cálculos del proyecto:

a) Protecciones de continua: Este tipo de aparamenta se instalará en la fase de potencia continua de la instalación fotovoltaica, es decir, desde los paneles solares hasta la entrada del inversor.

b) Protecciones de alterna: Estas protecciones se instalarán en la parte de la instalación donde existe potencia alterna, es decir, desde la salida del inversor hasta el punto de conexión de la red de suministro.

2.7.5 Sobrecargas soportadas

Tal y como describe el Pliego de condiciones Técnicas del IDAE, la estructura soporte de los módulos solares deberá resistir sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. Para este caso, no se considerarán sobrecargas por nieve puesto que en esta zona de la provincia de Tarragona

29

no existe apenas riesgo de producirse nevadas durante el invierno y si ocurren, son de baja intensidad no ocasionando posibles sobrecargas a las estructuras.

Por otro lado, se tendrá en cuenta la sobrecarga producida por el viento en dicha zona, la estructura será dimensionada para soportar vientos de unos 140 km/h como máximo. Éste cálculo se realizará partiendo de la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos como es el viento.

En su camino, el viento encontrará una superficie obstáculo de altura definida por las dimensiones de los paneles solares y la inclinación a la que se encuentran. Cuanta mayor sea la inclinación de los paneles solares, mayor será la superficie obstáculo para el viento y por tanto, mayor será la carga que ejerza el viento sobre la estructura, por éste motivo, al tener dos posibles posiciones de los paneles, se dimensionará la estructura poniendo la parte más larga del panel sobre la superficie de la cubierta y con una inclinación de 35º.

2.7.6 Estudio energético y de rendimiento

El diseño de la instalación de la central fotovoltaica comienza con el análisis de la situación del emplazamiento, teniendo en cuenta la latitud, longitud, altitud i orientación del edificio.

Para definir en qué posición se orientarán los módulos se analiza la forma de la cubierta teniendo en cuenta su orientación respecto al Sur, y se estudia cual es el ángulo óptimo de captación de los módulos, se deben tener en cuenta diferentes factores como son la producción pero también las posibilidades en cubierta, seguridad, costes, viabilidad, potencia, se debe buscar la mejor relación de todos estos factores y se debe analizan los posibles obstáculos existentes en la cubierta ya que pueden afectar con sombras al campo fotovoltaico y perjudicar directamente sobre la producción.

Con esta información ya se realiza una configuración y la distribución preliminar de la planta sobre la cubierta, calculando el número de módulos que se pueden colocar y la potencia pico de la instalación.

2.7.7 Radiación. Inclinación y orientación de los módulos

La latitud, la longitud y la altitud son parámetros clave para determinar la radiación disponible en el lugar donde se construirá la planta.

Los datos de radiación serán extraídos de la base de datos de PVGIS (Photovoltaic Geographical Information system) de la Comisión Europea totalmente actualizadas con un ángulo de desviación de 35º Este de azimut, aprovechando la orientación SUR de la cubierta.

30

2.7.8 Estudio de obstáculos y sombras en el campo fotovoltaico

Una vez definida la orientación y la inclinación de los módulos que forman parte del generador fotovoltaico se debe analizar la presencia de obstáculos que puedan afectar a la planta con la proyección de sombras sobre el generador fotovoltaico. Se debe evitar siempre el sombreado de los módulos, ya sea por sombras temporales o permanentes, puesto que estas causan la reducción del rendimiento de la instalación.

Es importante evitar sombras en las horas de máxima radiación (aproximadamente entre las 10:00h y las 15:00h, hora solar). La distancia de sombreado se calculara para el día de menor elevación del sol, es decir, para en el solsticio de invierno (21 de diciembre). Así pues el sombreado de las células tendrá efectos directos sobre el rendimiento total de la planta.

Tipos de sombreado:

- Sombreado temporal: se produce por la nieve, hojas caídas, deposiciones de pájaros y de otros factores que pueden causar suciedad. Este sombreado se puede evitar fácilmente con una inclinación adecuada de los módulos y un mantenimiento preventivo.

- Sombreado permanente: sombras provocadas por los componentes del mismo edificio dónde se instala la planta fotovoltaica o por el entorno. Este sombreado debe evitarse siempre.

2.7.9 Mantenimiento de la instalación

Como se indica en el Pliego de Condiciones Técnicas, deberá realizarse un plan de mantenimiento adecuado en la instalación solar fotovoltaica para asegurar el correcto funcionamiento y óptima explotación de la instalación, además de estos objetivos, con dicho plan de mantenimiento conseguiremos aumentar la eficiencia y la duración de la instalación.

Dentro del plan se deberán realizar dos tipos de mantenimiento:

- Mantenimiento preventivo: este tipo de mantenimiento consiste en inspeccionar visualmente la instalación solar y verificar que los distintos equipos como inversores y paneles solares y dispositivos como protecciones de la instalación funcionan correctamente. Según el Pliego de Condiciones Técnicas del IDAE, si la instalación es de potencia inferior a 5 kWp, debe realizarse una visita al año como mínimo, mientras que si la instalación fotovoltaica es de potencia superior, deberá realizarse una visita cada seis meses a la instalación, en la cual deberán comprobarse las protecciones eléctricas, el estado de los módulos solares así como sus conexiones, el estado del inversor, protecciones y estado de los aislamientos de los conductores.

31

- Mantenimiento correctivo: en este plan de mantenimiento entran todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Ambos tipo de mantenimiento deberá realizarse por personal cualificado para este tipo de instalaciones fotovoltaicas y todas las operaciones llevadas a cabo deberán ser registradas en un informe técnico.

2.8 Resultados finales

2.8.1 Instalación solar fotovoltaica

2.8.1.1 Módulos fotovoltaicos

La elección de paneles de mono cristalino es por su elevada eficiencia frente a las poli cristalinas y amorfas, ya que lo que interesa es sacar la máxima producción posible para obtener un mayor beneficio con la venta de energía.

Los módulos utilizados son del modelo BS-185S del fabricante Brisban Solar, de 185W de potencia pico. Ofrecen garantía 100% Española, de defectos materiales para un período de 5 años y una garantía de producción del módulo durante 25 años. Brisban garantiza una producción del 90% de la potencia nominal durante los primeros 12 años y del 80% de la potencia nominal durante los primeros 25 años.

Los módulos se fabrican con células de alto rendimiento (15,7%) de tecnología de silicio mono cristalino y disponen de los certificados IEC 61215, IEC 61730 aplicación Clase A (TÜV) y marcado CE.

Además, los módulos presentan baja tolerancia del 3% de potencia, lo que permite contar con bajas discrepancias en cuanto a las indicaciones generales.

32

Con esta elección se obtiene una potencia pico en módulos de 103.600 W con un total de 560 módulos.

Los módulos se conectan entre sí en serie 14 módulos y en 4 filas para conseguir la tensión de trabajo del inversor en el punto de máxima potencia.

De cada una de las series se harán llevar los dos cables (positivo y negativo) hasta la caja de protección en continua. Los polos positivos y negativos se conducirán por separado y protegidos según la normativa vigente. Todo el cableado estará en corriente continua de doble aislamiento y adecuado para el uso a la intemperie de acuerdo con la norma UNE 21123.

La caída máxima admisible en los tramos de CC será de 0% es decir, evitaremos que se produzca caída de tensión aumentando la sección del cable.

La distribución del cableado se realizará con bandejas metálicas perforadas, que permiten una óptima evacuación del calor y por tanto se optimiza el rendimiento. El cableado se protegerá de la luz directa gracias a las tapas metálicas de estas bandejas.

Brisban BS-185S Si-Monocristalino Características eléctricas Potencia pico 185 Tolerancia potencia 3 % Voltaje a circuito abierto 44,88 Corriente a cortocircuito 5,48 Voltaje a potencia máxima 36,45 Corriente a potencia máxima 5,08 Células Tipos de células Silicio monocristalino Número de células 72 Características físicas Longitud 1580 Anchura 808 Espesor 35 Peso 17

33

2.8.1.2 Inversor

Para el diseño de la instalación se elegirá el modelo trifásico PV-10 del fabricante Green Power Tech. Este modelo está realizado con tecnología de última generación, utilizando módulos IGBT de alto rendimiento y modulación PWM de alta frecuencia.

Esta tecnología permite el cumplimiento de las normativas más exigentes, cumple con la Directiva 89/336/EWG de la unión europea respecto a compatibilidad electromagnética y con los requisitos de seguridad de las personas y cosas exigidos por la Directiva 2006/95/CE, también cumple con el RD 1578/2008 y RD 1663/200.

A continuación una imagen del inversor escogido una breve descripción de las características técnicas y físicas de este inversor:

También llevara incorporadas protecciones frente a, sobretensiones en DC y AC, sobrecargas y cortocircuitos en AC, sobreintensidades en DC, fallo de aislamiento en DC, modo isla, variaciones de tensión en red, errores en la frecuencia de salida, polarización inversa, sobretemperatura, posibilidad de desconexión manual, frente corrientes asimétricas.

Green Power PV-10 Trifásico Entrada DC Rango de tensiones 425 800 Máxima tensión 900 Máxima corriente 25 Máxima pot. Fv recomend. 12 Salida AC Tensión 3 400 Potencia nominal 10 Intensidad máxima 17,5 Características físicas Anchura 550 Profundidad 250 Altura 650 Peso 80

34

2.8.1.3 Estructura, soporte módulos y anclajes

El sistema de estructura escogido, será fija a un ángulo de 35º y anclado en cubierta, se ha escogido considerando la poca carga que representa este sistema en la cubierta de la nave.

El sistema de anclaje y los elementos estructurales utilizados proporcionarán buena resistencia a los agentes atmosféricos. La estructura soportara vientos muy fuertes de 140Km/h como máximo (valores mínimos recogidos en el CTE), así como otros agentes atmosféricos como el viento.

Los materiales con los que se trabaja son resistentes la corrosión intemperie.

El sistema de anclaje será mediante un tornillo autoroscante a la parte superior de las correas de la nave, (como el que se observa en la fotografía), los módulos fotovoltaicos se anclan sobre una serie de carriles colocados en horizontal y vertical con la inclinación de 35º y orientación SUR.

Este tornillo autoroscante será de las características suficientes para aguantar las sobrecargas calculadas debidas al viento.

2.8.1.4 Cable, Tubos y canales

Parte corriente continua (D.C.)

En esta tabla se mostraran los resultados obtenidos del tipo de cable a instalar en la parte de D.C. de la instalación, así como el tipo de tubo o canal donde irán alojados.

Tramo S [ ] , [A] Tipo cable Canalización

Connexión entre panels 2x6 70

ZZ-F (AS)

1,8 kV DC, Cu

Al aire, grapados a la estructura de los

módulos

Grupo paneles1 - Inversor 2x25 140

XZ1 FA 3Z-K (AS)

1,8 kV DC, Cu Rejilla metal 20mm


XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)


35

Parte corriente alterna (A.C.)

En esta tabla se mostraran los resultados obtenidos del tipo de cable a instalar en la parte de A.C. de la instalación, así como el tipo de tubo o canal donde irán alojados.


XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)



XZ1 FA 3Z-K (AS)


Grupo paneles10 -

Inversor 2x35 174

XZ1 FA 3Z-K (AS)



Salida inversores - embarrado

3x6 44 RV-K0,6/1 kV DC, Cu Rejilla metal 20mm

Cuarto inversores.1 –

C.T.

3x240+1x150 550 RV 0,6/1 kV, Al

Tubo corrugado doble pared uralita

160 mm

Cuarto inversores.2 –

C.T.

3x240+1x150 550 RV 0,6/1 kV, Al

Tubo corrugado doble pared uralita

160 mm

36

En el interior de los dos cuartos de inversores, habrá un Cuadro General de Mando y protección que albergará los circuitos de iluminación y tomas de corriente, los resultados obtenidos del tipo de cable y tubo se describen en la siguiente tabla:

2.8.1.5 Zanja de B.T.

La canalización, se ejecutará por terreno de dominio privado, propiedad del titular de esta instalación, por lo que no hará falta ningún tipo de permiso para la apertura de la zanja. El trazado será lo más rectilíneo posible y se evitaran ángulos pronunciados.

El tubo irá protegido mecánicamente a través de placas de polietileno dispuestas encima del tubo a 0,25 m del lecho de la zanja. Entre 0,10 y 0,20 m por debajo de la rasante del terreno se colocará una cinta de señalización que advierta la existencia de cables eléctricos de BT.

Se tendrán dos tramos de zanja, un trazado ira del cuarto de inversores 1 al C.T. con una longitud de 42 m y el otro tramo ira del cuarto de inversores 2 al C.T. con una longitud de 42 m.

Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,7 m, por lo que el volumen de tierra a escavar será de 23,52 m3.

2.8.1.6 Dispositivos de protección y elementos de conexión

Se dotará a la instalación de todo un sistema de protección frente a sobreintensidades mediante interruptores magnetotérmicos, y contactos directos e indirectos mediante interruptores diferenciales. Asimismo se dispondrá de un sistema de fusibles tipo Gg (uno por cada rama y polo) que hagan las veces de seccionador en todas las labores de mantenimiento necesarias.


Embarrado – C.G.M.P.

(Derivación individual)

2x6+TT6 27 H07V 450/750V Cu 32 mm

C1 - Iluminación

2x1,5+TT1,5 11,5 H07V 450/750V Cu 16 mm

C2 – Tomas corriente

2x2,5+TT2,5 16 H07V 450/750V Cu 20 mm

37

Protecciones en continua

Cortocircuito: El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor cercano a la máxima de operación normal del mismo.

Como medio de protección se incluyen fusibles tipo gG normalizados de 10 A con un poder de corte de 20kA. Se instalaran en cada polo, y actuarán también como protección contra sobrecargas.

Como medida de protección contra las personas: Sera recomendable la conducción separada del positivo y el negativo, evitando así la realización o eliminación accidental de un cortocircuito producido por daños de aislamiento.

Sobrecargas: Aunque el inversor obliga a trabajar al generador fotovoltaico fuera de su punto de máxima potencia cuando la potencia de entrada es excesiva, el fusible introducido en el sistema en cada polo sirve de protección contra sobrecargas y adicionalmente, facilita las tareas de mantenimiento.

Protecciones en alterna

Cuarto de inversores

-A la salida de cada inversor irán, un interruptor magnetotérmico 3P x 16A poder de corte 15 kA curva C y un interruptor diferencial 3P de 20 A, 30 mA.

-Para proteger la línea subterránea de BT, se instalara un interruptor magnetotermico general, 4p de 100 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 6,17 kA calculados para ese punto en el apartado 3.4.3.3. del anexo de cálculos.

-Se instalara también dentro de cada cuarto de inversores, una base de enchufe de 2p 16 A y un punto de luz 40 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2px16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 40 A, 30 mA.

Cuadro B.T. en interior del C.T.

- Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, que será superior a los 7,56 kA calculados para ese punto en el apartado 4.3.3. del anexo de cálculos, este ira ubicado antes de contador bidireccional o doble contador. Para operaciones y mantenimiento de la instalación.

Protecciones incorporadas en el inversor

-Protección contra sobrecargas y cortocircuitos; sirven para detectar posibles fallos producidos en los terminales de entrada o salida del inversor.

-Protección contra calentamiento excesivo; si la temperatura del inversor sobrepasa un determinado valor umbral, el equipo deberá pararse y mantenerse desconectado hasta alcanzar una temperatura inferior.

38

-Protección de funcionamiento modo isla; para desconectar el inversor en caso de que los valores de tensión y frecuencia de red estén por fuera de unos valores umbral para un funcionamiento adecuado al estar funcionando sin apoyo de la red.

-Protección de aislamiento; sirve para detectar posibles fallos de aislamiento en el inversor.

-Protección contra inversión de polaridad; para proteger el inversor contra posibles cambios en la polaridad desde los paneles fotovoltaicos.

2.8.1.7 Solución de análisis de sombras y obstáculos

La distancia entre paneles para que no se sombreen de unos a otros, será de 1,68 m, tal y como se ha dimensionado en el anexo de cálculos apartado 3.1.8.

En la instalación no habrá ningún obstáculo que permita la aparición de sombras en los paneles.

2.8.1.8 Mantenimiento instalación fotovoltaica

Mantenimiento del panel fotovoltaico

El mantenimiento básico del panel solar fotovoltaico comprende las acciones siguientes:

- Limpiar sistemáticamente la cubierta frontal de vidrio del panel solar fotovoltaico (se recomienda que el tiempo entre una limpieza y otra se realice teniendo en cuenta el nivel de suciedad ambiental. Se aconseja cada dos meses). La limpieza debe efectuarse con agua y un paño suave.

