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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE

INGENIERÍA

PROYECTO FIN DE CARRERA

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500kW

SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE

INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA

MEMORIA DESCRIPTIVA

ALUMNO: MANUEL CAMPOS FERNÁNDEZ

TUTOR: FERNANDO DELGADO RUIZ

Departamento de Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería

ABRIL 2012

ÍNDICE MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 1. Introducción ............................................................................................. 4

CAPÍTULO 2. Objeto del Proyecto ................................................................................ 7

CAPÍTULO 3. Alcance del Proyecto .............................................................................. 8

CAPÍTULO 4. Promotor del encargo ............................................................................. 9

CAPÍTULO 5. Antecedentes ......................................................................................... 10

CAPÍTULO 6. Situación y emplazamiento .................................................................. 12

CAPÍTULO 7. Normativa aplicable al proyecto .......................................................... 14

7.1. Legislación de ámbito nacional ..................................................................... 14

7.2. Legislación de ámbito autonómico andaluz................................................. 15

7.3. Legislación específica en materia de PRL ................................................... 16

7.4. Legislación medioambiental .......................................................................... 16

7.5. Otra normativa ................................................................................................ 16

CAPÍTULO 8. Definiciones y fórmulas ........................................................................ 17

8.1. Coordenadas geográficas .............................................................................. 17

8.2. Coordenadas celestes horizontales .............................................................. 18

8.3. Coordenadas celestes horarias ..................................................................... 19

8.4. Posición del sol relativa a una superficie plana .......................................... 20

8.5. Radiación solar ............................................................................................... 20

CAPÍTULO 9. Descripción de la nave industrial ........................................................ 22

CAPÍTULO 10. Planta solar fotovoltaica ....................................................................... 25

10.1. Clasificación de la instalación ....................................................................... 25

10.2. Partes de la instalación solar fotovoltaica ................................................... 26

10.3. Elementos que componen la instalación ..................................................... 27

10.3.1. Módulo solar fotovoltaico .................................................................. 27

10.3.2. Estructura soporte ............................................................................. 28

10.3.3. Cajas de conexionado ........................................................................ 29

10.3.4. Inversor ............................................................................................... 31

10.3.5. Transformador .................................................................................... 33

10.3.6. Otros .................................................................................................... 33

10.4. Configuración del generador solar fotovoltaico .......................................... 34

10.4.1. Potencia pico de la instalación ......................................................... 34

10.4.2. Configuración del generador fotovoltaico ....................................... 35

10.5. Centralización de los inversores ................................................................... 36

10.5.1. Motivación ........................................................................................... 36

10.5.2. Emplazamiento ................................................................................... 37

10.5.3. Características del edificio ................................................................ 37

10.5.4. Servicios auxiliares del local ............................................................. 40

10.5.5. Protección contra incendios. ............................................................ 41

10.5.6. Ventilación .......................................................................................... 42

10.5.7. Señalización del local ........................................................................ 43

10.5.8. Varios .................................................................................................. 43

CAPÍTULO 11. Instalación eléctrica en BT ................................................................... 45

11.1. Descripción general ....................................................................................... 45

11.2. Cableado en la red de corriente continua .................................................... 46

11.2.1. Conductores para conexión de paneles solares y ramales ............ 47

11.2.2. Resto de tramos ................................................................................. 47

11.3. Cableado de corriente alterna ....................................................................... 48

11.4. Protecciones en el circuito de BT ................................................................. 49

11.4.1. Principales riesgos eléctricos en la instalación solar fotovoltaica 49

11.4.2. Protecciones del circuito de corriente continua .............................. 50

11.4.3. Protecciones en el circuito de corriente alterna .............................. 53

11.4.4. Otras protecciones y elementos de maniobra ................................. 54

11.4.5. Ubicación de las distintas protecciones de BT ............................... 55

11.5. Puesta a tierra ................................................................................................. 55

11.5.1. Objeto de la puesta a tierra ............................................................... 55

11.5.2. Requisitos que ha de cumplir la puesta a tierra .............................. 56

11.5.3. Puesta a tierra del circuito de CC ..................................................... 57

11.5.4. Puesta a tierra del circuito de CA ..................................................... 58

11.5.5. Detalles constructivos de la instalación de tierra ........................... 58

11.5.6. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las

masas del CT................................................................................................... 59

CAPÍTULO 12. Control y monitorización de la instalación solar fotovoltaica ........... 60

12.1.1. Objeto .................................................................................................. 60

12.1.2. Descripción y componentes del sistema de monitorización .......... 60

12.1.3. Ubicación del centro de control ........................................................ 61

12.1.4. Variables monitorizadas .................................................................... 61

12.1.5. Software de control del sistema ........................................................ 62

12.1.6. Sensores adicionales ......................................................................... 62

12.1.7. Esquema del sistema de monitorización ......................................... 64

CAPÍTULO 13. Centro de Transformación .................................................................... 66

13.1. Carcacterísticas principales .......................................................................... 66

13.1.1. Propiedad ............................................................................................ 66

13.1.2. Emplazamiento ................................................................................... 66

13.1.3. Características de la red de suministro ............................................ 66


13.2. Elementos que componen el Centro de Transformación ........................... 67

13.2.1. Transformador .................................................................................... 67

13.2.2. Celdas de MT ...................................................................................... 69

13.2.3. Protecciones de maniobra de las celdas ......................................... 71

13.2.4. Conexionado en el lado de BT .......................................................... 71

13.2.5. Conexionado en el lado de MT .......................................................... 72

13.2.6. Puesta a tierra del CT ......................................................................... 72

13.2.7. Servicios auxiliares ............................................................................ 73

13.2.8. Protección contra incendios ............................................................. 73

13.2.9. Ventilación .......................................................................................... 73

13.2.10. Medidas de seguridad .................................................................... 74

CAPÍTULO 14. Evacuación de la energía a Red ........................................................... 75

14.1.1. Punto de evacuación de la energía ................................................... 75

14.2. Centro de Seccionamiento ............................................................................ 75

14.2.1. Emplazamiento ................................................................................... 75

14.2.2. Propiedad ............................................................................................ 76

14.2.3. Recinto de protección y medida (TUSSAM) ..................................... 76

14.2.4. Recinto de seccionamiento (ENDESA) ............................................. 76


14.2.6. Servicios auxiliares del local ............................................................. 78

14.2.7. Señalización del local ........................................................................ 79

14.2.8. Varios .................................................................................................. 79

14.2.9. Celdas de MT del recinto de protección y medida .......................... 80

14.2.10. Celdas de MT del recinto de seccionamiento .............................. 81

14.2.11. Equipo de medida de la energía generada ................................... 81

14.2.12. Protecciones de maniobra de las celdas ..................................... 84

14.2.13. Puesta a tierra del CS ..................................................................... 85

14.2.14. Protección contra incendios. ........................................................ 86

14.2.15. Ventilación ...................................................................................... 87

14.2.16. Medidas de seguridad .................................................................... 87

14.3. Línea de Media Tensión ................................................................................. 87

14.3.1. Descripción general ........................................................................... 87

14.3.2. Conductores empleados .................................................................... 87

CAPÍTULO 15. Obra civil y canalizaciones eléctricas ................................................. 89

15.1. Trabajos previos ............................................................................................. 89

15.1.1. Demoliciones en el interior de la parcela ......................................... 89

15.1.2. Demoliciones en el vial público ........................................................ 89

15.2. Obra civil ......................................................................................................... 90

15.2.1. Estructura soporte de los paneles solares fotovoltaicos ............... 90

15.2.2. Edificios prefabricados y tomas de tierra ........................................ 90

15.3. Ejecución de la línea eléctrica ....................................................................... 92

15.3.1. Línea de Baja Tensión ........................................................................ 92

15.3.2. Línea de Media Tensión ..................................................................... 96

15.4. Reposiciones de pavimentos, firmes y acabados ....................................... 98

CAPÍTULO 16. Planificación y programación de los trabajos .................................... 99

CAPÍTULO 17. Resumen del Presupuesto de la planta solar ................................... 103

Memoria Descriptiva. Página 4 de 104

DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR

FOTOVOLTAICA SOBRE LA CUBIERTA DE UNA

NAVE INDUSTRIAL

Autor: Manuel Campos Fernández

Tutor: Fernando Delgado Ruíz

MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 1.

INTRODUCCIÓN

La energía solar fotovoltaica es un tipo de energía renovable obtenida directamente

de los rayos del sol gracias a la conversión fotoeléctrica en una lámina metálica

semiconductora llamada célula fotovoltaica, o una deposición de metales sobre un

sustrato llamada capa fina. También están en fase de laboratorio métodos orgánicos.

Los módulos o paneles fotovoltaicos están formados por un cristal o lámina

transparente superior y un cerramiento inferior entre los que quedan encapsuladas las

células fotovoltaicas y sus conexiones eléctricas.

Se usa para alimentar innumerables aparatos autónomos, para abastecer refugios

o casas aisladas y para producir electricidad para redes de distribución.

La corriente eléctrica continua que proporcionan los módulos fotovoltaicos se

puede transformar en corriente alterna mediante un aparato electrónico llamado inversor e

inyectar en la red eléctrica, operación actualmente sujeta a subvenciones en muchos

lugares para una mayor viabilidad.

Existen fundamentalmente dos tipos de aplicaciones de la energía solar

fotovoltaica: instalaciones aisladas de la red eléctrica y centrales de generación

conectadas a la red. Esta última aplicación consiste en generar electricidad mediante

paneles solares fotovoltaicos e inyectarla directamente a la red de distribución eléctrica. El

proceso, simplificado, sería el siguiente: Se genera la energía a bajas tensiones (380-800

V) y en corriente continua. Se transforma con un inversor en corriente alterna. Mediante

un centro de transformación se eleva a Media tensión (15 ó 25 kV) y se inyecta en las

redes de transporte de la compañía.


PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW





MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 1.1. Esquema de una instalación solar fotovoltaica de conexión a Red, con autoabastecimiento

Este tipo de centrales fotovoltaicas pueden ir desde pequeñas instalaciones de 1 a

5 kWp en nuestra terraza o tejado, a instalaciones de hasta 1000 kWp sobre cubiertas de

naves industriales o en suelo, e incluso plantas de varios MW.

El modelo más desarrollado en España es el conocido como huerta solar, que

consiste en la agrupación de varias instalaciones de distintos propietarios en suelo rústico.

Cada instalación tiene una potencia de hasta 100kW, que es el umbral que establecía la

legislación para el máximo precio de venta de energía eléctrica. Estas instalaciones

pueden ser fijas o con seguimiento, de manera que los paneles fotovoltaicos están

instalados sobre unas estructuras que se mueven siguiendo el recorrido del sol para

maximizar la generación de electricidad.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Actualmente, en países como España, Alemania o Japón, las compañías de

distribución eléctrica están obligadas por ley a comprar la energía inyectada a su red por

estas centrales fotovoltaicas.

El precio de venta de la energía también está fijado por ley de manera que se

incentiva la producción de electricidad solar al resultar estas instalaciones amortizables en

un periodo de tiempo que puede oscilar entre los 7 y 10 años.

La demanda de este tipo de instalaciones ha sido tal que en los últimos años se

han saturado las líneas eléctricas de muchas zonas rurales, a la vez que se ha

aumentado el precio de parcelas rústicas y se han disparado las solicitudes de punto de

conexión.

En Marzo de 2011 había instalada una potencia de 4338 MW de potencia instalada

frente a los 17170 MW de Alemania. Tendremos que ver qué ocurre con las nuevas

instalaciones fotovoltaicas aunque si tenemos en cuenta las cifras de potencia total

instalada a final del 2006 en Alemania (3.031 MW), Japón (1.812 MW) y en España (103

MW), es evidente que esta tecnología tiene aún mucho recorrido, aunque ha dado un gran

salto.

La energía solar fotovoltaica contiene innumerables ventajas, sobretodo de índole

medioambiental (energía limpia). El principal inconveniente radica en el bajo rendimiento,

que hoy en día está entre un 10 y un 15% (rendimiento global).

Es necesario fomentar que los ciudadanos de a pie se involucren y conozcan la

posibilidad de compensar su balanza de consumo energético, sólo así será posible

movernos en cifras de MW instalados similares a países como Japón o Alemania.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 2.

OBJETO DEL PROYECTO

El presente Proyecto tiene por objeto la descripción de las condiciones técnico

constructivas y de montaje de una instalación solar fotovoltaica conectada a la red

eléctrica de 500 kW nominales, y sin seguimiento, sobre la cubierta de una nave

industrial. El contenido del proyecto consta de las siguientes partes:

• Memoria Descriptiva/constructiva/cumplimiento de normas y reglamentos técnicos

vigentes.

• Anejos a la Memoria (Documentación técnica de los equipos instalados, Cálculo de

la estructura de la nave industrial, Informe geotécnico de la parcela, Instalación

eléctrica de los locales auxiliares, Procedimiento de puesta en marcha de la planta

solar).

• Memoria de Cálculo.

• Estudio de Impacto Ambiental.

• Estudio de Seguridad y Salud.

• Estudio de Viabilidad del Proyecto.

• Planos.

• Pliego de Condiciones.

• Presupuesto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 3.

ALCANCE DEL PROYECTO

Para la elaboración del presente Proyecto se parte de una nave industrial destinada

al uso de taller de mantenimiento de la flota de autobuses de TUSSAM, estando en la

actualidad completamente operativa.

El presente Proyecto describe completamente (documental y gráficamente) el

diseño de la planta solar fotovoltaica antes mencionada, justificando siempre las

soluciones que se han adoptado en esta Memoria Descriptiva y/o en la Memoria de

Cálculo y en los Anejos correspondientes, incluyendo fichas técnicas de los equipos,

tablas de cálculo, etc.

Se supondrá que todas las administraciones públicas extenderán todas las

autorizaciones pertinentes (licencias y demás) necesarias para la realización de las obras

pertinentes y conexión a red de la instalación solar, y que ENDESA dará el punto de

conexión a Red en el lugar indicado en la documentación gráfica correspondiente.







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CAPÍTULO 4.

PROMOTOR DEL ENCARGO

Se realiza el presente Proyecto como Proyecto Final de Carrera para la obtención

de la titulación de Ingeniero Industrial, impartida en la Escuela Técnica Superior de

Ingenieros de la Universidad de Sevilla.

El promotor del encargo del presente proyecto es el tutor del mismo, D. Fernando

Delgado Ruiz, profesor asociado al departamento de Ingeniería del diseño de la Escuela.







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CAPÍTULO 5.

ANTECEDENTES

TUSSAM, comprometida con el desarrollo sostenible y apostando por las energías

limpias, tiene entre sus objetivos el incorporar aquellas novedades tecnológicas que

colaboren a minimizar el impacto ambiental de su actividad y favorezcan su contribución

al desarrollo sostenible de nuestra ciudad.

A lo largo de los años, TUSSAM ha ido realizando proyectos en los cuales ha

incluido las energías renovables en sus proyectos, entre los que destacamos:

• Año 2005. TUSSAM introduce el biodiesel en parte de su flota de autobuses. Ello

está suponiendo una reducción de 181,8 Tn/año de emisiones de CO2 a la

atmósfera.

• Año 2006. TUSSAM incorpora el uso de Gas Natural en el transporte urbano, que

aporta considerables beneficios medioambientales con respecto al uso de

combustibles tradicionales, como por ejemplo la reducción de las emisiones de CO2,

la nula emisión de partículas sólidas y de SO2, así como la reducción importante de

emisiones de NOx y de CO. Con esta reducción de emisiones se mejora la calidad

del ambiente urbano, se atenúa el efecto invernadero y se contribuye a la

conservación del conjunto histórico de la ciudad. Se prevé obtener hasta el año

2013 una reducción de emisiones a la atmósfera de 2283 Toneladas de CO2/año.

• Año 2007. TUSSAM participa en un proyecto de investigación sobre el desarrollo y

prueba en vehículos de un nuevo biocombustible formado por una mezcla de

Bioetanol y de gasóleo que se denomina e-diesel. Se prevé que en los próximos

años empiece a introducirse en algunas líneas de autobuses.

• Octubre de 2007. Se inaugura el MetroCentro, eliminándose en esta zona el tráfico

rodado, apostando por un medio de transporte totalmente limpio ya que funciona

con energía eléctrica.







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• Año 2008. TUSSAM incorpora a su flota microbuses de tracción eléctrica 2008,

con baterías de alta capacidad, para dar servicio al centro histórico con vehículos

que no emitan ningún tipo de contaminación acústica ni ambiental. Esto supone

una reducción de CO2 de 20,9Tn/año a la atmósfera.

• Año 2009. TUSSAM prueba en línea un nuevo autobús de tipo híbrido eléctrico-

diesel.

• Abril de 2009. Se inaugura la Línea 1 del Metro de Sevilla, que continúa en

expansión. Este medio de transporte transporta actualmente unos 18 millones de

viajeros al año, lo que supone una cantidad importantísima de ahorros de

emisiones de CO2, NOx, partículas, etc a la atmósfera.

• En relación con la energía solar fotovoltaica. En Septiembre de 2008 TUSSAM

finaliza la construcción de una planta solar fotovoltaica con una potencia eléctrica

de 1.800 Kw en sus instalaciones (aparcamientos de autobuses, que proporciona

sombra para 315 vehículos), la finalidad de esta planta es varia (reducción de

emisiones a la atmósfera en 16.537 toneladas de CO2, reducción del consumo de

gasóleo en 56.700 litros debido al sistema de aire acondicionado en verano (la

sobra producida por los paneles disminuye la temperatura interior de los vehículos),

mejor conservación de los vehículos y beneficios económicos obtenidos de la venta

de la energía generada). Esta planta solar es la más grande concebida dentro de

un núcleo urbano a nivel nacional.

Figura 5.1. Vista de pájaro de la planta solar Figura 5.2. Alzado de una de las calles del aparcamiento

Debido a los grandes beneficios (económicos y medioambientales) obtenidos por

TUSSAM debido a esta planta solar, se propone construir otra planta solar en la cubierta

del edificio de taller, de forma que podamos rentabilizar un espacio improductivo,

cumpliendo una vez más con su afán de aumentar la generación de energías limpias y

cuidar así del medioambiente.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 6.

SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO

La instalación solar fotovoltaica que se proyecta se ubicará sobre la cubierta de la nave

industrial dedicada al edificio de taller, en las nuevas instalaciones correspondiente a la

estación de autobuses urbanos, propiedad de TUSSAM.

Dicha estación se encuentra en la ciudad de Sevilla. La parcela se sitúa entre la

Avenida de Andalucía y las calles Comercio, Roberto Osborne y de las Nuevas

Profesiones, en el sector nordeste de la ciudad de Sevilla, en la salida hacia la Autovía A-

92, y en las proximidades de la Autovía de circunvalación SE-30, en los terrenos del

antiguo Acuartelamiento de San Fernando en Sevilla.