- Verificar que no haya terminales flojos ni rotos, que las conexiones estén bien apretadas y que los conductores se hallen en buenas condiciones.

- Verificar que la estructura de soporte esté en buenas condiciones. - Pode sistemáticamente los árboles que puedan provocar sombra en el panel

solar fotovoltaico. No poner objetos cercanos que puedan dar sombra, como los tanques de agua y las antenas. En el caso de los árboles se debe prever su poda cuando sea necesario

Mantenimiento al inversor

- Verificar que el área de ubicación del inversor se mantenga limpia, seca y bien ventilada.

- Verificar que el inversor esté protegido de los rayos solares. - Comprobar que el inversor funciona adecuadamente y que no se producen

ruidos extraños dentro de él. En caso de que la operación sea defectuosa o no funcione, contactar al personal especializado.

39

2.8.1.9 Pérdidas y rendimiento energético

El rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, se define como el porcentaje de distorsión de energía anual producida entre el diseño técnico de la instalación y la producción real en condiciones reales de trabajo. Los principales motivos que pueden afectar al rendimiento de la instalación son:

Dispersión de parámetros entre módulos

La potencia de todos los módulos fotovoltaicos no es exactamente idéntica, y aunque dos módulos tengan la misma potencia, puede ser que sus tensiones e intensidades sean diferentes.

Esto trae consigo que al ponerlos en serie se produzca una pérdida de potencia si se utiliza dentro de la misma serie paneles con distintas características eléctricas. Para minimizar este efecto, los módulos están clasificados en intensidad, (lo que se indica en un adhesivo con una letra que se coloca en el marco del panel), de manera que se pueda, en la instalación, escoger los paneles adecuados para armar las distintas series.

Como los módulos garantizan una potencia real en un rango igual a ±3% de la nominal, las posibles pérdidas por dispersión de potencia podemos estimarlas en un 1%.

Efecto de la temperatura

Por cada grado que aumenta sobre las células del panel fotovoltaico, este presenta unas pérdidas de potencia, que serán del orden del 6,4%.

Pérdidas por suciedad sobre los módulos

Con un mantenimiento adecuado de la instalación, las pérdidas por suciedad en los módulos no tienen por qué superar el 1%, salvo condiciones extremas que serán consideradas en cada caso.

Pérdidas por inclinación, azimut y sombras

En base a los estudios de la instalación, se ha de procurar conseguir que estas pérdidas sean 0%.

Pérdidas debidas al nivel de irradiancia

En los días no soleados, se producirán perdidas ya que el modulo no trabajara en su máxima plenitud. Estas pérdidas se consideran del 3,5%.

Pérdidas por degradación fotónica

40

Estas pérdidas se deben a un proceso natural de degradación de todas las células de silicio cristalino y se produce al exponer al sol por primera vez al panel fotovoltaico, y es aproximadamente igual al 1%.

Rendimiento del inversor

Es evidente que un inversor tiene siempre unas pérdidas en su funcionamiento, que podemos dividir en dos grupos:

1. Pérdidas de autoconsumo (independientes de la potencia de operación), pérdidas en el transformador de salida, dispositivos de control, regulación, medidores e indicadores, y en los dispositivos de seguridad, dichas pérdidas, al estar conectados los inversores a la corriente de servicio serán nulas.

2. Pérdidas linealmente dependientes de la potencia de operación (diodos, dispositivos de conmutación, etc.), se consideraran un 4%.

Pérdidas de cableado

Son las pérdidas debidas a las caídas de tensión y calentamiento de los conductores.

En este aspecto tampoco se tendrán perdidas ya que el cableado de la instalación se ha dimensionado para que haya 0% de pérdidas.

En resumen se consideran unas pérdidas totales en la instalación de 16,9 % con un rendimiento energético del 83,1%.

2.8.2 Línea subterránea de media tensión

2.8.2.1 Consideraciones

Según las NTP de Fecsa-Endesa, en el caso de un cable subterráneo de MT intercalado entre una línea aérea de MT y un CT, se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

En el tramo de subida hasta la línea aérea, el cable subterráneo irá protegido dentro de un tubo de hierro galvanizado. El tubo se obturará por su parte superior para evitar la entrada de agua y se empotrará en la cimentación del apoyo. Sobresaldrá 2,5 m por encima del nivel del terreno.

En el caso de tubo, su diámetro será como mínimo 1,5 y 2 veces el diámetro aparente de la terna de cables unipolares, para tubo aéreo y enterrado respectivamente.

Se instalaran protecciones contra sobretensiones mediante pararrayos. Los terminales de tierra de éstos se conectarán directamente a las pantallas metálicas de los cables y entre sí, mediante una conexión lo más corta posible y sin curvas pronunciadas.

41

2.8.2.2 Solución adoptada

Para la alimentación del CT compacto PFU-5, será necesaria la instalación de una línia subterránea de media tensión cuyas características se detallan en este apartado.

2.8.2.3 Trazado y longitud de línea

La línea tendrá un total de 30 m, de los cuales 18 m discurrirán en instalación enterrada bajo tubo y 12 m con instalación de conductores al aire protegides del sol mediante tubo metálico galvanizado.

2.8.2.4 Características del conductor

El cable a utilizar en la red subterránea de MT es el RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al, que figura en la Norma GE DND001. Será unipolar y cumplirá las especificaciones de las Normas UNE-EN 620-5E.

El conductor será circular compacto de aluminio, de clase 2 según la norma UNE 21022, y estará formado por varios alambres de aluminio cableados.

Sobre el conductor habrá una capa termoestable extruida semiconductora, adherida al aislamiento en toda su superficie, con un espesor medio mínimo de 0,5 mm y sin acción nociva sobre el conductor.

El aislamiento será de polietileno reticulado (XLPE), de 8 mm de espesor medio mínimo.

Sobre el aislamiento habrá una parte semiconductora no metálica, asociada a una parte metálica. La parte no metálica estará constituida por una capa de mezcla semiconductora termoestable extruida, de 0,5 mm de espesor medio mínimo, que se pueda separar del aislamiento sin dejar sobre él trazas de mezcla semiconductora apreciables a simple vista. La parte metálica estará constituida por una corona de alambres continuos de cobre recocido, dispuestos en hélice abierta, sobre la cual se colocará un fleje de cobre recocido en hélice abierta dispuesta en sentido contrario a la anterior. La sección real del conjunto de la pantalla metálica será como mínimo de 16 mm².

La colocación de la pantalla semiconductora interna, del aislamiento y de la pantalla semiconductora externa, en el proceso de fabricación de los cables, se realizará por triple extrusión simultánea.

La cubierta exterior estará constituida por una capa de un compuesto termoplástico a base de poliolefina. Será de color rojo y su espesor nominal será de 2,75 mm.

Las características serán las siguientes:

Tensión nominal.......................................................................................... 18/30 kV

Tensión máxima utilización.............................................................................. 36 kV

Tensión ensayo con onda tipo rayo................................................................. 170 kV

42

Intensidad máxima admisible enterado (real)................................................ 267,75 A

Intensidad máxima admisible al aire (real) ………………………...........….. 391,5 A

Resistencia del conductor........................................................................... 0,169 /km

Reactancia del conductor........................................................................... 0,105 /km

Diámetro total cable…………………………............................................... 31,55 mm

Radio mínimo de curvatura…………………………..……………....……… 680 mm

2.8.2.5 Zanja M.T.

La canalización, se ejecutará por terreno de dominio privado, propiedad del titular de esta instalación, por lo que no hará falta ningún tipo de permiso para la apertura de la zanja. El trazado será lo más rectilíneo posible y se evitaran ángulos pronunciados.

El tubo ira protegido mecánicamente a trabes de placas de polietileno dispuestas encima del tubo a 0,3 m del lecho de la zanja. Entre 0,10 y 0,20 m por debajo de la rasante del terreno se colocará una cinta de señalización que advierta la existencia de cables eléctricos de MT.

Las dimensiones de la zanja serán 0,4x0,9 m con una longitud de 18 m, por lo que el volumen de tierra a escavar será de 6,48 m3.

2.8.2.6 Protecciones

Para la protección contra sobretensiones de la línea subterránea de media tensión se utilizaran pararrayos de óxidos metálicos con envolvente polimérica, estos tendrán una corriente de descarga de 10 kA, y se instalaran un pararrayos por cada fase.

El pararrayos irá fijado a la instalación correspondiente, mediante brazo aislante dotado de un agujero de 13 mm de diámetro paralelo al eje del pararrayos. El material aislante del brazo deberá soportar el ensayo de envejecimiento de 1000 horas según la norma CEI 60099-4 A2/10:2001.

La distancia entre fase y tierra de los pararrayos será superior a 340 cm para 36 kV. El cociente entre la línea de fuga y la distancia al aire entre fase y tierra deberá ser igual o inferior a cuatro.

Los terminales de tierra de estos se conectarán directamente a las pantalles metálicas de los cables y entre sí, mediante una conexión lo más corta posible y sin curvas pronunciadas. La conexión a tierra será la de la menor longitud posible y se realizará con cable flexible cu, de sección mínima de 25 mm2.

43

2.8.3 Centro de transformación

2.8.3.1 Situación y emplazamiento

El Centro de Transformación estará ubicado en el interior de la parcela donde se realizara la instalación, y situado en la vía pública para que pueda acceder directamente la compañía.

2.8.3.2 Características generales

El centro de transformación elegido será del tipo Cliente, compacto prefabricado tipo PFU-5 de marca ORMAZABAL y se alimentara en PUNTA, empleando para su aparellaje celdas modulares CGM de Ormazabal con aislamiento y corte en gas SF6, con una función específica para cada modulo, que nos permite configurar diferentes esquemas según las necesidades que se tengan.

La acometida de entrada al CT será subterránea, y se reservara una celda de salida por si se procede una nueva conexión de otro CT.

La celda de entrada, será tele mandada y motorizada, la operación de esta celda corresponde exclusivamente a la empresa distribuidora.

Se precisa un suministro de energía a una tensión de 400 V, con una potencia màxima simultánea de 100 kW.

Para atender a las necesidades arriba indicadas, y previendo un posible aumento de potencia generada en la instalación solar, la potencia total instalada en este Centro de Transformación sera de 250 kVA.

La medida de la energía se realizara en el lado de Media Tensión

2.8.3.3 Accesos

Los accesos permitirán:

- El movimiento y colocación de los elementos y maquinaria necesarios para la realización adecuada de la instalación con medios mecánicos.

- Ejecutar las maniobras propias de su explotación en condiciones óptimas de Seguridad para las personas que lo realicen.

- El mantenimiento y sustitución del material.

- En la distribución en planta del CT se preverá un espacio necesario para una possible ampliación de manera que permita como mínimo la instalación de una celda de línia MT de salida hacia otro C.T..

44

2.8.3.4 Dimensiones

Dimensiones exteriores del PFU-5

Longitud: 6080 mm

Fondo: 2380 mm

Altura: 3240 mm

Altura vista: 2780 mm

Peso: 18500 kg

Dimensiones de la excavación

Longitud: 6880 mm

Fondo: 3180 mm

Profundidad: 560 mm

2.8.3.5 Red de suministro

La red de la cual se suministrara el Centro de Transformación será del tipo subterráneo, con una tensión de 25 kV, una frecuencia de 50 Hz.

La potencia de cortocircuito en el punto de acometida, según los datos suministrados por la compañía eléctrica, es de 500 MVA, lo que equivale a una corriente de cortocircuito de 11,547 kA eficaces.

2.8.3.6 Transformador de potencia

Sera el encargado de elevar la tensión generada por los inversores de 400 V entre fases hasta la tensión de la línea de 25 Kv.

Este será trifásico de 36 Kv de tensión de aislamiento, construido según las normes citadas anteriormente, de marca COTRADIS, con neutro accesible en el secundario, de potencia 250 kVA y refrigeración natural aceite, de tensión primaria 25 kV y tensión secundaria 420 v en vacio.

Potencia 250 kVA

Tensión nominal primaria 25 kV

Tensión nominal secundaria (en vacio) 420 V

Tensión de aislamiento 36 kV

Perdidas en vacio 650 W

Perdidas en carga 3500 W

45

Regulación en el primario +/- 2,5%, +/- 5%, +/- 10%

Tensión de cortocircuito 4.5%

Grupo de conexión Dyn 11

Nivel de potencia acústica 62 dB

Volumen del aceite 260 l

Peso total 1000 kg

Protección incorporada Relé DGPT2

2.9 Planificación

A continuación se muestra una tabla donde aparecen las actividades a desarrollar y el periodo de tiempo que se empleará para llevarlas a cabo:

Acción Semanas

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

L

46

A: Colocación estructura de fijación de módulos fotovoltaicos.

B: Colocación paneles fotovoltaicos en la estructura.

C: Colocación bandeja conductores.

D: Instalación inversores y cajas de protección.

E: Instalación y conexión conductores C.C.

F: Preparación zanjas.

G: Colocación de tubos en zanjas.

H: Colocación del C.T.

I: Instalación y conexión conductores C.A. hasta C.T.

J: Conexiones interiores prefabricado C.T.

K: Pruebas de la instalación.

L: Trámites administrativos y connexión a línia.

2.10 Orden de prioridades entre documentos básicos

El orden de prioridad establecido para los documentos básicos del proyecto es el siguiente:

• Planos • Pliego de condiciones • Anexos • Memoria • Presupuesto

En Tarragona, a Septiembre de 2013 el autor del proyecto: Sergi Español Fernández

DNI: 77787183-X Titulación: Ingeniería Técnica Industrial especialidad Electricidad

47


3. Anexos





48

3.ANEXOS

3.1. Cálculo del sistema fotovoltaico................................................................................ 50 3.1.1. Características de los equipos utilizados.............................................................. 50

3.1.2. Consideraciones.................................................................................................... 51

3.1.3. Número máximo de módulos por ramal............................................................... 52

3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal................................................................ 52

3.1.5. Número de ramales en paralelo............................................................................ 53

3.1.6. Conexión elegida.................................................................................................. 54

3.1.7. Orientación e inclinación...................................................................................... 54

3.1.8. Sombras y distancias entre paneles...................................................................... 54

3.1.9. Pérdidas y rendimiento energético....................................................................... 55

3.1.10. Producción de la instalación............................................................................... 55

3.1.11. Tabla resumen viabilidad.................................................................................... 56

3.1.12. Tabla de amortización........................................................................................ 56

3.1.13. Cálculo de los conductores y canalizaciones...................................................... 57

3.1.14. Cálculo cables y canalizaciones de la parte A.C. de la instalación.................... 58

3.1.15. Cálculo de las proteccions.................................................................................. 60

3.1.16. Dimensionado de la zanja B.T............................................................................ 61

3.1.17. Sobrecargas soportadas....................................................................................... 61

3.2. Cálculo de la línia subterrània de M.T..................................................................... 62 3.2.1. Consideraciones iniciales..................................................................................... 62

3.2.2. Cálculo de la sección de los conductores............................................................. 62

3.2.3. Intensidad màxima en régimen permanente......................................................... 62

3.2.4. Intensidad de cortocircuito màxima admissible................................................... 63

3.2.5. Dimensionado del tubo......................................................................................... 64

3.2.6. Dimensionado de la zanja M.T............................................................................. 64

3.2.7. Protección para línia subterrània de M.T.............................................................. 64

3.3. Cálculo del C.T........................................................................................................... 64 3.3.1. Intensidad de media tensión................................................................................. 64

3.3.2. Intensidad de baja tensión..................................................................................... 65

3.3.3. Cortocircuitos....................................................................................................... 65

3.3.4. Dimensionado del embarrado............................................................................... 67

3.3.5. Protección contra sobracargas y cortocircuitos.................................................... 67

3.3.6. Dimensionado de los puentes de M.T.................................................................. 68

3.3.7. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T............................. 68

49

3.3.8. Dimensionado del pozo apagafuegos................................................................... 68

3.3.9. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra............................................... 68

50

3.1 Calculo del sistema fotovoltaico

3.1.1 Características de los equipos utilizados

Los paneles solares que utilizaremos serán de la casa Brisban, modelo BS-185S.

Taula 1: Características del módulo solar fotovoltaico

Brisban BS-185S Si-Monocristalino Características eléctricas Potencia pico 185 Tolerancia potencia 3 % Voltaje a circuito abierto 44,88 Corriente a cortocircuito 5,48 Voltaje a potencia máxima 36,45 Corriente a potencia máxima 5,08 Células Tipos de células Silicio monocristalino Número de células 72 Características físicas Longitud 1580 Anchura 808 Espesor 35 Peso 17

51

Los inversores a instalar serán de la marca Green Power, modelo PV10.

Taula 1: Características del inversor trifásico

3.1.2. Consideraciones Para determinar el rango de tensiones admisible a la entrada de los inversores, se

deben asociar en serie un número de módulos por ramal de forma que la tensión mínima y máxima del punto de máxima potencia del ramal esté, en todo momento, dentro del rango de tensiones de entrada al inversor. También hay que tener en cuenta la tensión de desconexión del inversor y la estabilidad de la tensión a la salida del inversor.

La temperatura del módulo mínima corresponde con una temperatura ambiente mínima, que suele corresponder a invierno y que para climas como el de España se puede considerar de 5º y para una irradiación mínima que se considera 100 / .

Que para 5º e 100 / 2, le corresponde una temperatura del módulo de 1,5º aproximadamente.

Green Power PV-10 Trifásico Entrada DC Rango de tensiones 425 800 Máxima tensión 900 Máxima corriente 25 Máxima pot. Fv recomend. 12 Salida AC Tensión 3 400 Potencia nominal 10 Intensidad máxima 17,5 Características físicas Anchura 550 Profundidad 250 Altura 650 Peso 80

52

3.1.3. Número máximo de módulos por ramal De esta forma el número máximo de módulos por ramal conectados en serie se

determina como el cociente entre la tensión máxima de entrada del inversor y la tensión a circuito abierto del módulo a su temperatura mínima, que en España se puede considerar de -1,5º C, de acuerdo a lo indicado anteriormente:

, º

90055,48 16 ó

Dónde:

: Número máximo de módulos por ramal conectados en serie

: Tensión máxima de entrada en el inversor, [V]

, º : Tensión a circuito abierto del módulo, [V]

La tensión a circuito abierto a -1,5ºC, se calcula con la siguiente fórmula:

, º 26,5 ∆ 44,88 26,5 0,4 55,48

Dónde:

: Tensión a circuito abierto del módulo, [V]

∆ : Variación de la tensión respecto la temperatura, [% / ºC]

3.1.4. Número mínimo de módulos por ramal El número mínimo de módulos por ramal viene limitado por la tensión mínima de

entrada al inversor.

El valor mínimo de la tensión de entrada al inversor debe ser menor o igual que la tensión de máxima potencia mínima del generador fotovoltaico que corresponde cuando la temperatura del módulo es máxima. La temperatura del módulo en estas condiciones es de aproximadamente 70º C.

Cuando la tensión en el punto de máxima potencia del generador está por debajo de la tensión de entrada mínima del inversor en la que éste actúa como seguidor del punto de máxima potencia “ ” el inversor no será capaz de seguir el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico o incluso, en el peor de los casos, que se apague.

Por ello se debe dimensionar, de manera que el número mínimo de módulos conectados en serie en un ramal se obtenga como el cociente de la tensión mínima de entrada del inversor en PMP y de la tensión mínima del módulo en el punto de máxima potencia para1000 / , en España, para una temperatura del módulo del orden de 70º .

53

Para los módulos monocristalinos comerciales se puede considerar que la tensión del punto de máxima potencia a esta temperatura es de un 16% menor que la del módulo en condiciones STC.

º

42530,618 14 ó

Dónde:

: Número mínimo de módulos por ramal conectados en serie

: Tensión en PMP inversor, [V]

: Tensión en PMP en condiciones STC, [V]

º : Tensión en PMP en condiciones 70ºC, [V]

3.1.5. Número de ramales en paralelo El número de ramales en paralelo se determina como el cociente entre la potencia

pico del generador fotovoltaico , y la potencia pico de un ramal , :

,

,

185 56185 14 4

Dónde:

, : Potencia pico de un ramal, [Wp]

, : Potencia pico del generador fotovoltaico, [Wp]

: Numero de ramales en paralelo

Este número de ramales en paralelo, además tiene que cumplir, que la corriente de cortocircuito máxima de cada ramal por el número de ramales en paralelo sea menor que la corriente máxima admisible de entrada al inversor. Matemáticamente se determina mediante la expresión:

, , 4 5,48 25

54

Dónde:


, : Corriente de cortocircuito máxima de cada ramal, [A]

, : Corriente máxima admisible de entrada al inversor, [A]

3.1.6. Conexión elegida Se ha escogido la conexión de 14 módulos en serie por ramal y de 4 ramales en

paralelo.

Por lo tanto el número total de módulos fotovoltaicos que instalaremos en la cubierta de la instalación será de 56 módulos de 185w por cada inversor trifásico.

Potencia de entrada en inversor = 56 módulos x 185wp = 10.360 wp

Como tenemos que lograr 100kw en la instalación, nos harán falta 10 inversores trifásicos con potencia 10kw de salida.

Potencia pico de la central = 10.360wp x 10 inversores = 103.600 Wp

3.1.7. Orientación e inclinación Al no utilizar ningún tipo de seguimiento solar, los paneles se montaran fijos con una

orientación Sur, y la inclinación de los paneles solares será de 35º, que es la inclinación óptima para la latitud y longitud en la que se encuentra esta instalación.

3.1.8. Sombras y distancias entre paneles La fórmula del cálculo de la distancia entre paneles solares para que estos no se

hagan sombra está diseñada para el día 21 de diciembre, es durante el solsticio de invierno y será el día más desfavorable en lo que a altura solar se refiere.

tan 67 cos

Dónde:

D: Distancia mínima entre paneles, [m]

S: Inclinación del panel, 35º

B: Longitud del panel, 0,808 m

lat: Latitud del lugar, 41,19

55

0,808 sin 35tan 67 41,19 0,808 cos 35 1,68

3.1.9. Pérdidas y rendimiento energético El rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, se define como el

porcentaje de distorsión de energía anual producida entre el diseño técnico de la instalación y la producción real en condiciones reales de trabajo. Los principales motivos que pueden afectar al rendimiento de la instalación se consideraran los siguientes:

- Dispersión de parámetros entre módulos: 1%

- Efecto de la temperatura: 6,4%

- Pérdidas por suciedad sobre los módulos 1%

- Pérdidas por inclinación, azimut y sombras: 0%

- Pérdidas debidas al nivel de irradiancia: 3,5 %

- Pérdidas por degradación fotónica: 1%

- Rendimiento del inversor: 4%

- Pérdidas de cableado: 0%

En resumen se consideran unas pérdidas totales en la instalación de 16,9 % con un rendimiento energético del 83,1%.

3.1.10. Producción de la instalación 3.1.11.1. Producción teórica (Pt)

Para el cálculo de la producción de la instalación, se tendrán en cuenta las h.s.p. (horas solar pico), que es una unidad que mide la irradiación solar y se define como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000 / . Estas horas solar pico equivalen a 1 / .

Entonces se multiplicaran las h.s.p. (horas solares pico) totales del año por el total de watios picos instalados en módulos solares:

Et = Ppico ⋅ h.s.p.→103,6 ⋅1798,2 = 186293,52 kWh/año

Dónde:

Et: Producción anual teórica de la instalación, [kWh/año]

Ppico: Potencia pico de la instalación, [kWp]

h.s.p.: Horas solares pico, [kWh/m2]

56

3.1.11.2. Producción real (Pr)

Considerando las pérdidas descritas en el apartado anterior 3.1.10, obtenemos finalmente la estimación real de energía.

Er = Ppico ⋅ h.s.p. ⋅ perdidas →103,6 ⋅1798,2 ⋅ 0,831 = 154809,91 kWh/año

Dónde:

Er: Producción anual teórica de la instalación, [kWh/año]

Ppico: Potencia pico de la instalación, [kWp]

h.s.p.: Horas solares pico, [kWh/m2]

3.1.11. Tabla resumen viabilidad

Datos de entrada Provincia Tarragona

Potencia instalada 103,6 kwp Angulo de inclinación 35º

Precio de la instalación Precio 4,88 €/kwp

Inversión 506.410,47 € I.V.A. 87.889,42 €

Producción Producción anual 154.809,92 kWh/año

Precio kWh 0,32 € Ingresos anuales 49.539,17 €/año

3.1.12. Tabla de amortización En este apartado se quiere considerar el tiempo necesario para amortizar la

instalación, según los ingresos anuales que se obtendrán de ella.

Inversión (€) 506.410,47

Ingresos anuales (€/año) 49.539,17

Como se puede observar, la instalación se amortizara a los 11 años, a partir del cual empezara a generar beneficios.

57

3.1.13. Cálculo de los conductores y canalizaciones En este apartado se describirán los cálculos de sección para la parte de corriente

Continua (D.C), es decir, la parte de la instalación que engloba desde el campo generador fotovoltaico hasta la entrada del inversor.

Los paneles se conectaran formando 14 módulos en serie por ramal y de 4 ramales en paralelo, para cada inversor de 10 kw.

Según el pliego de condiciones técnicas del I.D.A.E., la máxima caída de tensión permitida en la parte de D.C. será de 1,5 %, pero se calculara para que no haya caída de tensión permitida, ya que interesa minimizar las pérdidas para sacar la màxima producción posible. Esto conlleva a un aumento de sección pero a la larga la se amortiza ya que se obtiene una mayor producción.

En todas las secciones que se han calculado a continuación, se escogerá la sección inmediata mente superior según R.E.B.T., ITC-14.

Cálculo sección entre paneles Para el càlculo de la sección de cableado que tendremos en cada ramal formado por

14 módulos en sèrie se utilitzarà la seguiente ecuación:

2∆

Donde:

: Sección calculada del conductor, [ ]

: Intensidad de cortocircuito que circula por un ramal, [A]

: Longitud del cable, [m]

: Conductividad del cobre a 70ºC, 48 [m/ · ]

∆ : Caída de tensión màxima permitida, [V]

Para el conexionado de los módulos se utilizara cable ZZ-F (AS) 1,8 kV DC, Cu, e iran instalados al aire sujetados en la estructura de los módulos con bridas unex.

Las características del cable son:

Conductor: Cobre estañado clase 5 (-F)

Aislamiento: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z)

Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z)

Norma: TÜV 2 Pfg 1169/08.2007

58

Cálculo sección de paneles a inversor Para el cálculo de la sección del cableado de paneles a inversor se utilizara la

ecuación:

2∆

Donde:

: Sección calculada del conductor, [ ]

: Intensidad de cortocircuito que circula por un ramal, [A]

: Longitud del cable, [m]


: Conductividad del cobre a 70ºC, 48 [m/ · ]

∆ : Caída de tensión màxima permitida, [V]

Para la conexión entre las cajas de conexión de los módulos y el inversor, se utilizara cable XZ1 FA 3Z-K (AS) 1,8 kV DC, cu e irá instalados al aire sobre canalización de rejilla metálica de 20 mm de ancho.

Las características del cable son:

Conductor: Cobre Clase 5 para servicio fijo (-k)

Aislamiento: Polietilenio Reticulado XLPE (X)

Asiento de Armadura: Poliolefina libre de halógenos (Z1)

Armadura: Fleje corrugado de AL (FA3)

Cubierta: Elastómero termoestable libre de halógenos (Z). Color Negro

Norma: AENOR EA 0038

3.1.14. Cálculo cables y canalizaciones de la parte AC de la instalación En este apartado se describirán los cálculos de sección para la parte de corriente

Alterna (A.C), es decir, la parte de la instalación que engloba aguas abajo desde la salida del inversor.

Calculo sección del inversor al transformador Para el cálculo de la sección del cableado del inversor al transformador se utilizara la

siguiente ecuación:

59

Donde:

: Sección del conductor, [ ]

: Incremento de la resistència en alterna, (1+ ) ≈ 1,02

: Resistividad del conductor a la temperatura de servicio

: Longitud de la linea, [m]

: Caída de tensión màxima admissible en voltios en lineas trifásicas, [V]

: Tensión nominal de la línia, [V]

: Potencia a la salida del inversor, [W]

El conductor encargado de evacuar la potencia desde la salida de los inversores hasta el embarrado será el RV-K 0,6/1 kV, Cu, aislamiento XLPE y cubierta PVC flexible color negro, instalados al aire a una temperatura de servicio de 40ºC, e ira montado sobre rejilla metálica de 20 mm de ancha.

Los conductores a utilizar (según criterio fecsa-endesa) en la red subterránea de BT, serán conductores unipolares según norma GE CNL001 y CNL007 tres conductores RV 0,6/1 kV 1x240 mm2 Al y un conductor RV 0,6/1 kV 1x150 mm2 Al, aislamiento polietileno reticulado XLPE, cubierta PVC flexible color negro, directamente enterrados en toda su longitud en una zanja de 0,70 m de profundidad, en un terreno de resistividad térmica media de 1 k.m/W y temperatura ambiente del terreno a dicha profundidad, de 25 ºC, e irán entubados según ITC-BT-21 tabla 9, (en función del número y sección de los conductores a conducir ) con tubo de O160 mm, tipo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA.

El tubo escogido para la instalación enterrada, es un tubo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA, de 160 mm.

Calculo sección de circuitos interiores

En el interior de los dos cuartos de inversores, habrá un Cuadro General de Mando y protección que albergara los circuitos de iluminación y tomas de corriente

Los conductores a utilizar tanto para la derivación individual como para los circuitos interiores será H07V 450/750V Cu, con aislamiento de PVC, instalados al aire a una temperatura de servicio de 40ºC, e instalado en el interior de tubo corrugado de sección mirar tabla anterior.

2

Donde:

: Sección del conductor, [ ]

: Incremento de la resistència en alterna, (1+ ) ≈ 1,02

60

: Resistividad del conductor a la temperatura de servicio

: Longitud de la linea, [m]

: Caída de tensión màxima admissible en voltios en lineas monofásicas, [V]

: Tensión nominal de la línia, [V]

: Potencia del circuito, [W]

Calculo del conductor de tierra

Según la NTP-FVMT de Fecsa Endesa, la puesta a tierra de la instalación fotovoltaica será independiente de la del neutro de la red de la compañía.

Como en el edificio ya hay una instalación de conexión a tierra presente, el cableado de tierra que unirá las partes metálicas de las estructuras de los paneles, inversor, será de cobre aislado PVC de 16mm2 de sección, y este derivara a la línea principal de tierra del edificio.

3.1.15. Cálculo de las protecciones 3.1.15.1 Protecciones en corriente continua Instalación fotovoltaica

Cortocircuito: El cortocircuito es un punto de trabajo no peligroso para el generador fotovoltaico, ya que la corriente está limitada a un valor cercano a la máxima de operación normal del mismo.

Como medio de protección se incluyen fusibles tipo gG normalizados de 10 A con un poder de corte de 20kA. Se instalaran en cada polo, y actúaran también como protección contra sobrecargas.

Sobrecargas: Aunque el inversor obliga a trabajar al generador fotovoltaico fuera de su punto de máxima potencia cuando la potencia de entrada es excesiva, el fusible introducido en el sistema en cada polo sirve de protección contra sobrecargas y adicionalmente, facilita las tareas de mantenimiento.

Estos fusibles irán colocados en una caja portafusibles seccionables.

3.1.15.2. Protecciones en corriente alterna Cuarto de inversores

- A la salida de cada inversor irán, un interruptor magnetotérmico 3P x 16A poder de corte 15 kA curva C y un interruptor diferencial 3P de 25 A, 30 mA.

√3 cos5000

400 √3 0,89,02 16

- Para proteger la línea subterránea de BT, se instalara un interruptor magnetotermico general, 4p de 100 A curva C, poder de corte 15 kA.

61

√3 cos50000

400 √3 0,890,21 100

- Se instalara también dentro de cada cuarto de inversores, una base de

enchufe de 2p 16A y un punto de luz 40 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2px16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 25 A, 30 mA.

Cuadro en interior del C.T.

- Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA.

√3 cos100000

400 √3 0,8180,42 200

3.1.16. Dimensionado de la zanja B.T.

Se realizara una zanja con unas dimensiones de 0,7 m de alto, 0,4 m de ancho y se tendrán dos tramos de zanja, un trazado ira del cuarto de inversores 1 al C.T. con una longitud de 42 m y el otro tramo ira del cuarto de inversores 2 al C.T. con una longitud de 42 m.

84 0,4 0,7 23,52

Donde:

: Volumen de tierra a escavar, [ ]

: Largo total de la zanja, [m]

: Ancho total de la zanja, [m]

: Alto total de la zanja, [m]

3.1.17. Sobrecargas soportadas

La sobrecarga que tendrán que aguantar las coreas de la nave corresponde al peso de los módulos con las estructuras y del viento incidente sobre ellos, se calculara a continuación:

Cargas sobre la cubierta

Las principales cargas que tendrá que soportar la cubierta serán:

Modulo fotovoltaico: 17 kg

Soporte metálico módulos: 10,2 kg

62

Como en una fila hay 14 módulos, se multiplicara el peso de cada modulo con su estructura por el numero de módulos totales de la fila.