Figura 6.1. Ubicación de la nueva instalación solar sobre la cubierta de los talleres de TUSSAM







MEMORIA DESCRIPTIVA

La siguiente tabla nos indica las coordenadas exactas del lugar.

Coordenadas UTM Coordenadas geográficas

Huso X (m) Y (m) Latitud Longitud

30 239628.71 4142312.11 37º23’25.51’’N 5º56’27.38’’W

Tabla 6.1. Coordenadas del emplazamiento de la estación de autobuses de TUSSAM

En el plano correspondiente se puede consultar más exactamente los datos de la

ubicación de la instalación. Así mismo, los datos climatológicos de la misma y de

radiación solar se pueden consultar en la Memoria de Cálculo, así como en el Estudio de

Viabilidad y el Estudio de Impacto Ambiental del presente Proyecto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 7.

NORMATIVA APLICABLE AL PROYECTO

7.1. LEGISLACIÓN DE ÁMBITO NACIONAL

• Real Decreto 3275/1982, de 12 de noviembre, por el que se aprueba el

Reglamento sobre Condiciones Técnicas y Garantías de Seguridad en Centrales

Eléctricas, subestaciones y centros de transformación (MIE-RAT) y sus

Instrucciones Técnicas Complementarias.

• Real Decreto 1663/2000 sobre la conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de

baja tensión.

• Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte,

distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica.

• Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las instalaciones

de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la

participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de

información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los

comercializadores de su energía eléctrica producida.

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

Electrotécnico para Baja Tensión, y sus correspondientes ITC’s.

• Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas

disposiciones relativas al sector eléctrico.

• Real Decreto 314/2006 del 17 de Marzo, por el que se aprueba el Código Técnico

de la Edificación (CTE), y todos sus Documentos Básicos (DB) relacionados con

seguridad estructural, aptitud al servicio, materiales, salubridad, energía, protección

contra incendios y otros.

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

producción de energía eléctrica en régimen especial.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Real Decreto 223/2008 por el que se aprueban el Reglamento sobre condiciones

técnicas y de garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y sus

instrucciones técnicas complementarias (ITC-LAT 01 a 09).

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

producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para

instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.

• Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican

determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica

en régimen especial.

• Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, que establece los principios de un modelo de

funcionamiento basado en la libre competencia, impulsando a su vez el desarrollo

de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial (BOE

número 285, de 28 de noviembre de 1997) y las modificaciones introducidas por la

Ley 50/1998 del 30 de Diciembre de Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden

social.

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

y Minas en la que se establece el modelo de contrato y factura, así como el

esquema unificar, para instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja

tensión (BOE número 148, de 21 de junio de 2001).

7.2. LEGISLACIÓN DE ÁMBITO AUTONÓMICO ANDALUZ

• Decreto 50/2008, de 19 de Febrero de 2008, por el que se regulan los

procedimientos administrativos referidos a las instalaciones de energía solar

fotovoltaica emplazadas en la Comunidad Autónoma de Andalucía (BOJA núm. 44

de 4 de Marzo de 2008).

• Ley 2/2007, de 27 de marzo, de fomento de las energías renovables y del ahorro y

eficiencia energética de Andalucía. (BOJA núm. 70 de 10 de abril de 2007).

• Ley 7/2007, de Gestión Integrada de la Calidad Ambiental. (BOJA núm. 143 de 20

de julio de 2007).







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Orden de 26 de marzo de 2007, por la que se aprueban las especificaciones

técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas. (BOJA núm. 80, de 24 de

Marzo de 2007), y su corrección de errores (BOJA núm. 98, de 18 de Mayo de

2007).

7.3. LEGISLACIÓN ESPECÍFICA EN MATERIA DE PRL

Se describe en el correspondiente Estudio de Seguridad y Salud, toda la legislación

vigente y de aplicación en esta materia.

7.4. LEGISLACIÓN MEDIOAMBIENTAL

Se describe en el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental, toda la

legislación vigente y de aplicación en esta materia.

7.5. OTRA NORMATIVA

• EN 61557-8:2001-01, Seguridad eléctrica en las redes de distribución de baja

tensión hasta 1000VCA y 1500VCC. Equipos para el control, medida o ensayo de

las medidas de protección.

• IEC60755. Requerimientos generales para dispositivos de protección operados por

corriente residual.

• Normas Particulares y Condiciones Técnicas y de Seguridad de Endesa.

• Normas UNE

• Recomendaciones UNESA.

• Pliego de Especificaciones Técnicas de Diseño y Montaje de Instalaciones Solares

Fotovoltaicas para Producción de Electricidad del Programa de la Junta de

Andalucía. (IDAE-PCT-C para instalaciones conectadas a red).







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 8.

DEFINICIONES Y FÓRMULAS

A continuación pasamos a definir algunos de los términos que servirán para la

ayuda a la comprensión del presente documento.

8.1. COORDENADAS GEOGRÁFICAS

Son las más comúnmente utilizadas, de forma que un punto sobre la superficie

terrestre queda perfectamente definido por:

• Longitud (λ): Se define como el ángulo diedro entre el plano meridiano cero y el

plano meridiano que pasa por dicho punto. Se cuenta de 0º a ±180º, positivamente

hacia el Este y negativamente hacia el Oeste.

• Latitud (ϕ): Se define como el ángulo formado por la normal a la esfera terrestre por

dicho punto con el plano del ecuador. Se cuenta de 0º a ±90º, a partir del ecuador,

positivamente hacia el Norte y negativamente hacia el Sur.

Figura 8.1. Coordenadas geográficas







MEMORIA DESCRIPTIVA

8.2. COORDENADAS CELESTES HORIZONTALES

Se utilizan para representar geométricamente el aspecto del cielo visto por un

observador situado en un lugar de la superficie terrestre, usando como plano fundamental

el horizonte, definido como el plano tangente a la esfera terrestre en el lugar de

observación. Las coordenadas celestes horizontales de un astro son:

• Acimut (ψ): Arco de horizonte celeste comprendido entre el punto cardinal Sur y el

punto donde el círculo vertical que pasa por el astro corta al horizonte. Se cuenta a

partir del Sur, de 0º a ±180º, positivamente hacia el Oeste y negativamente hacia el

Este.

• Altura (α): Arco de dicho círculo vertical comprendido entre el astro y el horizonte.

Se mide a partir del horizonte de 0º a 90º, positivamente hacia el cenit y

negativamente hacia el nadir.

• Ángulo cenital (θz): Es el arco de círculo vertical entre el cenit y el astro. Se cuenta

a partir del cenit, de 0º a 180º, con lo que la relación entre la altura solar y el ángulo

cenital viene dada por: θz = 90 – α.

Figura 8.2. Coordenadas celestes horizontales







MEMORIA DESCRIPTIVA

8.3. COORDENADAS CELESTES HORARIAS

• Ángulo horario (ω): Es el arco del ecuador celeste comprendido entre el meridiano

superior del lugar y el círculo horario que pasa por el astro. Se mide sobre el

ecuador a partir del punto de intersección entre el meridiano superior del lugar y

aquel, de 0º a ±180º, positivamente hacia el Oeste y negativamente hacia el Este.

Declinación (δ): Es el arco del círculo horario que pasa por el astro, comprendido

entre el ecuador y este. Se cuenta a partir del ecuador de 0º a ±90º, positivamente

hacia el polo Norte y negativamente hacia el polo Sur.

Figura 8.3. Coordenadas celestes horarias

A partir de las definiciones anteriores podemos definir el ángulo horario del ocaso solar (ωs), expresado empíricamente como:

ωs = arcos(-tanδ·tanϕ)

La duración del día natural de luz (Sod), en horas se obtiene de la siguiente forma:

=2 ·

15

Toda esta información es de gran utilidad para calcular la energía que podemos

obtener en una zona determinada, y maximizar la obtención de esta, definiendo una

correcta configuración de la instalación solar fotovoltaica.







MEMORIA DESCRIPTIVA

8.4. POSICIÓN DEL SOL RELATIVA A UNA SUPERFICIE

PLANA

La posición relativa del Sol con respecto a una superficie se establece en función

de la posición solar en la esfera celeste y de la posición de la superficie sobre el plano del

horizonte, que viene caracterizada por dos ángulos.

• Ángulo acimutal (γ): Se denomina también ángulo de orientación, y es el que forma

la proyección de la normal a la superficie sobre el plano horizontal con el plano

meridiano del lugar. Se cuenta a partir del punto cardinal Sur, de 0º a ±180º,

positivamente hacia el Este y negativamente hacia el Oeste.

• Ángulo de inclinación (β): Se refiere al ángulo formado por la superficie en cuestión

con el plano horizontal. Se mide de 0º a 180º. Si β>90º la superficie estaría

enfrentada al suelo.

Figura 8.4. Ángulo de incidencia de los rayos solares sobre una superficie plana

8.5. RADIACIÓN SOLAR

• Irradiancia (I): Es la unidad que se utiliza para medir la energía incidente sobre una

superficie por unidad de tiempo y área. En unidades del SI se mide en W/m2.

• Irradiación (H): Es la energía que incide por unidad de superficie durante un tiempo

determinado. En unidades del S.I. se expresa en J/m2 o Wh/ m2.

H=I·t

• Irradiancia directa: Es la energía procedente directamente del disco solar y que

incide sobre una superficie normal a los rayos solares.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Irradiancia difusa: Es la energía que incide sobre una superficie horizontal y que se

obtiene de eliminar la componente directa anteriormente definida.

• Irradiancia global: Es la suma de energías procedentes de las componentes directa

y difusa que incide sobre una superficie horizontal.

Figura 8.5. Componentes de la radiación global sobre una superficie inclinada

• Heliofanía: Número de horas de sol para las que la Irradiancia solar directa es

mayor a 120W/m2.

• Horas de sol pico: Se denomina Horas de Sol Pico (HSP) al número de horas

diarias que, con una irradiancia solar ideal de 1000 W/m2proporciona la misma

irradiación solar total que la real de ese día.

Figura 8.6. Concepto Horas Sol Pico

= óí(/ !)

#$$$/ !

Nota: un kWh equivale a 3,6·106J







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 9.

DESCRIPCIÓN DE LA NAVE INDUSTRIAL

Se procede a describir de forma generalizada el edificio de taller y en especial la

cubierta del mismo, sobre la que se situará la instalación solar fotovoltaica.

El edificio de taller, es una nave que vista en planta mide 200 metros de largo y 45

metros de ancho (contando los voladizos laterales), sin contar el voladizo de la fachada

Norte. Se puede ver la geometría de la nave y algunos de sus detalles constructivos en la

documentación gráfica correspondiente.

La estructura de este edificio está definida por las necesidades de una nave

industrial diáfana, que tiene 3 zonas diferenciadas en su interior resueltas con tipologías

estructurales distintas. Por un lado, tenemos dos zonas de taller propiamente dichas, que

consisten en una nave diáfana resuelta con pórticos metálicos, con dos puentes grúa que

recorren el vano central del pórtico. Entre estas dos zonas tenemos la zona de Oficinas

consistente en una estructura de hormigón armado, de dos plantas (baja y primera),

resuelta de manera independiente a la estructura de pórticos que definen la cubierta y el

cerramiento de la nave, de manera que se puedan realizar en el futuro reestructuraciones

de la nave, sin afectar a la estructura exterior. También tenemos una zona de fosos para

trabajos de mantenimiento de los vehículos.

La cubierta y el cerramiento de la totalidad de la nave en la que están incluidas las

tres zonas descritas, se resuelven mediante pórticos de tres vanos con luces respectivas

de 15 m – 10 m – 15 m formados por perfiles laminados HEB 240 en centro de vanos y

perfiles armados de canto variable en uniones de nudos para absorber las variaciones de

esfuerzos que se producen en estos puntos. La cubierta se apoya en correas de perfiles

conformados en frío ‘C’ continuos de 5 m de luz y dispuestas cada 2 m.

Debido a que la cubierta de la nave presenta inclinación en su sentido longitudinal,

se fabricaron 39 pórticos distintos debido a la variación de geometría impuesta por esta







MEMORIA DESCRIPTIVA

inclinación. Esta variación geométrica va acompañada de una variación en las cargas que

le son aplicadas (varía la carga de viento).

La estructura queda solucionada con un pórtico tipo en el que no se varían los

perfiles del dintel ni los pilares de Hormigón Armado interiores. También se mantienen

fijos los valores de los cantos de los perfiles en los extremos de los mismos. Así, los

únicos valores que sufren cambios en la colección de pórticos a fabricados son las

longitudes de pilares exteriores y en pilares interiores en su tramo metálico, la variación

de longitudes es lineal y varía unos 3,5 metros (correspondiente a la inclinación de 1º para

los 200 metros de luz)

El pórtico de la fachada norte, diferente al resto, está formado por soportes

metálicos con luces de 5m, siendo los extremos de canto variable y los internos de

perfiles HEB 160 y perfiles IPE 160 en su parte superior. Las vigas del pórtico se han

resuelto con perfiles IPE 140.

La cimentación es directa mediante zapatas aisladas de hormigón armado, con

pozos de hormigón de limpieza hasta alcanzar la cota –2,50, para evitar posibles

problemas derivados de la existencia de terrenos expansivos en las zonas de taller y

oficinas.

La solera de 20 cm de espesor se ejecutará sobre una mejora del firme.

El entramado de fachada para soporte de la chapa de revestimiento de la nave se

ha solucionado mediante una estructura metálica en retícula formada por perfiles 80.80.3

en las zonas cuyo trasdós da directamente al taller o zonas de almacenaje. Esta

estructura es autoportante y permite la formación de huecos.

La cubierta está formada por panel “sándwich” de chapa de acero grecada de 0,5

mm de espesor, prelacada la cara exterior y galvanizada la cara interior, con núcleo de

poliuretano de 40 kg/m3 de 30 mm de espesor, colocado sobre correas metálicas con

solapes, remates necesarios, tapajuntas, accesorios de fijación, juntas de estanqueidad,

medios auxiliares y elementos de seguridad.

La solución estructural adoptada para la zona de oficina y entreplanta se comenta

en el Anejo 2.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Las características del edificio que condicionan la potencia de la instalación solar

fotovoltaica se resumen en la siguiente tabla:

Características de la cubierta

Orientación Eje longitudinal girado 3º con respecto el eje Norte-Sur

Inclinación de la cubierta (β) 1º

Tipo de cubierta Curva (cilíndrica), arco de circunferencia de ϕ254m y cuerda de 42,2 m. El

desarrollo del arco de circunferencia es de 42,5m aproximadamente.

Superficie bruta de la cubierta 8500 m2 (42,5·200m)

Superficie neta susceptible a ser ocupada por la instalación

solar fotovoltaica. 8445 m2 (descontando lucernarios)

Tabla 9.1 Principales características de la cubierta del edificio de Taller de TUSSAM

En el cálculo de la superficie bruta, se ha descontado la superficie de cubierta, a

partir de las limahoyas, ya que por motivos técnicos no se colocarán paneles en esta

zona. La razón radica en problemas debido a los accesos a estas zonas para realizar

labores de mantenimiento y sobrecargas elevadas que darían lugar a un refuerzo de la

estructura, entre otros. Los costes de explotación y mantenimiento no compensan los 20

kWp perdidos.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 10.

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA

10.1. CLASIFICACIÓN DE LA INSTALACIÓN

Las principales ventajas que engloban a una instalación solar fotovoltaica son,

entre otras, contaminación ambiental casi nula, simplicidad, elevada duración (se

proyectan para durar como mínimo 25 años), elevada fiabilidad y escaso mantenimiento.

La instalación solar fotovoltaica que se proyecta queda clasificada, según el RD

661/2007 dentro de la categoría b (instalaciones que utilicen como energía primaria

alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de

biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el

régimen ordinario).

Dentro de esta categoría, la instalación se clasifica dentro del subgrupo b.1.1.

(Instalaciones que utilicen como energía primaria y única la energía solar, mediante la

tecnología fotovoltaica).

Si bien el RD 1578/2008, modificado por el RD 1565/2010, clasifica la instalación

solar que se proyecta, a efectos de retribución como instalación del Tipo I. (Instalaciones

que estén ubicadas en cubiertas o fachadas de construcciones fijas, cerradas, hechas de

materiales resistentes, dedicadas a usos residencial, de servicios, comercial o industrial,

incluidas las de carácter agropecuario, en todos los casos, cuando en su interior exista un

punto de suministro de potencia contratada por al menos un 25 por ciento de la potencia

nominal de la instalación que se pretende ubicar durante los primeros veinticinco años a

contar desde el primer día del mes siguiente al acta de puesta en marcha de la instalación

de producción). Dentro de este tipo se distinguen dos subtipos, siendo nuestro caso el

Tipo I.2 (instalaciones del tipo I, con una potencia superior a 20 kW).







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.2. PARTES DE LA INSTALACIÓN SOLAR

FOTOVOLTAICA

La instalación solar fotovoltaica de conexión a red que se proyecta consta de los

siguientes elementos:

• Generador fotovoltaico. Se encarga de transformar la energía procedente del

Sol (radiación solar) en energía eléctrica, que se produce en forma de corriente

continua. La cantidad de energía eléctrica es directamente proporcional al nivel

de radiación solar, aunque depende de la temperatura ambiente (la producción

de energía es inversamente proporcional a temperaturas mayores de trabajo).

El generador fotovoltaico se compone de los paneles fotovoltaicos, la estructura

de soporte de estos, cajas de conexión, y el cableado de conexionado entre

estos elementos con los inversores.

• Inversores. Son los elementos encargados de transformar la energía eléctrica

en forma de corriente continua (CC) en corriente alterna (CA) a la frecuencia

Europea (50Hz) modulando la forma de onda para adecuarla a la de la red de

distribución.

• Transformador. Transforma la energía eléctrica obtenida en baja tensión (BT)

procedente del inversor en energía eléctrica en media tensión (MT) y así ser

poder evacuada a la red de distribución de MT.

• Protecciones. Se utilizarán protecciones contra sobrecargas y sobretensiones,

tanto para proteger a los equipos de la instalación como para proteger al

personal. Se dispondrán de protecciones tanto en CC como en CA, cumpliendo

en cualquier caso con la normativa vigente.

• Elementos de medición y control y elementos auxiliares. Son aquellos equipos

encargados de medir la producción de energía eléctrica generada (contador),

además de otros servicios auxiliares como una pequeña estación

meteorológica, control de temperatura de paneles, frecuencia de red, voltaje,

energía generada y otros elementos auxiliares como tomas de corriente para

operaciones de mantenimiento, iluminación de la caseta, etc.