Peso total de la fila= 14.(17+10,2)= 380,8 kg

Ahora se calculara la superficie que ocupa una fila de módulos:

Largo de la fila: 22,12 m

Ancho proyectado de la fila: 0,689 m

Superficie una fila = 22,12 x 0,689 = 15,24 m2

Por lo tanto la carga que deberá soportar la cubierta en (kg/m2), será:

Carga = 380,8 kg / 15,24 m2 = 24,98 kg/m2

Cargas del viento

La fuerza del viento V, que actuara perpendicularmente a la superficie vertical S.sen(α), se descompondrá en f1=f.sen(α), que actuara perpendicularmente a la superficie del modulo, y f2=f.cos(α), que lo hará paralelamente. Entonces se adoptara sola la fuerza que actuara perpendicularmente f1, ya que será la única que proporcionara un esfuerzo sobre el panel.

3.2. Calculo de la línea subterránea de M.T. 3.2.1. Consideraciones iniciales

El tramo de la línea de media tensión que conectara el C.T. con la línea aérea de distribución de 25 kv de la compañía, se realizara a trabes de una conversión aéreosubterránea. La línea tendrá un total de 30 m, de los cuales 18 m discurrirán en instalación enterrada bajo tubo y 12 m con instalación de conductores al aire protegides del sol mediante tubo metálico galvanizado.

3.2.2. Cálculo de la sección de los conductores El cálculo puede realizarse de 2 maneras, como cálculo preliminar o como cálculo de

comprobación. En este caso se utilizara el cálculo de comprobación, que consistirá en una vez escogida la sección se comprobara que la intensidad en régimen permanente, la caída de tensión y la intensidad de cortocircuito estén dentro de los valores admisibles, se calculara según la norma UNE 21144.

Siguiendo las recomendaciones de la empresa suministradora de la zona FECSA ENDESA en la norma NTP-LSMT, se escogerá un cable unipolar Al de 240 mm2, de aislamiento en seco, con tensión nominal de 18/30 Kv.

3.2.3. Intensidad máxima en régimen permanente Para instalación enterrada, los datos de intensidad máxima admisible se obtendrán de

la norma UNE 20435 para una temperatura máxima admisible del conductor en Servicio permanente de 90ºC y en cortocircuito de 250 ºC, e instalación de una terna formada por 3 cables unipolares en trébol, directamente enterrada en servicio permanente a una

63

profundidad de 1 m en un terreno con temperatura a 25ºC y resistividad térmica de 1,5K.m/W.

Para instalación al aire, los datos de intensidad máxima admisible se obtendrán de la norma UNE 20435 para una temperatura máxima admisible del conductor en Servicio permanente de 90ºC y en cortocircuito de 250 ºC, e instalación de una terna de cables unipolar en contacto mutuo, al aire con una temperatura de 40ºC de temperatura ambiente y entubados con tubo metálico galvanizado para protegerlos del sol y de daños mecánicos, de tal manera que permita una eficaz renovación del aire.

Como las condiciones reales de instalación son distintas de las condiciones tipo, la intensidad admisible se debe de corregir aplicando los factores relacionados en la citada norma UNE 20435, Las condiciones de instalación son las siguientes:

- La terna que discurrirá por la zanja irá entubada, por lo que la relación entre el diámetro interior del tubo y el diámetro aparente de la terna será igual o superior a 2.

- En el tramo de la conversión de la línea aéreo-subterránea, los cables quedaran expuestos al sol en una longitud de unos 9,5 m.

Considerando estos cambios, se multiplicara la intensidad máxima por los factores de corrección correspondientes según las condiciones de instalación, se obtendrán las intensidades máximas admisibles reales, y multiplicando esas intensidades màximes admisibles por la tensión de la línea, se obtendrá la potencia de transporte de la línea: 11,59MVA.

3.2.4. Intensidad de cortocircuito máxima admisible

La intensidad de cortocircuito màxima admisicle para el conductor RHZ1 18/30 kV

3x240 Al, viene dada con la siguiente expresión:

√

Donde:

: Intensidad de cortocircuito, [A]

: Sección del cable, [ ]

: Coeficiente conductor Al según norma UNE 20435, c = 93

: Duración del cortocircuito, 0,1 [s]

240 93√0,1

70,58

64

La intensidad de cortocircuito máxima admisible por el conductor será de 70,58 kA, un valor que está muy por encima de los 11,547 kA calculados para este punto en el apartado 3.4.3.2. de este anexo, por lo tanto el conductor RHZ1 18/30 kV 3x240 mm2 Al, estará dentro de los valores admisibles de la instalación.

3.2.5. Dimensionado del tubo

El dimensionado el tubo se hará según la norma de la compañía NTP-LSMT, en la cual dice que, la relación entre el diámetro del tubo y el diámetro aparente de la terna no serà inferior a:

2; en el caso de ternas de cable enterradas en una zanja, en el interior de tubos.

1,5; en el tramo de subida hasta la línea aérea.

El tubo escogido para la instalación enterrada, es un tubo corrugado de doble pared “ASAFLEX” de la casa URALITA, de 160 mm.

El tubo escogido para la instalación aérea, es un tubo de acero de O 110 mm.

3.2.6. Dimensionado de la zanja M.T. Se realizara una zanja con unas dimensiones de 0,9 m de alto, 0,4 m de ancho, y

tendrá una longitud de 18m. Por lo que el volumen total de tierra a escavar será de:

18 0,4 0,9 6,48

Donde:

: Volumen de tierra a escavar, [ ]

: Largo total de la zanja, [m]

: Ancho total de la zanja, [m]

:Alto total de la zanja, [m]

3.2.7. Protección para línea subterránea de MT Para la protección contra sobretensiones de la línea subterránea de media tensión se

utilizaran pararrayos de óxidos metálicos con envolvente polimérica, estos tendrán una corriente de descarga de 10 kA, y se instalaran un pararrayos por cada fase.

Estos pararrayos se colocaran en el apoyo de conversión aérea-subterránea de la línea de M.T. de 25 kV y sus características se ajustaran a la norma UNE-EN 60099.

3.3. Cálculo del C.T. 3.3.1. Intensidad de media tensión

La intensidad primaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

√3

65

Donde:

: Potencia aparente del transformador, [kVA]

: Tensión nominal en el primario, [kV]

: Intensidad nominal en el primario, [A]

250

√3 255,77

3.3.2. Intensidad de baja tensión La intensidad secundaria en un transformador trifásico viene dada por la expresión:

√3

Donde:

: Intensidad nominal en el secundario, [A]

: Potencia aparente del transformador, [kVA]

: Tensión nominal en el secundario, [kV]

: Pérdidas debidas a la carga

: Pérdidas en vacío

250 3,5 0,65

√3 0,42337,95

3.3.3. Cortocircuitos Para este cálculo se utilizara el método de las impedancias, el principio de este

método está basado en determinar las corrientes de cortocircuito a partir de la impedancia que representa el circuito, recorrido por la corriente del defecto. Este método nos servirà para calcular las corrientes de defecto en cualquier punto de la instalación.

Se trata de calcular las corrientes de cortocircuito que se producirán en los puntós señalados con una X, lo que posteriormente nos permitirá dimensionar las protecciones:

66

Cortocircuito en el lado de media tensión Resultados finales en el punto A

DATOS VALORES 1,25 Ω 0,2487 Ω 1,225 Ω

, 1,25 Ω , 0,2487 Ω , 1,225 Ω 1,5529

, 11,547 kA , 25,36 kA

Cortocircuito en el lado de baja tensión Resultados finales en el punto B

DATOS VALORES , 0,3528 mΩ , 0,072 mΩ , 0,3457 mΩ

31,75 mΩ 9,88 mΩ 30,17 mΩ , 32,075 mΩ , 9,952 mΩ , 30,516 mΩ

1,3884 , 7,56 kA , 14,844 kA

Resultados finales en el punto C

DATOS VALORES , 0,3528 mΩ , 0,072 mΩ , 0,3457 mΩ

31,75 mΩ 9,88 mΩ 30,17 mΩ 8,87 mΩ 7,55 mΩ 4,655 mΩ

67

, 39,28 mΩ , 17,502 mΩ , 35,17 mΩ

1,24 , 6,17 kA , 10,82 kA

3.3.4. Dimensionado del embarrado

Al tratarse de un centro de transformación prefabricado, las celdas fabricadas por ORMAZABAL han sido sometidas a ensayos para certificar los valores indicados en las placas de características, por lo que no es necesario realizar cálculos teóricos ni hipótesis de comportamiento de celdas.

3.3.5. Protección contra sobrecargas y cortocircuitos Los transformadores están protegidos tanto en MT como en BT. En MT la protección

la efectúan las celdas asociadas a esos transformadores, mientras que en BT la protección se incorpora en los cuadros de las líneas de salida.

3.3.8.1. Protección del transformador La protección del transformador se realiza por medio de una celda de interruptor

automático de corte en SF6, que proporciona de protección al transformador contra sobrecargas y cortocircuitos, gracias a la presencia de un relé de protección. En caso contrario, se utilizara únicamente como elemento para la maniobra de apertura o cierre de la red.

El interruptor automático estará motorizado y tele mandado, también poseerá capacidad de corte y cierre, tanto para las corrientes nominales, como para los cortocircuitos antes calculados.

La empresa distribuidora dispondrá de celdas de seccionamiento en el interior del centro de transformación, que podrá maniobrar según sus necesidades.

3.3.8.2. Protección en baja tensión.

-Se instalara, un interruptor automático seccionador 4P de 200 A curva C, poder de corte 15 kA, que estará ubicado antes de contador bidireccional o doble contador. Para operaciones y mantenimiento de la instalación.

-Se instalara también para los servicios comunes del c.t., una base de enchufe de 2p 16 A y un punto de luz 40 w, y una luz de emergencia de 12 w, e ira protegido por un interruptor magnetotermico de 2p x16 A poder de corte 15 kA curva C, un interruptor magnetotermico de 2p x10 A poder de corte 15 kA curva C y un diferencial de 2p 25 A, 30 mA.

68

3.3.6. Dimensionado de los puentes de MT -Elección del cable

Para los puentes de M.T. se utilizaran Cables MT 18/30 kV del tipo DHZ1, unipolares, con conductores de sección y material 1x150 Al., estos deberán ser capaces de suportar tanto la intensidad nominal como la de cortocircuito.

La intensidad nominal demandada por este transformador, es igual a 5,77 A que es inferior al valor máximo admisible por el cable 305 A según el fabricante.

3.3.7. Dimensionado de los puentes de Transformador-Cuadro B.T.

La conexión del transformador al cuadro de Baja Tensión se realizará con conductores RV 0,6/1kV 3x1x240+1x240 mm2 Al unipolares instalados al aire cuya intensidad admisible a 40ºC de temperatura ambiente es de 955,5 A, superior a la intensidad nominal secundaria 337,95 A.

3.3.8. Dimensionado del pozo apagafuegos

De acuerdo con la instrucción MIE-RAT 14, será preceptiva la instalación de dispositivos de recogida de aceite en fosos colectores cuando se utilicen aparatos o transformadores que contengan más de 50 litros de aceite mineral.

El foso de recogida del aceite tiene que ser capaz de alojar la totalidad del volumen de agente refrigerante que contiene el transformador en caso de su vaciamiento total. Se dispone de un foso de recogida de aceite de 600 L de capacidad, cubierto de grava para la absorción del fluido y para prevenir el vertido del mismo hacia el exterior y minimizar el daño en caso de fuego.

3.3.9. Cálculo y justificación de la red de puesta a tierra

El procedimiento que se utiliza para el cálculo y justificación del sistema de puesta a tierra, es el que se especifica en la Instrucción Técnica MIE-RAT-13, además se comprueba, en todo momento, el cumplimiento de las Normas Técnicas Particulares de Fecsa-Endesa. Con ello, como ya se ha comentado, dicho procedimiento es el que se recoge en el “Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación conectados a redes de tercera categoría” de UNESA.



69


4. Planos





70

4.PLANOS

4.1. Situación

4.2. Emplazamiento

4.3. Planta instal·lacions

4.4. Esquema unifilar instalación fotovoltaica

4.5. Alzado, planta y perfil centro de transformación

4.6. Esquema unifilar centro de transformación

4.7. Detalle zanjas

71


5. Pliego de condiciones





72

5.PLIEGO DE CONDICIONES

5.1. Pliego de condiciones generales................................................................................. 73 5.1.1. Objeto................................................................................................................... 73

5.1.2. Generalidades....................................................................................................... 73

5.1.3. Obligaciones del proyectista................................................................................. 73

5.1.4. Obligaciones del contractista................................................................................ 74

5.1.5. Control de la obra y libro de órdenes................................................................... 75

5.1.6. Replanteo de obra................................................................................................. 75

5.1.7. Calidades.............................................................................................................. 76

5.1.8. Mediciones y certificaciones................................................................................ 76

5.1.9. Recepción de la instalación.................................................................................. 77

5.2. Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica........................ 79 5.2.1. Objeto................................................................................................................... 79

5.2.2. Normativa............................................................................................................. 79


5.2.4. Recepción y pruebas............................................................................................. 86

5.2.5. Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento..................................... 87

5.2.6. Garantías............................................................................................................... 88

5.3. Pliego de condiciones técnicas de líneas subterráneas de media tensión............... 90 5.3.1. Objeto................................................................................................................... 90

5.3.2. Normativa............................................................................................................. 90


5.3.4. Recepción de la obra............................................................................................. 92

5.3.5.Mediciones y pruebas............................................................................................ 93

5.4. Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación................................ 93 5.4.1. Objeto................................................................................................................... 93

5.4.2. Normas básicas de materiales............................................................................... 93

5.4.3. Obra civil.............................................................................................................. 94

5.4.4. Instalación eléctrica.............................................................................................. 97

5.4.5. Pruebas reglamentarias......................................................................................... 99

5.4.6. Puesta en Servicio............................................................................................... 100

5.4.7. Puesta fuera de Servicio..................................................................................... 100

5.4.8. Mantenimiento.................................................................................................... 100

73

5.1 Pliego de condiciones generales

5.1.1 Objeto

El presente Pliego General de Condiciones tiene por finalidad regular la ejecución de las obras fijando los niveles técnicos y de calidad exigibles, precisando las intervenciones que corresponden, según el contrato y con arreglo a la legislación aplicable, al Promotor o dueño de la obra, al Contratista o contratista de la misma, sus técnicos y encargados, al proyectista, así como las relaciones entre todos ellos y sus correspondientes obligaciones en orden al cumplimiento del contrato de obra.

5.1.2 Generalidades

Los documentos del Proyecto, en su conjunto, con las particularidades que pudieran establecerse, constituyen un contrato que determina y regula las obligaciones y derechos de las partes:

- Promotor, contrata las obras y paga su ejecución

- Contratista, suministra los materiales y ejecuta las obras.

Las dudas en la aplicación de este proyecto serán resueltas por el Proyectista y el Director de obra, pasando a ser inmediatamente ejecutivas las decisiones tomadas, sin menoscabo del derecho que asiste al Contratista de efectuar las reclamaciones oportunas por la vía adecuada para ello.

Este Pliego de Condiciones rige las obras e instalaciones del Proyecto al que pertenece.

5.1.3 Obligaciones del proyectista

- Redactar los complementos o rectificaciones del proyecto que se precisen.

- Asistir a las obras, cuantas veces lo requiera su naturaleza y complejidad, a fin de resolver las contingencias que se produzcan e impartir las instrucciones complementarias que sean precisas para conseguir la correcta solución correcta.

- Coordinar la intervención en obra de otros técnicos que, en su caso, concurran a la dirección con función propia en aspectos parciales de su especialidad.

- Aprobar las certificaciones parciales de obra, la liquidación final y asesorar al promotor en el acto de la recepción.

- Preparar la documentación final de la obra y expedir y suscribir en unión de la dirección facultativa, el certificado final de la misma.

74

5.1.4 Obligaciones del contratista

El Contratista, como es natural, debe realizar todos los trabajos de acuerdo con lo especificado en el Proyecto al que este Pliego de condiciones pertenece. Hasta que tenga lugar la recepción definitiva de lo ejecutado, el Contratista es el único responsable de ello y de las faltas y defectos que pudieran existir, por su mala ejecución o por la deficiencia calidad de los materiales empleados o apartados colocados, sin que pueda servir de excusa, ni otorgue derecho alguno, la circunstancia de que no advierta la Dirección de obra. Así mismo será de su responsabilidad la correcta conservación de las diferentes partes de la obra, una vez ejecutadas, hasta su entrega.

Es responsabilidad del contratista:

- Adoptar los sistemas de prevención y asumir las consecuencias de los accidentes laborales que sucedan a los operarios, ateniéndose a lo dispuesto en la legislación vigente.

- Cumplir las Ordenanzas y disposiciones Municipales en vigor - Para los impuestos o árbitros en general, municipales o de otro origen, sobre cortes de calles, vallas, accesos, acometidas provisionales, alumbrado, etc cuyo abono deba hacerse durante el tiempo de ejecución de las obras y por conceptos inherentes a los propios trabajos que se realizan.

-Si por decisión de la Dirección de obra se introdujese mejora, presupuestos adiciones o reformas, el Constructor queda obligado a ejecutarlas, con la baja o nivel de precios correspondiente conseguidos en el acto de adjudicación, siempre que el aumento no sea superior al 10% del presupuesto de la obra. En caso contrario mediará acuerdo expreso sobre precios y condiciones del Promotor.

El contratista además, debe:

- Verificar las operaciones de replanteo y alineación, previa entrega de las referencias por la Dirección de la Obra.

- Firmar las actas de replanteo y recepción.

- Presenciar las operaciones de medición y liquidaciones, haciendo las observaciones que estime justas sin perjuicio del derecho que le asiste para examinar y comprobar dicha liquidación.

- Ejecutar cuando sea necesario para la buena construcción y aspecto de las obras, aunque no esté expresamente estipulado en este Pliego o Proyecto.

- No podrá subcontratar la obra total o parcialmente, sin autorización escrita de la Dirección, no reconociéndose otra personalidad que la del Contratista o su apoderado.

- Tomar a su cargo cuanto personal sea necesario, a juicio de la Dirección Facultativa, para cumplir los plazos establecidos o las condiciones de ejecución.

- No podrá, sin previo aviso y sin consentimiento de la Propiedad y Dirección Facultativa, ceder ni traspasar sus derechos y obligaciones a otra persona o entidad. En caso de fuerza mayor y siempre que no exista actuación imprudente por parte del

75

Contratista, éste tendrá derecho a una indemnización por los daños y perjuicios que se le hubiere producido.

Tendrán la consideración de casos de fuerza mayor los siguientes:

- Los incendios causados por la electricidad atmosférica.

- Los fenómenos naturales de efectos catastróficos, como maremotos, terremotos, erupciones volcánicas, movimientos del terreno, huracanes, inundaciones catastróficas y otros semejantes.

- Los destrozos ocasionados violentamente en tiempo de guerra, robos tumultuosos, o alteraciones graves de orden público.

5.1.5 Control de la obra y libro de órdenes

Las obras se ejecutarán con estricta sujeción al Proyecto y a sus eventuales modificaciones debidamente formalizadas, y bajo las órdenes e instrucciones de la Dirección de Obra. En caso de reiteración en la ejecución de unidades defectuosas, o cuando éstas sean de gran importancia, la Propiedad podrá optar, previo asesoramiento de la Dirección facultativa, por la resolución de contrato sin perjuicio de las penalizaciones que pudieran imponer a la Contrata en concepto de indemnización.

Las órdenes e instrucciones que en interpretación del proyecto diere la Dirección facultativa, o las incidencias de la construcción que ésta detecte, deberán consignarse por escrito en el Libro de Órdenes, Asistencias e Incidencias que a tal efecto prescriban las normas vigentes. Este libro se llevará desde el comienzo de la obra y al producirse su recepción, se entregará a su propietario una copia del mismo. La Dirección facultativa registrará en él todas las vistas de obra que hiciere durante el transcurso de la obra.

5.1.6 Replanteo de obra

Antes de iniciarse la obra, la dirección facultativa, en presencia del Contratista, comprobará el replanteo que previamente se hubiese hecho del Proyecto, con el fin de verificar la realidad geométrica de la obra y la viabilidad del propio proyecto.

Del resultado de las actuaciones precedentes se dejará constancia en acta que suscribirán los comparecientes.

En lo sucesivo no se admitirán errores mayores de 1/500 de las dimensiones genéricas, y se respetarán los márgenes de error indicados en las condiciones generales de ejecución del resto de las unidades de obra. La Dirección Facultativa controlará todos esos trabajos, si bien, en cualquier caso, el Contratista será totalmente responsable de la exacta ejecución del replanteo, alineaciones, etc…

Cabrán replanteos parciales si la obra se acomete por fases, aplicándose lo dicho para cada uno de ellos.

76

5.1.7 Calidades

Las obras a que se refiere el proyecto son de reforma y de nueva planta, e implican materiales nuevos.

El contratista podrá someter a la consideración de la Dirección facultativa el aprovechamiento de materiales en instalaciones anteriores. Si estos fuera aprovechables, el Promotor y el Contratista llegarán a un nuevo acuerdo en tal sentido, plasmado por escrito, precisando en qué medida se modificarán las unidades de obra del Presupuesto y qué materiales y qué precios han de entrar a formar parte de las mismas.

Esta posibilidad afecta al empleo de materiales o elementos que hayan tenido anterior uso, y no perjudica la facultad de la Dirección de obra de rechazarlos, incluso después de instalarlos, si no medió el acuerdo expreso del párrafo anterior.

5.1.8 Mediciones y certificaciones

El contratista recibirá, con la periodicidad que se pacte, las certificaciones de la Dirección de obra, conteniendo la descripción de las partidas del Presupuesto que ya hayan sido completamente ejecutadas y, si así lo acordó con el Promotor, las mediciones de aquéllas que, ya iniciadas, no se hubieran rematado, pudiéndose requerir del Contratista una garantía que asegure los pagos a que darían lugar.

Algunos criterios que rigen la forma de efectuar las mediciones son las siguientes:

- Las operaciones necesarias para medir unidades de obra ocultas o enterradas serán de cuenta del Contratista si no se advirtió a la Dirección facultativa oportunamente para su medición.

- La longitud de las líneas tendidas se determinará por su proyección sobre el suelo, sin contar los tramos ascendentes ni descendentes, ni cocas ni vueltas de cableado.

- Las unidades de obra se entienden terminadas cuando solo falte su puesta en funcionamiento, es decir, estén listas para entrar en servicio o cumplir la función para la que se ejecutaron

- Todas las mediciones serán rectificables por la medición final, que será definitiva. Por esas causas, el pago de certificaciones parciales no implica la aceptación ni recepción de las obras parciales.

- El Contratista auxiliará materialmente a la Dirección de obra en el recuento y verificación de lo ejecutado, siendo de su cuenta los gastos en que se incurra para satisfacer especiales valoraciones o mediciones en su interés.

Recibidas las certificaciones, el Contratista facturará en el plazo de 15 días los importes correspondientes al Promotor, quien estará obligado a su pago, reducido en un 10%, o en las condiciones que ambos hubieran acordado. Los abonos tienen el concepto de pagos a cuenta sujetos a las rectificaciones y variaciones que se produzcan en la medición final y sin suponer, en forma alguna, aprobación y recepción de las obras que comprende.

77

El Contratista tendrá también derecho a percibir abonos a cuenta u importe por las operaciones preparatorias realizadas como instalaciones y acopio de materiales o equipos de maquinaria pesada adscritos a la obra, en las condiciones que se señalen en los respectivos Pliegos de cláusulas administrativas particulares y conforme al régimen y los límites que con carácter general establezca la legislación vigente, debiendo asegurar los referidos pagos mediante la presentación de garantía.

No se admitirán aumentos de obra que no hayan sido autorizados expresamente por la Dirección facultativa. Si el Contratista los ejecutare, no podrá cobrarlo de no existir esa autorización previa, que deberá contemplar, además, el acuerdo de precios sobre las nuevas unidades en caso de no existir en el Proyecto.

5.1.9 Recepción de la instalación

Una vez terminadas las instalaciones se procederá a su recepción provisional, para la cual será necesaria asistencia de un representante del Promotor, del Director de obra y del Contratista. Del resultado de la recepción se extenderá un acta pro triplicado, firmada por los tres asistentes antes indicados. Será condición indispensable para proceder a la recepción provisional la entrega por parte de la contrata a la Dirección Facultativa de la totalidad de los planos de obra y de las instalaciones realmente ejecutadas, así como sus permisos de uso correspondientes, lo que incluyen la autorización de puestas en funcionamiento de las instalaciones por parte de los organismos competentes.

Si las instalaciones se encuentran en buen estado y han sido ejecutadas con arreglo a las condiciones establecidas, se darán por recibidas provisionalmente, comenzando a correr en dicha fecha el plazo de garantía contractualmente establecido, o en su defecto el plazo de 3 meses. La Dirección de obra procederá inmediatamente a su medición general y definitiva, con precisa asistencia del Contratista.

Transcurrido el plazo de garantía legal se producirá la recepción definitiva de las instalaciones. Los gastos de conservación y reparación durante el periodo comprendido entre la recepción parcial y la definitiva podrán correr a cargo del Contratista si así se pactó a la recepción provisional. De lo contrario correrán a cargo del Promotor.

La recepción definitiva se llevará a cabo con las mismas formalidades que la provisional. Si se encontraran las instalaciones en perfecto estado de uso y conservación ser darán por recibidas definitivamente, y quedará el Contratista revelado de toda responsabilidad de conservación, reforma, reparación y otras que la ley determine, quedando subsistentes la responsabilidad civil y las demás garantías que establezcan la normativa vigente.

De no poderse llevar a cabo la recepción provisional o la definitiva, se estarán a lo que disponga el Director de obra en cuanto a concesión de plazos de subsanación, ampliación de los de garantía e incluso resolución del contrato con pérdida de fianzas, si hubiera lugar.

78

El cálculo de los precios de las distintas unidades de obra es el resultado de sumar los costes directos, los indirectos, los gastos generales y el beneficio industrial.

Se considerarán costes directos

- La mano de obra, con sus pluses y cargas y seguros sociales, que interviene directamente en la ejecución de la unidad de obra.

- Los materiales, a los precios resultantes a pie de obra, que queden integrados en la unidad de que se trate o que sean necesarios para su ejecución.

- Los gastos de personal, combustible, energía, etc., que tengan lugar por el accionamiento o funcionamiento de la maquinaria e instalaciones utilizadas en la ejecución de la unidad de obra.

Se considerarán costes indirectos

- Los gastos de instalación de oficinas a pie de obra, comunicaciones, edificación de almacenes, talleres, pabellones temporales para obreros, laboratorios, seguros, etc., los del personal técnico y administrativo adscrito exclusivamente a la obra y los imprevistos.

Todos estos gastos, se cifrarán en un porcentaje de los costes directos.

Se considerarán gastos generales

- Los gastos generales de empresa, gastos financieros, cargas fiscales y tasas de la Administración, legalmente establecidas. Se cifrarán como un porcentaje de la suma de los costes directos e indirectos (en los contratos de obras de la Administración pública este porcentaje se establece entre un 13 por 100 y un 17 por 100).

Beneficio industrial

El beneficio industrial del Contratista se establece en el 6 por 100 sobre la suma de las anteriores partidas.

Se denominará Precio de Ejecución material el resultado obtenido por la suma de los anteriores conceptos a excepción del Beneficio Industrial.

Precio de Contrata

El precio de Contrata es la suma de los costes directos, los indirectos, los Gastos Generales y el Beneficio Industrial. El IVA gira sobre esta suma pero no integra el precio.

En el caso de que los trabajos a realizar en un edificio u obra aneja cualquiera se contratasen a riesgo y ventura, se entiende por Precio de contrata el que importa el coste total de la unidad de obra, es decir, el precio de Ejecución material, más el tanto por ciento (%) sobre este último precio en concepto de Beneficio Industrial del Contratista. El beneficio se estima normalmente, en 6 por 100, salvo que en las condiciones particulares se establezca otro distinto.

Precios contradictorios

79

- Se producirán precios contradictorios sólo cuando la Propiedad por medio del Director de obra decida introducir unidades o cambios de calidad en alguna de las previstas, o cuando sea necesario afrontar alguna circunstancia imprevista.

El Contratista estará obligado a efectuar los cambios.

A falta de acuerdo, el precio se resolverá contradictoriamente entre la Dirección Facultativa y el Contratista antes de comenzar la ejecución de los trabajos.. Si subsiste la diferencia se acudirá, en primer lugar, al concepto más análogo dentro del cuadro de precios del proyecto, y en segundo lugar al banco de precios de uso más frecuente en la localidad.

Los contradictorios que hubiere se referirán siempre a los precios unitarios de la fecha del contrato.

5.2 Pliego de condiciones técnicas de la instalación solar fotovoltaica

5.2.1 Objeto

Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red, que por sus características esten 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.

El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas se extiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.

5.2.2 Normativa

- RD 3275/1982 de 12 de Noviembre, reglamento sobre condiciones i garantías de seguridad en centrales, subestaciones i centros de transformación.

- Ordenes del ministerio de industria i energía de 06-07-84 y de 18-10-84, instrucciones técnicas complementarias del Reglamento de Alta Tensión (ITC MIE-RAT).

- Ley 31/1995, de 8 de Noviembre, ley de prevención de riesgos laborales (LPRL).

- Decreto 308/1996 de 2 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, por el cual se establece el procedimiento administrativo para la autorización de las instalaciones de producción en régimen especial.

80

- Orden del Ministerio de Industria y energía 12-04-99, instrucciones técnicas complementarias al reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.

- RD 1663/2000, de 29 de Septiembre, que establece las normas de conexión a red de instalaciones fotovoltaicas.

- RD 1955/2000 de 1 de Diciembre, sobre la regulación de la actividad de transporte y distribución de energía eléctrica.

- RD 614/2001 de 8 de Junio, sobre disposiciones mínimas para la protección de la salud y seguridad de los trabajadores contra el riesgo eléctrico.

- Decreto 352/2001 de 18 de Diciembre, del Departamento de Industria Comercio y Turismo, sobre el procedimiento administrativo aplicable a las instalaciones fotovoltaicas de energía solar conectadas a la red eléctrica.

- RD 842/2002 de 2 de Agosto, Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y Instrucciones Técnicas complementarias (REBT-ITC).

- RD 661/2007, de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica de régimen especial.

- RD 1578/2008, de 26 de Septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica.

- Ley 18/2008 del 23 de Diciembre, ley de garantía y calidad de suministro de la Generalitat de Catalunya)

- Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Fotovoltaicas Conectadas a Red, (PCT) establecidas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE) en Octubre de 2002.

- Normas UNE, de obligado cumplimiento según se recoge en los reglamentos, y en sus correspondientes actualizaciones realizadas por el Ministerio de Industria Turismo y Comercio.

- Normas Técnicas Particulares de la compañía Fecsa-Endesa (NTP)

5.2.3 Condiciones específicas de los materiales

Generalidades

- La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismo serán tales que las pérdidas sean lo más inferiores posibles, con tal de sacar más rendimiento de la instalación.

- En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e inclinación del generador y sombras.

- Cuando existan varias filas de módulos se realizara el cálculo de la distancia mínima entre ellas

- 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

81

de conexión), exceptuando el cableado de continua, que será de doble aislamiento.

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

- 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.

- 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.

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

- 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.

- 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.

- 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.

Sistemas generadores fotovoltaicos

- 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.

- 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 todos los casos han de cumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.

- Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente.

- 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.

82

- 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.

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

- 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.

- La estructura del generador se conectará a tierra. - 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.

Estructura soporte

- Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por la NBE y demás normas aplicables.

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

- 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.

- 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.

- 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.

- 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.

- 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.

83

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

- 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.

- Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobre superficie plana (terraza) como integrados sobre tejado.

- 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.

- 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.

Inversores

- 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.

- 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.

- 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.

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

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

84

+ Encendido y apagado general del inversor.

+ Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor.

- Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

+El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar un 10% superiores a las condiciones estandar.

Además soportará picos de magnitud un 30% superior a las condiciones estándar durante períodos de hasta 10 segundos.

+ 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.

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

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

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

+ 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.

+ 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.

Cableado

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

- Los conductores tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte CC y parte CA, deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea 0.

- 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.

- 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.

85

Conexión a red aérea de M.T.

- Para derivar de la línea existente, se tendrá que recalcular el soporte del que se deriva, por si fuera necesaria la sustitución.

- Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en la NTP-FVMT de fecsa-Endesa para la conexión de red aérea los elementos de la instalación serán los siguientes:

- Primer soporte de la derivación MT, calculado como final de línea, con seccionador frontera y apertura de conexión con la línea existente y elementos de protección para sobretensiones y sobreintensidades. Para delimitar la titularidad de la instalación, de manera que la parte de la instalación hasta el seccionamiento, inclusive éste, quedará en propiedad de la cia distribuidora; mientras que la instalación que se sitúe a partir del seccionamiento quedará en propiedad del cliente.

- Transformador elevador instalado en el interior de un centro prefabricado

de hormigón.