Se obtienen tres tramos claramente diferenciados en la instalación solar

fotovoltaica que pueden ser divididos como sigue:







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Un primer tramo, que comprende desde los módulos fotovoltaicos, la

instalación a lo largo de la cubierta hasta llegar a los inversores (tramo de CC).

• Segundo tramo, que va desde la salida de los inversores (CA en BT) hasta el

cuadro general de protección (CGP), a partir de aquí, el transformador eleva la

energía a MT, para ser vertida en la red de distribución.

• Tercer tramo, que comprende a la conducción dentro de la propia caseta del

Centro de Transformación (CT) y la línea subterránea en MT hasta la Red de

Endesa Distribución en el punto de evacuación (Centro de Seccionamiento).

10.3. ELEMENTOS QUE COMPONEN LA INSTALACIÓN

10.3.1. Módulo solar fotovoltaico

Los módulos fotovoltaicos seleccionados son del fabricante SUNPOWER, en

concreto se utilizará el modelo SPR-333NE-WHT-D, que según el fabricante tiene una

potencia nominal de 333 Wp y una eficiencia de panel de un 20,4%. Pese a tener un

precio algo más elevado a otros paneles del mercado, obtenemos una potencia instalada

superior, lo que se traduce en una mayor rentabilidad, ya que se obtiene mayor potencia

instalada sobre la cubierta de la nave, siendo la relación potencia/peso más baja que en

los paneles de la competencia. A la larga obtendremos una rápida amortización y una

elevada rentabilidad.

Se trata de módulos de silicio monocristalino, que ofrecen el mayor rendimiento del

mercado, aunque su coste es mayor. Cada panel está formado por 96 células protegidas

con cristal templado anti-reflectante de gran transmisividad. El marco del módulo es de

aluminio anodizado tipo 6063 (negro).

Además son módulos ligeros, lo que supone una ventaja para la cubierta. El

fabricante garantiza un mínimo de un 90% de eficiencia del panel a los 10 años y un 80%

de la eficiencia inicial a los 25 años.

Los paneles solares se colocarán orientados según el eje longitudinal de la nave

(Sur orientados 3º al Oeste) e inclinados 31º con respecto a la horizontal. Esta

configuración es la que permite una mayor captación de energía solar, según arrojan los

resultados del Estudio de Viabilidad del presente Proyecto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figuras 10.1 y 10.2 Foto del panel solar tipo y curvas I-Va 25ºC

La ficha técnica de este panel se puede consultar en el Anejo 1.

10.3.2. Estructura soporte

La estructura soporte de los módulos fotovoltaicos ha de ser una estructura ligera,

resistente y que garantice la integridad del conjunto frente a las inclemencias

climatológicas a lo largo de los años, adaptable a la cubierta (curva e inclinada), fácil de

montar, y económicamente factible.

Se propone la estructura del fabricante HILTI. Se trata de una estructura de aluminio

con tornillería en acero inoxidable A2, con posibilidad de regular la inclinación de los

paneles solares, totalmente flexible, es decir, adaptable a la cubierta inclinada de la nave,

disposición de las grecas del panel sándwich y al marco de los paneles seleccionados. El

peso de la estructura es de 3,16 kg/m (estimado a partir de la suma de todos los

elementos que componen la estructura) y la garantía ofrecida es de hasta 25 años, entre

otros.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 10.3. Imágenes de la estructura soporte propuesta

La ficha técnica de la estructura propuesta se puede consultar en el Anejo 1 a esta

Memoria Descriptiva.

10.3.3. Cajas de conexionado

10.3.3.1 Caja de conexionado de Strings

La conexión entre los diferentes Strings o ramales del generador solar fotovoltaico

se realiza a través de cajas de conexión o cajas String. Dicha caja garantiza una correcta

conexión de los distintos ramales para formar las correspondientes hileras en paralelo, y

protección mediante fusible frente a posibles cortocircuitos en el generador. Incorpora un

sistema de medición y comparación de las corrientes y voltajes String para poder detectar

posibles anomalías en la generación.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Se propone la caja de conexión de la casa SMA, en concreto la Sunny String

Monitor, equipada además con un interruptor-seccionador de corte en carga, para poder

desconectarla del inversor en caso necesario (operaciones de mantenimiento,

reparaciones, etc). Se instalarán cajas de 8 entradas de medición, quedando algunas de

estas libres para futuras ampliaciones, fallos de canales, etc.

Figura 10.4. Caja de conexionado SMA Sunny String Monitor (SSM)

10.3.3.2 Caja de principal de conexionado (generador-inversor)

Las líneas salientes de los distintos Strings, a través de las cajas Strings, se

conectan al inversor por medio de una caja principal de conexionado o Main Box. Dicha

caja está especialmente diseñada para permitir conexiones seguras y con las menores

pérdidas posibles, garantizando así un funcionamiento eficiente y seguro del generador.

Se propone la caja del fabricante SMA, modelo Sunny Main Box Cabinet (SMBC).

Siendo esta una caja ligera, resistente a la intemperie, de fácil instalación y fácil registro,

gracias al sistema de fácil apertura del que está dotada.

Figura 10.5. Caja de conexionado SMA Sunny Main Box Cabinet (SMBC)







MEMORIA DESCRIPTIVA

La caja tipo que se utilizará será la SMBC 2x2x4, es decir, 4 entradas por cada polo

(+ y -), De forma que se permita la conexión simultanea de hasta 4 SSM. La ficha técnica

tanto de las cajas SSM como de las cajas SMB-C se pueden consultar en el Anejo 1.

10.3.4. Inversor

El inversor tipo seleccionado para la instalación que se proyecta es de la

reconocida marca SMA. Se trata del SMA SUNNY CENTRAL 100 Indoor HE. Dicho

inversor viene equipado sin transformador, lo cual nos proporciona un mayor rendimiento

que un inversor con transformador. Al hacerse la entrega de energía en MT, se hace

dicha conversión mediante el transformador de 300V/15kV que va instalado a

continuación del inversor y que proporciona la separación galvánica (obligatoria según el

Art. 12 del RD 1663/2000) entre el generador solar y la red de distribución.

Este inversor incorpora sistemas de comunicación con las cajas de campo SSM

para poder controlar las tensiones e intensidades de cada una de las ramas de la

instalación, así como registro de errores y alarmas, de lo que se hablará con más detalle

en el capítulo 12.

Figura 10.6. Foto del inversor propuesto

Este inversor se caracteriza, entre otros, por tener un elevado rango de

temperaturas de funcionamiento (-20ºC…50ºC), dadas las extremas temperaturas que se

alcanzan en Sevilla, sobre todo en verano, este inversor resulta muy adecuado. La gran

mayoría de fabricantes sólo garantizan un correcto funcionamiento de sus inversores







MEMORIA DESCRIPTIVA

hasta 40ºC, lo cual supone invertir en equipos de aire acondicionado (aumenta el coste

inicial y el coste de explotación de la instalación) para evitar fallos en la conversión

energética. Otras características destacadas son: • Indicado para la realización de grandes plantas solares al aire libre.

• Construcción compacta reduce considerablemente los costes de montaje

• Elevado rendimiento (hasta un 98,5%) y reducido consumo en Standby (<50W).

• Posee un sistema de refrigeración especial para la instalación en interiores.

• Conexión con las cajas de campo, para control y monitorización de la instalación

solar.

• Entradas auxiliares para sensores de temperatura, irradiancia, etc.

Figura 10.7. Esquema de conexión estándar del inversor

El inversor cuenta con todas las protecciones exigibles por la normativa vigente,

tales como protección contra funcionamiento en isla, protecciones contra sobretensión,

sobre intensidad, entre otros.

Se puede consultar la ficha técnica del inversor en el Anejo 1.







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.3.5. Transformador

Este equipo se encarga de elevar la tensión de salida de los inversores hasta la

tensión de la Red de distribución eléctrica 15 (20) kV. Dada la tensión de salida de los

inversores (300V), se instalará un transformador de tensión de entrada variable de 300 a

420V.

Se ha seleccionado un transformador de 630 kVA (para así prever posibles

ampliaciones de la instalación solar y evitar sobrecargas del mismo) de la firma

Schneider, de aislamiento seco con resina epoxi.

El transformador será adquirido con envolvente metálica de protección, con grado

de protección IP 31. El resto de características se pueden consultar en el Capítulo 13 de

la presente Memoria Descriptiva y más detalladamente en el Anejo 1.

Figura 10.8. Transformador de 630 kVA de aislamiento seco Schneider

10.3.6. Otros

El resto de elementos de la instalación lo componen elementos que serán descritos

en los apartados que siguen, tales como la instalación eléctrica correspondiente, sistema

de control y monitorización de la producción energética, aparamenta de BT y MT,

protecciones de la instalación, contador de medida de la energía generada, etc.







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.4. CONFIGURACIÓN DEL GENERADOR SOLAR

FOTOVOLTAICO

10.4.1. Potencia pico de la instalación

10.4.1.1 Consideraciones previas

Se adoptará como mínimo una separación lateral entre módulos de 15mm. Dicha

separación es adecuada tanto para una correcta ventilación de los módulos como para

disminuir la resistencia del viento (cuyo efecto sobre la estructura es muy influyente),

contribuyendo así a la integridad estructural del edificio. Se consigue además eliminar

posibles tensiones debido a dilataciones térmicas.

Por las mismas razones comentadas, la separación entre la arista inferior del

módulo fotovoltaico y la parte superior del panel sándwich de la cubierta no será inferior a

100 mm, en proyección vertical.

10.4.1.2 Número de paneles por fila

Teniendo en cuenta que la longitud útil sobre la cual podemos colocar las placas es

de 42,9m. Sabiendo que el ancho de la placa es de 1046mm y respetando la separación

lateral entre módulos, obtenemos un total de 40 módulos por fila.

10.4.1.3 Número de filas

La separación entre filas corresponde a la separación entre pórticos de la

estructura (ver justificación en la Memoria de Cálculo). En total tenemos 39 filas de

paneles.

10.4.1.4 Potencia pico de la instalación

El número total de paneles es de 40x39 (módulos por fila x Nº de filas). Obtenemos

un total de 1560 módulos. Teniendo en cuenta que cada módulo tiene una potencia pico

de 333Wp (según el fabricante). La potencia total de la instalación será de 519,48 kWp.







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.4.2. Configuración del generador fotovoltaico

10.4.2.1 Numero de generadores

Realizando un estudio detallado de sombras, se concluye que la mejor

configuración corresponde a una instalación formada por cinco subgeneradores

fotovoltaicos funcionando en paralelo (en adelante generadores) y de forma

independiente, con una potencia nominal igual a la potencia nominal de la instalación

entre 5, es decir, disponiendo cinco instalaciones independientes repartidos paralelos al

eje longitudinal de la nave, cada uno con 103,5 kWp, formado por los módulos

fotovoltaicos correspondientes, las cajas de conexión necesarias, un inversor de 100 kW,

y las correspondientes conexiones hasta el centro de transformación, propiedad de

TUSSAM.

Cada generador ocupará una superficie en planta de unos 200x8m.

Las ventajas de dividir en cinco partes la instalación son las siguientes:

• En el supuesto caso de fallo de uno de los generadores (conexionado, inversor,

etc., tan solo se perderá la producción de esa parte, quedando integra la

producción de los demás generadores).

• En el caso de operaciones de mantenimiento en las que haya que cortar el

suministro, tan solo perderemos una quinta parte de la producción y no la totalidad

de la misma.

• Aumenta el rendimiento global de la instalación, ya que disminuyen las pérdidas

por efecto Joule, al disminuir las longitudes de los cables de conexionado.

• Se aminora notablemente problemas como autoconsumo de paneles y puntos

calientes debido al sombreado parcial de paneles de un mismo generador.

10.4.2.2 Número de paneles en serie por hilera

Haciendo un estudio de seguimiento del punto de máxima potencia del inversor y

tensión máxima admisible, se concluye que el número de paneles en serie ha de ser:

10 < NPS < 13







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.4.2.3 Número de hileras en paralelo

Se realiza teniendo en cuenta que la intensidad máxima de la instalación no supere

nunca a la intensidad máxima admisible del inversor. Lo cual conduce que el número

máximo de hileras en paralelo será:

NHP < 35

10.4.2.4 Descripción de la solución adoptada

La solución formada estará formada por cinco generadores independientes, con 26

hileras en paralelo y 12 paneles en serie por hilera, conectados (mediante el

correspondiente cableado y cajas de conexión) a un inversor de 100 kW, cada uno.

La siguiente tabla muestra el resumen de la solución adoptada.

Tabla 10.1 Configuración del generador solar fotovoltaico

La configuración de los generadores queda justificada en la Memoria de Cálculo.

10.5. CENTRALIZACIÓN DE LOS INVERSORES

10.5.1. Motivación

Tras evaluar las distintas alternativas, con sus respectivas ventajas e

inconvenientes, se ha visto que la opción de centralizar los inversores es la más idónea.

Las ventajas fundamentales que en este caso concreto se dan son las siguientes:

• Con la configuración de generadores escogida, en la que, por motivos de reducir

en medida de lo posible las pérdidas por sombras, entre otros (ver el apartado

10.4.2.1), se han colocado estos paralelos al eje longitudinal de la nave, el hecho

de colocar los inversores en cualquier punto distinto del escogido incrementaría las

pérdidas globales por efecto Joule, además de la necesidad de usar conductores

de mayor sección.

Potencia pico de la

instalación

Número de generadores

NPS de cada

generador

NHP de cada

generador

Vmin, generador

Vmax, generador

Vmax, oc, generador

Isc, generador

519,48 kWp 5 (103,90 kWp

cada uno) 12 26 542,50 703,28V 830,48V 172,85A







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Al centralizar los inversores, se centralizan también las cajas de conexión y las

protecciones. Lo que implica un mayor control sobre la instalación (visualización de

posibles disparos, rearme de dispositivos, etc).

• Ahorro económico, al disponer una única caseta en la que ubicar todos los

inversores y el CT particular, simplicidad de obra civil, etc.

• El emplazamiento escogido para la caseta de inversores y CT, hace que sea el que

menos obstaculiza el paso de vehículos, según se puede deducir de la

documentación gráfica correspondiente.

10.5.2. Emplazamiento

Todos los inversores de la instalación solar fotovoltaica, así como el CT particular,

se ubicarán en una caseta prefabricada, lo que se conoce como “centralizar”.

La caseta se emplazará en el límite de la parcela propiedad de TUSSAM con la

Calle Comercio, a la altura de los pórticos 18 y 15 del edificio de taller, según se recoge

en los planos del presente Proyecto.

10.5.3. Características del edificio

Dadas las dimensiones de los inversores y a que se van a colocar estos, las cajas

de conexión Sunny Main Box-Cabinet, las protecciones de los inversores y el CGP de

Baja Tensión en un mismo edificio, en el que además ubicaremos el CT, son necesarias

unas condiciones mínimas en materia de dimensiones mínimas, ventilación, y accesos

(puertas y pasillos) para poder entrar/sacar de la caseta cualquier elemento que sea

preciso reparar.

Se ha optado por tanto la solución de instalar una caseta prefabricada modular, es

decir, configurable a medida con la adición de los módulos necesarios. La caseta será de

la prestigiosa firma Schneider Electric, tipo M1, especialista en este tipo de instalaciones.

La caseta contará con tres separaciones físicas (local de inversores –

transformador – local de celdas de MT), cada una independiente de las demás, con su

correspondiente puerta de acceso, el diseño de la caseta se puede consultar en el plano

correspondiente.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Además, se fabrica de acuerdo a la normativa vigente (UNESA RU 1303A,

Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas,

subestaciones y centros de transformación) bajo la patente 203820.

10.5.3.1 Descripción de la caseta prefabricada

Son edificios destinados tanto para centros de transformación como para locales de

uso en instalaciones eléctricas tipo fotovoltaicas, parques eólicos, etc. Se adaptan

perfectamente a los diferentes tipos de uso dada su fabricación modular. Son muy fáciles

de transportar.

No es necesario efectuar ningún tipo de cimentación, salvo en suelos de muy poca

resistencia (no es nuestro caso). Tan sólo es necesario efectuar una excavación sobre la

que se dispondrá un lecho de arena lavada y nivelada (ver detalles en el Anejo 1).

Acabado exterior con terminación de canto rodado visto e interior con pintura

acrílica de color blanco satinado.

10.5.3.2 Cuadro de dimensiones y superficies de la caseta

• Largo total de la caseta: 13,86 m

• Anchura de la caseta: 2,56 m

• Altura de la caseta (cota de solera): 2,62 m

• Nº de salas separadas físicamente: 3

Sala de inversores

• Dimensiones (Largo x ancho): 9,75x2,36 m

• Superficie útil: 23,01 m2

Sala del transformador



Sala de celdas de MT









MEMORIA DESCRIPTIVA

10.5.3.3 Envolvente

Paneles de hormigón armado, HA-25, impermeable y resistente a los agentes

atmosféricos más desfavorables. Todos los paneles están machihembrados para su

correcto anclaje, sin mayor dificultad. Para garantizar la impermeabilidad, las uniones

entre paredes y techos disponen de dobles juntas de neopreno. Además, los falsos techos

se sellan posteriormente con masilla especial para el hormigón (tipo Hilti HIT RE-500).

La propia armadura de mallazo electrosoldado garantiza la equipotencialidad de

todo el prefabricado. Al ser un edificio modular, cada módulo es independiente del resto,

por lo que es posible separar eléctricamente la sala de inversores del CT. Las puertas y

rejillas están aisladas del sistema equipotencial cumpliendo la recomendación UNESA RU

1303A).

10.5.3.4 Base

La placa base actúa como cimiento del edificio, dispone de partes debilitadas en el

hormigón para practicar los correspondientes orificios tanto de alta como de baja. Ver

detalles de la obra civil necesaria para la instalación de la caseta en el Capítulo 15.

10.5.3.5 Suelo

Colocado por gravedad, disponen de huecos para la entrada/salida de cables. Si

estos no quedan cubiertos, se pueden cubrir con chapas fabricadas para tal efecto

10.5.3.6 Paredes

Disponen en sus bordes de cajetines de acero, para permitir el acoplamiento de

estas mediante tornillos (la equipotencialidad entre placas queda con estas uniones

garantizada). Sobre estas se disponen las puertas y rejillas de ventilación.

10.5.3.7 Techos

De características similares a las paredes, con las juntas de espuma de neopreno y

el sellado de estas como se ha descrito anteriormente.







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.5.3.8 Puertas y rejillas de ventilación

Fabricadas en chapa de acero galvanizado, recubiertas con pintura de poliéster, lo

que las hace muy resistentes a la corrosión causada por los agentes atmosféricos.

En la pared frontal se sitúa la puerta de acceso de peatones y rejillas de

ventilación. Todos estos materiales están fabricados en chapa de acero.