- Conjunto de protección y medida en B.T.

- Instalación fotovoltaica propiamente dicha, formada por inversores, paneles, etc…

Medida de la energia

La medida de la energía se producirá en el lado de M.T. de la instalación, dentro del centro de transformación prefabricado.

Protecciones

- Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red y con lo dispuesto en las NTP de la compañía endesa.

- 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.

Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas

- 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.

86

- Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de media tension 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.

- 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. Armónicos y compatibilidad electromagnética

- 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.

5.2.4 Recepción y pruebas

- 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.

- 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.

- Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad en este pliego de condiciones técnicas, serán como mínimo las siguientes:

- Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

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

- 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.

- 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:

• Entrega de toda la documentación requerida en este pliego.

• Retirada de obra de todo el material sobrante.

87

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

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

• 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.

• 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.

5.2.5 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

Generalidades

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

- 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.

Programa de mantenimiento

- 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.

- 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

- 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.

- Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

88

– La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto anterior 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.

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

- 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.

- 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.

- 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).

5.2.6 Garantías

Ámbito general de la garantía

- 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.

- 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.

- El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en

89

su montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años.

- 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.

Condiciones económicas

- 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.

- 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.

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

- 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.

Anulación de la garantía

- 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.

Lugar y tiempo de la prestación

- 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.

90

- 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.

- 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.

- 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.

5.3 Pliego de condiciones técnicas de línas subterránas de media tensión

5.3.1 Objeto

El objeto del presente pliego es el de determinar las condiciones técnicas que deberá cumplir el Promotor/Constructor en la ejecución de la obra civil para instalación de líneas subterráneas de Media Tensión.

Se entenderá como Promotor/Constructor, aquella persona física o entidad jurídica que haya adquirido previamente el compromiso con la empresa distribuidora para la ejecución material de la obra civil de una instalación eléctrica que posteriormente completará la empresa distribuidora en la parte eléctrica.

5.3.2 Normativa

En la ejecución de los trabajos se tendrán en cuenta los siguientes reglamentos y normas:

• Real Decreto 3151/1968 de 28 de Noviembre, por el que se aprueba el Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión.

• Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (R.E.B.T.) y sus Instrucciones

Técnicas Complementarias (ITC’s), aprobadas por el Real Decreto 848/2002 de 2 de agosto.

• Normas UNE de referencia en los reglamentos anteriormente citados.

• Normas Técnicas Particulares de la Empresa Suministradora de Electricidad.

• Recomendaciones UNESA.

• Normas Tecnológicas de la Edificación NTE IER.

91

• Ley 311995, de8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales.

• Real Decreto 486/1997 de 14 de abril, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en los lugares de trabajo.

• Real Decreto 773/1997 de 30 de mayo, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud relativas a la utilización por los trabajadores de equipos de protección individual.

• Real Decreto 1215/1997 de 18 de julio, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud para la utilización por los trabajadores de los equipos de trabajo.

• Real Decreto 1627/1997 de 24 de octubre, sobre Disposiciones mínimas de seguridad y salud en las obras.

5.3.3 Condiciones específicas de los materiales

Los materiales a emplear serán de buena calidad y se ajustarán a las condiciones señaladas en los estados de mediciones y presupuesto del Proyecto, así como a las condiciones del presente Pliego.

Trazado

Las canalizaciones, salvo casos de fuerza mayor, se ejecutarán por terrenos de dominio PRIVADO, evitando ángulos pronunciados. El trazado será lo más rectilíneo posible.

Antes de comenzar los trabajos, se marcarán en el terreno las zonas donde se vayan a abrir las zanjas, señalando tanto su anchura como su longitud.

Al marcar el trazado de las zanjas, se tendrá en cuenta el radio mínimo que hay que dejar en las curvas según sección de los conductores que se vayan a canalizar.

Apertura y cierre de zanjas

Las paredes de las zanjas serán verticales hasta la profundidad escogida, colocándose entibaciones en los casos en que la naturaleza del terreno lo haga preciso.

Se procurará dejar un espacio mínimo de 500 mm entre la zanja y las tierras extraídas, con el fin de facilitar la circulación del personal de la obra y evitar la caída de tierras en la zanja.

Las dimensiones mínimas de las zanjas serán las especificadas en los planos del proyecto.

En el lecho de la zanja irá una capa de arena y por encima del cable irá otra cuyos espesores se indican en os planos adjuntos. Ambas capas cubrirán la anchura total de la zanja.

92

La arena que se utilice para la protección de los cables será limpia, suelta y áspera, exenta de sustancias orgánicas, arcilla o partículas terrosas, para lo cual se tamizará o lavará convenientemente si fuera necesario. Se empleará arena lavada de río.

Para la protección mecánica de los conductores se dispondrán encima de ellos, placas de polietileno a lo largo de todo el recorrido de la zanja.

El relleno de las zanjas se efectuará con zahorras naturales compactadas mecánicamente por tongadas de un espesor máximo de 15 cm. El grado de compactación alcanzado será determinado mediante un ensayo, realizado por un laboratorio de mecánica, en el que se justifique que la densidad de relleno ha alcanzado como mínimo el 95% de la densidad correspondiente para los materiales de relleno en el ensayo Proctor modificado. Es necesario que se presenten ante la dirección facultativa y a la Empresa Distribuidora, los resultados de los diferentes ensayos de laboratorio, realizados durante la ejecución de las obras.

Los materiales procedentes de la excavación se llevarán al vertedero municipal.

Conductores

Serán de aluminio, aislamiento seco del tipo RHZ1, es decir, cables compuestos por conductores de aluminio, recubiertos por una capa de semiconductor interior, una capa de polietileno reticulado (XPLE), una capa de semiconductor exterior, una pantalla de hilos de cobre con obturación longitudinal y una cubierta de poliolefina (Z1), de sección 240 mm2 de aluminio.

Características de las canalizaciones

El diámetro interior de los tubos no será inferior a 1,5 veces el diámetro exterior del cable o del diámetro aparente del circuito en el caso de varios cables instalados en el mismo para instalación al aire y de 2 veces el diámetro exterior del cable o del diámetro aparente del circuito para instalaciones enterradas. No se instalará más de un circuito por tubo.

5.3.4 Recepción de la obra

Durante la obra o una vez finalizada la misma, el Supervisor verificará que los trabajos realizados están de acuerdo con las especificaciones de este Pliego de Condiciones, de lo contrario, indicará las correcciones a realizar previas a la recepción parcial.

Las obras ejecutadas tendrán, un plazo de garantía de un año, estando obligado el Constructor/Promotor a rectificar los defectos que en la obra ejecutada resulten apreciables a criterio justificado del Director de Obra, de la Empresa Distribuidora y/u Organismos Oficiales competentes.

Caso de que no fuese atendida la orden de reparación en el plazo de diez días contados a partir de la fecha de comunicación de aquélla, la Empresa Distribuidora podrá

93

ordenar libremente la ejecución de aquellas reparaciones, por las que se pasará al Constructor/Promotor el cargo correspondiente.

5.3.5 Mediciones y pruebas

Se comprobará por parte de la Dirección de Obra que todas las unidades han sido ejecutadas con sujeción al proyecto, o bien a las modificaciones introducidas y aprobadas en el Acta de replanteo y a las órdenes de la Dirección de Obra.

Se efectuarán las siguientes pruebas de la instalación eléctrica:

- Medición de la continuidad y resistencia óhmica de la pantalla metálica, debiendo ser inferiores o igual a 1,24 _/Km.

- Verificación de la integridad de la cubierta, utilizando una tensión de prueba de 8 KV durante un minuto y midiendo la corriente de fuga que deberá ser inferior o igual a 1,5 mA/Km.

- Verificación del estado del aislamiento del conductor, utilizando una tensión de prueba de 4xU0 (es decir, 48 kV o 72 kV para cables 12/20 kV o cables 18/30 kV respectivamente) entre conductor y pantalla durante cinco minutos, y midiendo la corriente de fuga que deberá ser inferior o igual a 5 μA/Km.

- Comprobación de conexiones, observando el cableado general de la instalación y observando que no se produzcan calentamientos. La Dirección de Obra se reserva en todo momento el realizar las mediones y comprobaciones que estime necesarias para la determinación de la calidad, características y estado de la instalación.

5.4 Pliego de condiciones técnicas de centros de transformación

5.4.1 Objeto

El objeto del presente pliego es el de determinar las condiciones mínimas aceptables para la ejecución de las obras de construcción y montaje del Centro de Transformación, así como de las condiciones técnicas del material a emplear.

5.4.2 Normas básicas de materiales

Todos los elementos que entren a formar parte de la instalación serán de primera calidad y corresponderán a marcas de máximo prestigio. Cumplirán obligatoriamente y serán conformes con las especificaciones que establezcan las normas UNE, EN y C.E.I., que aparecen en el vigente Reglamento sobre Condiciones de Seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación y sus Instrucciones Técnicas Complementarias (en concreto en el anexo de la ITC MIE-RAT 02), así como con todas la

94

revisiones y modificaciones realizadas hasta la fecha y con las normas particulares de la Empresa Distribuidora.

El Instalador tomará nota de los materiales recibidos dando cuenta a1 Director de la Obra de las anomalías que se produzcan.

Damos cuenta a continuación de la relación detallada de tipos y características de los materiales a emplear.

5.4.3 Obra Civil

Emplazamiento

- El lugar elegido para la instalación del centro debe permitir la colocación y reposición de todos los elementos del mismo, concretamente los que son pesados y grandes, como transformadores. Los accesos al centro deben tener las dimensiones adecuadas para permitir el paso de dichos elementos.

- El emplazamiento del centro debe ser tal que esté protegido de inundaciones y filtraciones.

- En el caso de terrenos inundables el suelo del centro debe estar, como mínimo, 0,20 m por encima del máximo nivel de aguas conocido, o si no al centro debe proporcionársele una estanquidad perfecta hasta dicha cota.

- El local que contiene el centro debe estar construido en su totalidad con materiales incombustibles.

Excavación.

- Se efectuará la excavación con arreglo a las dimensiones y características del centro y hasta la cota necesaria indicada en el Proyecto, también estarán incluidas las tareas de carga y transporte a vertedero de las tierras sobrantes.

Acondicionamiento del terreno.

- Como norma general, una vez realizada la excavación se extenderá una capa de arena de 100-150 mm de espesor aproximadamente, procediéndose a continuación a su nivelación y compactación.

- En caso de ubicaciones especiales, y previo a la realización de la nivelación mediante el lecho de arena, habrá que tener presente las siguientes medidas:

- Terrenos no compactados o con resistencia del terreno sea inferior a 1 Kg/cm2. Será necesario realizar un asentamiento adecuado a las condiciones del terreno, pudiendo incluso ser necesaria la construcción de una losa de hormigón armado de 200 mm de forma que distribuya las cargas en una superficie más amplia.

- Terrenos en ladera. Se realizará la excavación de forma que se alcance una plataforma de asiento en zona suficientemente compactada y de las dimensiones necesarias para que el asiento sea completamente horizontal. Puede ser necesaria la canalización de las aguas de lluvia de la parte alta, con objeto de que el agua no arrastre el asiento del CT.

95

- Terrenos con nivel freático alto. En estos casos, o bien se eleva la capa de asentamiento del CT por encima del nivel freático, o bien se protege al CT mediante un revestimiento impermeable que evite la penetración de agua en el hormigón.

Edificio prefabricado de hormigón.

Los distintos edificios prefabricados de hormigón se ajustarán íntegramente a las siguientes especificaciones de materiales:

- Los suelos estarán previstos para las cargas fijas y rodantes que implique el material.

- Se preverán, en lugares apropiados del edificio, orificios para el paso del interior al exterior de los cables destinados a la toma de tierra, y cables de B.T. y A.T. Los orificios estarán inclinados y desembocarán hacia el exterior a una profundidad de 0,40 m del suelo como mínimo.

- También se preverán los agujeros de empotramiento para herrajes del equipo eléctrico y el emplazamiento de los carriles de rodamiento de los transformadores.

Asimismo se tendrán en cuenta los pozos de aceite, sus conductos de drenaje, las tuberías para conductores de tierra, registros para las tomas de tierra y canales para los cables A.T. y B.T. En los lugares de paso, estos canales estarán cubiertos por losas amovibles.

- Los muros prefabricados de hormigón podrán estar constituidos por paneles convenientemente ensamblados, o bien formando un conjunto monobloque con la cubierta y la solera, de forma que se impida totalmente el riesgo de filtraciones.

- La cubierta estará debidamente impermeabilizada de forma que no quede comprometida su estanquidad, ni haya riesgo de filtraciones. Su cara interior podrá quedar como resulte después del desencofrado. No se efectuará en ella ningún empotramiento que comprometa su estanquidad.

- El acabado exterior del centro será normalmente liso y preparado para ser recubierto por pinturas de la debida calidad y del color que mejor se adapte al entorno en el que se encuentre. Cualquier otra terminación: canto rodado, recubrimientos especiales, etc., podrá ser aceptada. Las puertas, marcos y demás elementos metálicos expuestos al aire estarán protegidos contra la oxidación, mediante galvanizado y película de pintura epoxi de poliéster. En el caso de utilizarse galvanizado en caliente se cumplirá con lo especificado en la RU-6618-A

- La cubierta estará calculada para soportar la sobrecarga que corresponda a su destino, para lo cual se tendrá en cuenta lo que al respecto fija la Norma UNE-EN61330.

96

- Las puertas de acceso al centro de transformación desde el exterior cumplirán íntegramente lo que al respecto fija la Norma UNE-EN 61330. En cualquier caso, serán incombustibles, suficientemente rígidas y abrirán hacia afuera de forma que puedan abatirse sobre el muro de fachada. Se realizará el transporte, la carga y descarga de los elementos constitutivos del edificio prefabricado, sin que éstos sufran ningún daño en su estructura. Para ello deberán usarse los medios de fijación previstos por el fabricante para su traslado y ubicación, así como las recomendaciones para su montaje. De acuerdo con la Recomendación UNESA 1303-A, el edificio prefabricado estará construido de tal manera que, una vez instalado, su interior sea una superficie equipotencial. Todas las varillas metálicas embebidas en el hormigón que constituyan la armadura del sistema equipotencial, estarán unidas entre sí mediante soldaduras eléctricas. Las conexiones entre varillas metálicas pertenecientes a diferentes elementos, se efectuarán de forma que se consiga la equipotencialidad entre éstos. Ningún elemento metálico unido al sistema equipotencial podrá ser accesible desde el exterior del edificio, excepto las piezas que, insertadas en el hormigón, estén destinadas a la manipulación de las paredes y de la cubierta, siempre que estén situadas en las partes superiores de éstas. Cada pieza de las que constituyen el edificio deberán disponer de dos puntos metálicos, lo más separados entre sí, y fácilmente accesibles, para poder comprobar la continuidad eléctrica de la armadura. La continuidad eléctrica podrá conseguirse mediante los elementos mecánicos del ensamblaje.

Evacuacion y extincion del aceite aislante.

Las paredes y techos de las celdas que han de alojar aparatos con baño de aceite, deberán estar construidas con materiales resistentes al fuego, que tengan la resistencia estructural adecuada para las condiciones de empleo.

Con el fin de permitir la evacuación y extinción del aceite aislante, se preverán pozos con revestimiento estanco, teniendo en cuenta el volumen de aceite que puedan recibir. En todos los pozos se preverán apagafuegos superiores, tales como lechos de guijarros de 5 cm de diámetro aproximadamente, sifones en caso de varios pozos con colector único, etc. Se recomienda que los pozos sean exteriores a la celda y además inspeccionables.

Ventilacion.

Los locales estarán provistos de ventilación para evitar la condensación y, cuando proceda, refrigerar los transformadores.

Normalmente se recurrirá a la ventilación natural, aunque en casos excepcionales podrá utilizarse también la ventilación forzada.

Cuando se trate de ubicaciones de superficie, se empleará una o varias tomas de aire del exterior, situadas a 0,20 m. del suelo como mínimo, y en la parte opuesta una o varias salidas, situadas lo más altas posible.

97

En ningún caso las aberturas darán sobre locales a temperatura elevada o que contengan polvo perjudicial, vapores corrosivos, líquidos, gases, vapores o polvos inflamables.

Todas las aberturas de ventilación estarán dispuestas y protegidas de tal forma que se garantice un grado de protección mínimo de personas contra el acceso a zonas peligrosas, contra la entrada de objetos sólidos extraños y contra la entrada del agua IP23D, según Norma UNE-EN 61330. Para ello las aberturas incorporarán tela metálica mosquitera.

5.4.4 Instalación eléctrica

Red de alimentación: Acometida subterranea M.T. - Los conductores de alta tensión estarán constituidos por cables unipolares

de aluminio con aislamiento seco termoestable, y un nivel de aislamiento acorde a la tensión de servicio.

- Los cables de alimentación subterránea en M.T. entrarán en el centro de transformación, alcanzando la celda que corresponda, por un canal o tubo. Las secciones de estos canales y tubos permitirán la colocación de los cables con la mayor facilidad posible. Los tubos serán de doble capa, con la superficie interna lisa, siendo su diámetro 2 veces el diámetro del cable como mínimo. La disposición de las canales y tubos será tal que los radios de curvatura a que deban someterse los cables serán como mínimo igual a 10(D+d), siendo "D" el diámetro del cable y "d" el diámetro del, con un mínimo de 0,60 m.

- Después de colocados los cables se obstruirá el orificio de paso por un tapón al que, para evitar la entrada de roedores, se incorporarán materiales duros que no dañen el cable.

- En el exterior del centro los cables estarán alojados bajo tubo de polietileno de 160 mm de diámetro nominal enterrados en zanja de forma que la profundidad mínima de la canalización sea de 900 mm, a fin de preservar a estos circuitos de la construcción de otras redes eléctricas de B.T. de alumbrado público, de las acometidas de redes subterráneas de B.T., de agua potable, redes y acometidas subterráneas de teléfonos, acometidas de gas y, eventualmente, alcantarillados muy superficiales.

Aparamenta en M.T. - Las celdas a emplear serán las especificadas en el proyecto.. Las celdas

empleadas serán prefabricadas, con envolvente metálica y tipo "modular", preferentemente. De esta forma, en caso de avería, será posible retirar únicamente la celda dañada, sin necesidad de desaprovechar el resto de las funciones.

- Utilizarán hexafluoruro de azufre (SF6) como elemento de corte y extinción. El aislamiento integral en SF6 confiere a la aparamenta sus características de resistencia al medio ambiente, bien sea a la polución del aire, a la humedad, o incluso a la eventual sumersión del centro de transformación por efecto de riadas. Por ello, esta característica es esencial, especialmente en las zonas con alta polución, en las zonas con clima agresivo (costas marítimas y zonas húmedas) y en las zonas más expuestas a riadas o entrada de agua en el centro.

98

- Las celdas empleadas deberán permitir la extensibilidad in situ del centro de transformación, de forma que sea posible añadir más líneas o cualquier otro tipo de función, sin necesidad de cambiar la aparamenta previamente existente en el centro.

- El interruptor y el seccionador de puesta a tierra será un único aparato, de tres posiciones (cerrado, abierto y puesto a tierra), asegurando así la imposibilidad de cierre simultáneo del interruptor y seccionador de puesta a tierra. La posición de seccionador abierto y seccionador de puesta a tierra cerrado serán visibles directamente a través de mirillas, a fin de conseguir una máxima seguridad de explotación en cuanto a la protección de personas se refiere.

Las características de las celdas seran las siguientes:

· Tensión asignada: 36 kV

· Intensidad asignada: 630 A

· Intensidad de corta duración (1 s), eficaz: 21 kA

· Intensidad de corta duración (1 s), cresta: 52,5 kA

· Nivel de aislamiento

- Frecuencia industrial (1 min) a tierra y entre fases: 70 kV

- Impulso tipo rayo a tierra y entre fases (cresta): 170 kV

Transformador. - El transformador será trifásico, con refrigeración natural, en baño de aceite,

conforme a la norma particular de la empresa distribuidora. - Este transformador se instalará, en caso de incluir un líquido refrigerante,

sobre una plataforma ubicada encima de un foso de recogida, de forma que en caso de que se derrame e incendie, el fuego quede confinado en la celda del transformador, sin difundirse por los pasos de cables ni otras aberturas al resto del centro.

- El transformador, para mejor ventilación, estará situado en la zona de flujo natural de aire, de forma que la entrada de aire esté situada en la parte inferior de las paredes adyacentes al mismo, y las salidas de aire en la zona superior de esas paredes.

Alumbrado. - En el interior del CT se instalarán las fuentes de luz necesarias,

preferiblemente de incandescencia por su alto índice de reproducción cromática, con el objetivo de conseguir, cuanto menos, un nivel medio de iluminación de 150 lux existiendo por lo menos dos puntos de luz.

- Los focos luminosos estarán colocados sobre soportes rígidos y dispuestos de tal forma que se mantenga la máxima uniformidad posible en la iluminación, evitándose que los aparatos de seccionamiento y medida no queden en zonas de sombra que dificulten su correcta lectura. Se deberá poder efectuar la sustitución de las lámparas sin necesidad de desconectar la alimentación y sin ningún peligro para el operario que realice la sustitución.

- Los interruptores de alumbrado se situarán en la proximidad de las puertas de acceso a una altura del suelo adecuada.

99

- Independientemente de este alumbrado, podrá existir un alumbrado de emergencia con alimentación autónoma, el cual entrará en funcionamiento automáticamente ante un corte del servicio eléctrico. Tendrá una autonomía mínima de 2 horas, con nivel luminoso no inferior a 5 lux.

Puestas a tierra. - Las puestas a tierra se realizarán en la forma indicada en el proyecto,

debiendo cumplirse estrictamente lo referente a separación de circuitos, configuración del sistema y valores deseados para las puestas a tierra.

- Condiciones de instalación de las líneas de tierra:

No se unirán al circuito de puesta a tierra las puertas de acceso y ventanas metálicas de ventilación del C.T.

La conexión del neutro a su toma se efectuará, siempre que sea posible, antes del dispositivo de seccionamiento B.T.

Para los conductores de las líneas de tierra, en ningún caso se admitirán secciones inferiores a 25 mm2 en el caso de cobre, y de 50 mm2 en el caso de acero.

En las líneas de tierra no podrán insertarse fusibles , interruptores o cualquier otro elemento de seccionamiento.

Cada sistema de puesta a tierra llevará un borne para la medida de la resistencia de tierra, situado en un punto fácilmente accesible.

Todos los empalmes y uniones deberán realizarse con medios de unión apropiados, que aseguren la permanencia de la unión y la protección contra la corrosión galvánica.

Los conductores de las líneas de tierra deben instalarse procurando que su recorrido sea lo más corto posible evitando trazados tortuosos y curvas de poco radio. Se preferirán los conductores desnudos instalados al exterior de forma visible.

Las líneas de puesta a tierra formarán una línea continua, en la que no podrán incluirse en serie las masas del centro. Siempre la conexión de las masas se efectuará por derivación.

La conexión al sistema de puesta a tierra de protección de las celdas con envolvente metálica se realizará mediante pletinas de cobre de 25 x 5 mm conectadas en la parte posterior superior de las celdas formando un colector único

Cuando la alimentación a un centro se efectúe por medio de cables subterráneos provistos de cubiertas metálicas, se asegurará la continuidad de éstas por medio de un conductor de cobre lo más corto posible, de sección no inferior a 50 mm². La cubierta metálica se unirá al sistema de puesta a tierra de protección de las masas.

La continuidad eléctrica entre un punto cualquiera de las masas y el conductor de puesta a tierra, en el punto de penetración en el suelo, satisfará la condición de que la resistencia eléctrica correspondiente sea inferior a 0,4 ohmios.

5.4.5 Pruebas reglamentarias

- La aparamenta eléctrica que compone la instalación deberá ser sometida a los diferentes ensayos de tipo y de serie que contemplen las normas UNE o recomendaciones UNESA conforme a las cuales esté fabricada.

100

- Asimismo, una vez ejecutada la instalación, se procederá, por parte de entidad acreditada por los organismos públicos competentes al efecto, a la medición reglamentaria de los siguientes valores:

- Resistencia de aislamiento de la instalación.

- Resistencia del sistema de puesta a tierra.

- Tensiones de paso y de contacto.

5.4.6 Puesta en servicio

• Se conectará primero los seccionadores de alta y a continuación el interruptor de media, dejando en vacío el transformador. Posteriormente, se conectará el interruptor general de baja, procediendo en último término a la maniobra de la red de baja tensión.

• Si al poner en servicio una línea se disparase el interruptor automático o hubiera fusión de cartuchos fusibles, antes de volver a conectar se reconocerá detenidamente la línea e instalaciones y, si se observase alguna irregularidad, se dará cuenta de modo inmediato a la empresa distribuidora de energía.

5.4.7 Puesta fuera de servicio

• Se procederá en orden inverso al determinado en apartado anterior, o sea, desconectando la red de baja tensión y separando después el interruptor de media y seccionadores.

5.4.8 Mantenimiento

• El mantenimiento consistirá en la limpieza, engrasado y verificado de los componentes fijos y móviles de todos aquellos elementos que fuese necesario.

• A fin de asegurar un buen contacto en las mordazas de los fusibles y cuchillas de los interruptores así como en las bornas de fijación de las líneas de alta y de baja tensión, la limpieza se efectuará con la debida frecuencia.

· La limpieza se hará sobre banqueta, con trapos perfectamente secos, y muy atentos a que el aislamiento que es necesario para garantizar la seguridad personal, sólo se consigue teniendo la banqueta en perfectas condiciones y sin apoyar en metales u otros materiales derivados a tierra.

· Si se tuviera que intervenir en la parte de línea comprendida entre la celda de entrada y seccionador aéreo exterior se avisará por escrito a la compañía distribuidora de energía eléctrica para que corte la corriente en la línea alimentadora, no comenzando los trabajos sin la conformidad de ésta, que no restablecerá el servicio hasta recibir, con las debidas garantías, notificación de que la línea de alta se encuentra en perfectas condiciones, para la garantizar la seguridad de personas y bienes.

· Deben humedecerse con frecuencia las tomas de tierra. Se vigilará el buen estado de los aparatos, y cuando se observase alguna anomalía en el funcionamiento del centro de

101

transformación, se pondrá en conocimiento de la empresa distribuidora, para corregirla en acuerdo con ella.

· No se modificarán los fusibles y al cambiarlos se emplearán de las mismas características de resistencia y curva de fusión.

· No debe de sobrepasar los 60°C la temperatura del líquido refrigerante, en los aparatos que lo tuvieran, y cuando se precise cambiarlo se empleará de la misma calidad y características.

· Si el interruptor fuera automático, sus relés deben regularse por disparo instantáneo con sobrecarga proporcional a la potencia del transformador, según la clase de la instalación.

En Tarragona, a Septiembre de 2013 el autor del proyecto: Sergi Español Fernádez

DNI: 77787183-X

Titulación: Ingeniería Técnica Industrial especialidad Electricidad

102


6. Mediciones





103

6.MEDICIONES

6.1. Medición de instalación solar.................................................................................. 104

6.2. Medición de centro de transformación................................................................... 105

6.3. Medición de línia subterránea B.T......................................................................... 107

6.4. Medición de línia subterránea M.T........................................................................ 108

6.5.Mediciones de varios................................................................................................. 108

104

6.1 Medición de instalación solar

105

6.2 Medición de centro de transformación

107

6.3 Medición de línea subterránea B.T.

108

6.4 Medición de línea subterránea M.T.

6.5 Medición de varios

109



110


7. Presupuesto





111

7.PRESUPUESTO

7.1. Presupuesto descompuesto...................................................................................... 112

7.2. Listado presupuesto................................................................................................. 121

7.3. Hoja resumen............................................................................................................ 125

112

7.1 Presupuesto descompuesto

121

7.2 Listado presupuesto

125

7.3 Hoja resumen 1 INSTALACIÓN SOLAR Importe (€)

1.1 Equipo solar 262.108,10

1.2 Cables y canalizaciones 3.421,83

1.3 Protecciones 2.459,78

Total instalación solar....................: 267.989,71

2 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Importe (€)

2.1 Obra civil 18.540,00

2.2 Equipo de media tensión 36.925,50

2.3 Transformador 8.626,25

2.4 Equipo de baja tensión 4.407,37

2.5 Red de tierras 3.877,95

2.6 Varios 1.630,49

Total centro de transformación....................: 74.007,56

3 LINEA SUBTERRÁNEA B.T. Importe (€)

3.1 Obra Civil 1.083,60

3.2 Instalación eléctrica 5.019,22

Total línea subterránea B.T.....................: 6.102,82

4 LINEA SUBTERRÁNEA M.T. Importe (€)

4.1 Obra Civil 317,70

4.2 Instalación eléctrica 931,73

Total línea subterránea M.T.....................: 1.249,43

5 VARIOS Importe (€)

Total varios....................: 2.348,84

Presupuesto de ejecución material 351.698,36

13% de gastos generales 45.720,79

6% de beneficio industrial 21.101,90

SUMA 418.521,05

21% IVA 87.889,42

Presupuesto de ejecución por contrata 506.410,47

Asciende el presupuesto de ejecución por contrata a la expresada cantidad de QUINIENTOS SEIS MIL CUATROCIENTOS DIEZ EUROS CON CUARENTA Y SIETE CÉNTIMOS.

126



127


8. Estudio de seguridad y salud





128

8.ESTUDIO DE SEGURIDAD Y SALUD

8.1. Objeto del presente estudio..................................................................................... 129

8.2. Datos relativos del proyecto..................................................................................... 129

8.3. Centro asistencial más próximo de la instalación.................................................. 129

8.4. Análisis de riesgos..................................................................................................... 130

8.5. Medidas preventives................................................................................................. 130 8.5.1. Caídas de persones al mismo nivel..................................................................... 130

8.5.2. Choques contra objetos inmóviles...................................................................... 131

8.5.3. Caídas de objetos desprendidos.......................................................................... 131

8.5.4. Caídas de persones a distinto nivel..................................................................... 132

8.5.5. Pisadas sobra objetos.......................................................................................... 133

8.5.6. Golpes por objetos y herramientas..................................................................... 133

8.5.7. Cortes y pinchazos.............................................................................................. 133

8.5.8. Caídas de objetos en manipulación manual........................................................ 134

8.5.9. Exposición a contactos eléctricos indirectes en B.T........................................... 135

8.5.10. Exposición a contactos eléctricos directos M.T............................................... 135

8.5.11. Exposición a contactos eléctricos de M.T........................................................ 136

8.5.12. Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T................................... 136

8.5.13. Sobreesfuerzos físicos puntuales...................................................................... 137

129

8.1 Objeto del presente estudio

El objeto del presente estudio es establecer las previsiones respecto a la prevención de riesgos de accidentes y enfermedades profesionales, así como daños derivados de los trabajos de reparación, entretenimiento, y mantenimiento, además de las instalaciones preceptivas de higiene y bienestar de los trabajadores de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 1627/97.

8.2 Datos relativos del proyecto

Proyecto: Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de 100 kW interconectada a la red eléctrica.

Situación de la instalación: Mercat del Camp de Reus (Tarragona). Técnico redactor: Sergi Español Fernández, Ingeniero Técnico Industrial. Plazo de ejecución previsto: 5 meses Nº máximo de operarios: 6

8.3 Centro asistencial más próximo de la instalación

Centro Asistencial más próximo en caso de accidente: HOSPITAL UNIVERSITARI SANT JOAN de Reus.

Teléfonos de servicio: Centralita: 977 310 300 Urgencias: 977 320 424 Av. Del Dr. Josep Laporte, 2, 43204, REUS (TARRAGONA)

Figura 8.1. Mapa de cómo llegar al centro hospitalario

130

8.4 Análisis de riesgos

La instalación a realizar es de placas fotovoltaicas fijas y la conexión a la red de media tensión. A continuación se establecen los riesgos considerados para este puesto de trabajo en la instalación descrita en el proyecto; para cada uno de estos riesgos se establecerán a continuación las medidas preventivas y correctoras aplicables:

• Caída de personas al mismo nivel. • Choques contra objetos inmóviles. • Caída de objetos desprendidos. • Caída de personas a distinto nivel. • Pisadas sobre objetos. • Golpes por objetos y herramientas. • Cortes y pinchazos. • Caídas de objetos en manipulación manual. • Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T. • Exposición a contactos eléctricos directos en B.T. • Exposición a contactos eléctricos en M.T. • Exposición a contactos eléctricos en M.T en el interior del C.T. • Sobreesfuerzos físicos puntuales.

8.5 Medidas preventivas

8.5.1 Caídas de personas al mismo nivel

1. El pavimento tiene que constituir un conjunto homogéneo, llano y liso sin soluciones de continuidad; será de material consistente, no resbaladizo o susceptible de serlo con el uso y de fácil limpieza.

2. Las zonas de paso deberán estar siempre en buen estado de aseo y libres de obstáculos, realizándose las limpiezas necesarias.

3. Se evacuarán o eliminarán los residuos de primeras materias o de fabricación, bien directamente por medio de tuberías o acumulándolos en recipientes adecuados.