Las rejillas disponen de malla metálica de protección anti-insectos y sistema que

dificulta la entrada de agua de lluvia al interior del edificio. Así mismo, las puertas son

desmontables a fin de la introducción/extracción de los distintos elementos de la caseta.

Los huecos de las puertas tendrán unas dimensiones mínimas útiles de (alto x

ancho) 2100x1255mm, garantizando así que todos los equipos puedan entrar y salir de la

caseta sin dificultad, en caso de necesitarlo.

Todas las puertas disponen de sistema anti intrusión, con cerradura bajo llave.

10.5.3.9 Pantallas de protección del transformador

Se utilizará un tabique separador prefabricado para evitar el acceso a la zona de

transformador desde el interior de la sala de inversores.

10.5.3.10 Cuba de recogida de aceite

Si se desea se puede pedir la cuba de recogida de aceite prefabricada, de 600L de

capacidad, para la recogida de aceite del transformador. En nuestro caso, al instalar un

transformador seco, tal y como se comenta en el apartado correspondiente, esta cuba NO

es necesaria.

10.5.4. Servicios auxiliares del local

En el local de inversores y CT, además de lo ya descrito en apartados anteriores,

existirán los siguientes elementos que compondrán el subsistema de Servicios Auxiliares

necesarios para el buen funcionamiento y mantenimiento de la instalación:







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.5.4.1 Iluminación del local

Se dispondrá de las luminarias suficientes que garanticen una iluminancia media de

150 lux, con una uniformidad de un 40% como mínimo

10.5.4.2 Tomas de corriente

Se preverán tomas de fuerza monofásicas de 16 A, colocadas según planos, para

servicios auxiliares futuros, labores de mantenimiento, etc. Una de estas tomas queda

reservara para el sistema de monitorización de la instalación solar (ver capítulo 12)

10.5.4.3 Iluminación de emergencia

Se dispondrá de iluminación de emergencia, con lámparas autónomas, con

baterías de una hora de duración como mínimo, según la normativa vigente (CTE-DB-

SUA 4, Seguridad frente al riesgo causado por iluminación inadecuada), garantizando una

iluminancia mínima de 5 lux.

10.5.5. Protección contra incendios.

La protección contraincendios de esta sala ha sido dimensionada conforme al MIE-

RAT 14, teniendo en cuenta:

• La posibilidad de propagación del incendio a otras partes de la instalación.

• La posibilidad de propagación del incendio al exterior de la instalación y a

terceros.

• La disponibilidad de medios públicos de lucha contra incendios.

• La presencia o ausencia de personal de servicio permanente en la instalación.

• La naturaleza y resistencia al fuego de la estructura soporte del edificio y de sus

cubiertas.

Con carácter general se aplicarán las prescripciones del CTE-DB-SI, en lo que

respecta a las características de los materiales de construcción, resistencia al fuego de

las estructuras, compartimentación, evacuación, y en particular, sobre aquellos aspectos

que no hayan sido recogidos en este Reglamento y afecten a la edificación. En este caso

el fabricante suministrará certificados de calidad de los materiales usados en los edificios

prefabricados, garantizando que los elementos tienen una RF mínima de 120.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Se dispondrán de extintores tanto específicos para fuegos de origen eléctrico

(CO2), como extintores de polvo ABC. Los extintores de polvo ABC serán de 6 kg y

eficacia 34A, 233B, C, mientras que los extintores de CO2, serán de 5 kg y eficacia 89 B

según la norma UNE 23110.

Sala Inversores Sala Transformador Sala Celdas del CT

Extintores de CO2 1 0 0

Extintores polvo ABC

1 1 1

Tabla 10.2 Número de extintores instalados en la caseta de inversores y CT

En cualquier caso, la altura máxima de colocación será de 1,7m, deberán estar

señalizados y colocados en lugares con el mejor acceso posible.

10.5.6. Ventilación

El local dispondrá de rejillas de ventilación natural tanto en las puertas como en las

partes traseras del mismo (ver el plano correspondiente).

No obstante, debido a las exigencias de ventilación del local, es necesario el uso

de ventilación forzada en la sala de inversores y en la sala del transformador, el cálculo de

la instalación de ventilación forzada y selección de ventiladores queda justificado en la

Memoria de Cálculo. Los ventiladores se dispondrán en las rejillas de ventilación previstas

en el local (ver el plano correspondiente). Son los que se muestran a continuación (marca

S&P):

Tabla 10.3. Ventiladores a instalar en el local de inversores y CT

Estos ventiladores dispondrán de un sistema de control de temperatura por

termostatos, de forma que se pongan en marcha de forma automática al superarse los

25ºC en el interior del local y pare al alcanzarse los 20ºC.

Sala Ventilador Consumo

energético (kW)

Inversores HCBB 8/800H-X. Extractor de flujo axial,

motor monofásico 230V y 8 polos. 0,7

Transformador HCBB 8/500H-X. Extractor de flujo axial,

motor monofásico 230V y 8 polos. 0,16

Celdas de MT No necesario --







MEMORIA DESCRIPTIVA

10.5.7. Señalización del local

Se señalizarán todas las puertas, así como inversores, cuadros de protección,

transformador y celdas de MT, con las correspondientes señales tipo T10, ubicadas en

sitio visible y donde se lea de forma clara el texto “Alta tensión, peligro de muerte”

Figura 10.9. Señal de peligro por alta tensión

Se dispondrán así mismo todas las señales necesarias para identificar de forma

clara el recorrido a realizar en caso de emergencia, según la normativa vigente. El tipo de

señales a utilizar se puede ver en el Estudio de Seguridad de Salud.

10.5.8. Varios

El suministro eléctrico para los servicios auxiliares de la caseta de inversores y CT,

se tomará de un cuadro general de Baja Tensión cercano existente en el taller. De forma

que se garantice un suministro de energía ininterrumpido las 24 horas del día. Para este

fin habrá que disponer de una acometida de enlace entre el cuadro existente en el taller y

el cuadro que se dispondrá en el local. La acometida se ejecutará en canalización

subterránea bajo tubo de PE-HD de diámetro exterior 90mm, que discurrirá por la misma

zanja que la instalación en CC de enlace entre la cubierta de la nave industrial y el local

de inversores y CT.

Las líneas utilizadas para los distintos circuitos de los servicios auxiliares de la

caseta, se ejecutarán bajo tubo montado superficialmente sobre las paredes de la caseta.

Las instalaciones correspondientes a los servicios auxiliares de la caseta, así como

el esquema unifilar quedan descritos en la documentación gráfica correspondiente.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Las protecciones a utilizar quedan definidas en el diagrama unifilar correspondiente

a las instalaciones auxiliares de la caseta.

En Anejo 4 (Instalación eléctrica de la sala de inversores, Centro de

Transformación y Centro de Seccionamiento) se puede consultar con detalle el cálculo de

la instalación eléctrica y las soluciones adoptadas para los distintos locales. Así como

protecciones, secciones de conductores adoptadas, etc, no mostrándose esos detalles en

esta Memoria Descriptiva por no ser el objeto principal del presente Proyecto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 11.

INSTALACIÓN ELÉCTRICA EN BT

11.1. DESCRIPCIÓN GENERAL

Los generadores solares fotovoltaicos se conectarán a los inversores SMA SUNNY

CENTRAL 100 Indoor HE, a través de las respectivas cajas de conexión SSM y SMBC

correspondientes. En la siguiente tabla se muestra la configuración eléctrica general del

conexionado (ver esquema unifilar de la instalación):

Inversor NHP

Caja SSM A

(entradas

totales/ocupadas)

Caja SSM B

(entradas

totales/ocupadas)

Caja SSM C

(entradas

totales/ocupadas)

Caja SSM D

(entradas

totales/ocupadas)

Caja SMBC

(entradas

totales/ocupadas)

1,2,3,4,5 26 8/7 8/7 8/6 8/6 4/4

Tabla 11.1. Conexionado general del generador fotovoltaico

Los conductores de los distintos circuitos de CC recorrerán la superficie de la

cubierta (conectando los paneles, ramales y cajas de conexión) de la cubierta de la nave

hasta llegar a la caseta prefabricada donde se ubican las cajas SMBC, protecciones,

inversores y Centro de Transformación. La instalación será enterrada en los tramos

especificados en los planos correspondientes, a fin de evitar el deterioro de los

conductores debido al paso de los vehículos.

Desde los distintos inversores partirán los distintos circuitos en CA, con sus

correspondientes protecciones, hasta los cuadros generales de protección de baja

tensión, situados según la documentación gráfica correspondiente, de ahí se realiza la

transformación de BT a MT en el transformador. Transformada la energía en MT será

conducida hasta el centro de seccionamiento, donde se realiza la medida y evacuación a

la red de ENDESA Distribución.

La ejecución de la línea eléctrica se describe detalladamente en el Capitulo 15 de

la presente Memoria Descriptiva.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Se tendrán en cuenta las siguientes pautas adicionales:

• Todos los equipos situados a la intemperie tendrán un grado de protección mínimo

IP 65 (IDAE PCT-C).

• Todos los equipos situados en el interior de edificios inaccesibles tendrán un grado

de protección mínimo IP 20 (IDAE PCT-C).

• Todos los equipos situados en el interior de edificios inaccesibles tendrán un grado

de protección mínimo IP 30 (IDAE PCT-C).

• Todos los conductores serán de cobre (CU), a excepción del conductor de la línea

de MT, que será de aluminio (AL).

• La sección de cada conductor será la suficiente para asegurar que se cumplen las

condiciones de seguridad en cuanto a calentamiento del conductor (In > 125%

Imax de diseño, según UNE 20460-5-523:2004 y la ITC-BT-40) y en cuanto a

pérdidas por caída de tensión (∆V < 1,5% según la ITC-BT-40).

• Los conductores serán adecuados para uso a la intemperie, al aire o enterrados,

conforme a las normas UNE 20460-5-523:2004. En cualquier caso el recubrimiento

utilizado será polietileno reticulado XLPE.

11.2. CABLEADO EN LA RED DE CORRIENTE CONTINUA

El cableado en corriente continua es el que se encuentra sometido a condiciones

más intensas (Radiación UV, elevadas temperaturas, humedad, lluvia, daños mecánicos,

roedores, etc).

Es por ello que hay que seleccionar conductores que garanticen seguridad eléctrica

y mecánica durante al menos 25 años. Se utilizarán cables armados instalados

directamente al aire libre, de forma que la armadura proporcione la protección mecánica

adicional necesaria, evitando así el uso de la canalización y sus problemas asociados. En

todo caso se cumplirán las prescripciones de la ITC-BT-30 (Instalaciones en locales de

características especiales, instalaciones en locales mojados).

La instalación de CC comprende desde los paneles fotovoltaicos hasta los

inversores. Se distinguen los tramos siguientes:

• Conductor que une en serie los módulos fotovoltaicos.

• Conductor que une los ramales con las cajas de conexiones SSM.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Conductor que une las cajas de conexiones SSM con las cajas principales SMBC.

• Conductor que une las cajas SMBC con los inversores.

11.2.1. Conductores para conexión de paneles solares y ramales

Para la conexión de los paneles en serie se emplean los conductores propios de

estos, que son del tipo Fotovoltaico ZZ-F(AS), de 6mm2 de sección, en Cu, la unión se

realiza mediante conectores del tipo MC4. Este tipo de conductores se empleará también

para unir los distintos Strings con las cajas SSM. Las características de estos conductores

son las siguientes:

• Temperatura máxima alcanzable por el conductor: 120 ºC

• Tensión. 1,8 kV CC; 0,6/1 kV CA.

• Código de designación del cable:

Z. Aislamiento de elastómero termoestable libre de halógenos.

Z. Cubierta de elastómero termoestable libre de halógenos.

F. Conductor de cobre clase 5 para instalación móvil.

AS. Cable de alta seguridad, no propagadores de incendios.

11.2.2. Resto de tramos

Para el resto de tramos, se emplearán conductores de cobre tipo Fotovoltaico

XZ1FA3Z-K(AS), cuyas características son:

• Temperatura máxima del conductor: 90 ºC.

• Tensión. 1,8 kV CC; 0,6/1 kV CA.


X. aislamiento de polietileno reticulado XLPE.

Z1. Asiento de armadura de poliefina libre de halógenos.

FA3. Armadura tipo fleje corrugado de aluminio.

Z. Cubierta de elastómero termoestable libre de halógenos.

K. Conductor de cobre clase 5 para instalación fija.


El fabricante de conductores de este tipo seleccionado es la casa

GENERALCABLE, si se desea se pueden consultar la documentación aportada por el

fabricante en el Anejo 1, documentación técnica de los equipos instalados.







MEMORIA DESCRIPTIVA

En la siguiente tabla se muestran los conductores empleados en la instalación de

CC, el cálculo de los mismos queda justificado en la Memoria de Cálculo.

Tramo considerado Tipo de conductor Sección adoptada (mm2)

Conexión entre paneles ZZ-F(AS) 2x(1x6), por criterio térmico

Conexión String - SSM ZZ-F(AS) 2x(1x6), por criterio térmico

Conexión SSM - SMBC XZ1FA3Z-K(AS) 2x(1x70), por ∆V

Conexión SMBC - Inversor XZ1FA3Z-K(AS) 2x(1x240), por ∆V

Tabla 11.2. Conductores adoptados para la red de corriente continua

11.3. CABLEADO DE CORRIENTE ALTERNA

Los conductores que se utilizarán en el tramo de Corriente Alterna en Baja Tensión

serán de cobre, con aislamiento de polietileno reticulado (XLPE) y de sección adecuada,

tanto para cumplir las condiciones de criterio térmico definidas por la intensidad máxima

alcanzable en el circuito, como para limitar la máxima caída de tensión en las condiciones

más desfavorables, según las prescripciones del REBT-02.

La tensión de la línea en este tramo es de 300V, trifásica y a 50 Hz.

Se emplearán conductores de cobre tipo RZ1-K(AS), de la casa GENERALCABLE

cuyas características son:

• Temperatura máxima del conductor: 90 ºC.

• Tensión. 0,6/1 kV CA.


R. aislamiento de polietileno reticulado XLPE.

Z1. Cubierta exterior de poliefina termoplástica libre de halógenos.

K. Conductor de cobre flexible clase 5 para instalación fija.


En la siguiente tabla se muestran los conductores empleados en la instalación de

CA, el cálculo de los mismos queda justificado en la Memoria de Cálculo.


Salida inversor-Entrada CGP-BT RZ1-K(AS) 3x240 + 240, por ∆V

Salida CGP-BT-Entrada transformador

RZ1-K(AS) 3x240 + 240, por diseño*

Tabla 11.3. Conductores adoptados para la red de corriente alterna en Baja Tensión







MEMORIA DESCRIPTIVA

*. Se podría haber usado conductores de 150 mm2, cumpliendo con el criterio térmico y el

criterio de ∆V, sin embargo, dada la escasa repercusión económica, se mantiene la

sección de 240 mm2 ya que la intensidad que circula por toda la línea no varía.

11.4. PROTECCIONES EN EL CIRCUITO DE BT

En el diseño de la instalación fotovoltaica ha de garantizarse que el normal

funcionamiento de la misma no afecte a la seguridad de las personas (tanto usuarios

como operarios de mantenimiento de la red) ni al resto de equipos y sistemas conectados

a la red de distribución. Por otro lado, ha de asegurarse que en caso de fallo de

cualquiera de los elementos que componen la instalación, la seguridad de la misma,

instalaciones cercanas o contiguas y de las personas quede garantizada.

En todo caso se cumplirá con lo establecido en el RD 1663/2000, así como la

resolución de 31 de Mayo de 2001, IDAE-PCT-C, las correspondientes ITC’s del REBT

2002 y Normas Propias de ENDESA. Se dispondrán protecciones tanto para la parte de

corriente continua como para la parte de corriente alterna (en BT y en MT).

11.4.1. Principales riesgos eléctricos en la instalación solar fotovoltaica

Los riesgos eléctricos que se dan en cualquier instalación fotovoltaica en general

son:

• Contactos directos: se produce cuando accidentalmente o no, entramos en

contacto con algún elemento que habitualmente está en tensión.

• Contactos indirectos: se produce cuando accidentalmente o no, entramos en

contacto con algún elemento que accidentalmente (fundamentalmente debido a

un fallo del aislamiento) está en tensión.

• Sobrecargas: es el exceso de intensidad en un circuito, debido a una demanda

excesiva de energía o bien a un defecto de aislamiento o demanda excesiva de

carga en el circuito. Si los elementos de la instalación solar fotovoltaica están

correctamente diseñados, no debe haber problemas por sobrecargas en

situaciones normales, en caso contrario, estas pueden dar lugar a un cortocircuito

por deterioro prematuro de aislamientos y conductores.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Cortocircuitos: Se produce cuando dos conductores o partes de un circuito

eléctrico, con una diferencia de potencial o tensión entre sí, se unen sin ninguna

impedancia eléctrica (o despreciable) entre ellos, ya que según la lay de Ohm, al

ser sumamente pequeña la impedancia, la intensidad de corriente se multiplica

alcanzando valores que pueden destruir la instalación en cuestión de segundos.

• Sobretensiones: Son producidas fundamentalmente por fenómenos atmosféricos,

tales como tormentas eléctricas y rayos. Los rayos pueden generar descargas

directas (cuando un impacto de rayo alcanza directamente la instalación) e

indirectas (producidas por descargas en las inmediaciones de la instalación,

afectando a un radio de 1 km aproximadamente). La probabilidad de que ocurra

una descarga indirecta es mucho mayor.

11.4.2. Protecciones del circuito de corriente continua

11.4.2.1 Protecciones contra contactos directos

Debido a que la tensión de trabajo del circuito será mayor a 24V (valor límite para

locales húmedos), todos los elementos conductores activos tendrán como mínimo

protección de clase 2 (doble aislamiento).

11.4.2.2 Protecciones contra contactos indirectos

Se dispondrá de una instalación de tierra, cumpliendo con las prescripciones de la

ITC-BT-8, ITC-BT-18 e ITC-BT-24. La instalación seguirá el esquema IT, es decir, es

decir, los polos activos aislados de tierra y las partes metálicas conectadas a tierra. Si en

algún caso un polo (+ o -) toca a una parte metálica, toda la parte metálica pasará a ser

parte activa, defecto que es detectado control de defecto de aislamiento del inversor,

parando inmediatamente la generación.

La instalación de tierra se describe más detalladamente en el apartado 11.5.