4. Utilizar calzado, como Equipo de Protección Individual certificado, en buen estado con el tipo de suela adecuada que evite la caída por resbalamiento.

5. Hay que corregir la escasa iluminación, mala identificación y visibilidad deficiente. 6. Comprobar que las dimensiones de espacio permiten desplazamientos seguros. 7. El almacenamiento de materiales así como la colocación de herramientas se tiene

que realizar en lugares específicos para tal fin. 8. Hay que concienciar a cada trabajador la idea de que se responsabilice en parte del

buen mantenimiento del suelo y que ha de dar cuenta inmediata de las condiciones peligrosas del suelo como derrames de líquidos, jugos, aceites, agujeros, etc.

131

8.5.2 Choques contra objetos inmóviles

1. Habilitar en el centro de trabajo una serie de pasillos o zonas de paso, que deberán tener una anchura adecuada al número de personas que hayan de circular por ellos y a las necesidades propias del trabajador. Sus dimensiones mínimas serán las siguientes: a) 1,20 metros de anchura para los pasillos principales. b) 1 metro de anchura para los pasillos secundarios.

2. Dichas zonas de paso deberán estar libres de obstáculos. Señalizar zonas de almacenamiento.

3. Todo lugar por donde deban circular o permanecer los trabajadores estará protegido convenientemente a una altura mínima de 1,80 metros cuando las instalaciones a ésta o a mayor altura puedan ofrecer peligro para el paso o estancia del personal. Cuando exista peligro a menor altura se prohibirá la circulación pro tales lugares, o se dispondrán pasos superiores con las debidas garantías de solidez y seguridad.

4. Las zonas de paso junto a instalaciones peligrosas deben estar protegidas. 5. La superficie de trabajo debe estar libre de obstáculos tanto en el suelo como en la

altura. Eliminar obstáculos, señalizar o mejorar la disposición de objetos. 6. Todos los lugares de trabajo o tránsito tendrán iluminación natural, artificial o

mixta apropiada a las operaciones que se ejecuten. Siempre que sea posible se empleará la iluminación natural. Se deberá graduar la luz en los lugares de acceso a zonas de distinta intensidad luminosa. Prever espacios necesarios, tanto para almacenamientos fijos como eventuales del proceso productivo.

8.5.3 Caídas de objetos desprendidos

1. Los espacios de trabajo estarán libres del riesgo de caídas de objetos por desprendimiento, y en el caso de no ser posible deberá protegerse adecuadamente a una altura mínima de 1,80 m. mediante mallas, barandillas, chapas o similares, cuando por ellos deban circular o permanecer personas.

2. Las escaleras, plataformas,… serán de material adecuado, bien construidas y adosadas y ancladas sólidamente de manera que se impida el desprendimiento de toda o parte de ella.

3. El almacenamiento de materiales se realizará en lugares específicos, delimitados y señalizados.

4. Cuando el almacenamiento de materiales sea en altura éste ofrecerá estabilidad, según la forma y resistencia de los materiales.

5. Las cargas estarán bien sujetas entre sí y con un sistema adecuado de sujeción y contención (flejes, cuerdas, contenedores, etc.).

6. Los materiales se apilarán en lugares adecuados, los cuales estarán en buen estado y con resistencia acorde a la carga máxima (palet, estanterías, etc.).

7. Los almacenamientos verticales (botellas, barras, etc.) estarán firmemente protegidos y apoyados en el suelo, y dispondrán de medios de estabilidad y sujeción (separadores, cadenas, etc.).

132

8. Los accesorios de los equipos de elevación (ganchos, cables,…) para la sujeción y elevación de materiales tendrán una resistencia acorde a la carga y estarán en buen estado.

9. Las cargas transportadas estarán bien sujetas con medios adecuados, y los enganches, conexiones, etc., se realizarán adecuadamente (ganchos con pestillos de seguridad…).

8.5.4 Caídas de personas a distinto nivel

1. Las aberturas en los pisos estarán siempre protegidas con barandillas de altura no inferior a 0,90 metros y con plintos y rodapiés de 15 centímetros de altura.

2. Las aberturas en las paredes que estén a menos de 90 centímetros sobre el piso y tengan unas dimensiones mínimas de 75 centímetros de alto por 45 centímetros de ancho, y por las cuales haya peligro de caída de más de dos metros, estarán protegidas por barandillas, rejas u otros resguardos que complementen la protección hasta 90 centímetros sobre el piso y que sean capaces de resistir una carga mínima de 150 kilogramos por metro lineal.

3. Las plataformas de trabajo que ofrezcan peligro de caída desde más de dos metros estarán protegidas en todo su contorno por barandillas y plintos.

4. Las barandillas y plintos o rodapiés serán de materiales rígidos y resistentes. La altura de las barandillas será de 90 centímetros como mínimo a partir del nivel del piso, y el hueco existente entre el plinto y la barandilla estará protegido por una barra horizontal o listón intermedio, o por medio de barrotes verticales con una separación máxima de 15 centímetros. Serán capaces de resistir una carga de 150 kilogramos por metro lineal. Los plintos tendrán una altura mínima de 15 centímetros sobre le nivel del piso.

5. Los pisos y pasillos de las plataformas de trabajo serán antideslizantes, se mantendrán libres de obstáculos y estarán provistas de un sistema de drenaje que permita la eliminación de productos resbaladizos.

6. En el caso de disponer y utilizar escaleras fijas y de servicio, escalas, escaleras portátiles o escaleras móviles hay que adoptar las medidas preventivas correspondientes a dichas instalaciones o medios 7. Igualmente, en el caso de utilizar andamios: de borriquetes, colgados, tubulares o metálicos sobre ruedas, hay que adoptar las medidas preventivas correspondientes a dichos medios auxiliares

7. La iluminación en el puesto de trabajo tiene que ser adecuada al tipo de operación que se realiza.

8. Los tablones que constituyan el piso del andamio, estarán unidos entre sí. 9. Los tablones que forman el piso del andamio, se dispondrán al objeto de evitar

desplazamiento o deslizamientos. 10. Hasta 3 m de altura se pueden emplear andamios de borriquetes fijas y entre 3 y 6

m se emplearán borriquetes armadas de bastidores arriostrados.

133

8.5.5 Pisadas sobre objetos

1. Los materiales, herramientas, utensilios, etc., que se encuentren en cada puesto de trabajo serán los necesarios para realizar la labor en cada momento y los demás, se situarán ordenadamente en los soportes destinados para ellos.

2. Se evitará dentro de lo posible que en la superficie del puesto de trabajo, lugares de tránsito, escaleras, etc., se encuentren cables eléctricos, tomas de corriente externas, herramientas, objetos depositados y etc., que al ser pisados puedan producir accidentes.

3. Las superficies de trabajo, zonas de tránsito, puertas, etc., tendrán la iluminación adecuada al tipo de operación a realizar.

4. El personal deberá usar el calzado de protección certificado, según el tipo de riesgo a proteger.

8.5.6 Golpes por objetos y herramientas

1. Mantener una adecuada ordenación de los materiales delimitando y señalizando las zonas destinadas a apilamientos y almacenamientos, evitando que los materiales estén fuera de los lugares destinados al efecto respetando las zonas de paso.

2. Cuando existan aparatos con órganos móviles que invadan en su desplazamiento una zona de espacio libre, la circulación del personal quedará señalizada con franjas pintadas en el suelo que delimiten el lugar por donde deba transitarse.

3. Comprobar que existe una iluminación adecuada en las zonas de trabajo y de paso. 4. Se deben disponer armarios o estantes para colocar y guardar las herramientas. Las

herramientas cortantes o con puntas agudas se guardarán provistas de protectores de cuero o metálicos.

5. Se deben utilizar Equipos de Protección Individual certificados, en concreto guantes y calzado, en los trabajos que así lo requieran para evitar golpes y/o cortes por objetos o herramientas.

8.5.7 Cortes y pinchazos

Comprobar que las herramientas manuales cumplen con las siguientes características:

1. Tienen que estar construidas con materiales resistentes, serán las más apropiadas por sus características y tamaño a la operación a realizar y no tendrán defectos ni desgaste que dificulten su correcta utilización.

2. La unión entre sus elementos será firme, para evitar cualquier rotura o proyección de los mismos.

3. Los mangos o empuñaduras serán de dimensión adecuada, no tendrán bordes agudos ni superficies resbaladizas y serán aislantes en caso necesario.

4. Las partes cortantes y punzantes se mantendrán debidamente afiladas. 5. Las cabezas metálicas deberán carecer de rebabas. 6. Se adaptarán protectores adecuados a aquellas herramientas que lo admitan.

134

Adoptar las siguientes instrucciones para el manejo de herramientas manuales:

1. De ser posible, evitar movimientos repetitivos o continuados. 2. Mantener el codo a un costado del cuerpo con el antebrazo semidoblado y la

muñeca en posición recta. 3. Usar herramientas livianas, bien equilibradas, fáciles de sostener y de ser posible,

de accionamiento mecánico. 4. Usar herramientas diseñadas de forma tal que den apoyo a la mano de la guía y

cuya forma permita el mayor contacto posible con la mano. Usar también herramientas que ofrezcan una distancia de empuñadura menor de 10 cm., entre los dedos pulgar e índice.

5. Cuando se usan guantes, asegurarse de que ayuden a la actividad manual pero que no impidan los movimientos de la muñeca o que obliguen a hacer una fuerza en posición incómoda.

6. Durante su uso estarán libres de grasas, aceites y otras sustancias deslizantes. 7. Los trabajadores recibirán instrucciones precisas sobre el uso correcto de las

herramientas que hayan de utilizar, sin que en ningún caso puedan utilizarse con fines distintos para los que están diseñadas.

8.5.8 Caídas de objetos en manipulación manual

1. En la manipulación manual de cargas y el operario debe conocer y utilizar las recomendaciones conocidas sobre posturas y movimientos (mantener la espalda recta, apoyar los pies firmemente, etc.).

2. No deberá manipular cargas consideradas excesivas de manera general (PL); según su condición, (mujer embarazada, hombre joven, )según su utilización (separación del cuerpo, elevación de la carga, etc.).

3. Deberá utilizar los equipos de protección especial adecuado (calzado, guantes, ropa de trabajo).

4. No se deberán manipular objetos que entrañen riesgos para las personas debido a sus características físicas (superficies cortantes, grandes dimensiones o forma inadecuada, exentos de sustancias resbaladizas, etc.).

5. A ser posible deberá disponer de un sistema adecuado de agarre.

135

8.5.9 Exposición a contactos eléctricos indirectos en B.T.

1. No habrá humedades importantes en la proximidad de las instalaciones eléctricas.

2. Todas las masas con posibilidad de ponerse en tensión por avería o defecto, estarán conectadas a tierra.

3. Los cuadros metálicos que contengan equipos y mecanismos eléctricos estarán eficazmente conectados a tierra.

4. En las máquinas y equipos eléctricos, dotados de conexión a tierra, ésta se garantizará siempre.

5. En las máquinas y equipos eléctricos, dotados con doble aislamiento éste se conservará siempre.

6. Las bases de enchufe de potencia, tendrán la toma de tierra incorporada. 7. Todos los receptores portátiles protegidos por puesta a tierra, tendrán la clavija de

enchufe con toma de tierra incorporada. 8. Todas las instalaciones eléctricas estarán equipadas con protección diferencial

adecuada. 9. Las estructuras metálicas de los módulos y el inversor, estarán conectados a tierra.

8.5.10 Exposición a contactos eléctricos directos M.T.

1. Mantener siempre todas las cajas de conexiones cerradas. 2. Garantizar el aislamiento eléctrico, de todos los cables activos. 3. Los empalmes y conexiones estarán siempre aislados y protegidos. 4. La conexión a máquinas se hará siempre mediante bornes de empalme, suficientes

para el número de cables a conectar. 5. Estos bornes irán siempre alojadas en cajas registro, que en funcionamiento estarán

siempre tapadas. 6. Todas las cajas de registro, empleadas para conexión, empalmes o derivación, en

funcionamiento estarán siempre tapadas. 7. Todas las bases de enchufes estarán bien sujetas, limpias y no presentarán partes

activas accesibles. 8. Todas las clavijas de conexión estarán bien sujetas a la manguera correspondiente,

limpias y no presentaran partes activas accesibles, cuando están conectadas. 9. Todas las líneas de entrada y salida al inversor, contador, etc. estarán perfectamente

sujetas y aisladas. 10. Cuando haya que manipular en una instalación eléctrica: cambio de fusibles, etc.,

hacerlo siempre con la instalación desconectada. 11. El personal especializado para la realización de los trabajos empleará Equipos de

Protección Individual adecuados.

136

8.5.11 Exposición a contactos eléctricos de M.T.

1. Altura y disposición de la instalación eléctrica de exterior conforme a la ITC-MIE-RAT 15 y distancias en el aire entre elementos en tensión y entre estos y estructuras metálicas puestas a tierra conforme ITC-MIE-RAT 12 del Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

2. Coordinar las maniobras eléctricas con la empresa suministradora. 3. Abrir con corte visible las posibles fuentes de tensión mediante interruptores y

seccionadores que aseguren la imposibilidad de su cierre intempestivo. 4. Enclavamiento o bloqueo, si es posible, de los aparatos de corte y señalización en el

mando de estos. 5. Poner a tierra y cortocircuito los elementos en tensión. 6. Comprobación con aparatos de medición la ausencia o no de tensión. 7. Colocar las señales de seguridad adecuadas, delimitando la zona de trabajo. 8. El personal especializado para la realización de los trabajos empleará Equipos de

Protección Individual adecuados. 9. Mantener una buena iluminación dentro del C.T. compacto, para la operatividad de

las celdas.

8.5.12 Exposición a contactos eléctricos en el interior del C.T.

1. Queda terminantemente prohibida la entrada en el local de este centro de transformación a toda persona ajena al servicio y siempre que el encargado del mismo se ausente, deberá dejarlo cerrado con llave.

2. Se pondrán en sitio visible del local, y a su entrada, placas de aviso de "Peligro de muerte".

3. En el interior del local no habrá más objetos que los destinados al servicio del centro de transformación, como banqueta, guantes, etc.

4. No está permitido fumar ni encender cerillas ni cualquier otra clase de combustible en el interior del local del centro de transformación y en caso de incendio no se empleará nunca agua.

5. No se tocará ninguna parte de la instalación en tensión, aunque se esté aislado. 6. Todas las maniobras se efectuarán colocándose convenientemente sobre la

banqueta. 7. Cada grupo de celdas llevará una placa de características con los siguientes datos:

Nombre del fabricante. Tipo de apartamento y número de fabricación, Año de fabricación, Tensión nominal, Intensidad nominal, Intensidad nominal de corta duración y Frecuencia industrial.

8. Junto al accionamiento del apartamento de las celdas se incorporarán, de forma gráfica y clara, las marcas e indicaciones necesarias para la correcta manipulación de dicho apartamento.

9. En sitio bien visible estarán colocadas las instrucciones relativas a los socorros que deben prestarse en los accidentes causados por electricidad, debiendo estar el

137

personal instruido prácticamente a este respecto, para aplicarlas en caso necesario. También, y en sitio visible, debe figurar el presente Reglamento y esquema de todas las conexiones de la instalación, aprobado por el Servicio Provincial de Industria, a la que se pasará aviso en el caso de introducir alguna modificación en este centro de transformación, para su inspección y aprobación, en su caso.

8.5.13 Sobreesfuerzos físicos puntuales

1. Siempre que sea posible la manipulación de cargas se efectuará mediante la utilización de equipos mecánicos (Por equipo mecánico se entenderá en este caso no sólo las específicas de manipulación, como carretillas automotrices, puentes-grúa, etc., si no cualquier otro mecanismo que facilite el movimiento de las cargas, como: a) Carretillas manuales b) Transportadores c) Aparejos para izar d) Cadenas e) Cables f) Cuerdas g) Poleas, etc.

2. La única forma de evitar el sobreesfuerzo es la utilización de cinturones de protección (abdominales), así como tener en cuenta las siguientes normas: a) Mantener los pies separados y firmemente apoyados. b) Doblar las rodillas para levantar la carga del suelo, y mantener la espalda recta. c) No levantar la carga por encima de la cintura en un solo movimiento. d) No girar el cuerpo mientras se transporta la carga. e) Mantener la carga cercana al cuerpo, así como los brazos, y éstos los más tensos posible. f) Finalmente, si la carga es excesiva, pedir ayuda a un compañero. g) Como medidas complementarias puede ser recomendable la utilización de cinturones de protección (abdominales), fajas, muñequeras, etc.



Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de...

Documents

Transcript of Estudio técnico y económico de una central fotovoltaica de...