MEMORIA DESCRIPTIVA

11.4.2.3 Protecciones contra cortocircuitos y sobrecargas

Las intensidades de cortocircuito que se pueden producir en el generador solar

fotovoltaico (circuito de corriente continua) no son especialmente peligrosas, ya que los

valores máximos de estas corresponden a los máximos valores alcanzables por el

generador, en situación de cortocircuito. Las medidas que se tomarán son las siguientes:

• Todas las cajas de campo SSM irán equipadas con fusibles seccionadores de 10 A

en cada uno de los polos (+ y -) de cada ramal, cada fusible protegerá a cada

ramal conectado aguas arriba de la caja SSM.

• Todas las cajas generales SMBC irán equipadas con fusibles de 50 y 63 A en cada

uno de los polos (+ y -). En este caso la protección contra cortocircuitos abarca a

todas las cajas SSM instaladas aguas arriba de la caja SMBC de forma conjunta.

El poder de corte de los fusibles es muy superior a la corriente máxima de

cortocircuito prevista en los puntos donde irán instalados.

El dimensionado de los fusibles queda justificado en la Memoria de Cálculo. Los

fusibles que se instalarán se muestran en la siguiente tabla:

Caja de conexión Tipo de fusible In fusible IZ conductor (A)

Potencia disipada (W)

Entrada SSM CH 10 gPV calibre 10x38 10 A 38,56 1,06

Entrada SMBC 6 Strings NH DC 1000V, talla 1C 50 A 151,72 11

Entrada SMBC 7 Strings NH DC 1000V, talla 1C 63 A 151,72 13,5 Tabla 11.4. Fusibles a instalar en las cajas de protección

Además, se instalará un interruptor automático a la salida de cada caja SMBC,

especial para corriente continua. Dicho interruptor será del fabricante EATON MOELLER

NZMN2-200 con curva C, regulable y las siguientes características, entre otras:

• In. 200 A

• Ie (intensidad de disparo por sobrecarga). Regulable entre 1,05In – 1,3In

• Id (intensidad de disparo por cortocircuito). Regulable entre 6In – 10In







MEMORIA DESCRIPTIVA

11.4.2.4 Protecciones contra sobretensiones

Se realiza mediante descargadores de sobretensión. Esta protección la incorporan

los propios inversores, tanto en la parte de CC como en la parte de CA. La tensión e

intensidad nominal de estos es de 1000V y 10 kA respectivamente, certificada por el

fabricante.

Figura 11.1.Descargador de sobretensión

11.4.2.5 Protecciones del inversor

• Descargadores de sobretensión comentados anteriormente.

A fin de poder realizar labores de mantenimiento del inversor y así poder aislarlo de

la red, el inversor incorpora:

• Seccionador para ruptura en carga en el lado de CC, con mando motorizado.

• Seccionador para ruptura en carga en el lado de CA.

• Interruptor de parada de emergencia.

En cumplimiento con el RD 1663/2000 el inversor incorpora:

• Protección para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz

respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um respectivamente),

con relé de enclavamiento.

NO incorpora transformador de aislamiento, ya que al hacerse la evacuación de

energía en MT, la separación galvánica entre la red de distribución y el generador

fotovoltaico se realiza gracias al transformador propio que se describirá más adelante. El

resultado final es un aumento de la eficiencia de conversión de energía, un 2% más frente

a los inversores que sí lo incorporan.







MEMORIA DESCRIPTIVA

No será necesario disponer de un interruptor automático de interconexión (artículo

11, apartado 7 del RD 1663/2000), para la desconexión – conexión automática de la

instalación fotovoltaica de la red, ya que las protecciones de frecuencia y tensión están

integradas en el inversor y así lo certifica el fabricante del mismo.

11.4.3. Protecciones en el circuito de corriente alterna

11.4.3.1 Protección contra contactos directos

Todos los elementos conductores activos tendrán como mínimo protección de clase

2 (doble aislamiento) dicho aislamiento ha de ser lo suficientemente. El aislamiento no

podrá ser eliminado más que destruyéndolo.

11.4.3.2 Protección contra contactos indirectos

Se dispondrá de una instalación de tierra, cumpliendo con las prescripciones de la

ITC-BT-8, ITC-BT-18 e ITC-BT-24.

La instalación seguirá el esquema TT en la parte de corriente alterna, con el neutro

de los inversores y las partes metálicas de la instalación puestas a tierras separadas, en

cumplimiento con la normativa vigente. Las partes metálicas tanto de continua como de

alterna se conectarán a la misma toma de tierra.

Se instalará un interruptor diferencial a la salida de cada inversor, a fin de detectar

las posibles corrientes de defecto producidas. Los dispositivos de protección diferencial

tendrán una sensibilidad de 300 mA (regulable), de forma que se eviten en la medida de

lo posible desconexiones indeseadas debidas a armónicos, pequeñas descargas

atmosféricas sin mayor importancia, electricidad estática, etc. El interruptor diferencial

seleccionado es de la marca HAGER, tipo HBB251H (In 250 A; sensibilidad 300mA

regulable).

11.4.3.3 Protecciones contra cortocircuitos y sobrecargas

Se instalará un interruptor automático HAGER HNB200H tetrapolar, con poder de

corte 40kA, intensidad nominal 200 A y curva C, a la salida de cada inversor.

A la entrada del transformador se dispondrán de cuadros generales de protección

(CGP) equipados con fusibles. El CGP. En cumplimiento con la Norma NNL 0010 de







MEMORIA DESCRIPTIVA

ENDESA, se instalarán cajas tipo CGP-7-250 equipadas con fusibles normalizados de

tamaño 1 y corriente nominal 250A.

Figura 11.2. Caja CGP-7-250

11.4.3.4 Protecciones contra sobretensiones

Integradas en el inversor y descritas en el apartado 11.4.2.4.

11.4.4. Otras protecciones y elementos de maniobra

Se colocarán interruptores-seccionadores en cada caja de campo SSM y en cada

caja central SMBC a fin de poder aislar estos elementos para poder realizar labores de

mantenimiento y reparación de posibles defectos.

También se colocarán seccionadores a la salida de los CGP-BT de forma que se

pueda cortar toda la instalación de BT en estos puntos para poder operar con total

seguridad.

La siguiente tabla muestra los interruptores-seccionadores utilizados en la instalación.

Tabla 11.5. Interruptores-seccionadores seleccionados para la instalación

Interruptor-Seccionador Ubicación Características

EATON MOELLER P-SOL60 Cajas SSM In = 63 A, Protección clase II, tensión nominal hasta 1000VCC, bipolar

EATON MOELLER N2-4-200-S1-DC Cajas SMBC In = 200 A, Protección clase II, tensión nominal hasta 1000VCC, bipolar

HAGER HA354 Salida CGP-BT In = 250A, pantalla de protección, mando bloqueable, tripolar







MEMORIA DESCRIPTIVA

11.4.5. Ubicación de las distintas protecciones de BT

La mayoría de las protecciones descritas anteriormente se encuentran integradas

en la caseta de inversores y CT, en concreto en la sala de inversores (ver los planos de la

caseta). De forma que ante cualquier defecto, si un dispositivo dispara podamos ver

rápidamente cual es el que lo ha hecho, a fin de localizar y subsanar la avería lo antes

posible.

En dicha sala, se instalarán tres armarios de protección independientes, alojando

cada uno de ellos distintas protecciones. El resto de protecciones (fusibles de cajas de

campo, cajas centrales e inversores), se encuentran en los equipos.

La ubicación de las protecciones se detalla en la siguiente tabla:

Tabla 11.6. Emplazamiento de las protecciones de la instalación de BT

11.5. PUESTA A TIERRA

11.5.1. Objeto de la puesta a tierra

La puesta a tierra de una instalación cualquiera se establece principalmente con el

objeto de limitar la tensión, que con respecto a tierra, puedan presentar en un momento

dado las masas metálicas, asegurar la actuación de las protecciones y eliminar el riesgo

que supone una avería en los materiales eléctricos utilizados y sobre todo en las

personas.

Armario/Equipo Contenido Ubicación

Caja SSM • Fusibles de 10A

• Interruptor-seccionador de In 63A

Repartidas a lo largo de la cubierta de la nave

Caja SMBC • Fusibles de 50/63A Sala de inversores

Armario de protección cajas SMBC

• Interruptores automáticos In 200A curva C

• Interruptores-seccionadores de In 200A

Sala de inversores

Inversor

• Descargadores de sobretensión

• Dispositivos de control de defecto

• Interruptores de ruptura en carga para CC y CA

• Protecciones de tensión y frecuencia de la red

• Parada de emergencia

Sala de inversores

Armario de protección inversores

• Interruptores automáticos In 200A curva C

• Interruptores diferenciales de In 250A, sensibilidad 300mA regulable

Sala de inversores

Armario de CGP • Cuadros generales de protección, con fusibles

de 200A

• Interruptor-seccionador general de BT

Sala de inversores







MEMORIA DESCRIPTIVA

Mediante la instalación de puesta a tierra se deberá conseguir que en el conjunto

de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno no aparezcan diferencias de

potencial peligrosas y que, al mismo tiempo, permita el paso a tierra de las corrientes de

defecto o las de descarga de origen atmosférico.

11.5.2. Requisitos que ha de cumplir la puesta a tierra

En todo caso y en lo que a la instalación solar fotovoltaica proyectada se refiere, la puesta

a tierra de la misma ha de cumplir lo dispuesto en la normativa siguiente:

• REBT-02, y en especial las ITC-BT-08, ITC-BT-18 e ITC-BT-24.

• RD 1663/2000. La puesta a tierra de las instalaciones solares fotovoltaicas

interconectadas se hará de forma que no se alteren las condiciones de puesta a

tierra de la empresa distribuidora, asegurando que no se produzcan transferencia

de defectos a la red de distribución.

• Orden de 26 de Marzo de 2007 e ITC’s FV correspondientes. La distribución de la

energía eléctrica a la salida del generador FV suele ser flotante, es decir, aislada

de tierra (esquema IT), tanto el polo positivo como el polo negativo. Las

instalaciones convencionales (alterna) suelen responder al esquema TT.

• IDAE-PCT-C. Todas las masas de la instalación solar FV, tanto de continua como

de alterna, estarán conectadas a una única toma de tierra. Esta tierra será

independiente de la del neutro de la compañía distribuidora de acuerdo con el

REBT-02.

Los elementos que componen la puesta a tierra de la instalación se definen en la figura siguiente:







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 11.3. Esquema tipo de una instalación de puesta a tierra

11.5.3. Puesta a tierra del circuito de CC

Tal y como se ha comentado en el apartado 11.4.2.2,se dispondrá de una

instalación de tierra el esquema IT, es decir, es decir, los polos activos aislados de tierra y

las partes metálicas conectadas a tierra. Si en algún caso un polo (+ o -) toca a una parte

metálica, toda la parte metálica pasará a ser parte activa, defecto que es detectado

control de defecto de aislamiento del inversor, parando inmediatamente la generación.







MEMORIA DESCRIPTIVA

11.5.4. Puesta a tierra del circuito de CA

Tal y como se comenta en el apartado 11.4.3., la instalación seguirá el esquema TT

en la parte de corriente alterna, con el neutro de los inversores y las partes metálicas de la

instalación puestas a tierras separadas, en cumplimiento con la normativa vigente.

11.5.5. Detalles constructivos de la instalación de tierra

El diseño de las tomas de tierra se ha efectuado teniendo en cuenta las

prescripciones de la normativa anterior y las recomendaciones de UNESA. En la Memoria

de Cálculo se justifican las soluciones adoptadas. Para facilitar el registro de las mismas

se instalarán arquetas de registro de polipropileno de 30x30cm.

11.5.5.1 Configuración de las tomas de tierra

Para cada toma de tierra, se instalarán 2 picas, enterradas a una profundidad de

0,8 m en línea recta y separadas 3 m (Código de configuración 8/22 de las

recomendaciones de UNESA), unidas mediante conductor de cobre desnudo de 50 mm2

de sección.

11.5.5.2 Elementos a conectar a cada toma de tierra

Se instalaran dos tomas de tierra, una de ella será la puesta a tierra de masas tanto

de continua como de alterna de la planta solar. La otra puesta a tierra será para la

conexión de los neutros de los inversores.

Las partes metálicas tanto de continua como de alterna a conectar son los marcos

metálicos de los paneles solares y la estructura soporte de los mismos, la envolvente del

inversor, partes metálicas de las cajas de conexión, armarios, etc. así como la envolvente

metálica de la sala de inversores, formada básicamente por la armadura de mallazo

electrosoldado de la misma.

No se conectarán a tierra ni puertas ni rejillas metálicas, a fin de evitar que estas

queden bajo tensión debido a corrientes de defecto a tierra.







MEMORIA DESCRIPTIVA

11.5.5.3 Conductores de protección

Los conductores de protección empleados serán de cobre tipo RV-K de 0,6/1kV y

aislamiento XLPE de color identificativo amarillo-verde. La sección de los mismos se

define en la siguiente tabla:

Masa a conectar Sección de conductor de

fase (mm2) Sección del conductor de protección (mm2)

Paneles solares (marco y estructura soporte 6 6

Sunny String Monitor (SSM)

6 6

Sunny Main Box Cabinet (SMBC)

240 120

Envolvente metálica inversor y armarios de

protección 240 120

Tabla 11.7. Sección adoptada para los conductores de protección

11.5.5.4 Conductores de equipotencialidad

Se emplearán conductores rígidos de cobre, de 35 mm2 de sección, aislamiento de

XLPE y color identificativo amarillo-verde.

11.5.6. Separación entre la toma de tierra de la instalación solar y las masas

del CT

Para evitar que durante la evacuación de un defecto a tierra en el CT, las masas de

la instalación solar puedan quedar sometidas a tensiones de contacto peligrosas, habrá

que separar estas una distancia mínima según la ITC-BT-18.

Se separarán ambas tomas de tierra una distancia mínima de 15 m de la toma de

tierra del CT, y una distancia mínima de 2 m entre estas.

Los detalles constructivos de la toma de tierra se pueden consultar en los planos

correspondientes.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 12.

CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA

INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA

12.1.1. Objeto

El objeto de instalar un sistema de control y monitorización de la instalación solar

fotovoltaica, con el fin de poder visualizar en todo momento, registrar y controlar en todo

momento la producción de energía, posibles fallos de la instalación y otros a nivel

informativo, tales como irradiancia, temperatura, etc.

12.1.2. Descripción y componentes del sistema de monitorización

El sistema de control y monitorización de la instalación solar está dividido en los tres

subsistemas siguientes:

• Subsistema de adquisición de datos. Está formado por los elementos que reciben

los valores de cada una de las variables a medir y las trasforman en señales

legibles por el sistema de tratamiento de información. Esta función corresponde a

las cajas de campo SSM.

• Subsistema de transmisión: Está formado por los elementos de conexión entre el

subsistema de adquisición y el equipo donde se va a realizar el tratamiento de los

datos adquiridos. Esta conexión puede ser analógica (vía cable RS485) o digital

(vía ISDN o vía Ethernet).

• Subsistema de tratamiento de la información: Estará formado por el equipo PC

que recibirá vía local o remota la información precedente del subsistema de

adquisición. Esta función está integrada en los inversores, que se conectarán a un

PC externo.

Se conectarán las cajas de campo SSM con los inversores correspondientes vía

RS485 con rúters wireless, así se eliminará el tendido de cableado a lo largo de la cubierta

de la nave industrial.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Cada inversor dispondrá de los correspondientes replicadores wireless, a los que le

llegará codificada la señal de las cajas de campo que le estén asociadas.

La conexión entre el inversor y el PC será de forma remota, mediante la

instalación de un módem de tipo GSM en la tarjeta electrónica del inversor. Dicho

modem, contará con los siguientes elementos:

• Placa base.

• Tarjeta Módem GSM.

• Antena y cable.

• Tarjeta SIM.

12.1.3. Ubicación del centro de control

El subsistema de tratamiento de información se ubicará en la sala de inversores, en

el lugar indicado en el plano correspondiente, para este fin se ha previsto una toma de

corriente monofásica (230V, 16A) que alimente los equipos de dicho subsistema.

12.1.4. Variables monitorizadas

Las variables que serán registradas e interpretadas son (para cada uno de los 5

generadores):

• Tiempo total en estado operativo.

• Tensión de cada rama o String.

• Intensidad de cada rama o String.

• Potencia de cada rama o String.

• Tensión de entrada al inversor.

• Intensidad de entrada al inversor.

• Potencia de entrada al inversor.

• Tensión de salida del inversor.

• Intensidad de salida del inversor.

• Potencia de salida del inversor.

• Energía total por el inversor a la red.

• Nº total de conexiones y desconexiones a la red.

• Nº total de errores.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Estado de las alarmas.

• Estado de funcionamiento interno.

• Tensión de Red.

• Frecuencia de red.

De forma global, se medirá la potencia total entregada a la red, así como la energía

bruta entregada a la misma (suma de los 5 inversores), sin descontar las pérdidas del

transformador y de la línea de media tensión.

12.1.5. Software de control del sistema

El fabricante SMA ofrece un software específico “Sunny WebBox” que permite

controlar el funcionamiento de de la instalación tal y como se ha descrito. Si cualquier

alarma (por ejemplo un defecto de aislamiento) se activa, se transmiten mensajes de fallo

por correo electrónico o SMS al dispositivo móvil del responsable de mantenimiento de la

instalación. Las tolerancias de las alarmas son totalmente ajustables a gusto del usuario

final.

Los datos serán registrados por un data-logger que permitirá su observación

remota a través de Internet.

12.1.6. Sensores adicionales

Adicionalmente al sistema de control de la instalación solar descrito, se dispondrá

de una serie de sensores adicionales (ya que el inversor así lo permite y dispone de

entradas para ello se los siguientes sensores, para obtener un total control de la

instalación.

• Sensor de Irradiancia. Se utilizará para medir la energía en forma de radiación

solar que se está percibiendo en cada momento, se fijará en la cubierta de la

caseta de inversores y CT.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 12.1. Sensor de irradiancia

• Sensor de velocidad del viento (Anemómetro): Se dispondrá en la cubierta de la

caseta de inversores y CT un anemómetro capaz de registrar la velocidad y

dirección instantánea de viento, la velocidad media y la velocidad máxima.

Figura 12.2. Anemómetro

• Sensor de temperatura del panel: se dispondrá de un sensor de temperatura de

panel solar fotovoltaico para poder controlar la temperatura de los mismos en todo

momento. Estará colocado en el panel más cercano a la caseta de inversores y CT,

adherido al mismo y a la sombra a fin de no dar medidas erróneas.




Figura 12.3.

• Sensor de temperatura ambiente:

inversores y CT, ha de estar correctamente ventilado y a la sombra para no falsear

medidas.

12.1.7. Esquema del sistema de monitorización

A modo ilustrativo, se muestra en la página siguiente el esquema de adquisición,

transmisión, recepción y control de datos del sistema de monitorización de la instalación

solar.






Tutor: Fernando Delgado Ruí

MEMORIA

Figura 12.3. Sensor de Temperatura del panel solar

Sensor de temperatura ambiente: Se colocará en la cubierta de la caseta de


Figura 12.4. Sensor de Temperatura ambiente

Esquema del sistema de monitorización





MEMORIA DESCRIPTIVA

Se colocará en la cubierta de la caseta de










MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 12.5. Esquema de adquisición, transmisión, recepción y control de datos de la instalación solar







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 13.

CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

13.1. CARCACTERÍSTICAS PRINCIPALES

Siguiendo las prescripciones de la normativa vigente, se hace necesaria la

necesidad de transformar la energía producida para evacuarla en Media Tensión, al ser la

potencia nominal de la instalación superior a 100 kW. Es por ello que hay que diseñar un

sistema para elevar la tensión de salida de los inversores para adaptarla a la de la red de

distribución (ENDESA), esto es, un Centro de Transformación.

13.1.1. Propiedad

Se dispondrá de un Centro de Transformador Particular (propiedad de TUSSAM),

de esta forma no es necesario dimensionar este de forma que tenga una capacidad de al

menos el doble de la potencia evacuada (requisito exigido por la Normativa vigente).

Tampoco es necesario hacerlo accesible desde el vial público, a diferencia de los CT’s

propiedad de Endesa.


El emplazamiento del CT particular se ubicará en el mismo edificio que los

inversores de la instalación solar, tal y como se ha descrito en el apartado 10.5. (Ver la

documentación gráfica correspondiente).

13.1.3. Características de la red de suministro

Siguiendo las normas particulares de Endesa y la normativa vigente, la tensión y

frecuencia a la cual ha de verterse la energía es de 15 (20) kV a 50 Hz. El nivel de

aislamiento de los materiales, tensión asignada, intensidades de cortocircuito y de

defecto, etc. vienen definidas en las Normas Particulares de Endesa del 2005 (versión







MEMORIA DESCRIPTIVA

corregida en Marzo del 2006 por la D.G de Industria, Energía y Minas) y se han tenido en

cuenta en el diseño de todos los elementos a los que concierne (ver Memoria de Cálculo).


Se ha descrito este en el apartado 10.5. Consta de 3 salas separadas físicamente,

una de ellas destinada a la centralización de inversores, cajas de conexión y protecciones

de estos elementos, mientras que las otras dos están destinadas al CT, una de ellas

albergará al transformador y la otra a las celdas de MT.

La sala dedicada al CT particular viene completamente definida en los planos

correspondientes, así como dimensiones de los elementos, pasillos, etc. Todo está

diseñado (puertas y pasillos) para que cualquier elemento pueda entrar/salir del local sin

dificultad, para realizar labores de mantenimiento/reparación de cualquier tipo. En

cualquier caso se cumple la normativa vigente y las prescripciones de ENDESA (Capítulo

4 de las Normas Particulares de 2005, corregidas en Marzo de 2006 por el Ministerio de

Industria).

13.2. ELEMENTOS QUE COMPONEN EL CENTRO DE

TRANSFORMACIÓN

El CT particular dispondrá de todos los elementos de seguridad y maniobras

necesarios para realizar la transformación de la energía en condiciones óptimas. Estos

elementos son:

• 1 Transformador de 630 kVA (300/15 kV) con primario y secundario regulables.

• 1 celda de entrada de línea

• 1 celda de protección del transformador

• Aparamenta para la conexión de todos los elementos y equipos de seguridad

necesarios.

13.2.1. Transformador

Se instalará un transformador trifásico de tipo seco, con bobinados de media

tensión encapsulados y moldeados al vacío en una resina epoxi que contiene una carga

activa.







MEMORIA DESCRIPTIVA

El transformador propuesto, de la marca Schneider Electric, cumple con las

siguientes normas:

• UNE-EN 60076-11

• UNE-EN 60076-1 a 60076-5

• UNE 20182

• UNE 21538

• Documentos europeos del CENELEC HD 538-2 S1 relativos a transformadores

trifásicos de distribución de tipo seco.

La potencia nominal será de 630 kVA, de forma que ante previsibles ampliaciones

de la instalación solar podamos servirnos de este transformador. Dispone además de

ventilación forzada, que junto con la ventilación de la sala en la que se aloja, ayudamos a

que trabaje en condiciones óptimas.

Este transformador es regulable, de forma que tanto la tensión nominal primaria

como la secundaria se pueden cambiar (consultar la ficha técnica del mismo en el Anejo

1). Las características principales de muestran a continuación:

• Potencia nominal 630 KVA

• Tensión nominal primaria 13,2/20 o 15/20 KV

• Tensión nominal secundaria en vacío 300 o 420 V

• Tensión de cortocircuito 6 %

• Grupo de conexión Dyn11

• Pérdidas en vacío 1650 W

• Pérdidas a 75 ºC 6800 W

• Pérdidas a 120 ºC 7800 W

• Rendimiento 98,5 – 98,9 %

• Ruido 57 dB

• Ventilación forzada Sí

• Otros Envolvente de protección IP 31







MEMORIA DESCRIPTIVA

13.2.2. Celdas de MT

Se colocarán celdas modulares de la gama SM6 de Schneider Electric. Estas

celdas vienen equipadas con aparamenta fija, bajo envolvente metálica, que utiliza el gas

hexafluoruro de azufre (SF6) como aislante y agente de corte.

Los mandos de accionamiento se encuentran en la parte frontal de las celdas.

Estos serán manuales.

La documentación técnica de las celdas prefabricadas se puede consultar en el

Anejo 1, no obstante, a continuación se citan las características más importantes:

Cumplimiento de toda la normativa vigente (UNE 20324, IEC 60298, IEC 62271-102, etc.).

• Tensión asignada Hasta 24 kV

• Intensidad asignada 400A

• Intensidad asignada de corta duración (ICC) admisible 16 kA/1s

• Frecuencia asignada 50 Hz

• Concebidas para instalaciones de interior

• Altura 1600mm

• Anchura Entre 375 y 750mm

• Profundidad 1020 mm Max

• Gas aislante SF6

• Envolvente Metálica

• Temperatura de funcionamiento -5ºC – 40ºC

El embarrado de las celdas estará dimensionado para soportar sin deformaciones

permanentes los esfuerzos dinámicos que en un cortocircuito se puedan presentar.

Las celdas irán provistas de enclavamientos ya que estos permiten:

• Que no se pueda conectar el seccionador de puesta a tierra con el aparato

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

seccionador de puesta a tierra está conectado.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Que no se pueda quitar la tapa frontal si el seccionador de puesta a tierra está

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

la tapa frontal ha sido extraída.

13.2.2.1 Celda de entrada de línea

Se instalará una celda del tipo IM (375mm). Viene preparada para efectuar entrada

de línea a través de cable de 240mm2 de sección y salida de la misma a través del

embarrado superior.

La celda contará con el siguiente equipamiento:

• Juego de barras tripolar de 400 A.

• Interruptor-seccionador de corte en SF6 de 400 A.

• Seccionador de puesta a tierra con poder de cierre de 2,5xICC (SF6).

• Enclavamientos por cerradura.

• Mando CIT manual.

• Indicadores de presencia de tensión (dispositivo con bloque de 3 lámparas).

• Embarrado de puesta a tierra.

• Bornes para conexión de cable seco unipolar de sección igual o inferior a 400 mm2.

13.2.2.2 Celda de protección del transformador

La celda destinada a la protección del transformador una celda del tipo PM (375

mm). Viene preparada para efectuar entrada de línea a través del embarrado superior y la

salida de la misma a través de cable de 240mm2 de sección (línea de MT que une el CT

con el CS).


• Juego de barras tripolar de 400 A.

• Interruptor-seccionador de corte en SF6 de 400 A.

• Seccionador de puesta a tierra superior con poder de cierre de 2,5xICC (SF6).

• Mando CIT manual.

• Preparada para 3 fusibles normas DIN.

• Dispositivo con bloque de 3 lámparas de presencia de tensión.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• 2 fusibles de 50A tipo CF (24 kV).

• Bornes para conexión de cable seco unipolar de sección igual o inferior a 400 mm2.

13.2.3. Protecciones de maniobra de las celdas

Se dispondrán de una serie de enclavamientos con cerradura en la celda de

entrada/salida de línea y en la celda de protección del transformador. Los enclavamientos

se describen a continuación:

• Sólo será posible cerrar el interruptor con el interruptor de tierra abierto y con el

panel de acceso cerrado.

• Sólo será posible cerrar el seccionador de puesta a tierra cuando el interruptor-

seccionador esté abierto y enclavado.

• No será posible el cierre simultáneo de dos interruptores.

• No será posible la maniobra en carga de los distintos elementos.

• La apertura del panel de acceso al compartimento de cables solo será posible con

el seccionador de puesta a tierra cerrado y el interruptor-seccionador abierto y

enclavado.

• Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra

para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor.

13.2.4. Conexionado en el lado de BT

La unión entre las bornes del transformador y los cuadros de protección de baja

tensión se efectuará por medio de un puente trifásico de BT, formado por un embarrado

tripolar con pletinas de cobre de sección 80 x 5 mm (hasta 1250 A de intensidad nominal

por pletina).

El transformador se conectará a este puente trifásico mediante pletinas de cobre

flexibles de 32 x 6 mm (hasta 600 A de intensidad nominal por pletina), colocándose 2

pletinas por fase (1200 A).

La conexión del puente trifásico hasta los cuadros de protección se hará con cables

de cobre tipo RZ1-K(AS), de 240 mm2 de sección, con las terminaciones necesarias para

atornillarlos a dichas pletinas.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Se dispondrá de una pantalla de protección a lo largo de todo el embarrado, a fin de

evitar contactos directos con el mismo.

13.2.5. Conexionado en el lado de MT

Se emplearán puentes trifásicos formados por cables tipo RHZ1-OL de tensión

asignada 18/30 kV, de aluminio de 240 mm2 se sección con sus correspondientes

elementos de conexión y conectores apantallados enchufables rectos lisos de In 200 A.

13.2.6. Puesta a tierra del CT

La puesta a tierra del CT ha calculado siguiendo las prescripciones de la Norma

MIE-RAT-13 (Instalaciones de puesta a tierra) y la Recomendación UNESA: Método de

cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de

tercera categoría. Se dispondrán dos puestas a tierra: Puesta a tierra de protección y

puesta a tierra de servicio.

13.2.6.1 Puesta a tierra de protección

Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en

tensión normalmente, (chasis y bastidores de los distintos equipos, envolvente metálica

del CT, carcasa del transformador, y celdas de MT), que puedan estarlo a causa de

averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a

tensiones de contacto peligrosas.

Las celdas dispondrán de una pletina de tierra que las interconectará,

constituyendo el colector de tierras de protección.

Para esta puesta a tierra se ha optado por el código de configuración 20-30/8/42,

definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA citadas anteriormente y se

trata de:

Rectángulo de 2 x 3 m, formado por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de

sección, y 4 picas de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud. El conjunto estará enterrado a

0,8 m de profundidad. Las picas serán de acero con protección catódica, en cumplimiento

con la Norma GE NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).







MEMORIA DESCRIPTIVA

EL CT se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado de

0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7

como mínimo, contra daños mecánicos.

Sin embargo, las puertas y rejillas del CT NO se conectaran a tierra, ni tendrán

contacto con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a

defectos o averías.

13.2.6.2 Puesta a tierra de servicio

La puesta a tierra de servicio servirá para de evitar tensiones peligrosas en baja

tensión, debido a posibles averías en la red de alta tensión.

Se conectará a esta toma de tierra el neutro del transformador.

Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida

en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42 de las recomendaciones de

UNESA citadas anteriormente).

El neutro del transformador se conectará a esta toma de tierra mediante cable de

cobre aislado de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de

protección 7 como mínimo, contra daños mecánicos.

13.2.7. Servicios auxiliares

Se describen en el apartado 10.5.4 y en los planos correspondientes. Constan

básicamente de iluminación, tomas de corriente e iluminación de emergencia.

13.2.8. Protección contra incendios

La protección contraincendios de esta sala ha sido dimensionada conforme al MIE-

RAT 14. Se colocará un extintor de 6kg de polvo ABC en la sala del transformador y otro

en la sala de celdas de MT. La descripción más detallada de la protección contra

incendios se encuentra desarrollada en el apartado 10.5.4.4


La sala del transformador dispone de sistemas de ventilación forzada. Además se

ha diseñado un sistema de ventilación para esta sala provisto de rejillas y ventiladores







MEMORIA DESCRIPTIVA

controlados por termostatos. Se desarrolla este punto en el apartado 10.5.4.5 de la

presente Memoria Descriptiva y en la Memoria de Cálculo.

En la sala de celdas de MT, no es necesario el uso de ventilación forzada,

bastando con el sistema de rejillas instalado.

13.2.10. Medidas de seguridad

Como requerimiento de seguridad para trabajos en el interior de celdas, los

interruptores instalados cumplen por sí solos en cuanto a distancias de seccionamiento,

ya que su tensión de cebado entre polos abiertos se halla conforme a las exigencias de la

norma UNE-20.099.

Las celdas estarán separadas eléctricamente y mecánicamente por medio de

placas metálicas y por el propio cárter aislante del interruptor seccionador, lo que asegura

la independencia entre ellas en explotación normal y evita la posible propagación de

efecto entre celdas contiguas.

Los bornes de conexión de cables y fusibles serán fácilmente accesibles a los

operarios a fin de poder realizar las labores de mantenimiento con total seguridad.

Los mandos de la aparamenta estarán situados frente al operario en el momento,

de realizar la operación, y el diseño de la aparamenta protegerá al operario de la salida de

gases en caso de un eventual arco interno.

La puerta de acceso al CT llevará señal de advertencia de riesgo eléctrico y estará

cerrada con llave

Adicionalmente, el CT estará dotado del siguiente material auxiliar:

• Palanca de accionamiento para la maniobra

• Banqueta aislante para 24 KV, guantes aislantes y pértiga aisladora para 24 KV.

• Botiquín de primeros auxilios.

• Placa de peligro “prohibido maniobrar” y cartel de primeros auxilios indeleble, en

lugar visible, para guía en caso de accidente eléctrico.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 14.

EVACUACIÓN DE LA ENERGÍA A RED

14.1.1. Punto de evacuación de la energía

La evacuación de la energía generada se realizará mediante una línea subterránea

de 15 (20) kV y frecuencia de 50 Hz a través de en un Centro se Seccionamiento (CS)

alojado en el interior de un edificio prefabricado. La finalidad del mismo será la de evacuar

la energía procedente de la instalación solar fotovoltaica.

El nivel de aislamiento de los materiales, tensión asignada, intensidades de

cortocircuito y de defecto, etc. vienen definidas en las Normas Particulares de Endesa del

2005 (versión corregida en Marzo del 2006 por la D.G de Industria, Energía y Minas).

El Centro de Seccionamiento que se proyecta se conectará a la línea subterránea

de Media Tensión que parte de la Subestación de Amate, propiedad de Endesa

Distribución Eléctrica, y que abastece a la zona este se Sevilla.

Este CS sirve como punto de evacuación de la energía producida por la planta

solar y vertido de esta a la red de distribución eléctrica.

14.2. CENTRO DE SECCIONAMIENTO


Se emplazará en la avenida de Andalucía, justo en el límite de la parcela de

TUSSAM con el vial, al lado del Centro de Seccionamiento existente (ver el plano

correspondiente).

El acceso al Centro de Seccionamiento (CS) será directo desde el vial público,

según prescripciones del RD 1955/2000 (Art. 47), con la servidumbre de paso

correspondiente que permita al personal de Endesa las operaciones pertinentes de lectura

de datos y operaciones de mantenimiento. El acceso permitirá el paso de bomberos,

servicios de emergencia, salidas de urgencias o socorro. Tendrá acera exterior para







MEMORIA DESCRIPTIVA

protección suplementaria frente a tensiones de contacto, según prescripciones de

ENDESA.

14.2.2. Propiedad

El CS tendrá dos partes diferenciadas y separadas físicamente, el recinto de

protección y medida del cliente (propiedad de TUSSAM) y el recinto de seccionamiento

(propiedad de ENDESA).

Los recintos constituirán dos partes independientes y separadas del CS, de forma

que las personas ajenas a ENDESA no puedan tener acceso al recinto de

seccionamiento. A tal fin, habrá una separación física entre la zona TUSSAM y la de la

ENDESA.

El uso del CS pertenecerá a ENDESA, por lo que debe cumplir las normas

particulares de la compañía en cuanto a accesos, emplazamiento, dimensiones, etc. tal y

como se comenta en el apartado anterior.

El acceso a ambos recintos se realizará desde el vial exterior, a través de puertas

separadas.

14.2.3. Recinto de protección y medida (TUSSAM)

Integrado en la red de ENDESA, donde se ubicará la aparamenta propia de su red

propia de distribución, así como la celda de salida de línea para el suministro en MT.

1 celda de seccionamiento.

2 celdas de salida de línea (una de reserva).

Aparamenta para la conexión de todos los elementos y equipos de

seguridad necesarios.

14.2.4. Recinto de seccionamiento (ENDESA)

Será la parte de la instalación en la que se ubicarán las celdas de protección y

medida de la generación de energía de la planta solar fotovoltaica. Se compone de:







MEMORIA DESCRIPTIVA

1 celda de entrada de línea.

1 celda de medida

1 celda de protección.

Aparamenta para la conexión de todos los elementos y equipos de

seguridad necesarios.


Viendo las necesidades del edificio, la necesidad de crear dos recintos separados

físicamente, las dimensiones de las celdas a instalar, etc, se ha optado por instalar una

caseta prefabricada modula de la marca Schneider Electric. Se ha escogido la caseta

prefabricada tipo M1CSPF.

La caseta contará con dos separaciones físicas con su correspondiente puerta de

acceso, el diseño de la caseta queda completamente definido en los planos

correspondientes.

El edificio cumple con toda la normativa vigente (UNESA RU 1303A, Reglamento

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en centrales eléctricas,

subestaciones y centros de transformación) bajo la patente 203820.

14.2.5.1 Descripción de la caseta prefabricada

Dado a que pertenece a la misma familia que la caseta escogida para la sala de

inversores y CT, la descripción de esta coincide exactamente con la anterior. (Ver

apartado 10.5.3.1.)

14.2.5.2 Cuadro de dimensiones y superficies de la caseta

• Largo total de la caseta: 3,95 m

• Anchura de la caseta: 2,56 m

• Altura de la caseta (cota de solera): 2,62 m

• Nº de salas separadas físicamente: 2







MEMORIA DESCRIPTIVA

a) Recinto de protección y medida del cliente:



b) Recinto de seccionamiento (compañía distribuidora):



14.2.5.3 Resto de componentes de la caseta prefabricada

El resto de componentes de la caseta prefabricada (envolvente, base, suelo,

paredes, techo, pantallas, puertas y rejillas de ventilación son idénticas a las descritas en

los apartados 10.5.3.3 y siguientes.

14.2.6. Servicios auxiliares del local

Los Servicios Auxiliares de los que dispondrá esta caseta son los siguientes:

14.2.6.1 Iluminación del local

Se dispondrá de las luminarias suficientes que garanticen una iluminancia media de

150 lux, con una uniformidad de un 40% como mínimo

14.2.6.2 Tomas de corriente

Se preverán tomas de fuerza monofásicas de 16 A, colocadas según planos, para

servicios auxiliares futuros, labores de mantenimiento, etc.

14.2.6.3 Iluminación de emergencia

Se dispondrá de iluminación de emergencia, con lámparas autónomas, con

baterías de una hora de duración como mínimo, según la normativa vigente (CTE-DB-

SUA 4, Seguridad frente al riesgo causado por iluminación inadecuada), garantizando una

iluminancia mínima de 5 lux.







MEMORIA DESCRIPTIVA

14.2.7. Señalización del local

Se señalizarán todas las puertas y equipos, con las correspondientes señales tipo

T10, ubicadas en sitio visible y donde se lea de forma clara el texto “Alta tensión, peligro

de muerte”

Figura 14.1. Señal de peligro por alta tensión

14.2.8. Varios

El suministro eléctrico para los servicios auxiliares de la caseta de inversores y CT,

se tomará de un cuadro general de Baja Tensión cercano existente en la nave de limpieza

profunda (ver planos correspondientes). De forma que se garantice un suministro de

energía ininterrumpido las 24 horas del día. Para este fin habrá que disponer de una

acometida de enlace entre el cuadro existente en la nave de limpieza profunda y el cuadro

que se dispondrá en el local. La acometida se ejecutará en canalización subterránea bajo

tubo de PE-HD de diámetro exterior 90mm.

Las líneas utilizadas para los distintos circuitos de los servicios auxiliares de la

caseta, se ejecutarán bajo tubo montado superficialmente sobre las paredes de la caseta.

Las instalaciones correspondientes a los servicios auxiliares de la caseta, así como

el esquema unifilar quedan descritos en la documentación gráfica correspondiente.

Las protecciones a utilizar quedan definidas en el diagrama unifilar

correspondientes a las instalaciones auxiliares de la caseta.

En Anejo 4 (Instalación eléctrica de la sala de inversores, Centro de

Transformación y Centro de Seccionamiento) se puede consultar con detalle las

instalaciones auxiliares de los locales, protecciones, secciones de conductores







MEMORIA DESCRIPTIVA

adoptadas, etc., no mostrándose esos detalles en esta Memoria Descriptiva por no ser el

objeto principal del presente Proyecto.

14.2.9. Celdas de MT del recinto de protección y medida

Se colocarán celdas modulares de la gama SM6 de Schneider Electric, al igual que

las utilizadas en el CT. Estas celdas vienen equipadas con aparamenta fija, bajo

envolvente metálica, que utiliza el gas hexafluoruro de azufre (SF6) como aislante y

agente de corte.

Las principales características de las celdas de MT se han descrito en el apartado

13.2.2. No obstante, también se puede consultar la documentación técnica de estas en el

Anejo X.

Las celdas irán provistas de enclavamientos con cerradura, cuyas funciones se

describen en el apartado 14.2.11.

14.2.9.1 Celda de entrada de línea

Se instalará una celda del tipo IM (375mm), de equipamiento idéntico al de la celda

a utilizar en el CT.

14.2.9.2 Celda de medida

Para efectuar la medida de la energía generada es necesaria una celda de medida

provista de transformador de tensión e intensidad. Se instalará una celda del tipo GBC-B

(750 mm), con entrada y salida superior lateral por barras.


• 3 transformadores de intensidad.

• 3 transformadores de tensión unipolares.

• 2 juegos de barras tripolares para entrada y salida.

14.2.9.3 Celda de protección

Se instalará una celda del tipo PM (375 mm), idéntica a la celda a utilizar en el CT.







MEMORIA DESCRIPTIVA

14.2.10. Celdas de MT del recinto de seccionamiento

Se colocarán también celdas modulares de la gama SM6 de Schneider Electric,

con las mismas características generales descritas anteriormente.

Estas celdas también irán provistas de enclavamientos con cerradura.

14.2.10.1 Celda de seccionamiento

Es la celda que separará eléctricamente ambos recintos. Se instalará una celda del

tipo SM (375mm), que tomará la línea proveniente del recinto de protección y medida, a

través de cable subterráneo de 240 mm2 de sección y tendrá la salida a través del

embarrado superior. El equipamiento de la celda será el siguiente:

• Seccionador (SF6).

• Seccionador de puesta a tierra sin poder de cierre.

• Mando CS1 manual dependiente.

• Juego de barras tripolar.

• Dispositivo con bloque de 3 lámparas de presencia de tensión.

• Bornes para conexión de cable seco unipolar de sección hasta 400 mm2.

14.2.10.2 Celdas de salida de línea

Se instalarán dos celdas del tipo IM (375mm), ya descritas anteriormente. Estas

celdas pueden tener la entrada a través de cable subterráneo y salida a través del

embarrado y viceversa, es decir, entrada a través del embarrado superior y salida hacia el

cable subterráneo, que es como se montarán en este caso. La razón de utilizar dos celdas

obedece a prescripciones de la compañía de disponer de una celda de reserva.

14.2.11. Equipo de medida de la energía generada

Se instalará un contador de medida indirecta del tipo bi-direccional, es decir, podrá

medir la energía en ambos sentidos. Dicho contador deberá estar situados a una altura

comprendida entre 0,70 y 1,80 m. Dicho contador se instalará a la salida de la celda de

medida.

El contador estará montado bajo una envolvente que cumplirá con la Norma

ENDESA NNL005.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Las características del contador de medida serán tales que la intensidad

correspondiente a la potencia nominal de la instalación fotovoltaica (suma de la potencia

de los inversores que intervienen en todas las fases de la instalación en condiciones de

funcionamiento) se encuentre entre el 50 % de la intensidad nominal y la intensidad

máxima de precisión del equipo de medida. La clase de precisión del contador será 1 en

energía activa y 2 en energía reactiva.

El resto de características serán las indicadas en las Normas UNE-EN- 60521 y

UNE-21-310-90.

Se propone el contador 5CTD de la casa ZIV. Se trata de un contador digital

bidireccional Clase 1, apto para instalaciones desde 450 kW hasta 10 MW.

Figura 14.2. Contador para medida de la energía propuesto

Las características principales son las siguientes (el resto se puede consultar en el

Anejo 1):

• Apto para instalaciones de 450 kW < P < 10 MW

• Medida de energía activa en dos direcciones

• Medida de energía reactiva en los cuatro cuadrantes

• Medida de potencia activa, reactiva y aparente

• Valores instantáneos de tensión e intensidad por fase

• Factor de potencia de la instalación y cosφ por fase







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Frecuencia de la red

• Posibilidad de comunicación remota para medida remota de energía

• Posibilidad de conexión directa, semi-indireca e indirecta

Se instalará además 1 regleta de verificación, que permita la verificación y/o

sustitución del contador sin cortar la alimentación del suministro.

El contador dispondrá de un porta-etiquetas precintable para poder indicar la

relación de transformación y factores de multiplicación.

La unión de los secundarios de los transformadores de intensidad con el contador se

realizará mediante conductores de cobre unipolares y semiflexibles con una cubierta de

material termoestable o termoplástico, no propagador de la llama ni del incendio, de baja

emisión de humos y libre de halógenos.

El conexionado se realizará utilizando terminales preaislados, siendo de punta los

destinados a la conexión de la caja de bornes del contador. Tensión de aislamiento de los

conductores 750 V.

Los extremos a embornar de los conductores de unión entre elementos de medida,

serán identificados de forma indeleble con la siguiente nomenclatura y codificación:

• Entrada de intensidad R, S, T

• Salida de intensidad RR, SS, TT

• Tensiones 1, 2, 3, N

• La sección de los conductores de los circuitos de intensidad será de 4 mm2.

• La sección de los conductores de los circuitos de tensión será de 2,5 mm2.

El esquema para medida indirecta será el siguiente:







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 14.3. Esquema de conexión indirecta del contador

El contador irá montado en el interior de un armario de poliéster de dimensiones

500x300x200 mm, con puerta opaca y con mirilla, grado de protección IP 43 e IK 08,

protección contra choques eléctricos Clase II y color blanco, en cumplimiento con las

prescripciones de la Recomendación UNESA 1410 B.

14.2.12. Protecciones de maniobra de las celdas

Se dispondrán de una serie de enclavamientos con cerradura en las celdas de

entrada/salida de línea, en la celda de protección, celda de medida y en la celda de

seccionamiento. Los enclavamientos se describen a continuación:

• Sólo será posible cerrar el interruptor con el interruptor de tierra abierto y con el

panel de acceso cerrado.

• Sólo será posible cerrar el seccionador de puesta a tierra cuando el interruptor-

seccionador esté abierto y enclavado.

• No será posible el cierre simultáneo de dos interruptores.

• No será posible la maniobra en carga de los seccionadores de las celdas de

seccionamiento.

• No será posible la maniobra en carga de los distintos elementos.

• La apertura del panel de acceso al compartimento de cables solo será posible con

el seccionador de puesta a tierra cerrado y el interruptor-seccionador abierto y

enclavado.

• Con el panel delantero retirado, será posible abrir el seccionador de puesta a tierra

para realizar el ensayo de cables, pero no será posible cerrar el interruptor.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• No será posible el acceso a la medida sin abrir el seccionador de barras.

• No será posible el acceso a la medida con la puesta a tierra abierta.

14.2.13. Puesta a tierra del CS

La puesta a tierra del CS ha calculado siguiendo las prescripciones de la Norma

MIE-RAT-13 (Instalaciones de puesta a tierra) y la Recomendación UNESA: Método de

cálculo y proyecto de instalaciones de puesta a tierra para centros de transformación de

tercera categoría. Se dispondrán dos puestas a tierra: Puesta a tierra de protección y

puesta a tierra de servicio.

14.2.13.1 Puesta a tierra de protección

Se conectarán a tierra los elementos metálicos de la instalación que no estén en

tensión normalmente, (chasis y los bastidores de los distintos equipos, envolvente

metálica de la caseta prefabricada, carcasas y celdas de MT), que puedan estarlo a causa

de averías o circunstancias externas. De forma que el personal quede protegido frente a

tensiones de contacto peligrosas.

Las celdas dispondrán de una pletina de tierra que las interconectará,

constituyendo el colector de tierras de protección.

Para esta puesta a tierra se ha optado por el código de configuración 20-30/8/42,

definido en el Anexo 2 de las recomendaciones de UNESA citadas anteriormente y se

trata de:

Rectángulo de 2 x 3 m, formado por un conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de

sección, y 4 picas de 14 mm de diámetro y 2 m de longitud. El conjunto estará enterrado a

0,8 m de profundidad. Las picas serán de acero con protección catódica, en cumplimiento

con la Norma GE NNZ035 de ENDESA (picas cilíndricas para puesta a tierra).

EL CS se conectará a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado de

0,6/1kV, 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7 como

mínimo, contra daños mecánicos.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Las puertas y rejillas del CS NO se conectaran a tierra, ni tendrán contacto con

masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a tensión debido a defectos o

averías.

14.2.13.2 Puesta a tierra de servicio

La puesta a tierra de servicio servirá para de evitar tensiones peligrosas en baja

tensión, debido a posibles averías en la red de alta tensión.

Se conectarán a esta toma de tierra los circuitos de baja tensión de los

transformadores de tensión e intensidad de la celda de medida.

Para esta puesta a tierra se ha optado por una configuración idéntica a la definida

en el apartado anterior (código de configuración 20-30/8/42 de las recomendaciones de

UNESA citadas anteriormente).

Los neutros se conectarán a esta toma de tierra mediante cable de cobre aislado

de 0,6/1kV, de 50 mm2 de sección y protegido con tubo de PVC de grado de protección 7

como mínimo, contra daños mecánicos.

14.2.14. Protección contra incendios.

• Ha sido diseñada teniendo en cuenta las mismas prescripciones que las

consideradas para el sistema de protección contra incendios de la caseta de

inversores y CT (ver apartado 10.5.5).

En cumplimiento con la normativa vigente, se dispondrán extintores de polvo ABC,

de 6 kg y eficacia 34A, 233B, C, según la norma UNE 23110.

Recinto de protección y medida del cliente

Recinto de seccionamiento

Extintores polvo ABC

1 1

Tabla 14.1 Número de extintores instalados en el CS

En cualquier caso, la altura máxima de colocación será de 1,7m, deberán estar

señalizados y colocados en lugares con el mejor acceso posible. La ubicación de estos se

puede ver en el plano correspondiente a esta caseta.







MEMORIA DESCRIPTIVA


El local dispondrá de rejillas de ventilación natural tanto en las puertas como en los

laterales del mismo (ver el plano correspondiente), no siendo necesaria ningún tipo de

ventilación mecánica en este caso.

14.2.16. Medidas de seguridad

Las medidas de seguridad a tener en cuenta en el Centro de Seccionamiento son

idénticas a las descritas para el CT (señalización de puertas y equipos, botiquín de

primeros auxilios, guantes aislantes, bornes de conexión accesibles al operario, etc, etc.

Dichas medidas han sido desarrolladas en el apartado 13.2.9.

14.3. LÍNEA DE MEDIA TENSIÓN

14.3.1. Descripción general

El tramo de Media Tensión (MT) comprende a la línea que va desde la salida de las

celdas del CT hasta la entrada del Centro de Seccionamiento, donde se realiza la medida

y evacuación de la energía generada a ENDESA Distribución.

La línea de MT ha de cumplir las prescripciones del RD 223/2008 (Reglamento

sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en líneas eléctricas de alta tensión y

sus instrucciones técnicas complementarias ITC-LAT 01 a 09). Así como las Normas

Particulares de Endesa Distribución (Norma DND00100) y normas UNE-HD-620-10E,

UNE-EN 50267 y UNE 21022.

14.3.2. Conductores empleados

Se emplearán conductores de aluminio tipo RHZ1-OL H-16 (18/30 kV), de la casa

GENERALCABLE cuyas características son:

• Conductor: Aluminio (240 mm2, según la tabla 2.3.6. del Capítulo 4 de las Normas

Particulares de Endesa), semirrígido clase 2

• Aislamiento. Reticulado (XLPE)

• Pantalla. Corona de hilos de cobre de 16mm2.

• Cubierta exterior. Poliolefina termoplástica libre de halógenos, resistente a la

abrasión y al desgarro, color rojo.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Aplicaciones. Cables para distribución de energía para instalaciones de MT al aire,

entubados y enterrados.

• Temperatura máxima en servicio permanente. 90 ºC.

• Temperatura máxima en cortocircuito (5s). 250 ºC.

• Diámetro exterior del cable. 42,7 mm.

• Resistencia del conductor a 20ºC. 0,125 Ω/km.

• Reactancia del conductor a 20 ºC. 0,114 Ω/km

Estos conductores están homologados por ENDESA para su uso en redes de MT.

En la siguiente tabla se muestra los conductores que se utilizarán en la línea de

Media Tensión, justificado en la Memoria de Cálculo.


Celdas salida CT-Entrada Centro de Seccionamiento

RHZ1-OL-H-16 3x240

Tabla 14.2. Conductores adoptados para la red de corriente alterna en Baja Tensión

Para consultar el resto de características, consultar la documentación extraída del

fabricante en el Anejo 1 e esta Memoria Descriptiva.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 15.

OBRA CIVIL Y CANALIZACIONES

ELÉCTRICAS

15.1. TRABAJOS PREVIOS

Corresponden a las demoliciones necesarias que hay que ejecutar para poder

proceder a la ejecución de las zanjas de las líneas eléctricas así como los fosos para las

arquetas, las cimentaciones de las casetas prefabricadas y las tomas de tierra.

15.1.1. Demoliciones en el interior de la parcela

Corresponden básicamente a la demolición de la solera de hormigón armado

existente en todo el exterior del recinto y que sirve como firme para el paso de los

vehículos y personas.

Las zonas afectadas por el trazado de la línea eléctrica y la implantación de las

casetas y tomas de tierra se indican en los planos correspondientes. Para su ejecución se

empleará una retroexcavadora con martillo rompedor, el transporte de todos los

escombros se hará por medios mecánicos hasta un vertedero autorizado. En todo caso se

cumplirán las medidas básicas prescritas en el Estudio de Seguridad y Salud así como las

contempladas en el Estudio de Impacto Ambiental del presente Proyecto.

15.1.2. Demoliciones en el vial público

Corresponde a la demolición del acerado existente, incluso los bordillos del mismo

y alcorques de árboles cuando sea necesario, así como la demolición del firme

alquitranado existente en el acceso principal de la parcela.

Junto a la demolición del acerado, se arrancarán los árboles existentes,

procediendo a su trasplante a un jardín habilitado, para su posterior replanteo en el

acerado, a fin de no alterar el impacto sobre la flora ni el impacto sobre el paisaje, tal y

como se contempla en el Estudio de Impacto Ambiental.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Será necesario demoler parte del vallado del cerramiento exterior entre la parcela y

la Av. De Andalucía, previo al replanteo del Centro de Seccionamiento, a fin de hacer este

accesible desde el vial público.

Las demoliciones se ejecutarán atendiendo a los planos correspondientes.

15.2. OBRA CIVIL

15.2.1. Estructura soporte de los paneles solares fotovoltaicos

Las actuaciones que se llevarán a cabo para el anclaje de la estructura soporte de

los paneles solares fotovoltaicos a la cubierta de la nave industrial consistirán en la

ejecución de los taladros en la propia cubierta, así como las debidas

impermeabilizaciones, que consistirán en el sellado de todas las juntas a fin de garantizar

la estanqueidad del conjunto.

Los soportes se fijan a la cubierta a través de los accesorios de fijación

correspondientes, suministrados por el mismo fabricante de la estructura soporte.

Posteriormente se dará la inclinación necesaria a estos y se fijarán en su posición

definitiva, para recibir a los paneles solares fotovoltaicos, fijados a estos mediante

elementos de fijación rápida (grapas de fijación rápida). Es importante la separación entre

paneles así como la separación mínima con respecto a la cubierta, a fin de garantizar una

correcta ventilación de estos.

15.2.2. Edificios prefabricados y tomas de tierra

Se realizará una excavación en el terreno previamente a la instalación de los

edificios prefabricados de hormigón, una vez demolida la solera existente retirando los

distintos escombros a vertedero autorizado.

Previamente al replanteo de los edificios prefabricados, se instalarán las distintas

tomas de tierra, ejecutadas según planos y se medirá la resistencia de cada puesta a

tierra a fin de que esté dentro de los valores de proyecto. De no ser así habrá que tomar

las respectivas actuaciones para disminuir el valor de la misma.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Una vez instaladas las tomas de tierra, se rellenará el fondo de los fosos con un

lecho de arena lavada y nivelada de 150 mm de espesor. Sobre este lecho se instalarán

los respectivos edificios.

Una vez montados los edificios, se rellenará el foso mediante una capa de suelo

seleccionado y posteriormente reponiendo la losa de hormigón demolida, evitando así que

aguas provenientes de lluvia muevan las arenas bajo cada edificio, provocando

movimientos o fracturas en las piezas que sustentan los mismos. El relleno de los fosos

se realizará según se describe en la documentación gráfica del Proyecto.

El siguiente croquis muestra, de forma general las dimensiones del foso.

Figura 15.1. Croquis del foso de los edificios prefabricados

15.2.2.1 Dimensiones del foso de la caseta inversores y CT

Las dimensiones del foso, acuerdo a las dimensiones de la caseta, y teniendo en

cuenta la instalación de las distintas tomas de tierra, serán las siguientes:







MEMORIA DESCRIPTIVA

• a: 23,45 m

• b: 3,40 m

• c: 0,80 m

15.2.2.2 Dimensiones del foso del centro de seccionamiento

Las dimensiones del foso, acuerdo a las dimensiones de la caseta y la instalación

de las tomas de tierra, serán las siguientes:

• a: 6,50 m

• b: 3,40 m

• c: 0,80 m

15.3. EJECUCIÓN DE LA LÍNEA ELÉCTRICA

15.3.1. Línea de Baja Tensión

15.3.1.1 Consideraciones generales

Para la ejecución de la misma se han de tener en cuenta las prescripciones de la

ITC-BT-6 (Redes aéreas de distribución en Baja Tensión), ITC-BT-07 (Redes

subterráneas de distribución en Baja Tensión), ITC-BT-21 (Instalaciones interiores o

receptoras. Tubos y canales protectoras) y Norma UNE-EN 50.086 2-4 en cuanto a

características mínimas. En especial se tendrán en cuenta las siguientes prescripciones:

• Separación mínima entre conductores.

• Condiciones mecánicas y eléctricas de empalmes y conexiones

• Cruzamientos, proximidades y paralelismos con otras líneas (eléctricas o no)

• Profundidad mínima de enterramiento de instalaciones subterráneas (no será

menor a 1m en ningún caso).

• Diámetro mínimo de los tubos protectores de los cables.

• El trazado de las canalizaciones se hará siguiendo líneas verticales y horizontales.

• Las bandejas se unirán entre sí mediante accesorios adecuados a su clase

que aseguren la continuidad de la protección que proporcionan a los conductores.







MEMORIA DESCRIPTIVA

• Las bandejas se colocarán adaptándose a la superficie sobre la que se instalan,

curvándose o usando los accesorios necesarios.

• Las curvas practicadas en las bandejas serán continuas y no originarán

reducciones de sección inadmisibles.

La línea eléctrica de Baja Tensión se encuentra dividida físicamente en varios

tramos, según el punto de la instalación en el que nos encontramos, así como las propias

características de la línea (trazado, CC/CA, etc). Se distinguen los siguientes tramos:

15.3.1.2 Tramo de cubierta

Los paneles solares fotovoltaicos se suministran con 1m de cable y terminales de

conexión tipo MC4.

Figura 15.2. Terminal MC4

Por las características de la instalación, será necesaria la fabricación en obra de

alargaderas para conectar en serie los distintos paneles situados en filas diferentes según

se recoge en los planos de la instalación eléctrica de CC sobre la cubierta del edificio.

En cualquier caso, los cables estarán instalados al aire a lo largo de la cubierta y

estarán cogidos con abrazaderas de plástico resistente a la intemperie y a los rayos UV.

Se dispondrán abrazaderas en cada cambio de dirección o cada 5m como máximo,







MEMORIA DESCRIPTIVA

ejecutando las líneas y agrupando los cables según las prescripciones recogidas los

planos correspondientes.

Los cables empleados serán armados, resistentes a agentes externos, roedores,

inclemencias atmosféricas, etc. Las características de estos y secciones se describen

detalladamente en el Capítulo 11 de la presente Memoria Descriptiva.

15.3.1.3 Tramo cerramiento lateral de la nave-solera

Después de recorrer las zonas correspondiente de la cubierta, se conducirá el

cableado hasta la caseta de Inversores y CT. Este discurrirá por el cerramiento lateral de

la cara Oeste de la nave, tal y como se aprecia en el plano correspondiente.

En este tramo, la instalación eléctrica discurrirá canalizada bajo tubo de PE-HD, de

características mecánicas y sección mayor a 2,5 la sección ocupada por los conductores

alojados en su interior, según las prescripciones de la ITC-BT-21. Los tubos irán sujetos al

cerramiento lateral de la nave con las abrazaderas correspondientes, separadas cada

0,5m como máximo.

Se colocarán 6 tubos de 90mm de diámetro exterior, uno por cada generador

fotovoltaico de 100kW y uno de reserva, cumpliendo con las prescripciones de la tabla 2

de la ITC-BT-21.

15.3.1.4 Tramo subterráneo

Comprende este desde que se alcanza la cota de solera de la nave, hasta la

llegada de los cables hasta las cajas SMBC alojadas en la sala de inversores.

La instalación se dispondrá enterrada a 1m de profundidad, canalizada bajo tubo

protector de PE-HD de diámetro exterior 160mm, en cumplimiento con la ITC-BT-21 (tabla

9). Se dispondrá de un tubo por generador y uno de reserva.

En cualquier caso, los tubos protectores cumplirán con las prescripciones de la

ITC-BT-21 y Norma UNE-EN 50.086 2-4 y con las especificaciones definidas en el Pliego

de Condiciones del presente Proyecto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

La canalización irá señalizada mediante cinta señalizadora de plástico de color

amarillo.

Se dispondrán arquetas de registro en la entrada de la línea subterránea como a la

salida de la misma (entrada del local de inversores y CT), a fin de proceder al

mantenimiento de la línea cuando así lo requiera. Las arquetas serán prefabricadas de

hormigón con tapa de fundición dúctil, de dimensiones exteriores 110 x 110 x 110 cm y

ejecutadas según planos.

15.3.1.5 Interior de la sala de inversores

En el interior de la sala de inversores hay tramos que son de corriente continua

(hasta la entrada de los inversores) y tramos de corriente alterna (salida de los mismos).

Los métodos de instalación que a continuación se describen son válidos tanto para

corriente continua como para alterna.

Atendiendo a esto se distinguen dos tramos: aquellos en los que la instalación

circula por debajo del suelo de la caseta y aquellos en los que circula alrededor de las

paredes de la misma.

En los tramos en los que los cables circulan por debajo del suelo, se dispondrán

estos bajo tubo de PE-HD (uno por generador más uno de reserva), de características

mínimas según los apartados anteriores, y diámetro exterior de 160 mm.

En los tramos en los que la instalación circula por las paredes de la sala de

inversores, los cables circularán instalados sobre bandejas perforadas tipo rejilla, de

características mecánicas según la normativa vigente y dimensiones adecuadas para

alojar a los conductores correspondientes.







MEMORIA DESCRIPTIVA

Figura 15.3. Bandeja tipo rejilla.

Los conductores irán sujetos a la misma con bridas de plástico, dispuestas en

todos los cambios de direcciones y cada metro como máximo.

15.3.1.6 Empalmes y conexiones

Deberán cumplir con las prescripciones de la ITC-BT-06, como norma general se

cumplirá lo siguiente:

• Se realizarán utilizando piezas metálicas apropiadas, resistentes a la corrosión, y

que aseguren un contacto eléctrico eficaz, de modo que en ellos, la elevación de

temperatura no sea superior a la de los conductores.

• Deberán soportar sin rotura ni deslizamiento del conductor, el 90 por ciento de su

carga de rotura. No es admisible realizar empalmes por soldadura o por torsión

directa de los conductores.

• En los empalmes y conexiones de conductores aislados, o de éstos con

conductores desnudos, se utilizarán accesorios adecuados, resistentes a la acción

de la intemperie y se colocarán de tal forma que eviten la penetración de la

humedad en los conductores aislados.

• Las derivaciones se conectarán en las proximidades de los soportes de línea, y no

originarán tracción mecánica sobre la misma.

15.3.2. Línea de Media Tensión

15.3.2.1 Ejecución de la línea

Se proyectan dos líneas subterráneas (una de reserva para futuras ampliaciones o

averías), canalizadas bajo tubo de polietileno reticulado exterior y liso interior, de 200 de







MEMORIA DESCRIPTIVA

diámetro (cumpliendo las prescripciones de Endesa y la ITC-LAT-06) y enterradas a una

profundidad mínima de 1m, en cumplimiento con la normativa vigente.

La instalación partirá del Centro de transformación, a través de las aceras de la

Calle Comercio y la Avenida de Andalucía, hasta el Centro de Seccionamiento, por lo que

se han de cumplir las Normas Subsidiarias del Ayuntamiento de Sevilla, al discurrir la

línea por terreno de uso público. La decisión de tender la línea por estas zonas no es otra

que una mayor facilidad de ejecución con el consiguiente ahorro económico (debido a la

dificultad de romper la solera de hormigón del recinto y volver a reponer). Se reconstruirá

la acera con materiales idénticos a los existentes en el acerado antes de la ejecución de

las obras.

Se dispondrán arquetas de registro en la entrada de la línea subterránea de MT

(salida del CT) como a la salida de la misma (entrada al CS). Así mismo, se colocarán

arquetas de registro del tipo ENDESA A-1 separadas cada 40m como máximo o cada

cambio de dirección. Las arquetas serán prefabricadas de material plástico (polipropileno)

con tapa de fundición dúctil, de dimensiones Dichas arquetas serán del tipo ENDESA A-2,

de características y dimensiones según se recoge en la norma ENDESA GE NNH 001

(arquetas) y la norma ENDESA ONSE 01.01-14C (marcos y tapas), las arquetas se

ejecutarán según las prescripciones descritas en los planos correspondientes.

La canalización irá señalizada mediante cinta señalizadora de plástico de color

amarillo.

Los conductores y tubos de canalización serán de características mínimas según lo

dispuesto en el Pliego de Condiciones de este Proyecto. En el mismo vienen descritas

además las condiciones mínimas en materia de seguridad y técnicas en cuanto a la

ejecución de la línea de MT se refiere (cruzamientos, proximidades, paralelismos,

empalmes y terminaciones).

Las zanjas necesarias para la ejecución de la línea subterránea de MT se

ejecutarán según lo dispuesto en la documentación gráfica.

El resto de detalles acerca de la ejecución de la línea eléctrica de MT se puede

consultar en el Pliego de Condiciones. Así mismo se recomienda consultar la







MEMORIA DESCRIPTIVA

documentación gráfica de este Proyecto (detalles de canalizaciones, arquetas, obra civil,

etc.).

15.4. REPOSICIONES DE PAVIMENTOS, FIRMES Y

ACABADOS

Se ejecutarán de acuerdo a la documentación gráfica y a las prescripciones del

Pliego de Condiciones del presente Proyecto, cumpliendo en todo caso con las NN.SS del

Ayuntamiento de Sevilla, cuando las reposiciones tengan lugar en el vial público. Se

tendrá especialmente en cuenta los acabados, calidad mínima de materiales,

procedimientos de ejecución, plazos y medidas de seguridad oportunas, cumpliendo todas

y cada una de las prescripciones que se recogen a lo largo de cada uno de los

documentos que componen este Proyecto.







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 16.

PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE

LOS TRABAJOS

Para la ejecución y puesta en marcha de la planta solar fotovoltaica que se

proyecta se plantean las siguientes fases.

1. Trabajos de oficina técnica

Comprende la redacción del presente Proyecto (Memorias, planos de detalle,

Estudio de Impacto Ambiental, Estudio de Viabilidad, especificaciones técnicas,

metodología de ejecución, etc.). Adaptación del Proyecto a las especificaciones pactadas

con la promotora.

2. Trámites administrativos y legales.

Corresponde a los trabajos de visado del Proyecto, firma de contrato pactado con

la promotora del Proyecto, petición del punto de conexión eléctrica a la compañía

distribuidora, elaboración de la solicitud y reconocimiento de la condición de instalación de

producción acogida al régimen especial. Inscripción en el registro de preasignación de

retribución ante el Ministerio de Industria, concesión de las respectivas licencias

municipales (Obra, actividad funcionamiento) y urbanísticas.

3. Señalización y acotación de la zona de obra

Corresponde esta fase a la debida señalización de los trabajos que se pretenden

realizar. A fin de informar tanto al propio personal de obra como al personal ajeno a la

misma. Se acotarán también las distintas zonas de trabajo, zonas de acopio de

materiales, accesos de personal y maquinaria, así como impedir el acceso a las obras a

personal no autorizado a la misma.







MEMORIA DESCRIPTIVA

4. Acopio de materiales

Corresponde a la petición de oferta de materiales a los distintos proveedores de los

equipos y materiales, recepción y evaluación de las mismas, revisión de precios, plazos,

garantías, compras y recepción de materiales y equipos según las especificaciones de

compra.

5. Demoliciones

En esta fase se ejecutarán todos los trabajos descritos en el apartado 15.1. que

consistirán básicamente en demoliciones en el interior y exterior de la parcela,

concretamente de las zonas afectadas por la planta solar fotovoltaica que se proyecta.

6. Obra civil

Corresponde a los trabajos descritos en el apartado 15.2. de esta Memoria

(ejecución de zanjas para la línea eléctrica subterránea, ejecución de fosos para los

edificios prefabricados y tomas de tierra, canalizaciones, arquetas, montaje de la

estructura soporte de los paneles solares, etc).

7. Montaje de los equipos de la planta solar

Correspondiente al montaje del generador solar fotovoltaico (paneles solares, cajas

de conexión e inversores), montaje de equipos del CT (transformador y celdas de MT) y

montaje de los equipos del CS (celdas del recinto de protección y medida y celdas del

recinto de seccionamiento).

8. Instalación eléctrica

En esta fase se instalará toda la línea eléctrica de Baja y Media tensión, así como

los elementos de protección y mando, puentes de conexión, etc.

9. Sistema de monitorización y control de la planta solar

Corresponde al montaje y conexionado de todos los elementos que integran el

sistema, desde los rúters emisores y receptores de la planta solar, así como los

sensores de la pequeña estación meteorológica proyectada.







MEMORIA DESCRIPTIVA

10. Instalaciones auxiliares de los locales.

Se procederá a la instalación eléctrica de los mismos, protección contra incendios,

ventilación, iluminación, iluminación de emergencia y señalización.

11. Conexionado y comprobaciones finales de toda la instalación

Se dejará la instalación lista para empezar a producir energía, a falta de la

autorización por parte de Industria y de la compañía suministradora, previa verificación

por técnicos competentes.

12. Acabados

En esta fase se ejecutarán los trabajos de acabado (reposición de firmes,

acerados, pinturas, etc).

13. Tramitación final y puesta en marcha de la planta solar

Recibido el visto bueno por parte del Ministerio de Industria, la compañía

suministradora, se procederá a la inscripción definitiva en el Registro de Instalaciones de

Producción en Régimen Especial de la Comunidad Autónoma de Andalucía. Se firmará el

contrato técnico con la empresa distribuidora. A partir de este momento se autoriza a la

puesta en marcha y explotación de la planta solar.

La duración total prevista para la ejecución del presente Proyecto es de de unas 15

semanas, de las cuales 3 corresponderían a los trabajos de oficina técnica y trámites

administrativos y legales, y el resto, 3 meses, correspondería a los trabajos propios de

ejecución de las obras de puesta en marcha de la planta solar que se proyecta.

A continuación se muestra un diagrama de Gantt con los plazos previstos, a modo

general, para cada una de las fases descritas anteriormente, dicho diagrama queda sujeto

a las modificaciones que la Dirección de Obra crea oportunas.







MEMORIA DESCRIPTIVA







MEMORIA DESCRIPTIVA

CAPÍTULO 17.

RESUMEN DEL PRESUPUESTO DE LA

PLANTA SOLAR

A continuación se muestra el resumen del presupuesto de ejecución material de la

planta solar que se proyecta. El cuadro de precios así como el presupuesto detallado se

puede consultar en el documento correspondiente.

RESUMEN DE CAPÍTULOS

CAPÍTULO 1. DEMOLICIONES 17.271,32 €

CAPÍTULO 2. MOVIMIENTO DE TIERRAS 17.778,31 €

CAPÍTULO 3. OBRA CIVIL 91.734,05 €

CAPÍTULO 4. GENERADOR SOLAR FOTOVOLTAICO 667.080,37 €

CAPÍTULO 5. CENTRO DE TRANSFORMACIÓN 28.467,92 €

CAPÍTULO 6. CENTRO DE SECCIONAMIENTO 16.974,91 €

CAPÍTULO 7. INSTALACIÓN ELÉCTRICA 95.601,57 €

CAPÍTULO 8. CONTROL Y MONITORIZACIÓN DE LA PLANTA SOLAR 7.668,58 €

CAPÍTULO 9. INSTALACIONES AUXILIARES DE LOS LOCALES 9.936,19 €

CAPÍTULO 10. REPOSICIÓN DE PAVIMENTOS, PINTURAS Y ACABADOS 46.347,13 €

CAPÍTULO 11. LEGALIZACIONES 19.000,00 €

CAPÍTULO 12. SEGURIDAD Y SALUD 17.064,60 €

TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN MATERIAL 1.034.924,95 €

13% GASTOS GENERALES (GG) 134.540,24 €

6% BENEFICIO INDUSTRIAL (BI) 62.095,50 €

TOTAL PRESUPUESTO DE EJECUCIÓN POR CONTRATA 1.231.560,69 €

18% I.V.A. 221.680,92 €

TOTAL PRESUPUESTO 1.453.241,61 €







MEMORIA DESCRIPTIVA

El importe del presente presupuesto correspondiente a la ejecución del Proyecto de "PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA DE 500 kW SOBRE LA CUBIERTA DE UNA NAVE INDUSTRIAL EN LA CIUDAD DE SEVILLA" asciende a la cantidad de 1.453.241,61 € (Un millón cuatrocientos cincuenta y tres mil doscientos cuarenta y un euros con sesenta y un céntimos).

En Sevilla, Abril de 2012

El autor del Proyecto.

Fdo. Manuel Campos Fernández

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